Exportações de petróleo bruto da Venezuela atingem 1,25 milhão de barris/dia em 2026; investimentos em refino migram para o exterior

De acordo com pt.wedoany.com-A recuperação das exportações de petróleo bruto da Venezuela superou a capacidade de processamento doméstico. Em agosto de 2026, as exportações venezuelanas de petróleo bruto atingiram 1,25 milhão de barris/dia, o maior nível mensal desde 2018; a capacidade nominal da rede nacional de refino é de 1,3 milhão de barris/dia, com taxa de utilização de apenas 27%. O crescente descompasso entre o aumento das exportações e a subutilização das instalações domésticas está impulsionando os investimentos downstream internacionais para outras regiões do Hemisfério Ocidental — investidores buscam obter o petróleo venezuelano ao mesmo tempo em que reduzem a exposição a riscos dentro do país.

Investidores internacionais estão tentando retornar à Venezuela por meio de uma estrutura: instalações de processamento localizadas fora da jurisdição venezuelana, com atividades domésticas reduzidas ao mínimo. Eric Smith, vice-diretor do Tulane Energy Institute, disse à Prospect que esse modelo já está emergindo, e que "os investimentos iniciais minimizarão as atividades dentro do país".

Duas petroleiras europeias já adotaram abordagem semelhante no upstream de gás natural. A Shell, que já participava do projeto do campo Dragon, com reservas de 4,2 trilhões de pés cúbicos, obteve em junho de 2026 a licença de desenvolvimento da Fase 1 do campo Loran. A bp recebeu em agosto a aprovação para operar a Fase 2 de Loran, em parceria com a XRG, de Abu Dhabi, e a UCC, do Catar. As duas empresas compartilham a instalação Atlantic LNG, localizada em Trinidad e Tobago, e nenhum desses acordos exige a construção de infraestrutura significativa em território venezuelano — a etapa de captura de valor permanece fora da jurisdição regulatória e fiscal do país.

Dinâmica semelhante surge no setor de refino. Smith afirma que há um renovado interesse na recuperação da antiga refinaria da Hess em St. Croix e da antiga refinaria da Shell em Aruba, ambas historicamente configuradas para processar petróleo bruto pesado venezuelano e localizadas fora da jurisdição da Venezuela. St. Croix, que já foi um projeto planejado para 650 mil barris/dia, agora atrai a atenção de investidores privados e da Casa Branca. "Nesses casos, quase nenhum ou nenhum investimento é necessário dentro da Venezuela", disse Smith.

A magnitude do déficit downstream doméstico explica por que o capital flui para outros lugares. O Centro de Refino de Paraguaná, o maior complexo de refino do Hemisfério Ocidental, tem capacidade de processamento de 955 mil barris/dia, mas até abril de 2026 operava apenas quatro unidades de destilação de petróleo bruto, com processamento de cerca de 237 mil barris/dia. Smith ressalta que nenhum governo estrangeiro, incluindo os Estados Unidos, ofereceu garantias para apoiar a recuperação do refino doméstico. Sem investimentos correspondentes em capacidade de refino e atualização no país, o petróleo bruto venezuelano produzido em excesso dependerá cada vez mais de instalações de processamento no exterior.

A indústria de refino da Costa do Golfo dos EUA tem um limite para absorver o petróleo bruto pesado venezuelano. Em abril de 2026, a Chevron exportou 308 mil barris/dia de petróleo bruto da Venezuela, com as instalações da Costa do Golfo, projetadas para processar óleos pesados, como principais receptoras. Smith afirma que a Costa do Golfo ainda pode absorver cerca de 1 milhão de barris adicionais por via marítima, mas é improvável que o petróleo venezuelano substitua grande parte das importações de petróleo bruto pesado canadense.

O petróleo bruto extrapesado da Faixa do Orinoco agrava ainda mais as restrições logísticas. O produto Merey 8, produzido nessa faixa, requer diluentes importados para ser blendado até o Merey 16, exportável. Smith explica que, ao usar um navio-tanque Suezmax para transportar diluente até a Venezuela, blendá-lo com o Merey 8 e retornar, o ganho líquido real de petróleo bruto venezuelano por viagem de ida e volta é de apenas 500 mil barris, o que equivale a dobrar os custos de transporte marítimo. Sem capacidade de atualização nas proximidades, cada barril adicional produzido no Orinoco acarreta um custo logístico maior.

A reforma fiscal ainda não liberou capital downstream. A Lei Orgânica de Hidrocarbonetos foi reformada em janeiro, e o regulamento de implementação publicado em julho de 2026 estabeleceu um sistema de licenciamento que, pela primeira vez, permite que empresas privadas operem refinarias venezuelanas, encerrando o monopólio da PDVSA. Esse é o primeiro passo necessário para atrair o investimento privado exigido para recuperar a rede de refino; a questão é se os termos fiscais e comerciais serão competitivos o suficiente.

Duas disposições indicam que essa competitividade ainda não existe. O regulamento impõe um novo imposto de até 5% sobre a receita bruta das refinarias, enquanto os preços domésticos de combustíveis subsidiados limitam as margens de lucro disponíveis aos operadores privados. Para investidores que avaliam os custos de recuperação de Paraguaná em comparação com a reativação de refinarias ociosas no Caribe — sem tais restrições —, o cálculo pode pender para o investimento fora da Venezuela. A menos que os termos fiscais melhorem a ponto de competir com as alternativas de baixo risco que se acumulam em toda a bacia, o valor downstream associado ao petróleo venezuelano continuará sendo capturado na região.