Cómo entender lo que pasa con Venezuela y su petróleo

Pocos casos a nivel global ilustran con tanta claridad los efectos de la denominada enfermedad holandesa como Venezuela. El concepto refiere a un conjunto de distorsiones estructurales que se producen cuando un país concentra de forma dominante su economía en la explotación de un recurso natural altamente rentable (en este caso el petróleo). Entre esas distorsiones, se incluyen alteraciones persistentes en el tipo de cambio, desincentivos a la producción de bienes transables distintos del recurso dominante, una creciente dependencia fiscal de la renta extractiva y una elevada exposición a los ciclos internacionales de precios. En el caso venezolano, estas distorsiones no solo moldearon la estructura económica, sino que tuvieron impactos profundos y duraderos sobre el sistema político, las instituciones y el aparato productivo. La centralidad del petróleo como fuente casi excluyente de divisas y de financiamiento del Estado debilitó otros sectores, erosionó capacidades institucionales y generó una economía extremadamente vulnerable a shocks externos. Buena parte de los desequilibrios que hoy caracterizan a Venezuela (fragilidad fiscal, deterioro operativo, pérdida de capital humano y dependencia externa) encuentran su origen en este proceso de larga duración.

Pero hoy, Venezuela vuelve a ocupar un lugar central en la agenda internacional. No lo hace por una recuperación económica, un retorno a la democracia y de las libertades y derechos de su población, ni por un aumento sustantivo de su producción petrolera, sino por una renovada presión política desde Washington, orientada a reconfigurar el tablero de influencias sobre uno de los mayores reservorios de crudo del planeta. La discusión sobre la reactivación del sector petrolero venezolano está atravesada por consideraciones fundamentalmente vinculadas a seguridad energética, alineamientos geopolíticos y competencia global, en particular en la disputa con el rol de China en la región.

Para comprender estos sucesos recientes resulta indispensable revisar la historia del petróleo en Venezuela, el rol que el recurso ha tenido en su economía y, en particular, cómo han participado (y en qué momentos se han retirado) las empresas estadounidenses a lo largo de más de un siglo.

La historia petrolera venezolana se inicia a comienzos del siglo XX, cuando el país se inserta en el mercado internacional como un enclave extractivo clásico. A partir del descubrimiento del campo Zumaque I en 1914 y, sobre todo, del reventón del pozo Barroso II en 1922, Venezuela se consolida rápidamente como uno de los principales productores mundiales de crudo.

Durante esta etapa, el desarrollo del sector estuvo dominado casi exclusivamente por compañías extranjeras, en particular estadounidenses y europeas. Empresas como Standard Oil, Gulf Oil y Royal Dutch Shell estructuraron la exploración, la producción, el transporte y la exportación del petróleo venezolano. El Estado capturaba renta mediante concesiones y regalías, pero carecía de control operativo y tecnológico.

Este modelo permitió un crecimiento acelerado de la producción (Venezuela llegó a ser el primer exportador mundial en la década de 1920), pero consolidó una economía profundamente dependiente del petróleo y escasamente diversificada. Estados Unidos se convirtió desde entonces en el principal destino del crudo venezolano y en el actor externo dominante del sector.

La nacionalización de la industria petrolera en 1976, bajo la presidencia de Carlos Andrés Pérez, marcó un punto de inflexión. Se creó Petróleos de Venezuela como empresa estatal integrada, heredando activos, personal y conocimiento de las antiguas concesionarias.

Durante las décadas siguientes, Pdvsa fue considerada un caso exitoso de gestión estatal en un país en desarrollo. Operó con altos niveles de autonomía técnica, mantuvo estándares internacionales de eficiencia y sostuvo relaciones fluidas con las grandes compañías internacionales mediante asociaciones, contratos de servicios y esquemas de cooperación. Las empresas estadounidenses continuaron presentes como socias, proveedoras y operadoras en proyectos específicos.

En los años noventa, la llamada Apertura Petrolera profundizó este esquema, permitiendo el ingreso de capital privado en proyectos de la Faja del Orinoco bajo marcos contractuales relativamente flexibles. Venezuela recuperó protagonismo en la OPEP y estabilizó su producción entre 2,5 y 3 millones de barriles diarios. Vale aclarar, la nacionalización de la industria va a cumplir 50 años, no fue una medida del chavismo.

Sin embargo, un nuevo quiebre estructural se produce a partir de 2006, cuando el gobierno de Hugo Chávez impulsa una reformulación profunda del marco contractual del sector. Los proyectos de la Faja del Orinoco son obligados a migrar hacia empresas mixtas con mayoría accionaria estatal y se incrementa la carga fiscal.

Este proceso marcó, además, el inicio de una creciente politización de Pdvsa, la pérdida de su autonomía operativa y la salida acelerada de los cuadros técnicos. Varias compañías internacionales aceptaron las nuevas condiciones, aunque redujeron su exposición. Otras optaron por retirarse.

Empresas como ExxonMobil y ConocoPhillips abandonaron el país tras disputas contractuales y arbitrajes internacionales, congelando inversiones y reclamando compensaciones. Chevron, en cambio, mantuvo una presencia continua, aunque cada vez más limitada y cautelosa. La combinación de desinversión, deterioro institucional y mala gestión inició un ciclo de caída de la producción.

