Tamaño y participación del mercado de petróleo y gas de Venezuela
Visión General del Mercado
| Período de Estudio | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Período de Datos Pronosticados | 2026 - 2031 |
| Tamaño del mercado en el año base (2025) | 1.87 Mil millones de dólares |
| Tamaño del Mercado (2026) | 1.92 Mil millones de dólares |
| Tamaño del Mercado (2031) | 2.19 Mil millones de dólares |
| Growth Rate (2026 - 2031) | 2.69 % |
| Concentración del Mercado | Alto |
Jugadores principales *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial Imagen © Mordor Intelligence. El uso requiere atribución según CC BY 4.0. | |
Análisis del mercado de petróleo y gas de Venezuela por Mordor Intelligence
El tamaño del mercado de petróleo y gas de Venezuela fue valorado en USD 1,87 mil millones en 2025 y se estima que crecerá desde USD 1,92 mil millones en 2026 hasta alcanzar USD 2,19 mil millones en 2031, a una CAGR del 2,69% durante el período de pronóstico (2026-2031).
El crecimiento moderado refleja la fricción entre una de las mayores dotaciones de hidrocarburos del mundo y los persistentes obstáculos de capital, infraestructura y política. La producción superó 1 millón de barriles por día en enero de 2025 por primera vez desde 2019; sin embargo, las interrupciones recurrentes en las instalaciones y las brechas de financiamiento derivadas de las sanciones han mantenido la producción muy por debajo de los picos históricos. Los descubrimientos de gas costa afuera, los diferenciales de precio del crudo pesado que favorecen los barriles Merey, y las ventanas condicionales de licencias estadounidenses sustentan un potencial alcista incremental, mientras que la inversión crónica insuficiente y la escasez de diluyentes limitan la confiabilidad operativa. Las empresas conjuntas internacionales priorizan actualmente trabajos de reacondicionamiento de bajo costo y alto impacto y proyectos piloto de recuperación mejorada de petróleo sobre megaproyectos en terrenos no explorados, una estrategia que maximiza los barriles a corto plazo mientras mitiga el riesgo de sanciones. El mercado de petróleo y gas de Venezuela pivota, por tanto, en el acceso selectivo a asociaciones, la evolución de la política estadounidense y la velocidad de rehabilitación de la infraestructura.
Conclusiones clave del informe
- Por sector, el upstream lideró con una participación del 82,35% del mercado de petróleo y gas de Venezuela en 2025, mientras que el midstream registró la CAGR proyectada más alta del 3,02% hasta 2031.
- Por ubicación, el sector terrestre captó el 87,10% del tamaño del mercado de petróleo y gas de Venezuela en 2025; se espera que el sector costa afuera se expanda a una CAGR del 4,86% entre 2026 y 2031.
- Por servicio, la construcción representó el 59,72% del tamaño del mercado de petróleo y gas de Venezuela en 2025, mientras que se prevé que el mantenimiento y la parada técnica crezcan a una CAGR del 4,21% en el mismo horizonte.
Nota: Las cifras de tamaño del mercado y previsión de este informe se generan utilizando el marco de estimación propietario de Mordor Intelligence, actualizado con los últimos datos e información disponibles a partir de 2026.
