1 comentario publicado El legado de un colapso anunciado
La narrativa simplista atribuye el desastre a las sanciones de 2019. La realidad es más profunda. El colapso fue anterior y estructural: la producción ya había caído de 3,4 millones de barriles diarios (MBD) en 1998 a apenas 1,3 MBD a finales de 2018. Según el último OPEC Monthly Oil Market Report de diciembre de 2025, la producción oficial se situaba en 900.000 b/d, una cifra que aún refleja la suma del hundimiento interno y el aislamiento externo. Este desplome es la consecuencia directa de la implosión de un modelo que, paradójicamente, buscaba el control total. El contraste con la exitosa apertura de los 90 es brutal: aquella movilizó 25.000-30.000 millones de dólares y añadió 1,2 MBD de capacidad.
Su sucesor, el ambicioso Plan Siembra Petrolera (2005-2030), fracasó casi en su totalidad. Para 2018, los nuevos proyectos en la Faja del Orinoco producían menos del 3% de su objetivo. La lección es clara: recuperar la producción no es una simple reparación; es una reconstrucción greenfield que requerirá billones y años.
Este fracaso no fue accidental, sino oportunista y cíclico. La expropiación de 2006-2007 ocurrió cuando se alinearon tres factores descritos en el informe del Baker Institute: el ciclo de inversión de la apertura había terminado (activos ya hundidos), los precios del petróleo estaban en máximos (rentas enormes) y el marco fiscal era regresivo (el Estado capturaba una porción decreciente de las ganancias). Hoy, la ecuación es inversa: precios moderados, activos destruidos y una necesidad desesperada de capital. El riesgo ya no es una expropiación clásica, sino un riesgo regulatorio y de incumplimiento crónico, heredado de un marco legal que otorgó discrecionalidad total al Ministerio de Petróleo. Esta discrecionalidad se ejercía, por ejemplo, para conceder o revocar exenciones del impuesto sobre ganancias extraordinarias, decidir el tipo de cambio aplicable a las transacciones de las empresas mixtas o aprobar la venta de la participación de un socio extranjero. Cualquier futuro creíble exige reemplazar esta discrecionalidad por reglas objetivas y transparentes.
PDVSA como socio
El núcleo del problema operativo fue la transformación de PDVSA de una empresa petrolera en un brazo ejecutor del Estado. El control se convirtió en un fin en sí mismo, estrangulando la eficiencia. PDVSA, como socio mayoritario y único comprador del crudo de las Empresas Mixtas (EM), acumuló deudas impagables con sus socios (reportaba 2.500 millones de dólares en 2013), paralizando su flujo de caja e inversiones. Sistemas de control interno obligaban a las EM a obtener aprobación central para contratos básicos, generando retrasos de meses. La plantilla de trabajadores en las EM se cuadruplicó entre 2009 y 2016, mientras la producción solo crecía un 47%. El tiempo improductivo de las plataformas de perforación alcanzó el 40%, muy por encima del estándar global del 10-15%.
Esta asfixia generó lo que los analistas denominan el "costo oculto de la desconfianza". Para protegerse, las empresas que se quedaron, como Chevron o Repsol, forzaron mecanismos costosos: cuentas offshore (trust accounts) para asegurar pagos, y préstamos a PDVSA para cubrir su parte de la inversión. Incluso los intentos tardíos de giro pragmático, como los Contratos de Servicios Integrados (2016-2018) que devolvían control operativo a firmas como Schlumberger naufragaron por impagos y sanciones en el contexto de una Venezuela 'en situación desesperada' según Cárdenas García, experto en derecho transnacional del petróleo de la Universidad de Houston.
El resultado es una PDVSA no solo quebrada, sino operativamente incompetente y carente de credibilidad como socio. La fuga masiva de ingenieros y técnicos calificados, una diáspora que tomó una década, agrava este vacío de capacidades.
