Inversión petrolera en Venezuela: quién construye lo que viene

Diecisiete campos. Sesenta y cinco mil millones de barriles. Compromisos de inversión que superan los 100.000 millones de dólares.

Son cifras que hoy ocupan titulares en todo el mundo. Yo las leo con otra pregunta en la cabeza: quién va a construir lo que esas cifras necesitan para convertirse en producción real.

Un pozo no produce solo. Antes de que salga el primer barril hay que abrir vías de acceso, preparar locaciones, levantar fundaciones para equipos pesados, instalar campamentos, tender líneas y garantizar que cada material llegue a tiempo. Esa es la parte de la industria que casi nunca aparece en las noticias. Y es la que mejor conozco.

Por qué el mundo mira hacia Venezuela

El contexto internacional explica buena parte de este momento. Desde finales de febrero de 2026, el Estrecho de Ormuz quedó prácticamente cerrado, y por esa ruta pasa cerca de una quinta parte del petróleo y de sus derivados que se comercian en el mundo, además del 18% del gas natural licuado. En Europa el efecto ha sido inmediato: el precio del gas casi se ha triplicado en lo que va de año y el comisario europeo de Energía reconoce que el próximo invierno podría ser el más duro desde 2022. La inflación de la Unión Europea ronda el 3,1% para este año, empujada sobre todo por el costo de la energía.

Al mismo tiempo, Europa ha reducido drásticamente sus compras a proveedores tradicionales: el gas ruso pasó de representar cerca del 45% de sus importaciones en 2022 a apenas un 12%, y en petróleo la caída fue del 27% al 2%.

El mundo necesita fuentes de suministro confiables y diversificadas. Venezuela cuenta con reservas probadas cercanas a los 300.000 millones de barriles. Esa combinación explica por qué el país vuelve a estar en el centro del mapa energético.

Lo que se firmó

El acuerdo energético entre Venezuela y Estados Unidos anunciado el 28 de agosto de 2026 contempla 17 campos petroleros: nueve en el Zulia y ocho en la Faja Petrolífera del Orinoco. En la Faja, las áreas se reparten entre la División Junín, con los campos 1, 3, 10, 11 y la localización Zuata 2; la División Ayacucho, con los campos 6 y 7; y la División Boyacá, con los campos 5 y 8. En conjunto, esos campos contienen alrededor de 65.000 millones de barriles, aproximadamente una quinta parte de las reservas del país.

La inversión privada prevista ronda los 100.000 millones de dólares, y el acuerdo podría generar más de 209.000 millones de dólares en impuestos para el Estado venezolano. Fuentes venezolanas indican una vigencia de 25 años renovables, y la Asamblea Nacional respaldó el pacto el 1 de septiembre de 2026.

Son proyecciones de largo plazo. Para quien trabaja en campo, lo que conviene mirar con más atención es lo que ya tiene contrato firmado y equipos en movimiento.

Lo que ya se mueve

Chevron anunció inversiones por más de 7.000 millones de dólares en los próximos cinco años a través de sus empresas conjuntas, con la meta de llevar su producción a 600.000 barriles diarios. Es la operadora internacional con mayor continuidad en el país, y esa decisión de capital dice mucho sobre la confianza en esta etapa.

ENI firmó con PDVSA el contrato para operar el campo Junín 5 en la Faja del Orinoco. El acuerdo tiene una duración de 25 años con posibilidad de extensión y le otorga a ENI la operación exclusiva del área, con plena responsabilidad técnica, financiera y comercial. Junín 5 contiene 35.000 millones de barriles de petróleo certificado en sitio y hoy produce unos 12.000 barriles diarios. La distancia entre esas dos cifras es exactamente el tamaño de la oportunidad.

NABEP, operadora con presencia en Caracas, Maracaibo y Lechería, emplea directamente a más de 5.000 personas y apoya a más de 10.000 trabajadores contratistas en el país, y planea desplegar de forma progresiva hasta 52 taladros, tras haber adquirido ya 23 equipos a contratistas estadounidenses.

En el oriente, Shell trabaja en el desarrollo de unidades de producción en los campos Carito y Pirital, al norte de Monagas, en la División Punta de Mata.

Y en electricidad, que es la base de todo lo demás, GE Vernova suscribió dos acuerdos con el sistema eléctrico venezolano, uno de ellos con PDVSA para recuperar infraestructura eléctrica asociada a las operaciones petroleras. Por su parte, IMPSA prepara obras para sumar 432 megavatios y tiene un acuerdo para trabajar en tres turbinas de la presa de Macagua de 80 megavatios cada una, con fondos autorizados por la OFAC y el Tesoro estadounidense para infraestructura eléctrica crítica.