Tendencias e información del mercado de petróleo y gas de Venezuela
Análisis del impacto de los impulsores*
| Impulsor | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Horizonte temporal del impacto |
|---|---|---|---|
| Vastas reservas probadas de crudo extrapesado y costa afuera | +0.8% | Global, con enfoque principal en la Faja del Orinoco y el mar Caribe costa afuera | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Ventanas condicionales de licencias estadounidenses y alivio selectivo de sanciones | +0.6% | Global, con impacto directo en asociaciones de América del Norte y la UE | Mediano plazo (2-4 años) |
| Altos diferenciales globales de precios de crudo pesado | +0.4% | Global, con mayor impacto en las refinerías de Asia-Pacífico y América del Norte | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Nuevas licencias de gas costa afuera de BP-NGC/Shell (Cocuina-Manakin, Dragon) | +0.3% | Región del Caribe, con efectos secundarios en Trinidad y Tobago y los mercados regionales de gas | Mediano plazo (2-4 años) |
| Proyectos piloto de recuperación mejorada de petróleo con habilitación de CCS para incrementar los factores de recuperación del Orinoco | +0.2% | Nacional, con ganancias tempranas en los estados de Anzoátegui, Monagas y Bolívar | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Contratos de participación productiva que abren el sector al capital no estatal | +0.5% | Global, con interés principal de Asia-Pacífico, la UE e inversores selectos de Oriente Medio | Mediano plazo (2-4 años) |
| Fuente: Mordor Intelligence | |||
Vastas reservas probadas de crudo extrapesado y costa afuera
Se estima que 300 mil millones de barriles de petróleo crudo probado y 196 billones de pies cúbicos de gas natural sustentan el potencial de suministro a largo plazo.[1]Servicio Geológico de EE. UU., "Evaluación de recursos no descubiertos, Provincia de la Faja Petrolífera del Orinoco," usgs.gov El desarrollo permanece concentrado en la Faja del Orinoco, donde la gravedad API promedia entre 7 y 10 grados y los ensayos de drenaje gravitacional asistido por vapor elevan los factores de recuperación hasta en 10 puntos porcentuales. El renovado interés en la Formación Querecual podría extender los corredores de juego hacia Trinidad, Guyana y Surinam, abriendo carteras de activos múltiples para grandes empresas integradas.
Ventanas condicionales de licencias estadounidenses y alivio selectivo de sanciones
Tras el vencimiento de la Licencia General 44 en abril de 2024, Washington adoptó autorizaciones caso por caso que privilegian a los operadores establecidos como Chevron, Schlumberger y Baker Hughes.[2]Departamento del Tesoro de EE. UU., "Licencias y orientación sobre sanciones a Venezuela," ustreasury.gov Los operadores con licencia exportan crudo directamente a la Costa del Golfo de EE. UU., intercambian cargamentos de diluyente y repatrian pagos de deuda, lo que proporciona una ventaja competitiva. Los nuevos participantes enfrentan una verificación de cumplimiento prolongada y vínculos políticos con los hitos electorales venezolanos, lo que alarga los ciclos de negociación y disuade a los postores upstream asiáticos.
Altos diferenciales globales de precios de crudo pesado
El descuento Merey-Brent se amplió a USD 22 por barril en marzo de 2025, pero se redujo a USD 15 una vez que la OPEP+ recortó la producción de crudo mediano amargo, mejorando los netbacks para los cargamentos venezolanos en las refinerías equipadas con coquizadores en Texas, Shandong y Guyarat. El diferencial estructural mitiga la volatilidad de los precios al contado; durante la escasez del mercado, los descuentos se comprimen más rápidamente que las ganancias de los precios de referencia, amortiguando así los ingresos.
Nuevas licencias de gas costa afuera de BP-NGC / Shell (Cocuina-Manakin, Dragon)
El campo Dragon de Shell y Cocuina-Manakin de BP-NGC apuntan a una meseta combinada de 850 millones de pies cúbicos por día para 2028, suficiente para desplazar la generación eléctrica a base de diésel y reinyectar gas para el levantamiento de petróleo pesado. Ambos operadores exigen exenciones estadounidenses plurianuales antes de sancionar las decisiones finales de inversión, lo que subraya el riesgo de licencias como elemento condicionante para la expansión de Venezuela costa afuera.
