Petróleo en Venezuela es más que un commodity: es el motor que moldeó al Estado, la economía y la relación del país con el mundo durante más de un siglo. Según el informe país de la U.S. Energy Information Administration (EIA), Venezuela tenía en 2023 aproximadamente 303.000 millones de barriles de reservas probadas (cerca de 17% del total global). Pero esa abundancia convive con una brecha dura: el mismo reporte estima que en 2023 el país produjo 742.000 barriles diarios, apenas 0,8% de la producción mundial, y que esa cifra implica un descenso acumulado de 70% respecto de 2013. El dato no es menor: explica por qué la historia petrolera venezolana no se cuenta solo en “oro negro”, sino en capacidad industrial, mantenimiento, acceso a insumos y reglas del juego. Desde los primeros pozos de Zulia hasta la creación de una empresa estatal gigante y la posterior caída de la producción, el petróleo definió qué se financiaba, cómo se gobernaba y cuán vulnerable quedaba el país cuando el barril bajaba o la operación se interrumpía.
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Del Zumaque al Barroso: el nacimiento de una potencia petrolera (1914–1928)
El punto de partida suele fijarse en el pozo Zumaque I (Mene Grande, Zulia), asociado al inicio de la producción comercial. Un registro del Acervo Histórico del estado Zulia sobre el Zumaque I ubica el hito en 1914 y describe un arranque del orden de 250 barriles diarios, en una Venezuela que aún dependía del café y el cacao. El salto se vuelve irreversible con el reventón del Barroso No. 2 en Cabimas, el 14 de diciembre de 1922: el Acervo Histórico del estado Zulia y la crónica de ReVista (Harvard) lo retratan como un evento que disparó inversión, infraestructura y una nueva escala productiva en torno al Lago de Maracaibo. A partir de ahí, Venezuela entra de lleno en el tablero energético mundial; de hecho, Britannica sostiene que para 1928 el país ya era el principal exportador mundial de petróleo. Ese giro reordenó ciudades, empleo y finanzas públicas: el Estado comenzó a depender crecientemente de una renta que crecía más rápido que cualquier otra actividad.
La ley del 50/50: cuando el Estado aprende a capturar la renta (1943)
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El boom petrolero trajo una pregunta inevitable: quién se quedaba con la renta y bajo qué reglas. En los años 40, Venezuela avanzó hacia un esquema que marcaría a la industria global: la regla del “fifty-fifty”, pensada para equilibrar continuidad de inversión con un Estado capaz de financiar infraestructura, servicios y modernización. Una cronología del Council on Foreign Relations resume el giro: Venezuela adopta una nueva ley petrolera que, en términos generales, asegura al país la mitad de las ganancias provenientes de la actividad, sin cortar de golpe la operación de las concesiones que ya existían. Más allá del detalle técnico, el efecto fue político y económico: el Estado pasa de observar la industria a diseñar su “tasa de captura” y, con ello, a planificar gasto público sobre una base que depende del precio internacional y del volumen producido. Ese modelo, que parecía estable mientras la producción subía, instaló un incentivo doble: defender la inversión que sostiene el flujo y, al mismo tiempo, maximizar la recaudación en el ciclo alto. En la práctica, fue un paso decisivo hacia la idea de que el petróleo no es solo industria, sino palanca fiscal.
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OPEP y nacionalización: de socio fundador a dueño total del negocio (1960–1976)
La dimensión geopolítica se formaliza en 1960, cuando Venezuela participa en la creación de la OPEP. La organización lo consigna en su reseña histórica oficial: OPEP se funda en septiembre de 1960 por Irán, Irak, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela, para coordinar políticas y proteger intereses de los productores. Ese movimiento consolidó la noción de soberanía sobre recursos y fortaleció la capacidad de los Estados para negociar condiciones y precios de referencia. Con ese telón de fondo, y tras años de mayor control estatal, llega el hito de 1976: la nacionalización petrolera y el nacimiento del “campeón nacional”. Según Britannica, la creación de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) se sitúa en ese proceso, con el Estado como propietario. La EIA añade un matiz clave para entender el “antes y después”: PDVSA tuvo autonomía significativa hasta los 90, cuando el gobierno pasó a ejercer un control más directo, abriendo una etapa donde la lógica fiscal empezó a pesar tanto como la lógica industrial.
