Venezuela tiene un tesoro de 300.000 millones de barriles: ¿qué pasó con su petróleo?
De potencia exportadora a una producción golpeada por sanciones y cambios internos, Venezuela atraviesa otra etapa en la explotación de la mayor reserva mundial.
Venezuela llega a una nueva etapa de su industria petrolera después de más de un siglo de explotación, nacionalizaciones, apertura al capital extranjero, sanciones y reconfiguración de sus mercados internacionales. Con más de 300.000 millones de barriles de reservas probadas de crudo, concentradas principalmente en la Faja Petrolífera del Orinoco, el país posee un recurso que continúa siendo determinante para su economía y su posición internacional, aun después de haber atravesado una de las mayores caídas productivas de su historia reciente.
La transformación comenzó mucho antes de que Venezuela se convirtiera en una potencia energética. El punto de partida de la explotación comercial suele situarse el 31 de julio de 1914, cuando el pozo Zumaque I comenzó a producir en Mene Grande, estado de Zulia. Con apenas 135 metros de profundidad, registró inicialmente unos 264 barriles diarios. Ocho años después, el pozo Los Barrosos II, en la cuenca de Maracaibo, confirmó otra dimensión del potencial venezolano al alcanzar un flujo estimado de 100.000 barriles diarios durante nueve días.
El descubrimiento aceleró la llegada de compañías extranjeras y modificó profundamente una economía hasta entonces vinculada principalmente a actividades agrícolas. Durante el gobierno de Juan Vicente Gómez se otorgaron extensas concesiones a operadores internacionales bajo condiciones que incluían bajas regalías y beneficios impositivos. El resultado fue una expansión vertiginosa: a fines de la década de 1920 Venezuela ya se había convertido en el principal exportador mundial de petróleo, aunque buena parte de los beneficios quedaba en manos de las compañías que explotaban los yacimientos.
De las concesiones extranjeras al control estatal del petróleo
Un cambio decisivo llegó con la Ley de Hidrocarburos de 1943, durante la presidencia de Isaías Medina Angarita. La norma elevó la participación fiscal del Estado y estableció un esquema de reparto de ganancias de 50% para el Estado y 50% para las compañías extranjeras. La experiencia venezolana se transformaría posteriormente en una referencia para otros países productores que buscaban obtener una participación mayor sobre la renta generada por sus recursos energéticos.
Venezuela volvió a ocupar un lugar central en la política petrolera internacional en septiembre de 1960. El entonces ministro Juan Pablo Pérez Alfonzo participó, junto con representantes de Arabia Saudita, Irán, Irak y Kuwait, en la creación de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). El nuevo bloque buscaba fortalecer la capacidad de los Estados productores para defender sus ingresos y responder a las decisiones de precios tomadas por las grandes compañías internacionales.
El siguiente cambio estructural ocurrió el 1° de enero de 1976, cuando el gobierno de Carlos Andrés Pérez nacionalizó formalmente la industria. Los activos operativos de las concesionarias fueron transferidos a la recientemente creada Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). La transición contempló compensaciones económicas a las multinacionales y acuerdos de asistencia técnica y comercial para mantener las operaciones mientras el Estado asumía el control del sector.
Durante las décadas siguientes, PDVSA amplió además su presencia internacional. En 1986 adquirió el 50% de CITGO Petroleum Corporation en Estados Unidos y cuatro años después completó su adquisición. En los años 90, Venezuela volvió a abrir espacio al capital privado internacional para desarrollar principalmente los complejos crudos de la Faja del Orinoco. Esa etapa permitió la participación de grandes petroleras extranjeras y coincidió con uno de los máximos productivos del país: en 1998 Venezuela extraía alrededor de 3,4 millones de barriles diarios.
La llegada de Hugo Chávez a la presidencia volvió a modificar las reglas. La Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2001 estableció que PDVSA debía controlar al menos el 51% de los proyectos de exploración y extracción primaria y elevó las regalías básicas del 16,6% al 30%. Tras el conflicto petrolero de 2002-2003, que llevó temporalmente la producción por debajo de los 200.000 barriles diarios, la empresa estatal fue reorganizada y más de 18.000 trabajadores fueron despedidos.
En 2007 se produjo otra modificación profunda sobre los proyectos de la Faja del Orinoco: las asociaciones desarrolladas durante la apertura petrolera debieron transformarse en empresas mixtas con mayoría accionaria de PDVSA. Algunas compañías internacionales aceptaron las nuevas condiciones y conservaron participaciones minoritarias, mientras otras abandonaron los proyectos e iniciaron procesos de arbitraje internacional contra Venezuela.
De 3,4 millones de barriles diarios a un piso histórico
La producción petrolera venezolana entró posteriormente en una etapa de fuerte deterioro. A los problemas operativos y de inversión se sumaron restricciones financieras y comerciales de Estados Unidos. En 2017, Washington limitó el acceso de PDVSA a nuevas emisiones de deuda y capital en el mercado estadounidense, mientras que en enero de 2019 las sanciones se ampliaron directamente sobre la petrolera estatal, restringiendo sus operaciones y bloqueando activos bajo jurisdicción estadounidense.
El desplome quedó reflejado en las cifras de extracción. Venezuela pasó de producir aproximadamente 1,9 millones de barriles diarios en 2017 a cerca de 527.000 barriles diarios en 2020, uno de los niveles más bajos de su historia petrolera moderna. Las dificultades para acceder a diluyentes utilizados en el procesamiento y transporte del crudo extrapesado del Orinoco agregaron presión sobre una infraestructura que ya enfrentaba problemas de mantenimiento e inversión.
A partir de 2020, Caracas implementó nuevas herramientas para sostener las operaciones y buscó redirigir parte de sus exportaciones hacia mercados asiáticos y otros socios internacionales. China, Rusia e Irán adquirieron mayor relevancia en esa estrategia, mientras Teherán aportó diluyentes y asistencia técnica vinculada al sistema de refinación. Al mismo tiempo, comenzaron a utilizarse estructuras comerciales alternativas para mantener las ventas de crudo fuera de los circuitos tradicionales.
Otro giro llegó a finales de 2022, cuando la Oficina de Control de Activos Extranjeros de Estados Unidos (OFAC) emitió la Licencia General 41, que permitió a Chevron retomar determinadas actividades de extracción y exportación mediante sus empresas mixtas con PDVSA. Posteriores flexibilizaciones tuvieron carácter temporal y, tras el vencimiento de la Licencia General 44 en abril de 2024, Washington volvió a un esquema de autorizaciones específicas para determinadas operaciones.
La recuperación posterior no devolvió a Venezuela a sus máximos históricos, pero permitió estabilizar parcialmente la extracción. Según los datos consignados en el material analizado, la producción volvió al rango de 972.000 a 1 millón de barriles diarios, casi el doble del piso registrado en 2020, aunque todavía muy por debajo de los 3,4 millones alcanzados en 1998. Con más de 300.000 millones de barriles probados bajo su territorio, la distancia entre el enorme potencial geológico venezolano y su capacidad efectiva de producción continúa siendo uno de los factores centrales para el futuro económico y energético del país.