Análisis del impacto de las restricciones*
| Restricción | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Horizonte temporal del impacto |
|---|---|---|---|
| Endurecimiento de sanciones estadounidenses y aranceles secundarios a los compradores | -0.7% | Global, con mayor impacto en el acceso al mercado de América del Norte y la UE | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Inversión crónica insuficiente e infraestructura envejecida | -0.4% | Nacional, con brechas críticas en Zulia, Anzoátegui y las instalaciones costa afuera | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Escasez de diluyentes para el mejoramiento del petróleo pesado | -0.3% | Nacional, con impacto agudo en las operaciones de la Faja del Orinoco y las terminales de exportación | Mediano plazo (2-4 años) |
| Fuga de mano de obra calificada y fuga de cerebros técnicos | -0.2% | Nacional, con efectos secundarios que limitan las asociaciones de transferencia tecnológica | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Fuente: Mordor Intelligence | |||
Endurecimiento de sanciones estadounidenses y aranceles secundarios a los compradores
Washington restableció las restricciones a la venta de crudo a mediados de 2024, obligando a los comerciantes a rebanderarar los buques cisterna y redirigir los cargamentos hacia Asia. Las aseguradoras marítimas exigen ahora recargos de prima del 30-40% para los embarques venezolanos, desplazando a las refinerías más pequeñas. La aplicación de sanciones secundarias enfría las compras al contado europeas a pesar de la demanda de las refinerías de materia prima pesada.
Inversión crónica insuficiente e infraestructura envejecida
La edad promedio del equipamiento de campo ha superado los 32 años, frente a una media global de 18 años, lo que provoca incendios recurrentes en las plantas mejoradoras de José Antonio Anzoátegui y tres rupturas de oleoductos a lo largo del Ducto Oriental en 2024-2025.[3]Petróleos de Venezuela S.A., "Estadísticas Operacionales Anuales 2024," pdvsa.com Los recortes en el gasto de capital del 15% en el presupuesto de PDVSA para 2025 agravan los atrasos en el mantenimiento diferido.
*Nuestras previsiones consideran los impactos de impulsores y restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.
Análisis de segmentos
Por sector: El predominio del upstream impulsa la estructura del mercado
El segmento upstream representó una participación de mercado del 82,35% en el mercado de petróleo y gas de Venezuela en 2025, contabilizando USD 1,54 mil millones dentro del tamaño total del mercado, y se proyecta que crecerá a una CAGR del 2,86% hasta 2031. Los trabajos de reacondicionamiento rentables, los programas de control de arena y los ciclos de vapor asistidos por CCS sustentan adiciones incrementales de barriles que compensan los declives naturales. Los oleoductos midstream manejan aproximadamente 1,1 millones de barriles por día de líquidos, pero presentan una utilización promedio del 68% debido al tiempo de inactividad por fugas. El refinamiento downstream promedió 134.000 barriles por día en 2024, muy por debajo de la capacidad instalada nominal de 1,3 millones de barriles por día, lo que subraya las paradas técnicas diferidas y la escasez de catalizadores.
Los socios internacionales anclan las ganancias upstream. Las cuatro empresas conjuntas de Chevron produjeron 200.000 barriles por día en 2025, el activo mixto de Repsol produjo 20.000 barriles de petróleo y 40 millones de pies cúbicos de gas por día, mientras que Junín-5 de Eni mantuvo 50.000 barriles por día a pesar de las limitaciones de la planta mejoradora. El gasto midstream prioriza la detección de fugas y el monitoreo por fibra óptica para reducir los incidentes de derrames en un 30% antes de 2028. Las mejoras downstream se centran en la destilación al vacío y las renovaciones de coquización retardada para mejorar los rendimientos de productos y cumplir con las normas de azufre de la OMI 2020, pero persisten las brechas de financiamiento, dado que las estimaciones del costo de rehabilitación ascienden a USD 3,6 mil millones.
Por ubicación: Las operaciones terrestres anclan la actividad actual
Los campos terrestres captaron el 87,10% de la participación del mercado de petróleo y gas de Venezuela en 2025 y produjeron 930.000 barriles por día de líquidos, mientras que la producción costa afuera se situó en 130.000 barriles por día. El predominio terrestre resulta de las redes superficiales heredadas, las plataformas disponibles y los tiempos de perforación más cortos. Sin embargo, el sector costa afuera muestra el mayor crecimiento, con una CAGR proyectada del 4,86% que podría elevar el suministro de gas a 1,2 mil millones de pies cúbicos por día para 2031.
