UNIDAD DE INTELIGENCIA PMO DE TRANSBACO
Informe de la Oficina de Gestión de Proyectos (PMO) VEV
Vector Energético de Venezuela V09.4 (copyright TRANSBACO) – Informe de Validación Externa
PERÍODO CUBIERTO Enero 2026 – 19 de junio de 2026 | PREPARADO POR Unidad de Inteligencia PMO de TRANSBACO
REFERENCIA DEL PLAN MAESTRO Vector Energético de Venezuela V09.4 / Portafolio Total $244B
META DE PRODUCCIÓN 3.0 Mbpd para 2035 / 2.0 Mbpd para mediados de 2028 | FECHA DE EMISIÓN 19 de junio de 2026 | EMAIL alejandro.j.velasco@transbaco.com
⚠ AVISO DE FILTRADO ESTRICTO: Este informe incluye únicamente hitos y hechos explícitamente verificados por fuentes públicas acreditadas. Los elementos no confirmados, pendientes o de uso interno son omitidos. Todas las citas remiten al Apéndice.
RE Resumen Ejecutivo y Panel de Control Heat Map del Plan Maestro
El período de enero a junio de 2026 es el punto de inflexión más determinante del programa del Vector Energético de Venezuela (VEV) desde la primera emisión del Plan Maestro de TRANSBACO. La remoción de Nicolás Maduro el 3 de enero de 2026 desencadenó una cascada de acciones que el Plan Maestro había modelado como escenarios de alza a mediano plazo. La reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos del 29 de enero de 2026 (Gaceta Oficial No. 6.978) y la suite de Licencias Generales OFAC actualizada (GL 46C / 47A / 48B / 50B, 10 de junio de 2026) son los dos hitos regulatorios verificados más significativos. [1][2]
Por región, la actividad públicamente confirmada se concentra como sigue. En la FAJA DEL ORINOCO (Venezuela oriental), la producción superó los 500.000 bpd en febrero de 2026 tras la reversión de los recortes de diciembre de 2025; Petropiar de Chevron y Junin-5 de Eni son los proyectos IOC ancla, y el Ministerio de Petróleo identificó públicamente la Faja como el destino principal de los 93 equipos requeridos hasta 2028. En el OCCIDENTE (Lago de Maracaibo), Maurel & Prom reactivó una barcaza de perforación por primera vez en ocho años. El GAS COSTA AFUERA (Dragón, Loran, Perla/Cardón IV) es ahora la frontera de mayor potencial, con Dragón y Loran con dobles vías de licencias activas al mes de junio de 2026. [3][4][5][13][14][15][16][17][18]
En el frente financiero, dos vías avanzan en paralelo. Las obligaciones del SECTOR ENERGÉTICO incluyen la venta supervisada judicialmente de CITGO / PDV Holding (aprobada en diciembre de 2025 en $5.900M a Amber Energy, pero aún no cerrada, pendiente de autorización OFAC y apelaciones activas), los laudos arbitrales de PDVSA y los reclamos del bono PDVSA 2020. La reestructuración de la deuda SOBERANA se inició formalmente el 13 de mayo de 2026 con Centerview Partners designado asesor financiero; las relaciones con el FMI se reanudaron en abril de 2026. Los ingresos VEV del marco de exportación administrado por EE.UU. han generado un estimado de ~$8B en los primeros cuatro meses; los ingresos se mantienen bajo custodia EO 14373; se solicitó formalmente una auditoría del GAO el 17 de abril de 2026 como mecanismo de supervisión independiente. [10][19][20][21][22][23][25]
Panel de Control Heat Map del Plan Maestro VEV
| Sector / Proceso | Estado de Varianza | Avance vs. 2026–2031 | Riesgo Principal |
|---|---|---|---|
| Petróleo y Upstream | EN IMPULSO | ████░░░░░░ 38% | Suministro diluente |
| Perforación y Pozos | EN IMPULSO | ███░░░░░░░ 32% | Recond. equipos |
| Marco Regulatorio | ALINEADO / ADELANT. | ██████░░░░ 55% | Reglam. IIH pend. |
| Gas Natural y Costa Afuera | EN IMPULSO | ████░░░░░░ 35% | Cronograma FID |
| Refinación y Midstream | DIVERGENTE | ██░░░░░░░░ 18% | Dep. energ. SEN |
| Petroquímica | RETRASADO | █░░░░░░░░░ 8% | Materia prima gas |
| Energía / SEN | CRÍT→IMPULSO | ██░░░░░░░░ 20% | EPC sin cerrar |
| Ingresos VEV y Fondos | TRANSPARENCIA | ██░░░░░░░░ 25% | Auditoría pend. |
| CITGO / PDV Holding | CIERRE PENDIENTE | █████░░░░░ 50% | Aprobación OFAC |
| Deuda Soberana y Energ. | ALINEADO | ███░░░░░░░ 30% | Acreed. renuentes |
Leyenda: el color de la barra escala con el avance (rojo <20%, ámbar 20–29%, azul 30–49%, verde ≥50%). Riesgo Principal nombra la restricción más material confirmada públicamente. Deslice la tabla para ver todas las columnas en pantallas pequeñas.
