Mas é a recente mudança nos fluxos – e não nas reservas – que começa a redefinir o papel do país no planeamento da oferta mundial. A produção permanece limitada a cerca de 1 a 1,1 milhões de barris por dia (bpd), enquanto as exportações aumentaram ligeiramente para atingir cerca de 1,25 milhões de bpd, impulsionadas por uma melhoria nas entregas de crude para os Estados Unidos, a Índia e a Europa no âmbito de sanções seletivas.

Esta discrepância entre uma produção relativamente estável e a melhoria dos fluxos de exportação é cada vez mais vista não como um défice estrutural, mas como o resultado de restrições de capital, da degradação das infraestruturas e da evolução das condições de acesso geopolíticas.

Neste contexto, a Venezuela Energy Week 2026 – a maior cimeira sobre investimento energético do país, que se realizará ainda este ano – impôs-se como um ponto de encontro para discussões sobre a retoma das atividades, reunindo operadores, empresas de serviços e investidores para abordar os aspetos práticos desse regresso, nomeadamente os quadros de concessão de licenças, a conceção de joint ventures, a reconstrução das capacidades de serviços e a logística das exportações.

Ao contrário do xisto leve da bacia permiana americana ou dos projetos em águas profundas na Guiana, as reservas da Venezuela são constituídas principalmente por petróleo bruto extrapesado. A produção depende da mistura, da valorização, do abastecimento de diluentes e de uma infraestrutura de exportação fiável, o que torna a produção muito sensível à disponibilidade de capital e à integridade operacional.

De acordo com as estimativas do setor, a Venezuela poderá manter uma produção de 1 a 1,3 milhões de barris por dia num contexto de restrições de capital, mas seriam necessários entre 50 e 100 mil milhões de dólares em investimentos escalonados para restabelecer uma produção superior a 2 milhões de barris por dia a longo prazo. Consequentemente, a Venezuela já não é avaliada apenas com base na dimensão das suas reservas ou na sua produção atual, mas sim na probabilidade e no calendário de uma futura recuperação da produção.

A Chevron continua a ser a operadora ocidental mais firmemente estabelecida na Venezuela, com joint ventures na região do Orinoco que sustentam exportações estimadas entre 250 000 e 300 000 barris por dia. A sua posição continua limitada pelos quadros de concessão de licenças do Tesouro dos EUA, o que reforça o papel da Venezuela como ponto de apoio estratégico, em vez de como principal mercado em crescimento.

Outras grandes empresas preferem manter as suas opções em aberto em vez de investir capital em grande escala: a ExxonMobil está a avaliar um eventual regresso a ativos históricos do Orinoco, como o Cerro Negro, ao mesmo tempo que analisa os custos de reabilitação e os riscos jurídicos associados a nacionalizações anteriores. Empresas europeias, nomeadamente a Repsol e a Eni, mantêm-se presentes na Venezuela através de transações limitadas de swap de crude e relacionadas com condensados, associadas à produção e aos fluxos de compra existentes.

As empresas de serviços petrolíferos, em particular a SLB e a Halliburton, são consideradas catalisadores fundamentais para qualquer caminho de recuperação, uma vez que o principal obstáculo passou do potencial subterrâneo para a capacidade de engenharia e a reabilitação das infraestruturas.

Os analistas estimam que o restabelecimento de uma produção adicional de 300 000 a 400 000 barris por dia levaria vários anos, o que sublinha o papel da Venezuela como um contribuinte progressivo para a oferta, em vez de uma força de equilíbrio imediato nos mercados mundiais – mas reforça também a amplitude do potencial de crescimento assim que as condições em termos de infraestruturas e de capital começarem a alinhar-se.

O ressurgimento gradual da Venezuela é acompanhado por três dinâmicas de oferta concorrentes. A Guiana, impulsionada pelo bloco Stabroek da ExxonMobil, continua a crescer rapidamente e ultrapassa agora os 900 000 barris por dia, o que a torna o principal motor de crescimento da bacia atlântica. O xisto americano continua a ser o produtor marginal de apoio, mas mostra sinais de estabilização da produtividade. Ao mesmo tempo, a OPEP+ continua a privilegiar a estabilidade dos preços em detrimento de uma expansão agressiva.

Neste contexto, a Venezuela assume-se cada vez mais como uma aposta de longo prazo no planeamento da oferta mundial, onde o calendário da recuperação e a mobilização de capitais são tão importantes quanto a dimensão dos recursos.

Os mercados já não avaliam, portanto, a Venezuela apenas com base nas suas reservas. A avaliação é agora determinada pela evolução das sanções, pela participação de operadores estrangeiros — em particular a Chevron e o potencial regresso da ExxonMobil —, pela dimensão dos gastos de investimento necessários à recuperação e pelas restrições persistentes em matéria de infraestruturas nos sistemas de produção e exportação. Com efeito, a Venezuela é agora vista menos como um caso de reservas e mais como um caso de reativação progressiva dependente de capitais, da recuperação das infraestruturas e do acesso às políticas.