Los cuatro bloques estratégicos de la Faja del Orinoco —Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo— impulsan el dinamismo terrestre mediante plantas de generación de vapor e instalaciones de dilución. Mientras tanto, las áreas costa afuera de la Plataforma Deltana y Blanquilla-Tortuga permanecen ligeramente exploradas, con solo seis pozos perforados desde 2015. La nueva sísmica 2D, que abarca 50.000 kilómetros, se completó en abril de 2025 y ha promovido el interés en la concesión de licencias por parte de Shell, Equinor y Woodside Energy. La evacuación de gas transfronterizo hacia el GNL Atlántico de Trinidad ofrece una monetización temprana, reduciendo los costos de equilibrio a USD 3,10 por MMBtu en comparación con USD 4,60 para el GNL venezolano independiente.
Por servicio: La construcción lidera la rehabilitación de infraestructura
La construcción representó el 59,72% del conjunto de valor de servicios de 2025, equivalente a USD 1,12 mil millones dentro del tamaño del mercado de petróleo y gas de Venezuela. El alcance se centra en expansiones de plataformas de pozos, unidades de recuperación de gas de antorcha de plantas mejoradoras y reemplazos de manguitos de tuberías. Se proyecta que los servicios de mantenimiento y parada técnica crecerán a la tasa más rápida, con una CAGR del 4,21% hasta 2031, impulsados por las inspecciones de integridad obligatorias tras el incendio del complejo de gas de Muscar.
Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton y Weatherford continúan operando bajo la Licencia General 8M, ejecutando estimulaciones con tubería flexible, modernizaciones de sistemas de bombeo electrosumergible y gemelos digitales para instalaciones de superficie. El análisis predictivo reduce el tiempo de inactividad no programado un 12% interanual en los activos piloto, lo que pone de relieve un cambio del mantenimiento reactivo al preventivo. El desmantelamiento sigue siendo incipiente, pero podría generar un gasto anual de USD 140 millones después de 2028, cuando los pozos maduros de Maracaibo alcancen su límite económico.
Análisis geográfico
El oriente de Venezuela alberga el 74% de las reservas probadas y el 65% de los pozos activos, pero depende de oleoductos de 1.200 kilómetros que experimentaron tres eventos de derrame en 2024. La producción de la región en 2026 promedia 730.000 barriles por día y se espera que aumente a 810.000 barriles por día para 2031, sujeto a flujos estables de diluyente. El occidente de Zulia aporta 200.000 barriles por día, pero declina a una tasa del 6% anual, a pesar de la implementación de programas de inyección de agua, lo que subraya su madurez.
La concesión costa afuera del Caribe emerge como polo de crecimiento tras la licencia de 30 años del campo Dragon de Shell y el acuerdo Cocuina-Manakin de BP-NGC que atraviesa la frontera marítima con Trinidad. El primer gas está previsto para 2026, alimentando el Tren 1 del GNL Atlántico de Trinidad y liberando 120 MW de potencia venezolana actualmente generada con diésel. El riesgo upstream es menor en comparación con el petróleo pesado del Orinoco, dado que el gas costa afuera se beneficia de yacimientos más ligeros, menores costos de extracción y la demanda regional de GNL.
Los flujos comerciales se han reorientado hacia el este. En 2024, China absorbió el 68% de las exportaciones de crudo, India el 13% y EE. UU. el 23% bajo los envíos con licencia de Chevron. Los viajes más largos elevan los costos de flete, pero la firme demanda asiática de carga pesada consolida los volúmenes de exportación de referencia. España e Italia reanudan marginalmente las compras bajo exenciones humanitarias de la UE, recibiendo el 4% de los barriles. Mientras tanto, los vecinos del Caribe importan GLP venezolano e intercambios de nafta, anclando las perspectivas de integración regional.
