Del auge al colapso: la industria petrolera venezolana produce hoy como en 1950

Datos de la OPEP y análisis de la Universidad de Columbia confirman que la extracción cayó de más de 3 millones a cerca de 1 millón de barriles diarios.

Venezuela —el país con las mayores reservas probadas de crudo del mundo, superiores a 300.000 millones de barriles— enfrenta una reconstrucción compleja de su industria petrolera: tras años de falta de inversión y mantenimiento, sanciones internacionales y debilidades operativas de Pdvsa, la recuperación demanda miles de millones de dólares, además de condiciones técnicas y regulatorias estables para atraer capital.

Antecedentes: del peso histórico del petróleo al colapso operativo

El petróleo ha sido el principal sostén económico de Venezuela durante décadas. Sin embargo, la capacidad de producción e infraestructura se degradó de forma sostenida, en un contexto donde Estados Unidos sancionó a individuos y entidades venezolanas desde 2005, y en enero de 2019 impuso sanciones a Pdvsa, lo que también afectó la dinámica comercial del crudo venezolano.

En paralelo, el deterioro técnico se expresó en limitaciones estructurales: según el informe “Country Analysis Brief: Venezuela” de la EIA, gran parte de la capacidad e infraestructura petrolera sufrió una década de falta de capital y mantenimiento regular, un factor que hoy restringe el crecimiento sostenido de la producción. ([eia.gov][1])

Producción y exportaciones: alivios parciales, techo técnico

A partir de 2022, Washington comenzó a otorgar exenciones y licencias que permitieron reactivar parcialmente flujos de crudo hacia el mercado internacional. En noviembre de 2022, la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) concedió permisos a Chevron para retomar exportaciones desde sus empresas mixtas; los envíos hacia refinerías de la Costa del Golfo se reanudaron en enero de 2023. ([eia.gov][1])

La EIA estima que el alivio de sanciones elevaría la producción total venezolana a alrededor de 900.000 barriles diarios hacia fines de 2024, con un aporte relevante de Chevron —cuya producción habría llegado a 135.000 b/d en 2023 y se proyectaba en 200.000 b/d para fines de 2024— además de incrementos potenciales de proyectos operados por ENI, Repsol y Maurel & Prom.

Refinerías al mínimo: escasez interna y dependencia externa

La debilidad del “midstream” y la refinación explica parte de la crisis de combustibles que ha enfrentado el país. La EIA señala que el Centro de Refinación de Paraguaná —uno de los mayores del mundo— ha operado durante años a una fracción de su capacidad por falta de mantenimiento; hacia octubre de 2023, el complejo procesaba alrededor del 10% de su capacidad nominal.

En ese contexto, el informe indica que el “throughput” total de refinerías venezolanas se mantuvo por debajo de 300.000 b/d (aproximadamente una quinta parte de la capacidad nominal), lo que derivó en problemas de abastecimiento de gasolina y diésel. Para mitigar faltantes, Pdvsa ha recurrido a apoyo externo: desde 2020, importaciones de productos desde Irán habrían ayudado a reducir la escasez; además, Pdvsa colaboró con Irán en trabajos de reparación y mantenimiento, y China ha suministrado catalizadores y partes para refinerías.

Por qué recuperar costará “muchos millones”: infraestructura, crudo pesado y capital humano

Los costos de recuperación se explican por una combinación de factores:

• Crudo extra pesado y complejidad técnica: la EIA destaca que el crudo extrapesado venezolano requiere refinerías especializadas, lo que vuelve el desarrollo “económica, ambiental y tecnológicamente costoso”.
• Infraestructura envejecida: el país depende de una red de oleoductos antigua; muchas tuberías tendrían más de 50 años. Solo modernizar esa infraestructura demandaría alrededor de US$8.000 millones, según una estimación atribuida a Pdvsa por el informe.
• Capacidad operativa debilitada: la EIA menciona que el despido de casi 20.000 trabajadores altamente calificados a inicios de los 2000 y prácticas de contratación orientadas por lealtad política antes que por pericia técnica impactaron en la disponibilidad de expertos y en la continuidad operativa. ([eia.gov][1])
• Riesgos de mantenimiento y ambiente: el deterioro de instalaciones y ductos incrementa la necesidad de inversión en seguridad industrial y control ambiental; el informe recoge estimaciones sindicales sobre derrames frecuentes en algunos estados.

Deuda, activos estratégicos y el caso Citgo

La fragilidad financiera del Estado y de Pdvsa complica la obtención de financiamiento. En EE.UU., además, avanza un proceso judicial sobre activos vinculados a Citgo: la EIA reporta que en octubre de 2023 un tribunal federal en Delaware inició el proceso para vender refinerías de PDV Holdings (matriz de Citgo), que en conjunto representan cerca del 5% de la capacidad de refinación estadounidense. Tanto el gobierno de Nicolás Maduro como la oposición venezolana se oponen a la subasta, y la EIA señala que la apelación fue rechazada por la Corte Suprema en enero de 2024, quedando pendiente la aprobación final del Tesoro.

Escenarios: recuperación gradual condicionada por reglas e inversión

Con licencias y alivios parciales, la producción puede crecer en el corto plazo, pero la EIA advierte que ese avance tendría un techo técnico por la falta acumulada de mantenimiento y capital. ([eia.gov][1]) En la práctica, un salto sostenido de producción requiere inversiones de gran escala y continuidad regulatoria, además de reconstruir capacidades operativas en refinación, oleoductos y servicios.

Panorama

Venezuela conserva una de las mayores dotaciones de crudo del planeta, pero su capacidad petrolera opera con restricciones severas: refinerías a mínimos, infraestructura antigua y un entorno financiero y legal complejo. En ese marco, la reactivación integral no depende solo del precio del barril o de nuevas licencias, sino de inversiones multimillonarias y de una recuperación técnica e institucional de largo aliento.