Mas é a recente mudança nos fluxos — e não nas reservas — que está a começar a repensar a forma como o país é visto no planeamento do abastecimento mundial. A produção continua limitada a cerca de 1-1,1 milhões de barris por dia (bpd), enquanto as exportações aumentaram ligeiramente para aproximadamente 1,25 milhões de bpd, impulsionadas por um aumento das exportações de petróleo bruto para os Estados Unidos, Índia e Europa no âmbito de sanções seletivas.

Esta discrepância entre uma produção relativamente estável e fluxos de exportação em crescimento é cada vez mais vista não como um défice estrutural, mas sim como consequência das restrições de capital, da degradação das infraestruturas e das condições geopolíticas de acesso em constante mudança.

Neste contexto, a Venezuela Energy Week 2026 — a maior cimeira de investimento energético do país, que terá lugar no final deste ano — tornou-se um ponto de encontro para debater a reintegração, reunindo operadores, empresas de serviços e investidores para abordar a estrutura prática da reintegração, incluindo os quadros de concessão de licenças, a conceção de joint ventures, a reconstrução da capacidade de serviços e a logística de exportação.

Ao contrário do petróleo leve de xisto da Bacia do Pérmico nos EUA ou dos projetos em águas profundas da Guiana, as reservas da Venezuela são predominantemente de petróleo extrapesado. A produção depende da mistura, do enriquecimento, do fornecimento de diluentes e de uma infraestrutura de exportação fiável, o que torna a produção muito sensível à disponibilidade de capital e à integridade operacional.

As estimativas do setor sugerem que a Venezuela pode manter uma produção entre 1 e 1,3 milhões de barris por dia em condições de capital limitado, mas que seriam necessários entre 50 000 e mais de 100 000 milhões de dólares em investimentos faseados para restabelecer a produção acima dos 2 milhões de barris por dia a longo prazo. Como resultado, a Venezuela já não é avaliada apenas pelo tamanho das suas reservas ou pela sua produção atual, mas pela probabilidade e pelo momento da futura recuperação da produção.

A Chevron continua a ser a operadora ocidental com maior presença estrutural na Venezuela, com joint ventures no Cinturão 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 a posição da Venezuela como um ponto de apoio estratégico, mais do que como um mercado de crescimento fundamental.

Outras grandes empresas mantêm opções em vez de comprometer capital em grande escala: a ExxonMobil está a avaliar um possível regresso a ativos históricos do Orinoco, como o Cerro Negro, ao mesmo tempo que pondera os custos de reabilitação e o risco jurídico decorrente de nacionalizações anteriores. Empresas europeias como a Repsol e a Eni continuam a operar na Venezuela através de operações limitadas de troca de crude e relacionadas com condensados, ligadas à produção e aos fluxos de compra existentes.

As empresas de serviços petrolíferos, em particular a SLB e a Halliburton, estão a posicionar-se como facilitadores essenciais de qualquer via de recuperação, uma vez que o principal obstáculo passou do potencial do subsolo para a capacidade de engenharia e a reabilitação das infraestruturas.

Os analistas estimam que recuperar entre 300 000 e 400 000 barris por dia de produção adicional levaria vários anos, o que sublinha o papel da Venezuela como um contribuinte gradual para a oferta, mais do que como uma força de equilíbrio imediata nos mercados mundiais, mas também reforça a magnitude do potencial de alta assim que as condições de infraestruturas e de capital começarem a alinhar-se.

A recuperação gradual da Venezuela está a decorrer em paralelo com três dinâmicas de oferta que competem entre si. A Guiana, liderada pelo bloco Stabroek da ExxonMobil, continua a crescer rapidamente e já ultrapassa os 900 000 bpd, o que a posiciona como o principal motor de crescimento da bacia atlântica. O xisto norte-americano continua a ser o produtor marginal de equilíbrio, mas mostra sinais de estagnação da produtividade. Entretanto, a OPEP+ continua a dar prioridade à estabilidade dos preços em detrimento de uma expansão agressiva.

Neste contexto, a Venezuela posiciona-se cada vez mais como uma opção de longo prazo no planeamento do abastecimento mundial, onde o momento da recuperação e a mobilização de capital são tão importantes quanto a magnitude dos recursos.

Por conseguinte, os mercados já não avaliam 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 a possível reentrada da ExxonMobil —, pela magnitude do investimento necessário para a reabilitação e pelas limitações persistentes de infraestruturas nos sistemas de produção e exportação. Com efeito, a Venezuela está a ser reavaliada não tanto pelas suas reservas, mas pela sua reativação gradual, que depende do capital, da recuperação das infraestruturas e do acesso às políticas.