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María Alejandra Cabeza Rodríguez.- Venezuela vive una paradoja energética. Mientras la producción de crudo alcanzó 1.201.000 barriles diarios en agosto de 2026 con un crecimiento acumulado del 29,9% en lo que va de año, el país sigue quemando 400 millones de pies cúbicos diarios de gas en el norte de Monagas. Es un recurso que podría generar electricidad, alimentar industrias y generar divisas.
Los datos del petróleo confirman la recuperación. Los números del gas revelan la oportunidad perdida. Y los números de la electricidad revelan el eslabón que puede romperlo todo.
Los datos duros del petróleo
La producción de crudo pasó de 924.000 bpd en enero a 1.201.000 bpd en agosto. Las fuentes secundarias estiman la producción en 1.145.000 bpd, lo que representa una diferencia atribuible a la metodología de cálculo.
Chevron anunció una inversión superior a USD 7.000 millones para llevar su producción en Venezuela a 600.000 barriles diarios hacia 2031. Sus empresas mixtas producen actualmente alrededor de 270.000 bpd, con proyecciones de superar los 300.000 bpd este año y alcanzar los 700.000 bpd en fases posteriores.
Los datos duros del gas
Según Jannier Viloria, presidente de Pdvsa Gas, el 81% de las reservas del país son asociadas: cada pozo de crudo que se activa produce gas. La prioridad actual es incorporar al aprovechamiento los 400 millones de pies cúbicos diarios que se queman en el norte de Monagas. El año pasado se recuperaron 3,8 millones de pies cúbicos diarios, con un potencial adicional de aproximadamente 300 millones de pies cúbicos.
Shell firmó la licencia de desarrollo de la primera fase del campo Lorán, con órdenes de compra de repuestos para compresores que reducirán la quema de gas y lo incorporarán al mercado interno. Repsol y Eni alcanzaron un acuerdo en Cardón IV para asegurar el suministro y ampliar las exportaciones.
El eslabón eléctrico
La recuperación no será sostenible sin electricidad firme. Según el acuerdo con GE Vernova, el plan es estabilizar la red en 6 a 12 meses, incorporar 1 GW en 24 meses y sumar 5 GW en los cuatro años siguientes. La rehabilitación del Guri es una prioridad. Pero la brecha es profunda: de los 34.000 MW instalados, solo unos 12.000 están operativos y el déficit ronda los 3.000 MW. Sin resolver lo estructural, los barriles y las moléculas no podrán moverse.
El marco legal y el compliance
El 13 de febrero de 2026, la OFAC emitió las Licencias Generales 49 y 50A. La GL 49 autoriza contratos contingentes para nuevas inversiones; la GL 50A autoriza a BP, Chevron, Eni, Maurel & Prom, Repsol y Shell a operar en hidrocarburos.
Las condiciones críticas de compliance exigen contratos bajo la ley de EE.UU., pagos al Tesoro estadounidense, la prohibición de compensaciones de deuda, oro o activos digitales, y la exclusión de China, Cuba, Irán, Corea del Norte y Rusia.
Los Contratos de Participación Productiva (CPPH) abarcan servicios integrales que van desde el subsuelo hasta la comercialización. Amparados por licencias de la OFAC, contemplan el arbitraje internacional. Geopark y Pdvsa ya suscribieron un contrato de CPP para el bloque Baré.
La ministra de Hidrocarburos, Paula Henao, celebró la expansión de Chevron en Carabobo como un hito, pero advirtió que el alivio parcial de las sanciones es insuficiente y exigió su levantamiento total.
Venezuela recupera su petróleo, pero sigue quemando gas y padece una crisis eléctrica crítica. El modelo CPPH y las licencias de la OFAC ofrecen una ruta operativa y jurídica. Monetizar el gas abrirá una vía de ingresos largamente desperdiciada; sin embargo, sin electricidad estable, ninguno de estos esfuerzos alcanzará su potencial.
