Cómo invertir en petróleo de Venezuela en 2026

No existe una vía sencilla para el inversionista minorista. En la práctica hay cuatro: operar o asociarse con PDVSA mediante una empresa domiciliada en Venezuela, prestar servicios y suministrar equipos a los operadores, comprar acciones de empresas cotizadas con proyectos en Venezuela u operar deuda venezolana y de PDVSA en incumplimiento en el mercado secundario. Todas exigen validar las sanciones y la mayoría no es apta para inversionistas individuales.

¿Invertirán las petroleras en Venezuela?

Algunas ya lo hacen. Chevron y Eni firmaron acuerdos de expansión el 2 de septiembre de 2026 y Continental Resources firmó un memorando no vinculante el 16. Shell y Repsol firmaron acuerdos a lo largo del año. Se reporta que ExxonMobil está en conversaciones y ConocoPhillips se mantiene al margen. Los principales riesgos son los términos fiscales, la estabilidad jurídica y el cambio constante de las sanciones de EE. UU.

La reforma de la Ley de Hidrocarburos de enero de 2026 abrió la puerta, y quién ha cruzado depende de cuánto riesgo político y fiscal pueda asumir cada empresa. Así están los principales actores al 19 de septiembre de 2026.

• Chevron. Firmó nuevos acuerdos el 2 de septiembre de 2026. Planea invertir más de US$7.000 millones en cinco años mediante sus empresas mixtas con PDVSA y superficie adicional en la Faja del Orinoco. Nunca salió del todo del país.
• Eni. Firmó nuevos acuerdos el 2 de septiembre, tras un acuerdo en abril sobre el bloque de crudo pesado Junín-5. También comparte con Repsol una empresa mixta en Venezuela.
• Continental Resources. Firmó el 16 de septiembre un memorando no vinculante con PDVSA para operar y desarrollar el área Ayacucho 2, en el Orinoco.
• Denarius Holding Group. Anunció el 16 de septiembre una inversión de largo plazo en el campo CEMA, en Anzoátegui, mediante su socio venezolano Minerosol Group C.A., que firmó con PDVSA un contrato CPPH de 20 años. Las cifras provienen del comunicado de la propia empresa.
• SLB y Hunt Oil. Firmaron acuerdos con Venezuela en agosto de 2026, según la ministra de Hidrocarburos del país.
• North American Blue Energy Partners. Forma parte de un acuerdo anunciado alrededor del 28 de agosto que abarca 17 campos petroleros, cerca de una quinta parte de las reservas del país. La Casa Blanca cita hasta US$100.000 millones de inversión y hay reportes de que Washington y Caracas describen de forma distinta su duración.
• ExxonMobil. En conversaciones, según Reuters (16 de septiembre). Interesada en el proyecto Petromonagas y en áreas del vecino bloque Carabobo. Sin compromiso público; su director ejecutivo calificó a Venezuela de «no invertible» en enero.
• ConocoPhillips. No ha regresado. Dijo que cualquier decisión debe ponderar la estabilidad y el estado de derecho, e incluir una forma de recuperar la deuda pendiente por expropiaciones pasadas.

Las grandes empresas de servicios están regresando. SLB prepara la reactivación de hasta 15 taladros que ya están en el país, con hasta cuatro operando antes de fin de 2026, según los contratos con los productores. Halliburton, que salió de Venezuela en 2020, dijo en abril que negocia términos comerciales con clientes. Baker Hughes mantiene presencia como proveedor de equipos y, según un reporte, figura entre los socios de ingeniería de los acuerdos de Shell en Carito y Pirital.

Los operadores también se mueven. Shell obtuvo en junio una licencia para la primera fase del campo de gas Loran y firmó acuerdos para las unidades de producción Carito y Pirital, en Monagas. Repsol avanza en Cardón IV, junto con Eni, y firmó en junio un memorando para evaluar un área nueva al sureste del Lago de Maracaibo, conocida como Horcón. Maurel & Prom mantiene su operación en Urdaneta Oeste mediante su participación de 40% en Petroregional del Lago y afirma que sus equipos están listos para una nueva fase de desarrollo cuando lo permitan las condiciones regulatorias y comerciales.

Por qué las mayores son cautelosas. En los reportes se repiten tres asuntos: términos fiscales que algunos ejecutivos consideran demasiado pesados, dudas sobre si PDVSA puede garantizar estabilidad jurídica y fiscal, y reclamaciones pendientes por nacionalizaciones anteriores. Vea los riesgos más abajo.