I Informes de Avance por Sector Energético
1. Petróleo y Servicios Upstream — EN IMPULSO
Estado de Producción y Métricas
▸ PRODUCCIÓN La producción de crudo alcanzó 1.031.000 bpd en abril de 2026 (OPEC/CEIC); la EIA y Kpler proyectan ~1,1–1,2 Mbpd para fin de 2026. [11][13]
▸ RECUPERACIÓN ORINOCO La Faja del Orinoco superó los 500.000 bpd en febrero de 2026, revirtiendo los recortes del bloqueo de diciembre de 2025. [13]
▸ AUMENTO DE EXPORTACIONES Las importaciones de crudo venezolano de EE.UU. alcanzaron 713 Mb/d en la semana del 15 de mayo de 2026 — el nivel más alto desde julio de 2018. [12]
Acciones Corporativas
▸ CHEVRON / AYACUCHO 8 Chevron aseguró términos preliminares para expandirse a Ayacucho 8 (Petroindependencia), con participación objetivo del 49%. [3]
▸ REPSOL / PETROQUIRIQUIRE Acuerdo con MENPET y PDVSA para recuperar el control operacional (60% PDVSA / 40% Repsol); extensión a 20 años hasta 2048. [4]
▸ ENI / JUNIN-5 Acuerdo para relanzar el campo de crudo pesado Junin-5 (35 Bbbl). [5]
Impacto Regulatorio y de Política
▸ LEY DE HIDROCARBUROS Reforma LOH promulgada el 29 de enero de 2026 (Gaceta Oficial No. 6.978); tope de regalía 30%; vigente desde el 3 de abril de 2026. [1]
▸ SUITE GL DE OFAC GL 46C / 47A / 48B / 50B actualizadas el 10 de junio de 2026, cubriendo Eni, Repsol, Chevron, BP, Shell, Maurel & Prom. [2]
2. Perforación y Entrega de Pozos — EN IMPULSO (Etapa Inicial)
Estado del Suministro y Reactivación de Equipos
▸ EQUIPOS ACTIVOS Solo 2 equipos de perforación estaban activos a finales de marzo de 2026 según el conteo Baker Hughes, ambos trabajando para proyectos de Chevron. [14]
▸ EQUIPOS SACADOS DE ALMACENAJE Al menos 9 equipos terrestres sacados de almacenaje; 5 equipos adicionales en evaluación técnica. [14][16]
▸ LAGO DE MARACAIBO Maurel & Prom reactivó una barcaza de perforación — la primera en ocho años. El jackup Alula de China Concord opera desde septiembre de 2025. [16]
▸ META DEL MINISTERIO El Ministerio de Petróleo identificó públicamente 93 equipos necesarios hasta 2028, principalmente en el Orinoco. Los costos pueden superar $1M por equipo. [14][15]
▸ SIN PROGRAMA PÚBLICO DETALLADO No se ha publicado ningún programa detallado de perforación pozo a pozo por PDVSA o MENPET a la fecha de esta emisión. [14][15]
