2026年委内瑞拉原油出口达125万桶/日 炼油投资转向境外
委内瑞拉原油出口的恢复速度已超过本国加工能力。2026年8月，委内瑞拉原油出口量达到125万桶/日，创2018年以来月度新高；国内炼油网络名义产能为130万桶/日，开工率仅27%。出口增长与国内装置利用率不足之间的差距不断拉大，推动国际下游投资转向西半球其它地区——投资者希望在降低委内瑞拉本土风险敞口的同时获得该国原油。
国际投资者正尝试通过一种结构重返委内瑞拉：加工设施放在委内瑞拉管辖之外，境内活动压到最低。杜兰能源研究所（Tulane Energy Institute）副主任埃里克·史密斯（Eric Smith）对Prospect表示，这种模式已经出现，「早期投资将把境内活动降至最低」。
两家欧洲石油公司已在天然气上游展现类似做法。壳牌（Shell）此前参与储量4.2万亿立方英尺的Dragon气田项目，2026年6月又获得Loran气田一期的开发许可证。英国石油（bp）于8月获批Loran二期作业权，合作方为阿布扎比的XRG和卡塔尔的UCC。这两家企业共同拥有位于特立尼达和多巴哥的Atlantic LNG设施，上述协议均不要求在委内瑞拉境内建设大量基础设施——价值获取环节仍留在该国监管和财政管辖之外。
炼油领域出现同类动态。史密斯表示，人们对修复圣克罗伊（St. Croix）前赫斯（Hess）炼油厂和阿鲁巴（Aruba）前壳牌炼油厂重新产生兴趣，这两座炼油厂历史上都按加工委内瑞拉重质原油配置，且位于委内瑞拉管辖之外。圣克罗伊一度是规划65万桶/日的项目，如今正吸引私人投资者和白宫的关注。「在这些案例中，在委内瑞拉本土几乎不需要或完全不需要投资。」史密斯说。
国内下游缺口规模解释了资本为何流向别处。西半球最大的炼油综合体帕拉瓜纳炼油中心（Paraguaná Refining Center）日处理能力95.5万桶，截至2026年4月仅有四套原油蒸馏装置运行，加工量约为23.7万桶/日。史密斯指出，包括美国在内的任何外国政府都没有提供担保支持本土炼油修复。若国内炼油和升级产能得不到相应投资，委内瑞拉增产的原油将越来越依赖海外加工设施。
美国墨西哥湾沿岸炼油业对委内瑞拉重质原油的吸收存在上限。2026年4月，雪佛龙（Chevron）从委内瑞拉出口原油30.8万桶/日，为加工重质油品而设计的墨西哥湾沿岸设施是主要接收方。史密斯表示，墨西哥湾沿岸通过油轮还可再吸收约100万桶，但委内瑞拉原油不太可能取代加拿大重质原油的大部分进口。
奥里诺科重油带（Orinoco Belt）的超重质原油进一步加重物流约束。该重油带生产的Merey 8油品需要进口稀释剂，调和后才能得到可供出口的Merey 16。史密斯解释说，用一艘苏伊士型（Suezmax）油轮把稀释剂运到委内瑞拉，与Merey 8调和后再运回，单趟往返实际净得的委内瑞拉原油只有50万桶，等于海运成本翻倍。周边没有升级产能的情况下，奥里诺科原油每增产一桶，物流代价就更大。
财政改革尚未释放下游资本。1月《有机碳氢化合物法》（Organic Hydrocarbons Law）完成改革，2026年7月公布的实施条例建立许可制度，首次允许私营企业运营委内瑞拉炼油厂，结束了委内瑞拉国家石油公司（PDVSA）的垄断。这是吸引修复炼油网络所需私人投资的必要第一步，问题在于财政和商业条款是否具备足够竞争力。
有两项条款表明这种竞争力尚不具备。条例对炼油厂总收入征收最高5%的新税，国内补贴燃料价格则限制了私营运营商可获得的利润率。对于正在权衡帕拉瓜纳修复成本与重启加勒比封存炼油厂（没有此类约束）成本的投资者而言，计算结果可能偏向于在委内瑞拉境外投资。除非财政条款改进到能与整个盆地正在聚集的低风险替代方案竞争，否则委内瑞拉原油附带的下游价值将继续在该地区被获取。