¿Qué tan grande es el premio? La producción actual ronda entre 1,1 y 1,2 millones de barriles diarios, y el secretario de Energía de EE. UU., Chris Wright, ha dicho que podría llegar a 2 millones a fines de la década. Rystad Energy estimó en enero que más que duplicar la producción tomaría hasta cerca de 2030 y costaría unos US$110.000 millones. Entre las grandes reservas y la producción real hay años de distancia y mucho capital.

Cómo se abrió el sector en 2026

Dos capas tenían que moverse: la ley venezolana y las licencias de sanciones de EE. UU. Ambas cambiaron varias veces este año.

• 3 de enero. Una operación militar de EE. UU. en Caracas depone a Nicolás Maduro. Delcy Rodríguez asume como presidenta encargada.
• 29 de enero. Venezuela reforma su Ley de Hidrocarburos. OFAC emite la Licencia General 46, que permite operaciones petroleras limitadas a entidades estadounidenses ya establecidas.
• Mediados de febrero. OFAC emite las Licencias Generales 49 (contratos contingentes) y 50 (reanudación de operaciones).
• Abril. Eni firma un acuerdo sobre el bloque Junín-5.
• 21 de abril. Halliburton dice que negocia términos comerciales con clientes en Venezuela.
• Mayo. Bloomberg reporta que Exxon y ConocoPhillips negocian su regreso mientras buscan salvaguardas legales y financieras.
• 11 de junio. Shell recibe una licencia para el campo de gas Loran y firma acuerdos para Carito y Pirital, en Monagas.
• 17 de junio. Repsol firma un memorando para evaluar el área Horcón, al sureste del Lago de Maracaibo.
• 7 de julio. Se publican el reglamento de la Ley de Hidrocarburos y las resoluciones tributarias.
• 19 de agosto. SLB dice que prepara la reactivación de hasta 15 taladros en Venezuela.
• 27 de agosto. OFAC emite la Licencia General 52B.
• 28 de agosto. Washington y Caracas anuncian un acuerdo que abarca 17 campos petroleros, detallado después como un acuerdo con North American Blue Energy Partners.
• 2 de septiembre. Chevron, Eni y GE Vernova firman acuerdos en Caracas.
• 14 de septiembre. OFAC emite la Licencia General 52C, que reemplaza a la 52B tras 18 días.
• 16 de septiembre. Continental firma su memorando con PDVSA. Reuters reporta que Exxon avanza en las conversaciones.
• 16 de septiembre. Denarius Holding Group anuncia su inversión en el campo CEMA bajo un CPPH de 20 años con PDVSA, firmado por su socio venezolano.

Cómo invertir en petróleo de Venezuela

Estas son las cuatro vías en la práctica, de la más intensiva en capital a la más especializada. Ninguna es un atajo y todas dependen de la validación de sanciones.

• 1. Operar o asociarse con PDVSA. Bajo la ley reformada, las actividades primarias pueden ser realizadas por el Estado, por empresas mixtas con mayoría estatal o por empresas privadas domiciliadas en Venezuela mediante contratos. Las empresas mixtas ya no necesitan aprobación previa de la Asamblea Nacional, y los socios minoritarios pueden asumir la operación técnica y la comercialización directa con autorización. Se requiere una entidad venezolana, autorización ministerial para actos como la cesión de acciones y un contrato negociado. Respaldar a un operador local es una variante y hace indispensable verificar la titularidad. Esta vía exige el mayor capital y el mayor trabajo legal.
• 2. Prestar servicios y suministrar equipos. Aquí es donde están entrando muchas empresas pequeñas. Reportes de agosto señalan que los acuerdos recientes han sido con proveedores de servicios y petroleras estadounidenses pequeñas, que parecen más dispuestas a asumir el riesgo. Las grandes empresas de servicios están regresando, así que los proveedores pequeños competirán con ellas o trabajarán a su lado. Prevea el requisito de contenido nacional, el Impuesto Integrado de Hidrocarburos que también alcanza a los servicios petroleros especializados y el riesgo de cobranza. Explicamos estas reglas en nuestro análisis de la Ley de Hidrocarburos y su Reglamento.
• 3. Comprar acciones de empresas cotizadas con proyectos en Venezuela. Chevron y Eni, que además comparte con Repsol una empresa mixta, tienen proyectos en Venezuela. Venezuela es solo una parte del negocio de cada una, por lo que el precio de la acción no seguirá únicamente a Venezuela. Esta es información general, no una recomendación de compra de ningún valor.
• 4. Operar deuda venezolana y de PDVSA. Los bonos de Venezuela y de PDVSA están en incumplimiento. Las operaciones con ciertos bonos preexistentes están autorizadas bajo la Licencia General 3I de OFAC, y la Licencia General 58, emitida el 5 de mayo de 2026, autoriza ciertos servicios al Gobierno de Venezuela en relación con una posible reestructuración de deuda. El bono PDVSA 2020, respaldado por acciones de Citgo, tiene su propia serie de licencias. Los rendimientos dependen de una reestructuración de resultado incierto, por lo que esta vía es para inversionistas institucionales especializados, no para individuos.

