A euforia tomou conta do setor energético após a mudança de regime em Caracas. O governo dos Estados Unidos, agora de portas abertas para negócios, sinalizou que quer ver a indústria petrolífera venezuelana não apenas reerguida, mas produzindo em larga escala em tempo recorde. Grandes nomes como Chevron, Phillips 66, Citgo e Valero já se movimentam para garantir suas fatias neste que é considerado um dos maiores reparos da história do setor. No entanto, por trás do otimismo dos escritórios em Houston, a realidade em campos como a Lagoa de Maracaibo revela um cenário de devastação que colocará à prova a engenhosidade e o bolso das corporações.

A meta declarada do presidente Donald Trump é ambiciosa: US$ 100 bilhões em investimentos americanos para reativar a indústria. A promessa inicial é de um aumento rápido de produção. O Secretário de Energia dos EUA, Chris Wright, chegou a visitar projetos da Chevron no cinturão do Orinoco, prevendo um salto de 30% na produção da empresa nos próximos 18 a 24 meses. Alguns executivos chegam a projetar um acréscimo de 500 mil barris por dia (bpd) em apenas seis meses, partindo do atual patamar de cerca de 1 milhão de bpd.

Contudo, a história da plataforma Alula, trazida da China após anos de sanções, serve como um alerta lírico do que espera as petroleiras. Ao tentar atravessar a Lagoa de Maracaibo, a velha sonda colidiu com um oleoduto submerso, causando um vazamento que levou meses para ser reparado. O aumento na produção desde então foi pífio. A anedota ilustra perfeitamente o "emaranhado metálico" de 20 mil quilômetros de tubulações submersas e a fragilidade de uma infraestrutura abandonada por décadas sob os governos de Hugo Chávez e Nicolás Maduro.

Analistas e consultorias são unânimes em afirmar que não há almoço grátis no mercado de petróleo. Enquanto a política empurra por resultados imediatos, a engenharia e a economia impõem um ritmo mais lento. O banco ANZ alerta que ciclos normais de projetos de um a cinco anos podem ser ainda mais longos na Venezuela, sendo improvável um aumento significativo na oferta antes do fim da década. A consultoria Rystad Energy detalha os custos hercúleos dessa empreitada :

• Manutenção do status quo: Simplesmente manter a produção atual de ~1,1 milhão de bpd exigirá cerca de US$ 53 bilhões em investimentos até 2040.
• Cenário moderado: Atingir 2 milhões de bpd até 2032 demandaria investimentos integrados de cerca de US$ 183 bilhões.
• Retorno ao auge: Para voltar a produzir 3 milhões de bpd até 2040, seriam necessários US$ 183 bilhões em Capex acumulado, ou mais de US$ 15 bilhões por ano durante uma década.

Os números colossais esbarram em um princípio básico do mercado: o preço do barril e a disciplina de capital. Com o Brent na faixa dos US$ 60, projetos de óleo pesado e extrapesado, como os da venezuelana Faixa do Orinoco, perdem competitividade frente ao óleo leve de xisto dos EUA. Foi com esse pragmatismo que o CEO da ExxonMobil, Darren Woods, declarou que o país, em seu estado atual, é "ininvestível".

Os obstáculos, no entanto, vão muito além do custo financeiro e permeiam o cotidiano operacional. A deterioração é tamanha que até o "baixo pendurado" — as frutas de mais fácil alcance — exige um esforço gigantesco. Os principais desafios identificados no curto prazo são:

1. Infraestrutura em colapso: Terminais de exportação como Bajo Grande precisam ser reformados e o canal de navegação da Lagoa de Maracaibo necessita de dragagem urgente, paralisada por anos devido às sanções.
2. Escassez de diluentes: O petróleo extrapesado do Orinoco (80% das reservas) precisa ser misturado com nafta ou óleo leve para ser transportado e exportado. Sem infraestrutura de upgraders funcionando, as empresas dependem de importações caras que corroem a margem de lucro.
3. Equipamentos obsoletos e parados: Estima-se que existam até 14 sondas de perfuração da SLB paradas há anos no país. Reativá-las é crucial, mas demanda tempo e peças. A China Concord, por exemplo, precisa recondicionar 875 poços inativos para atingir suas metas, esbarrando em problemas como falta de gás para pressurização e perda de dados técnicos.
4. Risco legal e político: Apesar de uma reforma aprovada no início de 2026 para atrair capital estrangeiro e conceder maiores garantias, persistem dúvidas sobre a legitimidade constitucional do novo marco e se futuros governos honrarão os contratos assinados hoje.

Mesmo diante desse cenário, a movimentação nos bastidores é intensa. A Phillips 66 planeja comprar crude diretamente da PDVSA a partir de abril para maximizar lucros. A Citgo negocia receber petróleo na Costa do Golfo dos EUA, enquanto a Valero avalia a logística para também iniciar compras diretas. Paralelamente, a Venezuela se prepara para conceder novos blocos de exploração e produção à Chevron e à espanhola Repsol, consolidando a presença de empresas ocidentais em detrimento de russas e chinesas.

O otimismo de curto prazo se baseia na possibilidade de reativar poços maduros e realizar intervenções simples. O estrategista Thomas O'Donnell lembra que muitos campos dados como esgotados não o estão de fato; apenas foram abandonados pela falta de técnica e investimento da PDVSA, e podem ter sua produção atual aumentada em 50% ou até 100%.

No fim, a Venezuela se encontra em uma encruzilhada. O mundo quer seu petróleo para equilibrar preços e enfraquecer adversários geopolíticos. As empresas querem lucrar com uma das maiores reservas do planeta. Porém, entre a intenção e o gesto concreto, existe um caminho espinhoso de reconstrução que exigirá não apenas dinheiro, mas paciência histórica — algo raro em um setor movido a resultados trimestrais e volatilidade geopolítica.

Com informações de: Reuters, Bloomberg, CNBC, World Oil, Stout, The Journal Record, Rigzone, CTVNews ■