Panorama regulatorio
El sector de hidrocarburos de Venezuela está regulado por el Ministerio con competencia en materia de hidrocarburos. Este establece la política del sector y ofrece supervisión fiscal y técnica en las áreas de exploración, producción, refinación y comercialización, mientras que PDVSA mantiene el control estatutario sobre las áreas de upstream. En 2026 se promulgó una importante reforma regulatoria mediante la Ley de Reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, publicada en la Gaceta Oficial No. 6.978 el 29 de enero de 2026, seguida del Reglamento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos emitido bajo el Decreto No. 5.381 y publicado en la Gaceta Oficial No. 7.052 el 7 de julio de 2026.
Las regulaciones de 2026 actualizan las normas técnicas, operativas y fiscales, sustituyendo la normativa anterior que databa de 1943 y 1969. También añaden requisitos de cumplimiento en torno a la medición y la metrología fiscal oficial, e introducen obligaciones orientadas a la tecnología, como sistemas de monitoreo y control de emisiones de GEI (incluyendo la quema y el venteo) y estándares de eficiencia energética. Estos cambios afectan el diseño de proyectos, la elaboración de informes y el alcance del trabajo de servicio ejecutado por empresas mixtas y contratistas.
Panorama competitivo
PDVSA retiene el control estatutario de la concesión upstream; sin embargo, el liderazgo operativo es impulsado cada vez más por empresas conjuntas. Chevron participa en cuatro proyectos principales, controlando el 40% de los volúmenes de empresas conjuntas en 2024. La firma española Repsol posee una participación del 11% en empresas conjuntas, mientras que la italiana Eni gestiona el 8%. Colectivamente, las cuatro principales entidades representan el 68% de la producción, lo que refleja una alta concentración.
Los movimientos estratégicos recientes incluyen la propuesta de Chevron y PDVSA para una extensión de 15 años de Petropiar, que requiere un gasto de capital de USD 2,39 mil millones para aumentar la producción en 40.000 barriles por día. Shell está negociando un acuerdo de comercialización de gas de 25 años vinculado a Dragon, condicionado a la renovación de la licencia estadounidense más allá del plazo actual de un año. Mientras tanto, CNPC suspendió temporalmente la Fase 4 de Sinovensa después de que las sanciones interrumpieran las importaciones de equipos, demostrando cómo el riesgo de cumplimiento moldea el posicionamiento competitivo.
La adopción tecnológica enfatiza el drenaje gravitacional asistido por vapor y las inundaciones de agua con refuerzo de polímeros. Halliburton desarrolla proyectos piloto de vigilancia digital de pozos y monitoreo de oleoductos por fibra óptica bajo arquitecturas de aislamiento cibernético que satisfacen las normas de control de exportaciones de EE. UU. Las empresas independientes más pequeñas buscan contratos de participación productiva bajo la Ley Antibloqueo, que ofrece la importación libre de aranceles de módulos de mejoramiento modular a cambio de reinicios de campo de ciclo rápido.
Líderes de la industria de petróleo y gas de Venezuela
Petróleos de Venezuela S.A
Chevron Corporation
NK Rosneft PAO
China National Petroleum Corporation
Eni SpA
- *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial
Oportunidades de mercado y perspectivas futuras
El espacio de oportunidad a corto plazo se concentra en el desbloqueo de barriles incrementales y la mejora de la confiabilidad de los activos existentes de petróleo pesado en tierra. Las empresas mixtas se han orientado hacia reacondicionamientos de pozos, pilotos de recuperación mejorada de petróleo y eliminación de cuellos de botella específicos, en lugar de megaproyectos greenfield. En 2026, el intercambio de activos de Chevron con PDVSA ilustra este posicionamiento, ya que aumentó la participación de Chevron en Petroindependencia al 49% y asegurón derechos de desarrollo vinculados a Ayacucho 8, mientras cedía posiciones en los bloques offshore de la Plataforma Deltana.