Un ejemplo reciente de la vía 1. El 16 de septiembre, Denarius Holding Group, una empresa constituida en EE. UU. cuyo accionista principal es una empresa turca cotizada, anunció una inversión en el campo CEMA (antes Petrokariña), en Anzoátegui. Su socio venezolano, Minerosol Group C.A., firmó con PDVSA un contrato de participación para la producción de hidrocarburos (CPPH) de 20 años, con opción de extenderlo otros 20. Según el comunicado de la propia empresa, el campo tiene unos 100 millones de barriles de reservas recuperables, el plan contempla unos US$400 millones de inversión por fases y la producción subiría de unos 400 a unos 9.870 barriles diarios. Estas cifras son afirmaciones de la empresa y no han sido verificadas de forma independiente. El caso muestra cómo pueden combinarse una entidad domiciliada en Venezuela, capital extranjero y un vehículo con sede en EE. UU., y que los campos maduros de tamaño medio son un mercado distinto al de las grandes del Orinoco.

Antes de comprometer capital: seis verificaciones

• Vehículo. ¿Qué entidad, dónde y qué autorizaciones necesita?
• Sanciones. ¿Qué licencia cubre su actividad, quién es su contraparte y hay alguien en las exclusiones? Una empresa no estadounidense no queda automáticamente cubierta ni excluida, así que debe analizarse caso por caso.
• Titularidad. ¿Quién es dueño o reclama el campo o el activo?
• Modelo fiscal. Modele la regalía, el Impuesto Integrado de Hidrocarburos y el impuesto sobre la renta proyecto por proyecto. El reglamento fija una alícuota agregada que varía según el tipo de proyecto.
• Controversias. ¿Qué foro y qué reglas aplican, y están escritos en el contrato?
• Cobro. ¿Cómo y cuándo llegan los ingresos a usted, dada la mecánica de pagos de las licencias?

Los principales riesgos

• Las sanciones pueden cambiar rápido. La Licencia General 52B duró 18 días antes de que la 52C la reemplazara. Construya planes que resistan un cambio de licencia.
• Términos fiscales. La ley fija una regalía de hasta 30% y un Impuesto Integrado de Hidrocarburos de hasta 15% de los ingresos brutos, y el reglamento fija 34% de impuesto sobre la renta en proyectos greenfield. El director ejecutivo de ConocoPhillips ha sostenido que los cargos combinados podrían dejar al Estado hasta 95% del ingreso del proyecto.
• Estabilidad contractual y arbitraje. Bloomberg reportó que los borradores de acuerdo que circuló PDVSA favorecen al Gobierno en arbitraje, impuestos y cancelación. La ley admite mediación y arbitraje, pero el contrato decide cuánta protección le da.
• Titularidad del campo. Reclamaciones enfrentadas sobre campos petroleros ya han frenado al menos un acuerdo, según Oilprice.com. Verifique la titularidad antes de comprometerse.
• Cobrar. Bajo las licencias de OFAC, los pagos deben pasar por una cuenta del Fondo de Depósitos de Gobiernos Extranjeros controlada por EE. UU. Pregunte cómo y cuándo llega su dinero.
• Tiempo e infraestructura. Entre las reservas y la producción hay años y mucho capital. La producción ronda entre 1,1 y 1,2 millones de barriles diarios.
• Cambio político. Exxon y ConocoPhillips han dicho que les preocupa lo que ocurra si cambia la situación política en Venezuela o en Estados Unidos.

Lectura por perfil

• Operador o inversionista estratégico. La reforma da más formas de entrar y más protección escrita, pero las mayores siguen negociando los términos fiscales y las garantías de estabilidad. Modele cada proyecto por separado y defina su posición frente a las sanciones antes de negociar.
• Proveedor de servicios. Es donde la entrada es más rápida. Prevea las reglas de contenido nacional, el Impuesto Integrado de Hidrocarburos sobre servicios especializados y el riesgo de cobranza, y llegue con un socio local.
• Inversionista financiero. No hay una forma limpia de comprar «petróleo de Venezuela». Las productoras cotizadas dan exposición parcial y la deuda es territorio de especialistas. Trate cualquier posición como de alto riesgo y busque asesoría profesional.

