El 7 de enero de 1936 la Standard Oil of New Jersey puso en marcha el pozo La Canoa-1, en el actual estado Anzoátegui. Produjo cerca de mil barriles diarios durante unos 44 días y fue abandonado: el crudo era tan pesado que extraerlo no compensaba. Aquel pozo abrió la exploración de lo que después se llamaría la Faja Petrolífera del Orinoco, la acumulación que hoy sostiene la mayor parte de las reservas declaradas de Venezuela. Casi noventa años más tarde, la distancia entre el petróleo que el país dice tener bajo tierra y el que efectivamente extrae sigue siendo el rasgo central de su industria.
La historia que sigue se apoya en las cifras de producción y reservas que Venezuela comunica a la OPEP, de la que es miembro fundador desde 1960, contrastadas con otras fuentes cuando existen. El marco macroeconómico está en la página sobre la economía de Venezuela.
De las concesiones a la OPEP (1917–1960)
La serie histórica de la OPEP empieza en 1917 con una producción media de 300 barriles diarios. El crecimiento de los años veinte fue vertiginoso: 54.600 barriles diarios en 1925, 289.500 en 1928 y 372.800 en 1929. La Segunda Guerra Mundial dejó una huella visible en los datos. La producción cayó de 621.300 barriles diarios en 1941 a 405.900 en 1942, y se recuperó con fuerza al final del conflicto, hasta 886.000 en 1945.
En 1943 la Standard Oil of New Jersey aceptó un nuevo acuerdo basado en el reparto de las ganancias al cincuenta por ciento con el Estado venezolano. La expansión de posguerra llevó la producción a 1.498.000 barriles diarios en 1950 y a 2.846.100 en 1960, el año de la fundación de la OPEP. En la segunda mitad de los años cincuenta se superaron por primera vez los dos millones y medio de barriles diarios: 2.456.800 en 1956 y 2.779.200 en 1957, antes de un retroceso en 1958 hasta 2.604.800.
La OPEP publica también la producción acumulada. Hasta el final de 1960 Venezuela había extraído unos 13.900 millones de barriles; hasta el final de 2014, según el boletín de 2015, unos 66.400 millones. Para comparar, las reservas que el país declara hoy equivalen a más de cuatro veces todo lo extraído en casi un siglo.
El máximo de 1970 y la nacionalización de 1976
En 1970 Venezuela extrajo 3.708.000 barriles diarios, el máximo de toda su serie. A partir de ahí la producción bajó cada año hasta 1978, con la excepción de 1973. En 1975 ya estaba en 2.346.200 barriles diarios. Con el alza de precios de 1973 y 1974, el país ingresaba más aunque extrajera menos, y esa combinación preparó el terreno político para la nacionalización.
La ley orgánica que reservó al Estado la industria y el comercio de los hidrocarburos se promulgó el 29 de agosto de 1975. Al día siguiente un decreto creó Petróleos de Venezuela, S. A. (PDVSA), que el 2 de noviembre absorbió la Corporación Venezolana del Petróleo y, desde el 1 de enero de 1976, pasó a coordinar las operadoras nacionalizadas, sucesoras de las trece antiguas concesionarias privadas. Durante años esas filiales conservaron nombres propios, como Lagoven, Maraven, Meneven o Corpoven, que todavía aparecen en las tablas por empresa de los boletines de la OPEP de comienzos de este siglo.
La década de 1980 fue la de menor producción desde la posguerra. En 1985 la cifra tocó fondo en 1.564.000 barriles diarios, en un contexto de precios bajos y cuotas de la OPEP. Desde finales de 1982 PDVSA emprendió además una estrategia de internacionalización: en 1983 compró el 50 % de un complejo de refinación en la zona de Düsseldorf, y en años posteriores adquirió participaciones en refinerías de Europa y Estados Unidos.
Crecimiento, paro y una nueva ley (1990–2006)
La producción se recuperó en los años noventa hasta 3.120.000 barriles diarios en 1998, el valor más alto desde 1973. En 2001, al amparo de una ley habilitante, se aprobó una nueva Ley Orgánica de Hidrocarburos que elevó al 30 % la tributación de las empresas extranjeras en las actividades de extracción, una de las normas más discutidas de aquel paquete legislativo.
El conflicto entre el gobierno de Hugo Chávez y la dirección de PDVSA estalló en 2002. El 2 de diciembre de ese año comenzó un paro convocado por Fedecámaras, la Coordinadora Democrática y la central sindical CTV, al que se sumó buena parte de la plantilla de la empresa. Los convocantes lo presentaban como huelga general; los partidarios del gobierno sostenían que era una protesta política sin pliego laboral. La paralización se levantó el 3 de febrero de 2003. El gobierno despidió a más de 17.000 empleados según algunas fuentes, y a casi 20.000 trabajadores cualificados según la EIA, que todavía en 2024 citaba aquellos despidos como una de las causas de la falta de personal técnico en la industria.
En los promedios anuales el paro se nota menos de lo que se notó en los meses del conflicto: 2.782.000 barriles diarios en 2002 y 2.643.000 en 2003, frente a 3.009.400 en 2004.
Los boletines de la OPEP, además, se corrigen. El de 2005 daba para ese año 3.128.000 barriles diarios; el de 2009 rebajó la misma cifra a 3.066.800. Las series de esta página toman cada año de la edición más reciente consultada que lo incluye.
La Faja del Orinoco y el salto de las reservas
La Faja se extiende unos 650 kilómetros de este a oeste por los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, con una superficie de 55.314 kilómetros cuadrados. Su crudo es pesado y extrapesado, y necesita diluyentes para transportarse y plantas mejoradoras para convertirse en un crudo sintético comercializable.
