Las exportaciones de crudo de Venezuela alcanzan 1,25 millones de barriles diarios en 2026 y la inversión en refinación se desplaza al extranjero

es.wedoany.com Noticia: La recuperación de las exportaciones de crudo venezolano ha superado la capacidad de procesamiento nacional. En agosto de 2026, las exportaciones de crudo de Venezuela alcanzaron 1,25 millones de barriles diarios, la cifra mensual más alta desde 2018; la capacidad nominal de la red nacional de refino es de 1,3 millones de barriles diarios, con una tasa de utilización de solo el 27%. La brecha cada vez mayor entre el crecimiento de las exportaciones y la insuficiente utilización de las instalaciones nacionales está impulsando la inversión downstream internacional hacia otras regiones del hemisferio occidental: los inversores buscan obtener el crudo venezolano mientras reducen su exposición al riesgo dentro del país.

Los inversores internacionales están intentando regresar a Venezuela mediante una estructura: ubicar las instalaciones de procesamiento fuera de la jurisdicción venezolana y minimizar las actividades dentro del país. Eric Smith, subdirector del Instituto de Energía Tulane (Tulane Energy Institute), declaró a Prospect que este modelo ya está surgiendo: «las inversiones iniciales reducirán al mínimo las actividades dentro del país».

Dos compañías petroleras europeas ya han adoptado un enfoque similar en el upstream de gas. Shell, que previamente participaba en el proyecto del campo Dragon con reservas de 4,2 billones de pies cúbicos, obtuvo en junio de 2026 el permiso de desarrollo para la fase uno del campo Loran. British Petroleum (bp) recibió en agosto la aprobación para operar la fase dos de Loran, en colaboración con XRG de Abu Dabi y UCC de Catar. Ambas empresas poseen conjuntamente las instalaciones de Atlantic LNG en Trinidad y Tobago; ninguno de estos acuerdos exige la construcción de infraestructura significativa dentro de Venezuela, ya que la etapa de captura de valor permanece fuera de la jurisdicción regulatoria y fiscal del país.

En el sector del refino se observa una dinámica similar. Smith señaló que ha resurgido el interés por reparar la antigua refinería de Hess en St. Croix y la antigua refinería de Shell en Aruba, ambas configuradas históricamente para procesar crudo pesado venezolano y situadas fuera de la jurisdicción de Venezuela. St. Croix, que en su momento fue un proyecto planificado de 650.000 barriles diarios, ahora atrae la atención de inversores privados y de la Casa Blanca. «En estos casos, apenas se necesita o no se necesita en absoluto inversión dentro de Venezuela», afirmó Smith.

La magnitud del déficit downstream nacional explica por qué el capital fluye hacia otros lugares. El complejo de refinación más grande del hemisferio occidental, el Centro de Refinación de Paraguaná, tiene una capacidad de procesamiento de 955.000 barriles diarios, pero hasta abril de 2026 solo operaban cuatro unidades de destilación de crudo, con un procesamiento de aproximadamente 237.000 barriles diarios. Smith señaló que ningún gobierno extranjero, incluido Estados Unidos, ha ofrecido garantías para respaldar la reparación del refino nacional. Si la capacidad nacional de refino y mejora no recibe la inversión correspondiente, el crudo venezolano incrementado dependerá cada vez más de instalaciones de procesamiento en el extranjero.

La industria de refinación de la costa del Golfo de Estados Unidos tiene un límite en la absorción del crudo pesado venezolano. En abril de 2026, Chevron exportó 308.000 barriles diarios de crudo desde Venezuela, y las instalaciones de la costa del Golfo, diseñadas para procesar crudos pesados, fueron los principales receptores. Smith indicó que la costa del Golfo podría absorber aproximadamente un millón de barriles adicionales mediante buques tanque, pero es poco probable que el crudo venezolano reemplace la mayor parte de las importaciones de crudo pesado canadiense.

El crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco agrava aún más las restricciones logísticas. El producto Merey 8, producido en esta faja, requiere diluyentes importados para obtener el Merey 16 exportable tras la mezcla. Smith explicó que, al transportar diluyente a Venezuela en un buque tanque de tipo Suezmax, mezclarlo con Merey 8 y regresar, el crudo venezolano neto real obtenido por viaje redondo es de solo 500.000 barriles, lo que equivale a duplicar el costo del transporte marítimo. Sin capacidad de mejora cercana, cada barril adicional de crudo del Orinoco conlleva un mayor costo logístico.

La reforma fiscal aún no ha liberado capital downstream. La Ley Orgánica de Hidrocarburos se reformó en enero, y el reglamento de implementación publicado en julio de 2026 establece un sistema de licencias que, por primera vez, permite a empresas privadas operar refinerías venezolanas, poniendo fin al monopolio de Petróleos de Venezuela (PDVSA). Este es un primer paso necesario para atraer la inversión privada requerida para reparar la red de refinación; la cuestión es si los términos fiscales y comerciales serán lo suficientemente competitivos.

Dos disposiciones indican que esa competitividad aún no existe. El reglamento impone un nuevo impuesto de hasta el 5% sobre los ingresos brutos de las refinerías, mientras que los precios internos de combustibles subsidiados limitan los márgenes de beneficio disponibles para los operadores privados. Para los inversores que sopesan el costo de reparar Paraguaná frente al de reiniciar refinerías ociosas en el Caribe, sin tales restricciones, el cálculo podría inclinarse hacia la inversión fuera de Venezuela. A menos que los términos fiscales mejoren hasta competir con las alternativas de bajo riesgo que se están concentrando en toda la cuenca, el valor downstream asociado al crudo venezolano seguirá capturándose en la región.