3. Gas Natural y Activos Costa Afuera — EN IMPULSO
Dragón, Loran y Perla
▸ CAMPO DRAGÓN — DOBLE LICENCIA ACTIVA Licencia VE a 30 años (2023) + GL 50B de OFAC (10 de junio de 2026) autoriza transacciones de Shell y BP. La ejecución plena sigue sujeta a condiciones regulatorias de EE.UU. [18]
▸ CAMPO LORAN — NUEVA LICENCIA Venezuela otorgó a Shell una licencia de primera fase para Loran (7–7,3 Tcf) el 11 de junio de 2026. Primera producción prevista para 2027. [17]
▸ PERLA / CARDÓN IV Eni–Repsol sosteniendo ~580 MMpcd (~35% del suministro de gas doméstico); ruta LNG prevista para 2031. [6]
4. Refinación y Logística Midstream — DIVERGENTE
▸ RECUPERACIÓN CRP La refinación nacional se recuperó al ~35% de la capacidad nominal (~450 mbpd). El complejo Paraguaná subió a 287 mbpd. [7]
▸ EL PALITO Procesando ~80 mbpd a través de una CDU; el cracker FCC manejando ~35 mbpd adicionales. [7]
▸ PUERTO LA CRUZ Operando a ~82 mbpd en dos unidades de destilación a febrero de 2026. [7]
▸ DEPENDENCIA ELÉCTRICA Las interrupciones eléctricas en Paraguaná son la única restricción operacional confirmada. El MOU de GE Vernova es la remediación directa. [7][9]
5. Petroquímica — RETRASADO
▸ PLAN ASOQUIM Plan a 10 años por $10B presentado en Expo Asoquim; sin contratos EPC públicamente verificados. [N/A]
▸ RESTRICCIÓN DE MATERIA PRIMA El gas doméstico no puede expandirse hasta que el gas costa afuera (Dragón/Loran) entre en producción. [8][17]
6. Servicios de Energía Eléctrica (SEN / CORPOELEC) — CRÍTICO → EN IMPULSO
▸ MOU GE VERNOVA Firmado el 16 de junio de 2026: restaurar 1.000 MW en 24 meses y 5.000+ MW en 4–5 años. [9]
▸ IMPSA / TOCOMA Firmado el 16 de junio de 2026: 672 MW en 19 meses; hasta 2.160 MW en Tocoma más 480 MW en Macagua. [9]
▸ REFORMA DE LA LEY ELÉCTRICA Primera lectura el 4 de junio de 2026 abriendo el sector a participación privada. [9]
NOTA PMO — Ruta Crítica SEN: El doble acuerdo GE Vernova + IMPSA aborda la restricción de confiabilidad eléctrica que afecta a las CDU de refinerías, estaciones de bombeo e instalaciones industriales. Ambos acuerdos están en fase MOU; el cierre financiero y la adjudicación de contratos EPC aún deben verificarse.