El endurecimiento del régimen de sanciones estadounidenses a partir de 2017, y especialmente desde 2019, marcó un punto de inflexión decisivo. Estados Unidos pasó de una presión financiera gradual a un bloqueo casi total de las exportaciones de crudo, apuntando directamente al principal sostén económico del país. Las restricciones sobre Petróleos de Venezuela aislaron al país de la cadena internacional de suministros que sostiene a la industria petrolera moderna.

El impacto fue profundo. El acceso a insumos, tecnología, servicios especializados y especialmente a diluyentes para procesar crudo extrapesado se volvió extremadamente limitado. La infraestructura se deterioró, campos maduros fueron abandonados, refinerías operaron muy por debajo de su capacidad y el capital humano se redujo drásticamente por la emigración masiva de técnicos y profesionales. Las sanciones no originaron la crisis del sector, pero la profundizaron y la convirtieron en estructural. Esto llevó a que la marcada caída en la producción estuviera en niveles mínimos que fueron inferiores a los 600 mil barriles diarios en el año 2020, producción que se ha recuperado a niveles algo superiores al millón de barriles en la actualidad.

Ante el cierre del mercado estadounidense, Venezuela reorientó sus exportaciones hacia China, tanto para cumplir compromisos financieros previos como para sostener ingresos mínimos. Ese crudo se colocó con descuentos significativos respecto a los precios internacionales, reflejando mayores riesgos, costos logísticos y restricciones comerciales. China se consolidó como principal sostén financiero del sector mediante préstamos respaldados con petróleo que superaron los 60.000 millones de dólares, llegando a absorber en ciertos períodos hasta el 70% de las exportaciones (situación coyuntural, asociada a repagos de deuda y triangulación comercial).

Rusia asumió un rol más operativo y logístico, aportando diluyentes, participando en empresas mixtas y facilitando esquemas de comercialización alternativos. Este esquema permitió sostener una producción mínima, pero consolidó una nueva dependencia estratégica respecto de actores no occidentales con influencia creciente en la región.

El argumento de Trump de que Estados Unidos debería “recuperar” o “devolver” a las empresas estadounidenses los recursos supuestamente “usurpados” en Venezuela, parte de una interpretación profundamente errónea, tanto jurídica como histórica, de la evolución del sector petrolero venezolano. La nacionalización de 1976 fue un proceso soberano, negociado y compensado, plenamente alineado con el derecho internacional y con prácticas adoptadas en ese mismo período por la mayoría de los países productores de petróleo.

Las compañías estadounidenses fueron indemnizadas y continuaron vinculadas al sector durante décadas. Las salidas posteriores de empresas como ExxonMobil o ConocoPhillips no respondieron a una confiscación de recursos, sino a disputas contractuales específicas derivadas de cambios regulatorios a partir de 2006, canalizadas por vías arbitrales internacionales. Presentar hoy la reactivación del sector como una restitución de activos perdidos distorsiona la historia y simplifica un problema que es esencialmente institucional y económico.

Desde la perspectiva estadounidense, existe además un argumento industrial concreto. Una parte significativa de la infraestructura de refinación instalada en Estados Unidos, en particular en el Golfo de México, fue diseñada y adaptada durante décadas para procesar crudos pesados y extrapesados con alto contenido de azufre, características que coinciden de manera especialmente eficiente con el petróleo venezolano. Esta compatibilidad técnica responde a una relación histórica en la que Venezuela fue durante largos períodos uno de los principales proveedores estables de ese tipo de crudo.

Estados Unidos no necesita estrictamente el petróleo venezolano desde el punto de vista energético. El país es hoy el mayor productor y uno de los principales exportadores de petróleo del mundo, con niveles de producción que se encuentran en máximos históricos. Esta posición le otorga una holgura estructural en materia de abastecimiento que no depende del crudo venezolano ni de su eventual reingreso al mercado occidental. La discusión sobre Venezuela, por lo tanto, no responde a una urgencia energética, sino a consideraciones de política exterior, posicionamiento geopolítico y control de flujos comerciales, muy lejos de una necesidad material de suministro.

No obstante, el acceso al petróleo venezolano permitiría mejorar la eficiencia operativa del sistema de refinación estadounidense, reducir costos asociados a la sustitución de mezclas alternativas y optimizar márgenes en instalaciones ya amortizadas. Este argumento tiene una base técnica real y forma parte del razonamiento económico interno en Estados Unidos, especialmente en regiones cuya competitividad industrial está ligada al complejo de refinación.

Sin embargo, esta mejora en eficiencia del conglomerado de refinación no se traduce automáticamente en decisiones de inversión en el segmento de producción en Venezuela. La eficiencia en refinación no compensa por sí sola los riesgos asociados a la inestabilidad institucional, la inseguridad jurídica, los pasivos ambientales no cuantificados, la degradación de la infraestructura y la ausencia de garantías contractuales que son percibidas por los principales actores del sector. Chevron mantiene una estrategia defensiva; ExxonMobil y ConocoPhillips han descartado un retorno sin reformas profundas. La idea de un alineamiento automático del sector petrolero con una estrategia geopolítica termina careciendo de sustento en la realidad corporativa y pone en duda la voluntad real del sector privado de acompañar las declaraciones políticas de la administración de gobierno estadounidense.

