La industria petrolera venezolana atraviesa una etapa de reacomodo marcada por el aumento parcial de la refinación interna, nuevas licencias estadounidenses que dinamizan las exportaciones y los proyectos gasíferos, el regreso de superpetroleros a sus terminales, las expectativas de inversión extranjera, la presencia de India ante el acuerdo con Estados Unidos, los desafíos derivados de deudas pasadas, el interés del FMI y las perspectivas de reactivación económica en las zonas petroleras del país. Fotografía: PDVSA
Guacamaya , 24 de febrero de 2026. La industria petrolera venezolana atraviesa una etapa de reacomodo marcada por el aumento parcial de la refinación interna, nuevas licencias estadounidenses que dinamizan exportaciones y proyectos gasíferos, el regreso de superpetroleros a sus terminales, expectativas de inversión extranjera y movimientos diplomáticos que podrían redefinir el tablero energético regional.
Según la agencia Reuters, las refinerías de Amuay, Cardón, El Palito y Puerto La Cruz, operadas por Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), procesaron de manera conjunta alrededor de 450.000 barriles diarios (bpd) de crudo esta semana, de acuerdo con una nota de Reuters.
Con ese volumen, la red de refinación venezolana estaría operando aproximadamente al 35% de su capacidad instalada, estimada en 1,29 millones de barriles diarios, según trabajadores citados el jueves. Aunque el nivel supera el 20% o 25% registrado el año pasado, todavía resulta insuficiente para cubrir con holgura la creciente demanda interna de combustibles.
Las instalaciones, administradas por la estatal venezolana, continúan afectadas por fallas eléctricas y paradas imprevistas que restringen el suministro de gasolina, diésel y gas natural a vehículos, plantas termoeléctricas y hogares. En años recientes, el país ha debido aplicar esquemas de racionamiento para estos productos.
Las fuentes indicaron que PDVSA procura mantener operativas las principales unidades productoras de gasolina, mientras la producción nacional de crudo se ha recuperado hasta situarse alrededor de 1 millón de bpd este mes. Desde el año pasado, la empresa ha venido modificando la configuración de algunos mejoradores en la Faja Petrolífera del Orinoco con el fin de garantizar mayor disponibilidad de materia prima para sus refinerías.
A partir de enero, y bajo nuevas licencias estadounidenses, Venezuela complementa su producción de combustibles mediante importaciones de nafta procedente de Estados Unidos, utilizada tanto para diluir el crudo extrapesado del Orinoco como para fabricar gasolina de alto octanaje, también según Reuters.
Shell y el proyecto Dragón: gas hacia Trinidad y Tobago
En paralelo, la energética anglo-neerlandesa Shell prevé exportar gas venezolano a través de la planta Atlantic LNG, ubicada en Trinidad y Tobago.
Las licencias generales emitidas este mes por Estados Unidos para la exploración de petróleo y gas en Venezuela permitirán a Shell avanzar en su iniciativa en el Campo Dragón, declaró un portavoz de la empresa el 19 de febrero a Reuters. El yacimiento, situado en aguas venezolanas y con reservas estimadas en 4,5 billones de pies cúbicos, ha sufrido reiteradas interrupciones en los últimos años debido a los cambios en la política estadounidense hacia Caracas según indica una nota de la agencia Reuters.
“La reciente emisión de las licencias generales es una señal positiva y, de hecho, permite el avance de nuestro proyecto Dragón”, indicó el portavoz.
El director ejecutivo de Shell, Wael Sawan, señaló recientemente que la compañía aspira a iniciar la producción de gas en Dragón en un plazo de tres años. Shell posee el 45% de Atlantic LNG; BP detenta otro 45% y NGC el 10%. La planta, con capacidad de 12 millones de toneladas métricas anuales, exportó solo 9 millones de toneladas en 2025 debido a limitaciones de suministro, según datos de LSEG citados por Reuters.
En 2025, la producción de Atlantic LNG representó el 10% del total mundial de GNL de Shell y el 15% de las exportaciones globales de GNL de BP.
Regreso de los VLCC y giro hacia India
Casas comerciales y compradores de crudo venezolano han comenzado a fletar los primeros buques de gran tamaño (VLCC) desde que entró en vigor el nuevo acuerdo de suministro entre Caracas y Washington, lo que acelerará despachos a partir de marzo y aumentará las entregas hacia India.
Las comercializadoras Vitol y Trafigura exportan crudo y combustibles venezolanos desde enero en el marco de un acuerdo valorado en 2.000 millones de dólares entre Estados Unidos y Venezuela, tras la captura del presidente Nicolás Maduro por fuerzas estadounidenses.
Hasta ahora, la mayor parte de los envíos se realizaba en tanqueros Panamax y Aframax con destino a refinerías estadounidenses, así como en buques Suezmax hacia terminales en Curazao, Santa Lucía, San Eustaquio y Bahamas, donde el crudo era almacenado antes de su reexportación.