Hitos en 12 fechas: el mapa rápido del petróleo venezolano
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Para no perderse entre décadas, empresas y reformas, conviene mirar la historia como una secuencia de momentos en que cambió la regla del juego: descubrimientos que aceleraron inversión, decisiones tributarias que alteraron incentivos y hitos institucionales que redefinieron quién manda sobre el negocio. El arco va desde Zulia —donde los primeros pozos empujaron a Venezuela a un liderazgo exportador que Britannica sitúa ya en 1928— hasta la etapa contemporánea, marcada por el desafío de operar crudos más complejos y sostener infraestructura envejecida. Esta línea de tiempo ayuda a entender por qué la industria venezolana no es “una sola historia”, sino varias superpuestas: una de crecimiento y protagonismo internacional; otra de reformas fiscales y nacionalización; y una tercera de deterioro operativo que terminó por separar el tamaño de las reservas del tamaño de la producción efectiva. Con ese mapa, el lector puede ubicar dónde se “rompe” la cadena que convierte reservas en exportaciones, y por qué el país puede tener el mayor volumen de reservas probadas del mundo y, al mismo tiempo, producir muy por debajo de su potencial.
31 de julio de 1914: Zumaque I inicia producción comercial en Mene Grande (Zulia), según el Acervo Histórico del estado Zulia.
14 de diciembre de 1922: reventón del Barroso No. 2 en Cabimas, de acuerdo con el Acervo Histórico del estado Zulia y ReVista (Harvard).
1928: Venezuela se convierte en el principal exportador mundial de petróleo, según Britannica.
1943: se consolida el esquema “50/50” para repartir ganancias, resumido por el CFR.
Septiembre de 1960: Venezuela es país fundador de la OPEP, de acuerdo con la historia oficial de OPEP.
1 de enero de 1976: nacionalización y creación de PDVSA, según Britannica.
1995: reapertura a inversión extranjera en exploración y producción, consignada por Britannica.
2013–2023: declive acumulado y caída de 70% en producción, estimado por la EIA.
La Faja del Orinoco: reservas gigantes, crudo difícil y dependencia tecnológica
La mayor paradoja venezolana está en el tipo de petróleo. La EIA subraya que la mayor parte de las reservas probadas del país corresponde a crudo extrapesado de la Faja del Orinoco, lo que exige más tecnología y más “ingeniería de proceso” que un crudo liviano. En términos simples: no basta con perforar; hay que asegurar diluyentes (nafta, condensados) para transporte y mezcla, operar mejoradores (upgraders) y sostener refinerías capaces de procesar crudos pesados. Esa complejidad vuelve a la industria especialmente sensible a interrupciones logísticas, falta de mantenimiento y restricciones financieras: si el flujo de diluyente se corta o el equipo crítico falla, la producción no cae “un poco”, cae fuerte. El mismo informe describe que la extracción de extrapesados requiere un nivel de expertise que poseen compañías internacionales, pero cuya participación ha sido limitada, entre otros factores, por restricciones y condiciones operativas. En la práctica, la Faja explica dos cosas a la vez: por qué el país puede tener reservas enormes, y por qué convertirlas en producción estable requiere un ecosistema industrial completo, no solo pozos.
Qué deja la historia: lecciones para economías de recursos en América Latina
La historia petrolera venezolana no se explica solo por geología: es una conversación permanente entre precios, instituciones y operación. La EIA detalla que, tras una década de declive, Venezuela registró alzas de 13% en 2021 y 18% en 2022, pero sobre una base aún muy deprimida, y atribuye el repunte a factores como disponibilidad de diluyentes, asistencia técnica y el retorno parcial de proveedores locales. También entrega una pista sobre el rol de acuerdos específicos: menciona que una exención previa permitió a Chevron subir su producción a 135.000 bpd en 2023 y proyecta aumentos que podrían empujar el total hacia alrededor de 900.000 bpd a fines de 2024, bajo ciertos supuestos operativos. En REDIMIN, este debate sobre el “cuánto se puede recuperar” y bajo qué condiciones ya apareció en una nota sobre el plan de Chevron para aumentar exportaciones desde Venezuela, donde la clave vuelve a ser la operación real, no la reserva en papel.
La renta extraordinaria construye Estado, pero puede rigidizar el gasto y volverlo dependiente del precio.
La gobernanza de la empresa estatal define si el recurso se gestiona como industria o como caja fiscal.
Sin reinversión y capital humano, la declinación llega aunque existan reservas para décadas.
En recursos complejos (extrapesados o yacimientos maduros), la estabilidad operativa vale tanto como el barril.
La recuperación, cuando ocurre, rara vez es instantánea: requiere años de inversión sostenida, reconstrucción de capacidades técnicas y acuerdos comerciales viables. Un estudio sectorial como The Future of Venezuela’s Oil Industry pone el foco en cuellos de botella prácticos: rehabilitar instalaciones, restablecer cadenas de proveedores, asegurar diluyentes, recuperar taladros y programas de mantenimiento, y rearmar incentivos para reinvertir en lugar de exprimir caja en el corto plazo. Visto así, la historia venezolana deja una conclusión incómoda pero útil para cualquier economía extractiva: las reservas no son riqueza automática. La riqueza aparece cuando hay instituciones capaces de sostener inversión, transparencia y operación continua, especialmente cuando el recurso —como el extrapesado— exige tecnología, logística y disciplina industrial de alto nivel.