Una alianza con horizonte largo

Veo esta etapa como una alianza entre dos países que se necesitan. Venezuela aporta las reservas, el territorio, la experiencia operativa y un marco institucional renovado, con una Ley Orgánica de Hidrocarburos aprobada por la Asamblea Nacional en enero de 2026 que introdujo el nuevo régimen de contratos de participación productiva. Estados Unidos aporta capital, tecnología y mercado.

Cuando dos socios asumen compromisos a 25 años, ambos apuestan a que la relación funcione. Ese horizonte compartido es lo que convierte un anuncio en un proyecto.

Zulia: el lago vuelve a moverse

Soy zuliano, y esta parte me toca de cerca.

Nueve de los 17 campos del acuerdo están en el Zulia. La Cámara Petrolera de Venezuela confirma que la actividad alrededor del Lago de Maracaibo ya se nota, con movimiento de equipos en tierra y una producción actual que estima entre 350.000 y 360.000 barriles diarios. Según declaraciones de sus voceros, el estado tiene cerca de 5.200 pozos de categoría II que podrían recuperarse con niveles de inversión menores, y se anunció oficialmente la reactivación de ocho mil pozos en la región. Se proyecta que el lago podría producir entre 800.000 y un millón de barriles diarios en los próximos cinco años.

El marco legal también ayuda. La nueva ley permite reducir la regalía de los campos maduros del 30% a niveles de 15% o 20%, lo que vuelve rentable reactivar pozos marginales del lago. Y la lógica operativa favorece al talento local: cuando un operador necesita un soldador o una lancha en la Costa Oriental del Lago, le resulta más económico contratarlo en la zona, donde hay mano de obra con experiencia calificada.

El reto más inmediato es energético. Expertos en la materia identifican el servicio eléctrico como uno de los principales desafíos para las operaciones en el Zulia, y por eso los proyectos de generación que ya arrancaron son una pieza clave de toda esta etapa.

Lo que la inversión necesita en el terreno

Cada campo que se reactiva abre una lista concreta de trabajo civil: vialidad para acceder a las áreas, movimientos de tierra, locaciones para taladros, fundaciones capaces de soportar equipos de alto peso y vibración, campamentos para el personal, obras de contención y edificaciones de apoyo para estaciones y plantas.

En Inversiones Dahmo esa es nuestra especialidad, y lo seguirá siendo. La construcción civil para la industria petrolera es lo que hacemos, y la relación con operadoras internacionales en Venezuela no empezó ahora: viene de antes de 2002. Esa especialización es deliberada. En este sector cada actividad exige conocimientos propios, y preferimos hacer muy bien aquello en lo que tenemos trayectoria comprobada.

Lo que sí ha crecido con los años es la visión del grupo. Entender cómo se conectan la construcción, la logística y la operación nos permite planificar mejor cada obra, porque sabemos para qué se va a usar y qué va a necesitar el cliente cuando la entreguemos.

Monagas y la etapa que viene

En el oriente, la producción de la cuenca de Monagas se concentra en El Furrial, un campo gigante de crudo pesado descubierto en los años ochenta y considerado la joya de la corona de la industria petrolera.

Monagas es un estado que sigo con especial atención. En Grupo Dahmo nos estamos preparando para una etapa en la que no solo construiremos alrededor de los pozos, y Monagas forma parte de esa preparación.

Las condiciones para que funcione

Los proyectos grandes se vuelven realidad cuando la planificación es sólida y la ejecución es disciplinada. Venezuela tiene condiciones para lograrlo, y hay cuatro frentes que definirán la velocidad del proceso.

El primero es eléctrico: cada megavatio recuperado se traduce en horas de operación continua. El segundo es la estabilidad del marco legal aprobado en 2026, que es la base sobre la que se toman decisiones de capital a 25 años. El tercero es logístico: más taladros y más personal exigen puertos, vías, almacenes y servicios que crezcan al mismo ritmo que la producción. Y el cuarto es la formación: supervisores con experiencia que transmitan su oficio a técnicos jóvenes, para que el conocimiento que genere esta etapa se quede en el país.

Lo que puede significar para las familias

Los ingresos fiscales proyectados pueden financiar infraestructura y servicios públicos durante años. Pero el impacto que más se siente es el que llega a la calle.

Una operación petrolera activa demanda transporte, alimentación, alojamiento, talleres, ferreterías, servicios médicos y proveedores de todo tipo. Cada una de esas necesidades es un contrato posible para una empresa venezolana, grande o pequeña. En ciudades como Maracaibo, Caracas, Cabimas o Maturín, eso puede significar hoteles con más ocupación, comercios con más clientes y talleres con más trabajo. Es la cadena que convierte un barril en empleo.

Las cifras de 2026 ya están sobre la mesa. Lo que viene ahora es trabajo de campo: vías, locaciones, fundaciones, equipos que llegan a tiempo y gente preparada para operarlos.

En esa parte del trabajo, estamos listos.