A Venezuela passou, em 2026, por uma reconfiguração de seu setor de petróleo e gás natural após a captura do presidente Nicolás Maduro. A mudança combinou a abertura acelerada a empresas estrangeiras, alterações na legislação de hidrocarbonetos e novos acordos envolvendo reservas do país. Com isso, a PDVSA perdeu espaço em determinados empreendimentos, enquanto companhias dos Estados Unidos e da Europa ampliaram sua participação na exploração e na comercialização do petróleo venezuelano.
A produção, que estava na faixa de 0,94 milhão de barris por dia no final de 2025, chegou a 1,16 mb/d em agosto. Em fevereiro, havia recuado para 860 milhões de barris diários, em meio às dificuldades estruturais da estatal e às sanções impostas pelos Estados Unidos. A recuperação foi associada à reativação de poços na Faixa do Orinoco, à mobilização de equipamentos e à reorganização do fornecimento de diluentes para o petróleo extrapesado.
A partir de abril de 2026, o mercado estadunidense passou a ser o fornecedor exclusivo de nafta para a Venezuela. O produto é usado na diluição do petróleo extrapesado do Orinoco. Antes, as restrições ao acesso da PDVSA a capital, tecnologia e insumos haviam levado o país a depender de nafta russa e de uma frota de transporte sujeita a sanções.
Mudança no marco regulatório
A reforma da Lei Orgânica de Hidrocarbonetos foi apresentada ao Congresso venezuelano por Delcy Rodrigues em 15 de janeiro de 2026 e promulgada em 29 de janeiro. A nova legislação permitiu a participação privada em atividades primárias que antes eram atribuídas à PDVSA, às suas afiliadas ou a empresas mistas.
As regras também reduziram royalties, impostos e outras contribuições, além de estabelecerem mecanismos para preservar a rentabilidade dos projetos diante de mudanças jurídicas, tributárias ou regulatórias. Disputas passaram a poder ser encaminhadas a câmaras arbitrais, retirando dos tribunais venezuelanos o monopólio sobre esses conflitos.
A nova lei reduziu para 15% os royalties pagos ao Estado venezuelano sobre petróleo e derivados e retirou a PDVSA de determinados projetos privados. Chevron, Repsol e ENI ampliaram suas possibilidades de atuação com a emissão de licenças gerais do Tesouro dos Estados Unidos.
A Repsol firmou acordos voltados ao desenvolvimento da exploração de gás e também estabeleceu uma parceria com a ENI para explorar o campo de Perla por meio da joint venture Cardón Cuatro, sem participação da PDVSA. A ENI retomou o projeto do campo de Junín V, que contém 35 bilhões de barris de petróleo. A BP assinou um memorando para avaliar a retomada de atividades no país, e a PDVSA repassou à BP, à XRG e à UCC a licença para exploração de gás no campo de Lorán.
Acordos com os Estados Unidos
Em agosto de 2026, Venezuela e Estados Unidos anunciaram um acordo para desenvolver 17 campos associados a aproximadamente 65 bilhões de barris, volume equivalente a cerca de 21% das reservas venezuelanas. Caracas informou que o acordo teria vigência de 25 anos e usaria capital, tecnologia e capacidade operacional para recuperar um setor afetado pelas sanções.
Washington apresentou outra interpretação. O governo estadunidense afirmou que o acordo mais que dobraria sua reserva petrolífera atual, de 46 bilhões de barris, por meio de controle majoritário na Venezuela e de uma concessão de exploração de 100 anos. Também anunciou a intenção de atingir interesses de Cuba, Rússia e China e gerar ao menos cerca de US$ 200 bilhões em receitas para o governo venezuelano nos próximos 25 anos.
O documento oficial não havia sido divulgado até a formulação do artigo. A Assembleia Nacional aprovou os termos gerais sem ter acesso ao texto completo, o que deixou abertas dúvidas sobre a compatibilidade do acordo com a Constituição venezuelana e sobre possíveis contestações judiciais.
A concessão será operacionalizada pela NABEP, sob liderança do empresário venezuelano Alejandro Betancourt Lopez. O Departamento de Guerra dos Estados Unidos terá participação de 35%, direito de veto no conselho administrativo e direito de comprar 20% de toda a produção da empresa pelo valor de custo, além de preferência na aquisição do restante.