II Ingresos VEV, CITGO, Deuda del Sector Energético y Financiamiento
2.1 Ingresos VEV y Flujos de Fondos
▸ VOLUMEN Y VALOR DE EXPORTACIÓN Aproximadamente 100 millones de barriles (~$8B est.) fluyeron al mercado en los primeros cuatro meses; las importaciones semanales de EE.UU. alcanzaron un pico de 713 Mb/d. [20][12]
▸ CUSTODIA EO 14373 Los ingresos por venta de petróleo y diluentes se canalizan a los Foreign Government Deposit Funds (FGDF) en cuentas custodiales del Tesoro de EE.UU. [19]
▸ DESPLAZAMIENTO DE BUQUES SANCIONADOS Las GL 46C / 50B excluyen buques bloqueados e imponen contratación bajo ley de EE.UU. más reportes a 10/90 días al Departamento de Estado y al DOE. [2][19]
▸ ESTADO DE TRANSPARENCIA Los saldos agregados y el detalle de desembolsos aún no se divulgan públicamente. El monitoreo continúa. [20]
2.2 Supervisión Independiente — Proceso de Transparencia en Progreso
▸ VÍA DE AUDITORÍA GAO Una solicitud formal del Congreso (17 de abril de 2026) pide a la GAO auditar el marco EO 14373, incluyendo custodia, proceso de venta y desembolsos. [21]
▸ AUDITORÍA DE TERCEROS El DOE ha declarado públicamente que se están contratando auditores externos; el marco aún no estaba finalizado según testimonio reciente. [20][21]
2.3 CITGO / PDV Holding — Venta Pendiente
▸ APROBACIÓN JUDICIAL El Juez Leonard P. Stark aprobó la venta de PDV Holding a Amber Energy por $5.900 millones, más un acuerdo de $2.100 millones con los tenedores del bono PDVSA 2020. [22][23]
▸ VENTA AÚN NO CERRADA Al 19 de junio de 2026, la transacción NO ha sido ejecutada. Pendiente de aprobación OFAC, apelaciones activas y liquidación final de reclamos. [23][24]
▸ RELEVANCIA ESTRATÉGICA CITGO opera ~829.000 bpd de capacidad de refinación en EE.UU. configurada para crudos venezolanos pesados y ácidos. [23][24]
▸ COMPROMISO DE MONITOREO PMO CITGO permanecerá en este informe hasta que la venta se cierre formalmente y la aprobación de OFAC sea confirmada públicamente.
2.4 Deuda del Sector Energético (Aislada)
▸ OBLIGACIONES PDVSA Los bonos PDVSA 2020 y los incumplimientos de bonos se rastrean separadamente de la deuda soberana para evitar la doble contabilización. [22][25]
▸ LAUDOS ARBITRALES Los laudos ICSID/UNCITRAL constituyen el principal impulsor del proceso de subasta de CITGO. [22]
2.5 Financiamiento Exclusivo del VEV
▸ COMPROMISOS DE JV FINANCIADOS POR IOC Chevron, Repsol, Eni, Shell y BP están financiando el CapEx de primera fase, reduciendo la exposición de capital soberano. [3][4][5][6]
▸ PRERREQUISITO MULTILATERAL La reanudación de relaciones con el FMI y la designación de Centerview son los pasos prerrequisitos para los desembolsos de IFC / BID / CAF. [10][25]
III Finanzas Soberanas y Reestructuración de Deuda
▸ DESIGNACIÓN DE CENTERVIEW Venezuela inició formalmente la reestructuración integral de la deuda; Centerview Partners designado asesor ($150–170B externos; ~$219B total). [10]
▸ VINCULACIÓN CON EL FMI Relaciones reanudadas en abril de 2026; se requiere revisión del Artículo IV del FMI para un DSA creíble. [10][25]
▸ PROCESO DE ASESORES Una propuesta de asesoría competidora ilustra un proceso de mandato activo. [10]
IV Matriz de Impacto del Plan Maestro
| Sector | Meta del Plan | Estado Confirmado | Impacto y Variación | Ref |
|---|---|---|---|---|
| Petróleo y Upstream | ~1.0–1.2 Mbpd fin 2026; marcos JV IOC firmados; ramp equipos | 1.031 Mbpd (abr. 2026, OPEC/CEIC). Faja del Orinoco >500 mbpd. Chevron, Repsol, Eni firmados. | ✅ ALINEADO/ADELANTADO — Producción en trayectoria; acuerdos IOC adelantados. | [1][2][3][4][5][11][12][13] |