Una segunda vía de oportunidad es la modernización de capacidades y datos para mejorar la recuperación y reducir el tiempo de inactividad no planificado. Los programas gubernamentales y los compromisos de proveedores respaldan esta dirección, incluida la inauguración en junio de 2026 de un Centro de Tecnología y Gestión de Datos de Hidrocarburos para centralizar la información geocientífica y desplegar IA para la eficiencia de la producción, y un memorando de entendimiento en junio de 2026 entre SLB y PDVSA centrado en la transformación digital, flujos de trabajo habilitados por IA y desarrollo de la fuerza laboral. En cuanto al acceso al mercado, la publicación en julio de 2026 del reglamento de la Ley de Hidrocarburos, junto con la producción nacional de crudo reportada de 1,203 millones de barriles por día, ofrece un contexto operativo más claro para las asociaciones estructuradas y la demanda de servicios vinculados a la medición, el monitoreo de emisiones y la gestión de integridad en oleoductos, mejoradores y campos maduros.
Novedades recientes del sector
- Abril de 2026: Chevron acordó un intercambio de activos con PDVSA que aumentó su participación en Petroindependencia al 49% y asegurón derechos para que Petropiar desarrolle el área de Ayacucho 8 en la Faja Petrolífera del Orinoco. La transacción también implicó que Chevron cediera intereses en los Bloques 21 y 32 de la Plataforma Deltana en offshore y una participación no operada en Petroindependiente. La reestructuración concentra la exposición de Chevron en Venezuela en empresas de petróleo pesado donde la inversión en campos existentes y la eliminación de cuellos de botella pueden traducirse en volúmenes a más corto plazo bajo restricciones de licencias.
- Mayo de 2025: Chevron y sus socios europeos ejercieron presión para preservar sus participaciones y la continuidad operativa en las empresas mixtas de Venezuela en medio de cambios en las sanciones y condiciones de licencias de EE. UU. Estos acontecimientos reforzaron la importancia de estructuras conformes para el financiamiento, las cargas de crudo y la ejecución de servicios, moldeando la forma en que los operadores planifican programas de trabajo y contratan a proveedores de servicios petroleros. La sensibilidad política sigue determinando qué proyectos avanzan frente a los que se posponen o rediseñan.
- Junio de 2024: La Asamblea Nacional de Venezuela comenzó a deliberar una propuesta para extender un contrato entre PDVSA y Chevron potencialmente hasta 2047. La discusión apuntó al interés del Estado en marcos de mayor duración para sostener la inversión y las operaciones, lo cual es especialmente relevante para los desarrollos de petróleo pesado que dependen del mantenimiento sostenido, la logística de diluyentes y la confiabilidad de los mejoradores. El debate sobre la extensión del contrato también afectó la planificación de las contrapartes en cuanto al despliegue de capital y los ciclos de adquisición de servicios.
Marco de la metodología de investigación y alcance del informe
Definición y alcance del mercado
Este mercado se dimensiona como el valor de la actividad de la industria del petróleo y el gas en Venezuela en los segmentos de upstream, midstream y downstream, incluido el trabajo de servicio clave vinculado a estos activos (construcción, mantenimiento y parada de planta, y desmantelamiento).
Exclusiones del alcance: esta dimensión no considera la generación de energía eléctrica, la minería u otras actividades energéticas no relacionadas con hidrocarburos como parte del mercado.
Descripción general de la segmentación
- Por sector
- Upstream
- Midstream
- Downstream
- Por ubicación
- Terrestre
- Costa Afuera
- Por servicio
- Construcción
- Mantenimiento y Parada Técnica
- Desmantelamiento
Fuentes de datos, dimensionamiento del mercado y validación
Investigación documental
Se utilizó investigación documental para construir la primera versión del modelo y fijar los límites de lo que se contabiliza para Venezuela. Nos basamos en balances energéticos públicos y estadísticas petroleras, como las publicadas por la OPEP, la EIA de EE. UU. y los resúmenes de la IEA, y luego los cotejamos con flujos de comercio y aduanas de conjuntos de datos al estilo de UN Comtrade, donde había cobertura disponible.