Fuentes

• Reuters vía EnergyNow, «SLB, Formentera working to activate drilling rigs in Venezuela, executives say», 19 de agosto de 2026.
• Reuters vía BOE Report, «Oilfield service firm Halliburton is discussing commercial terms with customers for Venezuela operations», 21 de abril de 2026.
• EFE vía Infobae y MercoPress, cobertura de la licencia de Shell para el campo Loran y de los acuerdos de Carito y Pirital, 11 y 12 de junio de 2026.
• Comunicado de Repsol, «Repsol signs agreement to explore and develop a new oil area in Venezuela», 17 de junio de 2026.
• Maurel & Prom, «Update on Venezuela» (febrero de 2026) y resultados del primer semestre de 2026 (agosto de 2026).
• Denarius Holding Group Inc., comunicado de prensa vía PR Newswire, 17 de septiembre de 2026.
• Al Jazeera, «US's Chevron, Italy's Eni to expand oil projects in Venezuela», 3 de septiembre de 2026.
• France 24, «US oversees signing of 'billions' in deals between Venezuela and Chevron, ENI, GE», 2 de septiembre de 2026.
• Reuters, «Exxon advances talks to return to Venezuela's Orinoco Belt, sources say», 16 de septiembre de 2026.
• Bloomberg, reporte sobre las conversaciones de ejecutivos de Exxon en Caracas, 16 de septiembre de 2026.
• Bloomberg vía World Oil, «ExxonMobil, ConocoPhillips negotiate possible Venezuela comeback», 26 de mayo de 2026.
• Oilprice.com vía Yahoo Finance, «Venezuela's Oil Revival Is Slower Than the U.S. Hoped», 24 de agosto de 2026.
• Fortune, cobertura de la reunión de la Casa Blanca con ejecutivos petroleros, 9 de enero de 2026 (incluye estimaciones de Rystad Energy).
• bne IntelliNews vía MarketScreener, cobertura de las posiciones de ConocoPhillips y Exxon, mayo de 2026.
• Energy News Beat y Rio Times, cobertura de las firmas del 2 de septiembre de 2026 y del acuerdo con NABEP.
• Departamento del Tesoro de EE. UU., OFAC, página de sanciones relacionadas con Venezuela y licencias generales (46, 49, 50, 52B, 52C, 58).
• Gaceta Oficial Extraordinaria N° 6.978 (29 de enero de 2026), reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos; Decreto N° 5.381, Gaceta Oficial Extraordinaria N° 7.052 (7 de julio de 2026).

Verifique los textos oficiales y el estado vigente de cada licencia de OFAC antes de tomar decisiones.

Preguntas frecuentes

¿Pueden las empresas extranjeras invertir en petróleo venezolano? Sí, bajo la ley de hidrocarburos reformada. Las empresas privadas domiciliadas en Venezuela pueden operar actividades primarias mediante contratos, de modo que el capital extranjero entra por vehículos venezolanos y empresas conjuntas. Que una empresa extranjera concreta pueda operar depende de las sanciones de EE. UU.: las licencias de OFAC son acotadas y excluyen a entidades vinculadas con Rusia, Irán, Corea del Norte, China y Cuba.

¿Se levantaron las sanciones de EE. UU. a Venezuela? No. Las sanciones a PDVSA siguen vigentes. Las licencias generales de OFAC autorizan actividades específicas bajo condiciones y cambian rápido: la Licencia General 52C, emitida el 14 de septiembre de 2026, reemplazó a la 52B, emitida el 27 de agosto.

¿Qué petroleras están invirtiendo hoy en Venezuela? Chevron y Eni han firmado acuerdos de expansión, Continental Resources firmó un memorando no vinculante con PDVSA, Denarius Holding Group anunció un contrato de participación para la producción de 20 años en el campo CEMA, y SLB y Hunt Oil firmaron acuerdos en agosto. Shell tiene una licencia para el campo de gas Loran, y Repsol y Maurel & Prom siguen operando. North American Blue Energy Partners tiene un acuerdo aparte que abarca 17 campos. ExxonMobil está en conversaciones, pero no ha asumido un compromiso público.

¿Es buena inversión el petróleo de Venezuela? Nadie puede responder eso en general. Venezuela tiene las mayores reservas probadas del mundo, pero produce entre 1,1 y 1,2 millones de barriles diarios, y aumentar esa cifra toma años y mucho capital. Los riesgos son altos y propios de cada vía. Este artículo no es asesoría de inversión.

¿Cuánto costaría aumentar la producción petrolera de Venezuela? Rystad Energy estimó en enero de 2026 que más que duplicar la producción tomaría hasta cerca de 2030 y costaría unos US$110.000 millones, mientras que volver a los niveles de 2000 tomaría bastante más de una década y unos US$185.000 millones.