Venezuela posee alrededor de 303.000 millones de barriles de reservas probadas (cerca del 17 % del total mundial). Sin embargo, hacia finales de 2025 su producción se ubicaba apenas por debajo del millón de barriles diarios, menos del 1 % de la oferta global. Esta brecha sintetiza el problema estructural del sector: el recurso existe, pero el sistema que lo transforma en producción sostenible está profundamente dañado.

Sostener la producción actual y llevarla a niveles del orden de 1,3 millones de barriles diarios requiere inversiones acumuladas cercanas a los 80.000–100.000 millones de dólares, destinadas principalmente a frenar el deterioro de campos maduros, infraestructura y capacidades operativas básicas. Alcanzar los 2 millones de barriles diarios implicaría inversiones anuales de entre 8.000 y 9.000 millones de dólares durante más de una década. Un retorno a niveles cercanos a los máximos históricos (en torno a 3 millones de barriles diarios) solo sería posible en un horizonte de muy largo plazo, difícilmente antes de 2040.

Incluso en un escenario de recuperación gradual, el impacto de Venezuela sobre los precios internacionales sería limitado. Con una participación inferior al 1 %, el país no tiene capacidad real de incidir de manera significativa en la formación de precios, dominada por la OPEP ampliada, la demanda asiática y la producción estadounidense.

Con esta historia de fondo y a la luz de los acontecimientos recientes, Venezuela vuelve a ocupar un lugar visible en el debate energético internacional. No lo hace por una capacidad real de alterar el equilibrio del mercado global del petróleo ni porque su producción sea hoy necesaria para la seguridad energética de Estados Unidos. Lo hace porque el país se ha convertido en una pieza funcional dentro de una disputa geopolítica más amplia, cuyo objetivo central es contener la expansión de la influencia china en América Latina y reordenar espacios de poder económico en la región.

El petróleo venezolano puede ser relevante desde el punto de vista geológico e industrial y mantiene una compatibilidad técnica con parte de la infraestructura de refinación instalada en Estados Unidos, sin embargo, esa compatibilidad no equivale a necesidad estratégica ni garantiza, por sí sola, decisiones de inversión de los actores privados. Estados Unidos no enfrenta un problema de abastecimiento, ni de capacidad productiva, ni de refinación que lo obligue a recurrir al crudo venezolano para sostener su economía o su oferta interna.

Es en este punto donde emerge la principal contradicción. Las declaraciones políticas que buscan presentar una reactivación rápida del sector petrolero venezolano a partir de la inversión de las empresas estadounidenses no logran captar la lógica real de funcionamiento de la industria. La brecha entre la narrativa política y la realidad corporativa se expresa con claridad en la valoración que hoy hace la industria sobre Venezuela. Bajo el marco institucional y operativo vigente, el país no reúne las condiciones mínimas que el sector considera necesarias para ser un destino de inversión sostenible en el segmento de exploración y producción, conclusiones derivadas de la reunión reciente entre la Casa Blanca y los directivos de las principales empresas del sector. Esta percepción no responde a una coyuntura política puntual, sino a una evaluación estructural de riesgo, rentabilidad y seguridad jurídica.

En ese contexto, la administración Trump parece moverse en una encrucijada compleja. Por un lado, sostiene un discurso de restitución, inversión privada y reordenamiento geopolítico que apunta a reducir la presencia china y reafirmar la influencia estadounidense en el hemisferio. Por otro, enfrenta una industria petrolera que le ha manifestado que toma decisiones de inversión con criterios técnicos, financieros y jurídicos que no pueden ser sustituidos exclusivamente por una voluntad política. Entre ambas dimensiones se abre una brecha que ni la retórica ni la presión diplomática logran cerrar.

A esta tensión se suma la pesada herencia interna. Las distorsiones acumuladas durante décadas de dependencia petrolera, la erosión institucional y de la infraestructura existente y un marco jurídico para el sector y de compromisos ya asumidos que aún sigue vigente. El problema del sector petrolero venezolano no es la falta de reservas, sino la ausencia de un entorno capaz de transformar ese recurso en una industria funcional, sostenible y que además tenga la capacidad de aportar desarrollo real al país y fundamentalmente mejorar las condiciones de vida de su población (algo que ha estado completamente por fuera de cualquier argumento utilizado hasta el momento).

Lo que cabe esperar en el corto y mediano plazo es una recuperación limitada, frágil y altamente condicionada. El verdadero límite de Venezuela no está bajo tierra, sino en el tiempo, el capital y la confianza necesarios para reconstruir su industria extractiva y buscar senderos de desarrollo que no descansen en un único recurso y menos aún reconstruyan o promuevan modelos de dependencia e influencia directa de empresas y de otras naciones.

- El autor, Alfonso Blanco es economista, especializado en energía, consultor privado, Ex Director Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLACDE).