Mas é a recente mudança nos fluxos – e não nas reservas – que está a começar a alterar a forma como o país é visto no planeamento global do abastecimento. A produção continua limitada a cerca de 1 a 1,1 milhões de barris por dia (bpd), enquanto as exportações subiram ligeiramente para aproximadamente 1,25 milhões de bpd, apoiadas pelo aumento das exportações de crude para os Estados Unidos, a Índia e a Europa, no âmbito de regimes de sanções seletivos.

Esta divergência entre uma produção relativamente estável e a melhoria dos fluxos de exportação é cada vez mais vista não como uma lacuna estrutural, mas sim como 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 de investimento energético do país, que terá lugar ainda este ano — surgiu como um ponto de encontro para debates sobre o regresso ao mercado, reunindo operadores, empresas de serviços e investidores para abordar a estrutura prática desse regresso, incluindo os quadros de licenciamento, a conceção de joint ventures, a reconstrução da capacidade de prestação de serviços e a logística de exportação.

Limitações que condicionam o potencial de recuperação 

Ao contrário do xisto leve da Bacia do Permiano, nos EUA, ou dos projetos em águas profundas na Guiana, as reservas da Venezuela são predominantemente de petróleo bruto extrapesado. A produção depende da mistura, do aperfeiçoamento, do fornecimento de diluentes e de infraestruturas de exportação fiáveis, o que torna a produção altamente sensível à disponibilidade de capital e à integridade operacional.

As estimativas do setor sugerem que a Venezuela pode manter uma produção de 1 a 1,3 milhões de barris por dia em condições de restrição de capital, mas que seriam necessários investimentos faseados na ordem dos 50 a 100 mil milhões de dólares para restaurar a produção para mais de 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 produção atual, mas sim na probabilidade e no calendário da futura recuperação da produção. 

A Chevron lidera o quadro de reentrada

A Chevron continua a ser a operadora ocidental com maior presença estrutural na Venezuela, com joint ventures no Cinturão do Orinoco que sustentam um volume estimado de 250 000 a 300 000 bpd de exportações. A sua posição continua limitada pelos quadros regulamentares de licenciamento do Tesouro dos EUA, o que reforça o papel da Venezuela como uma base estratégica, em vez de um mercado de crescimento central.

Outras grandes empresas estão a manter a flexibilidade em vez de comprometerem capital em grande escala: a ExxonMobil está a avaliar um potencial regresso aos ativos históricos do Orinoco, como o Cerro Negro, ao mesmo tempo que pondera os custos de reabilitação e os riscos jurídicos decorrentes de nacionalizações anteriores. Empresas europeias, incluindo a Repsol e a Eni, continuam a operar na Venezuela através de transações limitadas de swap de crude e de transações ligadas a condensados, associadas à produção existente e aos fluxos de escoamento. 

As empresas de serviços petrolíferos, em particular a SLB e a Halliburton, estão a ser apontadas como fatores-chave 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 a recuperação de uma produção adicional de 300 000 a 400 000 bpd levaria vários anos, o que sublinha o papel da Venezuela como um contribuinte gradual para a oferta, em vez de uma força de equilíbrio imediata nos mercados globais — mas também reforça a magnitude do potencial de crescimento assim que as condições de infraestruturas e de capital começarem a alinhar-se.

A Venezuela no novo panorama da oferta

O renascimento gradual da Venezuela decorre em paralelo com três dinâmicas de oferta concorrentes. A Guiana, liderada pelo Bloco Stabroek da ExxonMobil, continua a crescer rapidamente e ultrapassa agora os 900 000 bpd, posicionando-se como o principal motor de crescimento da Bacia Atlântica. O xisto dos EUA continua a ser o produtor marginal de equilíbrio, mas mostra sinais de estabilização 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 cobertura a longo prazo no planeamento do abastecimento global, onde o momento da recuperação e a mobilização de capital são tão importantes quanto a dimensão dos recursos.

Os mercados já não avaliam a Venezuela apenas com base nas 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 do investimento necessário para a reabilitação e pelas restrições persistentes em termos de infraestruturas nos sistemas de produção e exportação. Na prática, a Venezuela está a ser reavaliada menos como um caso de reservas e mais como um caso de reativação gradual, dependente de capital, da recuperação das infraestruturas e do acesso a políticas favoráveis.