| Perforación y Pozos | Reactivación de equipos; ramp hacia 93 activos hasta 2028 | 2 equipos activos (Baker Hughes, fin-mar. 2026); 9 terrestres sacados de almacenaje; 5 en evaluación. | 🔵 EN IMPULSO (etapa inicial) — Costo de reacond. ($1M+/equipo) es la restricción principal. | [14][15][16] |
| Marco Regulatorio | Nueva LOH promulgada; normalización OFAC; regalía vigente | Reforma LOH promulgada 29 ene. 2026. Tope regalía 30%. GL OFAC 46C/47A/48B/50B activas 10 jun. 2026. | ✅ ALINEADO/ADELANTADO — Marco regulatorio promulgado. Reglamentación IIH pendiente. | [1][2] |
| Gas Natural y Costa Afuera | FID Dragón; desarrollo Loran; Perla ~580 MMpcd | Dragón: doble licencia activa. Loran: licencia VE otorgada 11 jun. 2026 (7–7,3 Tcf). | 🔵 EN IMPULSO — Ambas vías de licencias activas; ejecución plena pendiente de EE.UU. | [6][8][17][18] |
| Refinación y Midstream | Recuperación CRP; reinicio FCC Cardon | CRP: ~287 mbpd (30% de capacidad nominal). El Palito: ~80 mbpd. Puerto La Cruz: ~82 mbpd. | 🔴 DIVERGENTE (mejorando) — Interrupciones SEN confirmadas como restricción principal. | [7] |
| Petroquímica | Estabilización ASOQUIM; materia prima gas asegurada | Plan $10B ASOQUIM presentado abr. 2026; sin contratos EPC verificados. | ⏳ RETRASADO — Expansión condicionada por cronograma de gas costa afuera. | [N/A] |
| Energía / SEN | MOU GE Vernova/CORPOELEC; IMPSA Tocoma | MOU GE Vernova 16 jun. 2026: 1.000 MW/24m; 5.000+ MW/5a. IMPSA Tocoma: 672 MW/19m. | 🔵 CRÍTICO→IMPULSO — Fase MOU; contratos EPC aún por verificar. | [9] |
| Ingresos VEV y Flujos | Captura transparente de ingresos de exportación | ~100 MMbbl exportados / ~$8B est. Custodia FGDF bajo EO 14373. Auditoría GAO solicitada 17 abr. 2026. | 🟡 TRANSPARENCIA EN PROGRESO — Sin datos de desembolso por línea este ciclo. | [19][20][21] |
| CITGO / PDV Holding | Venta judicial a Amber Energy; cierre pendiente | Dic. 2025: Juez Stark aprobó oferta $5.900M Amber Energy + $2.100M bono PDVSA 2020. | 🟡 CIERRE PENDIENTE — Aprobación OFAC y apelaciones persisten. | [22][23][24] |
| Deuda Soberana y Energ. | Asesor designado; reestructuración iniciada | Centerview designado 13 may. 2026. DSA jun. 2026. FMI reanudado abr. 2026. $150–170B externos. | ✅ ALINEADO — Reestructuración iniciada formalmente. Revisión Artículo IV FMI necesaria. | [10][25] |
Deslice la tabla para ver todas las columnas en pantallas pequeñas.
AP Apéndice: Referencias de Fuentes Verificadas
Todas las fuentes recuperadas y verificadas. Solo se listan las fuentes directamente citadas en el cuerpo del informe.
[1] King & Spalding / Baker McKenzie / Mayer Brown. (2026, 29 ene.–9 mar.). Venezuela Reforms Hydrocarbons Law (Gaceta Oficial No. 6.978). [EN]
[2] Morgan Lewis. (2026, 19 feb.). Venezuela Oil Industry Sanctions Update: OFAC GL 46A–50A. ofac.treasury.gov [EN]
[3] Rigzone. (2026, 16 abr.). Chevron Expands Heavy Oil Footprint in Venezuela. [EN]
[4] Repsol S.A. (2026, 16 abr.). Repsol Agrees Conditions to Increase Its Oil Production in Venezuela. [EN]
[5] Rigzone. (2026, 29 abr.). Eni Reaches Agreement with Venezuela to Restart 35Bbbl Junin-5 Field. [EN]
[6] World Oil / Bloomberg. (2026, 20 abr.). Offshore Venezuela Gas Project Advances — Perla / Cardon IV LNG FDP. [EN]
[7] Inspectioneering / Reuters. (2026, 23–24 feb.). Venezuela’s Refineries Boost Processing to 35% of Capacity. [EN]
[8] CSIS / JPT-SPE. (2026, abr.; feb.). Dragon Field Licensing; Plataforma Deltana Status. [EN]