Antecedentes da disputa pelo petróleo
A presença estrangeira no petróleo venezuelano remonta ao início do século XX. Na década de 1920, empresas estadunidenses e britânicas controlavam parcela expressiva da exploração e ficavam com cerca de 85% dos lucros. Em 1948, uma alteração contratual estabeleceu a divisão da renda petroleira entre o Estado e as empresas estrangeiras em uma base de 50% a 50%.
A articulação da Venezuela com produtores árabes levou à criação da OPEP em 1960. O processo de fortalecimento do controle estatal culminou na nacionalização da indústria em 1976 e na criação da PDVSA. Na década de 1990, porém, a chamada Abertura Petrolífera voltou a ampliar o espaço do capital estrangeiro. Em 1998, a produção venezuelana chegou a aproximadamente 3,4 milhões de barris diários.
A chegada de Hugo Chávez à Presidência, em fevereiro de 1999, abriu uma nova etapa. A Lei de Hidrocarbonetos de 2001 elevou royalties e assegurou participação majoritária da PDVSA em novos projetos. Em 2007, ExxonMobil e ConocoPhillips deixaram o país após rejeitarem as novas condições, enquanto a Chevron permaneceu sob o novo modelo.
Depois da morte de Chávez, em 2013, os Estados Unidos aprofundaram as sanções contra a Venezuela. A produção caiu de aproximadamente 3,2 milhões de barris diários em 2000 para 743 mil barris diários em 2022, depois de atingir 553 mil barris durante a pandemia. O subinvestimento na infraestrutura da PDVSA, problemas de gestão, desvios de receitas e as restrições ao acesso a peças e derivados contribuíram para o recuo.
As importações estadunidenses de petróleo venezuelano, que tinham média de aproximadamente 505 mil barris diários em 2018, foram interrompidas em 2019. Em novembro de 2022, o OFAC autorizou a Chevron a retomar a produção e a exportação de petróleo de suas empresas mistas na Venezuela. Os envios para refinarias estadunidenses foram retomados em janeiro de 2023.
Intervenção e reorganização do setor
Em 3 de janeiro de 2026, Donald Trump ordenou uma ação militar sobre a Venezuela que resultou na captura de Nicolás Maduro e Cilia Flores, na operação Resolução Absoluta. Seis dias depois, em 9 de janeiro, Trump reuniu na Casa Branca executivos da Chevron, ExxonMobil, ConocoPhillips e de outras companhias. O objetivo declarado era discutir o aumento da produção venezuelana e a recuperação da infraestrutura, com solicitação de investimentos da ordem de US$ 100 bilhões.
A reunião incluiu produtoras, empresas de serviços, refinadoras, comercializadoras e companhias de infraestrutura. Também participaram Repsol e ENI, que já tinham interesses na Venezuela, além de Marco Rubio, Chris Wright e Doug Burgum.
A abertura ocorreu em um cenário externo de restrição da oferta de petróleo pesado. O conflito entre Estados Unidos e Irã levou ao bloqueio do Estreito de Ormuz, por onde passa cerca de 20% do comércio global de petróleo. Nesse contexto, o retorno da Venezuela elevou sua participação nas importações dos Estados Unidos para de 8% a 9%, enquanto a participação do Brasil caiu para 2%. As refinarias da costa leste estadunidense absorveram o petróleo venezuelano.
A composição comercial também mudou. Até janeiro, a China respondia por até 68% das exportações venezuelanas de petróleo. Depois, Estados Unidos, Índia e Espanha ganharam relevância, enquanto a Venezuela deixou de exportar petróleo para Cuba.
A questão central da reorganização não é apenas o crescimento da produção. A reforma alterou quem controla, financia, opera e recebe a renda gerada pelas reservas. A PDVSA e o Estado venezuelano, antes predominantes, passaram a dividir espaço com empresas transnacionais, agentes financeiros e estruturas vinculadas ao governo dos Estados Unidos. A manutenção desses acordos dependerá de sua sustentação jurídica e política, em um cenário marcado por concessões de 25 a 100 anos e pela ausência de divulgação integral dos documentos oficiais.
