Venezuela produjo cerca de 3.100 miles de barriles diarios (kBD) en 2005. En 2020, esa cifra se había desplomado a 600 kBD: un colapso de más del 80% en tres lustros. El análisis del consultor Nelson Hernández, publicado en La Patilla, reconstruye la trayectoria del sector hidrocarburos venezolano entre 1980 y 2025 a partir de las curvas de producción, refinación y volumen exportable.
El punto de quiebre: 2005-2007
El primer golpe estructural llegó con la sustitución de los Convenios de Asociación por el modelo de Empresas Mixtas, que exigió mayoría accionarial estatal mínima del 51% a través de CVP/PDVSA. Simultáneamente, el régimen de regalías se duplicó: de 16,66% a 33,33%. El resultado fue la salida de socios internacionales con músculo financiero y capacidad tecnológica —entre ellos ExxonMobil y ConocoPhillips—, la desinversión sostenida en capital (CapEx) y la pérdida paulatina de capacidad técnica para contrarrestar la declinación natural de los campos maduros.
El colapso del downstream: 2012-2018
La curva de refinación, que se mantenía en la franja de 1.000 a 1.200 kBD hasta el siniestro de Amuay en 2012, cayó drásticamente a partir de ese año. Según el análisis, los flujos de caja operativos de PDVSA fueron redirigidos hacia gasto social, desatendiendo los planes de mantenimiento preventivo de los complejos de Paraguaná, Puerto La Cruz y El Palito. El parque refinador perdió confiabilidad mecánica e imposibilitó la producción de derivados ligeros para el mercado interno.
De exportador neto a país vulnerable
Entre 2015 y 2020, la combinación de control de precios internos de combustibles, contracción severa de divisas y sanciones financieras internacionales comprimió el volumen exportable hasta niveles críticos. Al caer la producción a 600 kBD en 2020, el consumo interno absorbía un porcentaje proporcionalmente desmedido de la menguada producción total, eliminando el saldo exportable que generaba divisas.
Un indicador técnico revela la magnitud del estrés: la relación Refinación/Producción exhibió picos anómalos superiores al 80% entre 2018 y 2022. Hernández advierte que ese dato no reflejó mayor productividad refinadora, sino que actuó como indicador de estrés de oferta: la producción total colapsó más rápido que el volumen mínimo que aún se intentaba procesar.
Recuperación parcial vía terceros: 2021-2025
La única señal de recuperación provino del otorgamiento de licencias a empresas internacionales —Chevron, Eni y Repsol— bajo marcos de excepción regulatoria. La producción ascendió gradualmente desde los mínimos de 2020 hasta situarse en la franja de 1.000 kBD hacia 2025. Es decir, la recuperación no fue producto de una reforma institucional, sino de la cesión puntual de operaciones a capitales privados extranjeros.
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Los números cuentan una historia que no admite matices ideológicos: cuando el aparato estatal desplaza la racionalidad técnica y económica por criterio político-partidista, el capital huye, el talento se va y la infraestructura se degrada hasta el punto de no retorno. Venezuela pasó de ser el mayor exportador de crudo del hemisferio occidental a depender de licencias de excepción para sostener una producción equivalente a la de mediados del siglo XX.
El caso PDVSA es el manual de lo que ocurre cuando la renta petrolera se convierte en caja chica del gasto corriente y la meritocracia técnica se subordina a la lealtad política. Capital busca reglas claras; donde no las hay, simplemente no llega. La pregunta que queda abierta es si la recuperación parcial vía terceros tiene sustentabilidad sin una reforma institucional de fondo que restaure los incentivos para la inversión de largo plazo.