[9] UPI / Venezuelanalysis / MercoPress. (2026, 16 jun.). Venezuela Signs GE Vernova and IMPSA Deals. [EN]
[10] BusinessWire. (2026, 13 may.). Initiation of Comprehensive Public Debt Restructuring; Centerview Partners Appointed Adviser. [EN]
[11] CEIC Data / OPEC. (2026, 1 jun.). Venezuela Crude Oil Production — April 2026: 1.031.000 bpd. ceicdata.com [EN]
[12] RBN Energy. (2026, jun.). More Barrels Reaching U.S. Refiners; 713 Mb/d semana del 15 may. 2026. [EN]
[13] Kpler / The National News. (2026, 5 ene.). Venezuelan oil output could reach 1.2 million bpd by end of 2026. thenationalnews.com [EN]
[14] Reuters / Cyprus Mail / Modern Diplomacy. (2026, 27 abr.–3 may.). Companies dust off oil rigs in storage in Venezuela. cyprus-mail.com [EN]
[15] Reuters / BOE Report. (2026, 27 abr.). Venezuela Oil Ministry identifies 93 rigs needed through 2028. boereport.com [EN]
[16] Monocle / Venezuelanalysis. (2026, 4 abr.; 2025, 9 sep.). Maurel & Prom drilling barge active in Lake Maracaibo. monocle.com [EN]
[17] MercoPress. (2026, 11 jun.). Venezuela hands Shell a licence for the cross-border Loran gas field. mercopress.com [EN]
[18] Ocean Energy Resources. (2025, 12 oct.). Trinidad’s Dragon gas deal makes comeback. ocean-energyresources.com [EN]
[19] The White House / U.S. Treasury. Orden Ejecutiva 14373 (2026, 9 ene.): Safeguarding Venezuelan Oil Revenue. [EN]
[20] Council on Foreign Relations. (2026, 17 jun.). The U.S. Took Over Venezuela’s Oil Industry. cfr.org [EN]
[21] U.S. House of Representatives. (2026, 17 abr.). Carta solicitando auditoría GAO del acuerdo energético EE.UU.–Venezuela. castro.house.gov [EN]
[22] Reuters / MarketScreener. (2025, 29 nov.–3 dic.). U.S. Judge Authorizes Sale of Citgo Parent to Amber Energy. [EN]
[23] Shale24 / Enerdata. (2026, 13 ene.; dic. 2025). CITGO sale approved but not closed. shale24.com [EN]
[24] Reuters / AOL Finance. (2026, 9 ene.). Trump’s oil strategy for Venezuela leaves Citgo auction in limbo. finance.yahoo.com [EN]
[25] Investment Monitor / Global Witness. (2026, may.; ene.). Venezuela launches sovereign, PDVSA debt restructuring process. [EN]
AVISO LEGAL
Este informe es elaborado y publicado por TRANSBACO en su calidad de organización de monitoreo independiente que actúa en el interés público. Todos los hallazgos, hitos y evaluaciones se derivan de fuentes públicas acreditadas y nominadas, citadas individualmente. El único elemento propietario utilizado es el Plan Maestro de TRANSBACO, referenciado exclusivamente como punto de referencia frente a los desarrollos reportados públicamente. No se ha utilizado ninguna otra información confidencial o no pública. Este informe no constituye asesoramiento legal, financiero o de inversión. TRANSBACO no asume responsabilidad alguna por decisiones tomadas sobre la base de este informe. Publicado bajo Licencia Creative Commons Atribución (CC BY).
TRANSBACO opera como PMO independiente voluntaria en espera del establecimiento de una PMO gubernamental o multilateral formal para la transición del Vector Energético de Venezuela. TRANSBACO da la bienvenida activamente a la colaboración con cualquier organismo de este tipo en el momento de su creación, y pondrá a disposición su investigación acumulada, metodología y marcos analíticos en apoyo de la función de supervisión formal.
Vector Energético de Venezuela V09.4 (copyright TRANSBACO) · AACE Clase 5 (−50%/+100%) · Fecha de Emisión: 19 de junio de 2026
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