Los VLCC —con capacidad cercana a 2 millones de barriles— permitirán agilizar operaciones en la terminal de Jose, que maneja hasta 70% de las exportaciones venezolanas. Entre los superpetroleros con ventanas de carga en marzo figuran el Nissos Kea, el Nissos Kythnos y el Arzanah, todos con destino a India. Otro VLCC, el Olympic Lion, reportó a Venezuela como próximo destino con arribo previsto a finales de marzo.
Refinerías indias como Indian Oil Corporation, Bharat Petroleum y HPCL Mittal Energy han adquirido cargamentos de crudo pesado venezolano. Asimismo, Reliance Industries compró un embarque de 2 millones de barriles a Vitol y explora compras directas a PDVSA.
India fue el tercer mayor comprador de crudo venezolano antes de las sanciones de 2019. Las exportaciones del país sudamericano repuntaron hasta 800.000 bpd en enero tras el levantamiento del bloqueo petrolero estadounidense, aunque el rápido aumento desde los 500.000 bpd de diciembre dejó millones de barriles almacenados sin comprador definitivo.
Más crudo hacia EE.UU. y nuevas licencias
Empresas estadounidenses como Chevron y refinerías como Valero Energy, Phillips 66 y Citgo Petroleum se preparan para incrementar el procesamiento de crudo venezolano.
Chevron y otras refinerías han asegurado decenas de Aframax y Panamax, muchos bajo contratos de fletamento por tiempo exclusivos para petróleo venezolano. También se han contratado buques para suministrar nafta a PDVSA desplazando a Rusia.
A finales de enero, el Departamento del Tesoro de EE.UU. emitió una licencia general que amplía las exportaciones de crudo venezolano. Se estima que las ventas podrían alcanzar 6.000 millones de dólares en los próximos meses, frente a los 1.000 millones comercializados entre mediados de enero y mediados de febrero según ha indicado Reuters.
Colombia, gas y condicionamientos de OFAC
En el plano regional, el ministro de Minas y Energía de Colombia, Edwin Palma Egea, informó el 22 de febrero que el país descarta importar gas natural venezolano a través de Ecopetrol debido a la necesidad de una licencia de la OFAC estadounidense.
Las declaraciones se produjeron tras su reunión en el Palacio de Miraflores con Delcy Rodríguez, donde se había acordado avanzar en la comercialización de gas y mejoras en la infraestructura binacional. Palma afirmó que el gobierno de Gustavo Petro prioriza rapidez y eficiencia, y evalúa importar GLP como alternativa.
Un eventual acuerdo implicaría reactivar el gasoducto Antonio Ricaurte, infraestructura de 224 kilómetros que requeriría inversiones y rehabilitación.
De esta manera las sanciones estadounidenses siguen siendo un factor condicionante y de impedimento para explorar nuevas inversiones.
Deudas, desafios, inversiones y expectativas
La energética española Repsol reveló que el Estado venezolano le adeuda 4.550 millones de euros. La compañía, con más de tres décadas en el país y socia relevante de PDVSA, proyecta aumentar en 10% su producción diaria de gas hasta 640 millones de pies cúbicos, y elevar la producción petrolera 50% en 12 meses, con posibilidad de triplicarla en tres años.
Por su parte, la brasileña Petrobras estudia oportunidades en Venezuela, aunque advierte riesgos operativos y ambientales, especialmente en el Lago de Maracaibo. La empresa también explora proyectos en África, incluyendo Ghana, Costa de Marfil y Namibia.
FMI y reactivación empresarial
El Fondo Monetario Internacional manifestó su disposición a restablecer contactos con Venezuela si existe una solicitud formal de Caracas. Actualmente se encuentra en fase de recopilación de información para evaluar mecanismos de asistencia técnica u otras modalidades.
Costa Oriental del Lago de Maracaibo, una de las regiones petroleras de Venezuela
En el ámbito local, la Cámara de Comercio e Industria de Cabimas inició un censo empresarial. Su presidente encargado, Manuel Polanco, señaló que cerca del 90% de unas 400 empresas de servicios petroleros en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo se encuentran inactivas, aunque disponibles para reactivarse ante nuevas inversiones, especialmente tras la reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos.
En ese orden de ideas, estos movimientos reflejan una industria petrolera venezolana en proceso de reajuste: con refinación parcial en recuperación, nuevas rutas de exportación, mayor protagonismo asiático, interés condicionado de empresas internacionales, gestiones diplomáticas regionales y una eventual reapertura de canales multilaterales. El tablero energético del país, tras años de sanciones, poca inversión , corrupción y contracción, vuelve a moverse en múltiples direcciones.