Este colapso operativo ha creado, además, una brecha tecnológica estratégica. La industria no perdió solo pozos y refinerías, sino el ecosistema de conocimientos, instrumentos y cadena de proveedores de alta tecnología. Reactivar la Faja del Orinoco, cuyos crudos extrapesados requieren técnicas complejas, dependerá casi por completo de un puñado de gigantes globales de servicios petroleros. Esta dependencia encarecerá exponencialmente la reconstrucción y otorgará a esos actores externos un poder de facto sobre el ritmo y alcance de cualquier recuperación.
La geopolítica como factor dominante
En el léxico de la industria, diversos problemas se englobaron bajo el término de riesgos "above-ground" (sobre el terreno), un concepto comúnmente utilizado para referirse a todos los peligros ajenos al subsuelo: políticos, legales, fiscales y operativos. Lo que Venezuela vivió tras la expropiación de 2006-2007 fue la manifestación más aguda de estos riesgos clásicos. La expropiación oportunista de Chávez, la discrecionalidad legal, el control asfixiante de PDVSA y el régimen cambiario distorsionado fueron factores que destruyeron la industria antes de las sanciones masivas.
Las sanciones estadounidenses, en vigor desde 2017 y endurecidas en 2019, no crearon estos riesgos, pero los transformaron y potenciaron hasta dominar el panorama. La discrecionalidad del gobierno venezolano para cambiar reglas ahora choca con la total falta de discrecionalidad para operar en el sistema financiero global. El riesgo de "expropiación" mutó: ya no es que el Estado venezolano se quede con tu activo, sino que un tercero (Estados Unidos) congele tus cuentas y te expulse del sistema de pagos internacional. Esto ha exacerbado problemas como la dependencia crítica de importaciones: la Faja del Orinoco, la principal región de crudos extrapesados, requiere diluyentes (nafta) que PDVSA ya no puede producir ni importar libremente, forzando costosos y geopolíticamente sensibles suministros desde Irán.
La presión de Washington y el escepticismo de la industria
En este contexto, la reciente presión desde Washington adquiere un tono casi surrealista. Según POLITICO, la administración estadounidense ha transmitido a los ejecutivos petroleros un mensaje contundente en las últimas semanas: la compensación por los activos expropiados hace dos décadas estará condicionada a que esas mismas compañías estén dispuestas a regresar ahora a Venezuela e invertir masivamente en su reconstrucción. "Si quieren recuperar su inversión, tienen que volver a jugar", señaló un alto funcionario. El propio expresidente Trump declaró públicamente que espera que las grandes petroleras estadounidenses "inviertan miles de millones" y adelanten el capital, para luego ser "reembolsadas".
Sin embargo, la reacción en la industria es de profundo escepticismo. Las mismas fuentes describen el acercamiento de la Casa Blanca como "esporádico" y "relativamente mal recibido", un ejercicio de "disparar primero y apuntar después".
La infraestructura está tan deteriorada que es difícil realizar una evaluación técnica y económica fiable. Las preocupaciones son concretas y reflejan los riesgos estructurales: la seguridad del personal, el mecanismo de pago en un entorno financiero bloqueado, la rentabilidad con el crudo en torno a los 60 dólares, y, sobre todo, la falta de un plan creíble a largo plazo.
La gran pregunta, por tanto, no es si las petroleras quieren el petróleo venezolano, sino si están dispuestas a financiar la reconstrucción de un sistema institucional que durante 20 años les demostró que su palabra no valía nada.
La reconstrucción de la industria petrolera venezolana se erige así como uno de los desafíos energéticos más complejos de la actualidad. Incluso con un marco legal y fiscal estable y una reforma radical de PDVSA, Venezuela competiría por capitales con Guyana, Brasil o Estados Unidos, todos con riesgos muy inferiores.
La información sobre la presión de Washington ilustra perfectamente la brecha entre el deseo político y la viabilidad económica. Por ello, el debate ya no debería centrarse en si las petroleras volverán, sino en qué tipo de pacto nacional e internacional será necesario forjar para que, por primera vez en décadas, la promesa del subsuelo venezolano supere el peso de su historia.
Toni
09/01/2026