Para mantener los supuestos fundamentados, también revisamos publicaciones oficiales y señales regulatorias de gobiernos y bancos centrales, junto con referencias técnicas como artículos de ingeniería petrolera revisados por pares y bases de datos de patentes relevantes para detectar indicios de actividad. Los informes de empresas, las presentaciones a inversionistas y la cobertura de prensa confiable se utilizaron luego para ubicar en el tiempo los principales movimientos de proyectos, los ciclos de mantenimiento y los cambios en instalaciones, respaldados por suscripciones de pago para datos financieros de empresas y otra para verificaciones de importación y exportación a nivel de envío. Las fuentes aquí mencionadas son solo ilustrativas, y se revisaron muchos documentos públicos adicionales para recopilar, validar y aclarar los datos.
Entrevistas primarias y encuestas
Nuestra investigación primaria utiliza entrevistas con expertos y encuestas con directivos, líderes funcionales o de unidad, y gerentes involucrados en la producción, procesamiento, logística, servicios y regulación en Venezuela. Estas conversaciones ponen a prueba los volúmenes secundarios, los supuestos de precios, el calendario de proyectos, los efectos de las políticas y las lagunas en los informes públicos. Los comentarios de las encuestas nos ayudan a triangular el modelo y a establecer la estimación final.
Distribución de los encuestados en el trabajo de campo de la investigación primaria
| Tipo de empresa | Cargo del encuestado |
|---|---|
| Nivel superior: 28% | Directivos (CXO): 17% |
| Nivel medio: 47% | Líderes funcionales/de unidad: 31% |
| Actores más pequeños: 25% | Gerentes: 52% |
Dimensionamiento y pronóstico del mercado
El dimensionamiento comienza con una reconstrucción de arriba hacia abajo que utiliza las señales de producción y procesamiento de Venezuela como el conjunto de demanda, y luego aplica ratios de actividad a gasto que reflejan las realidades de upstream, midstream y downstream. Los totales se corroboran posteriormente mediante aproximaciones selectivas de abajo hacia arriba, como precios muestreados de proyectos y servicios, volúmenes indicativos por tipo de actividad, y verificaciones de canal sobre qué trabajo se está ejecutando realmente.
Entre los insumos que dan forma significativa al modelo se incluyen los niveles de producción de crudo y gas, la combinación de actividad en tierra frente a offshore, la utilización de refinerías y los patrones de parada de planta, los indicadores de rendimiento de oleoductos y terminales, y el momento del trabajo de reacondicionamiento de campos o desmantelamiento. Cuando faltaban datos directos de gasto, las brechas se abordaron utilizando variables sustitutas como recuentos de actividad, bandas de utilización y costos unitarios basados en rangos, que se ajustaron utilizando retroalimentación de entrevistas.
Para el pronóstico, se aplicó un análisis de escenarios en torno al entorno de sanciones, el acceso a diluyentes e importaciones, y la continuidad operativa, y luego se utilizó un paso de suavizado para evitar saltos poco realistas de un año a otro. La perspectiva final se ajustó solo después de que los expertos confirmaran la dirección y el ritmo probable de los cambios en la producción, la intensidad de mantenimiento y la ejecución de proyectos.
Validación de datos y ciclo de actualización
Los resultados del modelo se verifican frente a señales independientes, incluidas las tendencias de producción, los indicadores de utilización y los cambios en los flujos comerciales que normalmente se manifestarían si el mercado estuviera expandiéndose o contrayéndose más rápido de lo esperado. Cuando una variación parece grande, se revisan los supuestos y se activan seguimientos específicos con contactos de la industria para confirmar si el cambio es real o está impulsado por el momento de los datos.
