A exploração de petróleo bruto na Venezuela continua sujeita a fortes restrições, decorrentes de sanções internacionais, gargalos logísticos e deterioração da infraestrutura, além da legislação venezuelana limitar a atuação de empresas estrangeiras na exploração e produção da commodity, dificultando a recuperação da produção aos níveis observados na década de 2000.
Em novembro, a produção venezuelana de petróleo bruto alcançou 3,811 milhões de toneladas, alta de 6,5% na comparação anual, segundo a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Apesar da recuperação de sua produção, se aproximando dos níveis pré-pandemia, os números estão bem abaixo das 12,240 milhões de toneladas registradas no início dos anos 2000. No acumulado de 2025, a produção somou 41,857 milhões de toneladas, alta anual de 10,0%, sendo o maior volume produzido entre janeiro e novembro desde 2019, (45,839 milhões de toneladas).
De acordo com dados da OPEP, a Venezuela possui as maiores reservas comprovadas de petróleo bruto do mundo, totalizando 41,2 bilhões de toneladas em 2025, embora a produção do país venha caindo nas últimas décadas.
Desde 2001, a Venezuela não permite que empresas privadas estrangeiras realizem sozinhas atividades de exploração e produção de petróleo, sendo essas atividades exclusivas do Estado, seja por meio de empresas estatais, como a PDVSA e suas subsidiárias, ou por empresas mistas (joint ventures) criadas para esse fim, onde o Estado tem participação majoritária.
As joint ventures com parceiros internacionais concentram uma parcela expressiva da produção nacional, ainda que operem de forma intermitente e com capacidade limitada de exportação, com a norte-americana Chevron sendo o principal operador estrangeiro em atividade no país, participando de projetos como Petropiar e Petroboscan, que juntos produzem aproximadamente de 734 mil a 816 mil toneladas/mês (ktm). A Petropiar, localizada no cinturão do Orinoco, responde por cerca de 306 ktm, enquanto a Petroboscan, no oeste do país, produz em torno de 408 ktm.
Essas operações seguem ativas graças a uma licença específica do Departamento do Tesouro dos EUA, que também permite a exportação de parte do petróleo para o mercado norte-americano. Ainda assim, restrições recentes de escoamento e armazenamento levaram a PDVSA a solicitar cortes pontuais de produção.
Devido ao alto nível de armazenamento de petróleo bruto causado pelo embargo às exportações da commodity venezuelana, a PDVSA solicitou à Petropiar e Petroboscan que reduzam a produção fechando alguns poços e clusters. Entretanto, as joint ventures da Chevron ainda não iniciaram cortes, uma vez que a Petropiar ainda dispõe de alguma capacidade de armazenamento. Além disso, navios-tanque continuam a transportar o petróleo bruto produzido pela Chevron com destino aos EUA, amparados pela licença especial concedida pelos EUA.
A parceria entre a PDVSA e a China National Petroleum Corporation (CNPC), por meio da Sinovensa, permanece operacional no cinturão do Orinoco, produzindo cerca de 367 ktm. Apesar de volumes relevantes, a joint venture enfrenta dificuldades relacionadas à disponibilidade de diluentes, logística e limitações de exportação, o que tem levado ao desligamento temporário de grupos de poços. No último dia 4 de janeiro, a Sinovensa se preparava para desligar até 10 grupos de poços no último domingo, após solicitação da PDVSA para reduzir a produção.
Entre os projetos com participação russa, a PetroMonagas, historicamente associada à Rosneft, produz atualmente cerca de 326 ktm. Embora a joint venture continue existindo formalmente, a atuação direta da empresa russa foi reduzida, com maior controle operacional concentrado na PDVSA e baixos níveis de investimento.
Já as empresas europeias mantêm presença mais modesta. A espanhola Repsol, por meio da Petroquiriquire, produz volumes entre 82 e 102 ktm, combinando petróleo e gás. Parte dessa produção é utilizada para compensação de dívidas, mecanismo autorizado por licenças internacionais. A francesa Maurel & Prom, por sua vez, opera no campo de Urdaneta Oeste, no Lago de Maracaibo, por meio da Petroregional del Lago. A produção é relativamente pequena, entre 41 e 61 kbpd, e enfrenta incertezas após mudanças no regime de licenças dos EUA em 2025. As exportações, quando ocorrem, são pontuais e dependem de autorizações específicas.
Apesar das intenções dos EUA de atuar ativamente no setor petrolífero venezuelano nos próximos anos, conforme anunciado por Donald Trump nos últimos dias, uma retomada rápida da produção do país parece pouco provável. No cenário atual, a infraestrutura degradada e obsoleta, a necessidade de investimentos massivos e a qualidade do petróleo extraído na Venezuela são os principais obstáculos.
Na Venezuela, instalações como poços, oleodutos, refinarias e terminais de exportação enfrentam problemas graves após anos de subinvestimentos e má gestão. Nos últimos anos, unidades de tratamento e joint ventures, como a Petropiar, registraram quedas acentuadas de produção devido à falta de componentes críticos e manutenção.
Estimativas indicam a necessidade de dezenas de bilhões de dólares e cerca de uma década para recuperar a produção venezuelana a níveis próximos aos históricos, com foco em tecnologia avançada e equipamentos atualmente indisponíveis no país.
De acordo com a Wood Mackenzie, melhorias operacionais e investimentos modestos no Cinturão do Orinoco poderiam elevar a produção de volta aos 8,16 milhões de toneladas (ou 2,0 milhões de barris/dia), registrado em 2017, dentro de dois anos. Ainda segundo a estimativa, adicionar 2,04 milhões de toneladas, equivalente a 500 mil barris/dia à produção nacional necessitaria de investimentos na ordem de US$ 20 bilhões.
Além dos altos valores necessários, as incertezas políticas que permeiam a Venezuela tornam empresas estrangeiras relutantes em comprometer grandes volumes de capital sem garantias legais e de pagamento, mesmo com a participação dos EUA.
Por fim, outro fator de atenção, é que o petróleo venezuelano é majoritariamente extrapesado e ácido, exigindo refinarias especializadas que nem sempre estão disponíveis ou são competitivas. Esse tipo de petróleo normalmente é negociado com desconto substancial em relação aos benchmarks internacionais, como o Brent, reduzindo a margem de lucro que justificaria investimentos elevados. O mercado dos EUA e de refinarias globais depende de diluentes e de infraestrutura de refino específica para processar esse óleo, o que complica ainda mais sua viabilidade comercial.
