Por qué Venezuela extrae poco petróleo a pesar de tener reservas gigantes

Venezuela suele aparecer en la cima de las listas mundiales de petróleo porque sus reservas son enormes, especialmente en la Faja del Orinoco. Pero “tener reservas” no es lo mismo que “poder producir”. Las reservas se calculan bajo supuestos técnicos y económicos; la producción, en cambio, depende de equipos, mantenimiento, personal, logística y acceso a tecnología y capital. Ahí está la brecha.

Por eso la explicación no cabe en una sola causa. Se mezclan geología, tipo de crudo, decisiones industriales y deterioro de capacidades. El petróleo existe, pero convertirlo en barriles diarios sostenidos exige un sistema que hoy opera con límites: desde cómo se extrae el crudo extrapesado hasta cómo se transporta, se mejora, se procesa y se exporta.

Un origen geológico excepcional

La abundancia venezolana empieza en el subsuelo. Durante largos periodos, el norte del territorio tuvo condiciones marinas que favorecieron la acumulación de materia orgánica. Con el tiempo, esa materia quedó enterrada, se transformó y alimentó sistemas petroleros muy productivos. La clave no es solo que se generara petróleo, sino que se conservara y migrara hacia trampas donde pudo concentrarse.

La tectónica ayudó a “ordenar” el recurso: pliegues y fallas crearon estructuras que retuvieron hidrocarburos bajo capas impermeables. Esa historia explica el volumen, pero también anticipa el problema central: una parte importante del petróleo venezolano no es liviano ni fácil de mover; su calidad condiciona todo lo que viene después.

Dos regiones petroleras con características muy distintas

En el oeste está la Cuenca de Maracaibo, asociada a yacimientos donde históricamente se produjo petróleo más ligero y con extracción relativamente más directa. Esa zona fue durante décadas el motor del país: infraestructura, experiencia operativa y cadenas de servicio crecieron alrededor de esa producción.

En el este domina la Faja del Orinoco: una extensión gigantesca con un volumen colosal de crudo a menor profundidad. El punto crítico es su naturaleza extrapesada, que obliga a usar métodos de extracción y procesamiento más costosos, y hace que la producción sea más sensible a fallos industriales, falta de insumos y paradas prolongadas.

Qué implica trabajar con petróleo extrapesado

La diferencia entre petróleo ligero y extrapesado no es un detalle: cambia la física del negocio. El crudo extrapesado es más denso, más viscoso y suele traer más impurezas. En el Orinoco, parte de esa condición se explica por procesos naturales que degradaron el petróleo original y le “quitaron” fracciones más livianas, dejando un material que fluye peor y se comporta distinto en tuberías y plantas.

Aunque esté a menor profundidad, extraerlo y moverlo requiere soluciones adicionales: calor (por ejemplo, inyección de vapor), solventes o diluyentes para que circule, y a menudo instalaciones de mejoramiento para transformarlo en un crudo más transportable y vendible. Eso eleva el consumo energético, el desgaste de equipos y la dependencia de una cadena de suministros estable.

En ese contexto, el volumen “en el subsuelo” no se traduce automáticamente en volumen “a la superficie”. Las tasas de recuperación tienden a ser más limitadas que en crudos ligeros, y la operación se vuelve más frágil: cualquier cuello de botella —diluyentes, repuestos, electricidad, corrosión, paradas de planta— se convierte en caída de producción.

El punto de ruptura de la industria petrolera

Durante buena parte del siglo XX, la producción venezolana creció con fuerte participación de compañías extranjeras, sobre todo en áreas de crudo más ligero, y con una estructura técnica que llegó a ser muy competitiva. Con el tiempo, PDVSA consolidó conocimientos y capacidades operativas. Pero esa fortaleza dependía de inversión continua, mantenimiento exigente y una red de proveedores que no se improvisa.

El quiebre político-industrial se aceleró en 2007 con la nacionalización completa de la Faja del Orinoco y el cambio de reglas para las empresas privadas, que pasaron a un rol minoritario o se retiraron. A partir de ahí, la inversión y la transferencia de tecnología se redujeron, justo en un segmento —extrapesado— donde la curva de dificultad es más alta.

Cuando una industria tan compleja pierde capital, tecnología, repuestos y continuidad operativa, el impacto no es inmediato pero sí acumulativo. El problema no es “un año malo”: es la erosión de capacidades, la salida de talento y la degradación del parque industrial, que golpea desde pozos y taladros hasta mejoradores, terminales y exportación.

Producción en descenso y capacidad limitada

Desde entonces, el deterioro se volvió estructural. La falta de mantenimiento, la obsolescencia de equipos y las paradas prolongadas afectaron la extracción y el procesamiento. En crudos extrapesados, además, los fallos se pagan caro: reiniciar operaciones, recuperar flujo, estabilizar plantas y asegurar insumos suele requerir tiempo y dinero, y no siempre se logra sin pérdidas de producción.

Con el tiempo, la producción cayó muy por debajo de sus máximos históricos. La causa de fondo no es la ausencia de petróleo, sino la ruptura de una cadena industrial completa: extracción, dilución o mejoramiento, transporte, almacenamiento, refinación y exportación. A eso se suman restricciones financieras y comerciales que han complicado compras, servicios y alianzas.

Qué haría falta para revertir la situación

Recuperar producción no se resuelve con un anuncio. Harían falta inversiones sostenidas, acceso a tecnología, rehabilitación de infraestructura y un marco operativo estable que permita planificar a años vista. En el Orinoco, además, el reto incluye asegurar diluyentes, reparar o modernizar mejoradores, y reconstruir una red de servicios capaz de mantener equipos exigentes en funcionamiento continuo.

Incluso si el dinero apareciera, los plazos no son cortos. Reactivar pozos, recuperar plantas, certificar integridad de ductos y normalizar exportaciones toma tiempo, y el resultado depende de estabilidad técnica y política. La industria petrolera funciona por continuidad: cuando esa continuidad se rompe, el costo de volver a “régimen” suele ser alto.

Por eso, el escenario más realista no es un salto rápido, sino una reconstrucción gradual condicionada por factores internos y externos. No basta con perforar más; hay que recuperar la capacidad de operar de forma confiable, segura y rentable, con una cadena de suministro que no colapse ante cada interrupción.

Una riqueza que sigue siendo potencial

El caso venezolano muestra una lección incómoda: liderar en reservas no garantiza liderar en producción. La geología explica por qué hay tanto petróleo, pero también por qué una parte importante es difícil de convertir en barriles exportables sin una industria robusta detrás.

Mientras no exista un sistema industrial estable y con capacidad técnica sostenida, esa riqueza seguirá siendo en gran medida potencial. La magnitud del recurso no está en duda; lo decisivo es la capacidad de transformarlo en producción constante, algo que depende menos del subsuelo que de la infraestructura, la inversión y la operación diaria.