Antes de la aprobación final, el libro de trabajo pasa por revisiones de varios pasos que verifican de nuevo los cálculos, las conversiones de unidades y la alineación de alcance, y luego la narrativa se alinea con los números validados. Los informes se actualizan anualmente, y se realizan actualizaciones provisionales cuando ocurren eventos materiales, seguidas de una revisión final antes de la entrega para reflejar la información más reciente disponible.
El tamaño del mercado de petróleo y gas de Venezuela de Mordor Intelligence comparado con otras estimaciones publicadas
Los tamaños de mercado publicados para el petróleo y el gas de Venezuela pueden parecer muy dispares porque no todos contabilizan las mismas actividades, e incluso una misma etiqueta puede ocultar límites diferentes. Las diferencias suelen provenir de lo que se incluye más allá de las operaciones principales de petróleo y gas, del año y la moneda utilizados, y de cómo se traducen las señales de producción y utilización en gasto.
Las tendencias de producción, las divisiones entre tierra y offshore, y las verificaciones de utilización de refinerías son los puntos de evidencia que mantienen la estimación de Mordor Intelligence vinculada a la actividad de upstream, midstream y downstream dentro del país, más el trabajo de servicio definido, en lugar de estar inflada por el valor de las exportaciones de crudo o los totales de ingresos energéticos más amplios.
Comparación de referencia
| Fuente | Tamaño del mercado | Brechas en la metodología de investigación |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 1,87 mil millones de USD (2025) | |
| Consultora Global A | 18,70 mil millones de USD (2026) | Esta cifra parece tratar el mercado más cercano a la escala de ingresos del sector, lo que puede incorporar el valor de los hidrocarburos producidos y exportados y otras actividades integradas, en lugar de separar la actividad de activos y el gasto de servicio definido dentro de Venezuela. |
| Editorial de la Industria B | 17,50 mil millones de USD (2024) | Esta cifra se alinea más con las ventas de petróleo reportadas en el extranjero, que se comportan como una medida comercial y de precios y pueden fluctuar con los precios del crudo y los volúmenes de carga, en lugar de rastrear la actividad operativa nacional y la intensidad de servicio. |
La dispersión en la tabla se explica principalmente por si la estimación se construye a partir de señales de actividad operativa o a partir de ventas de petróleo y medidas de ingresos más amplias. Al anclar el modelo a la producción, la utilización y el trabajo de servicio vinculado a la actividad, el tamaño final del mercado sigue siendo más fácil de reproducir y de rastrear año tras año utilizando insumos claros.
Preguntas clave respondidas en el informe
¿Cuál es el valor actual del mercado de petróleo y gas de Venezuela?
Se sitúa en USD 1,92 mil millones en 2026 y se proyecta que crezca hasta USD 2,19 mil millones para 2031.
¿Qué tan rápido se espera que crezca el gas costa afuera venezolano?
Se prevé que las actividades costa afuera registren una CAGR del 4,86% hasta 2031, respaldadas por los proyectos Dragon y Cocuina-Manakin.
¿Qué segmento tiene la mayor participación en el gasto por sector?
Las actividades upstream concentran el 82,35% del gasto de 2025, lo que subraya el predominio de la extracción sobre las operaciones midstream y downstream.
¿Qué tan significativas son las sanciones estadounidenses para las decisiones de inversión?
Las sanciones condicionan la disponibilidad de licencias; las empresas con autorizaciones activas de la OFAC gozan de acceso preferencial, mientras que los recién llegados enfrentan revisiones de cumplimiento prolongadas.
¿Qué papel desempeña el precio del crudo pesado en las exportaciones de Venezuela?
Los barriles Merey generalmente se negocian entre USD 15 y 22 por debajo del Brent, pero el descuento se estrecha en mercados ajustados, ofreciendo una cobertura natural contra las oscilaciones de precios.
¿Qué segmento de servicio crece más rápido?
Los servicios de mantenimiento y parada técnica lideran con una CAGR proyectada del 4,21%, a medida que los operadores priorizan las mejoras de confiabilidad y seguridad.
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