El 1 de mayo de 2007 el gobierno tomó el control de las cuatro plantas mejoradoras de la Faja, que operaban empresas como Chevron, ExxonMobil, ConocoPhillips, BP, Statoil y Total, y convirtió los proyectos en empresas mixtas con mayoría de PDVSA. ExxonMobil y ConocoPhillips no aceptaron las condiciones y acudieron al arbitraje internacional. El CIADI, del grupo del Banco Mundial, fijó en 2014 una indemnización de 1.600 millones de dólares para ExxonMobil y, en marzo de 2019, de más de 8.000 millones para ConocoPhillips.
| Año | Producción, miles de barriles diarios | Reservas probadas al cierre, millones de barriles | Edición del boletín de la OPEP |
|---|---|---|---|
| 1970 | 3.708,0 | 14.000 | ASB 2005 |
| 1980 | 2.165,0 | 19.530 | ASB 2005 |
| 1985 | 1.564,0 | 54.454 | ASB 2005 |
| 1990 | 2.135,2 | 60.054 | ASB 2005 |
| 1998 | 3.120,0 | 76.108 | ASB 2005 |
| 2000 | 2.891,0 | 76.848 | ASB 2005 |
| 2002 | 2.782,0 | 77.307 | ASB 2005 |
| 2003 | 2.643,0 | 77.226 | ASB 2005 |
| 2005 | 3.066,8 | 80.012 | ASB 2009 |
| 2007 | 2.981,9 | 99.377 | ASB 2009 |
| 2008 | 2.957,5 | 172.323 | ASB 2009 |
| 2009 | 2.878,1 | 211.173 | ASB 2009 |
| 2010 | 2.853,6 | 296.501 | ASB 2015 |
| 2013 | 2.789,5 | 298.350 | ASB 2015 |
| 2015 | 2.653,9 | 300.878 | ASB 2020 |
| 2016 | 2.372,5 | 302.250 | ASB 2020 |
| 2017 | 2.034,8 | 302.809 | ASB 2020 |
| 2018 | 1.510,2 | 303.806 | ASB 2020 |
| 2019 | 1.012,6 | 303.806 | ASB 2020 |
| 2020 | 569,0 | 303.561 | ASB 2025 |
| 2021 | 636,0 | 303.468 | ASB 2025 |
| 2022 | 716,0 | 303.221 | ASB 2025 |
| 2023 | 783,0 | 303.008 | ASB 2025 |
| 2024 | 921,0 | 303.221 | ASB 2025 |
Fuente: OPEP, Annual Statistical Bulletin. Las reservas de 1970–2005 proceden de la edición de 2005; las de 2005–2009, de la de 2009; las posteriores, de las ediciones de 2015, 2020 y 2025. «–»: año no incluido en las tablas consultadas.
La tabla muestra el efecto de la certificación. Las reservas declaradas saltaron de 28.028 millones de barriles en 1984 a 54.454 millones en 1985, crecieron despacio hasta 80.012 millones en 2005 y después se dispararon: 172.323 millones en 2008, 211.173 millones en 2009 y 296.501 millones en 2010. La cifra de 2010 se calculó, en el marco del proyecto de certificación Magna Reserva, aplicando un factor de recuperación del 20 % al crudo del yacimiento, y con ella Venezuela pasó a declarar las mayores reservas del mundo.
Conviene leer esas cifras con tres cautelas. La primera, que son datos comunicados por el país. La segunda, que el Servicio Geológico de Estados Unidos, en una evaluación independiente publicada en 2010, estimó para la Faja unos 513.000 millones de barriles técnicamente recuperables (con un rango de 380.000 a 652.000 millones) sobre más de un billón de barriles en el yacimiento, una cifra mayor que la oficial pero que no tiene en cuenta si la extracción es rentable. La tercera, que desde 2010 las reservas declaradas apenas cambian mientras la producción se desplomaba.
Caída de la producción, sanciones y licencias (2014–2025)
Entre 2013 y 2020 la producción comunicada a la OPEP pasó de 2.789.500 a 569.000 barriles diarios. La caída se aceleró en 2017 (2.034.800) y 2018 (1.510.200) y tocó fondo en 2020. Las sanciones estadounidenses se superpusieron a ese declive. La orden ejecutiva 13808, del 24 de agosto de 2017, cerró a PDVSA el acceso a nueva financiación en Estados Unidos, y el 28 de enero de 2019 el Departamento del Tesoro designó a la empresa y bloqueó sus bienes bajo jurisdicción estadounidense. Según la EIA, las importaciones de crudo venezolano en Estados Unidos se detuvieron poco después.
La EIA atribuye el deterioro a la mala gestión, a las sanciones y a la crisis económica, y menciona también la falta de mantenimiento de refinerías y oleoductos. El boletín de la OPEP de 2025 da una medida de ello: en 2024 la capacidad de refinación declarada era de 2.154.000 barriles diarios, y el crudo efectivamente refinado, 335.000. Según la misma EIA, el Estado ha usado a PDVSA como fuente de ingresos para programas sociales mediante gravámenes del 40 % al 45 %, lo que redujo la reinversión.
Hubo una recuperación parcial desde 2021. En noviembre de 2022 Chevron obtuvo autorización para volver a exportar crudo de sus empresas mixtas a Estados Unidos, y en octubre de 2023 la OFAC alivió temporalmente las restricciones a cambio de compromisos sobre la participación de candidatos opositores en las elecciones presidenciales de 2024. La producción comunicada subió a 783.000 barriles diarios en 2023 y a 921.000 en 2024.
Un detalle lateral de esos años tiene poco que ver con los barriles. Las plantas mejoradoras de la Faja producen coque de petróleo como residuo, y tras un incendio en 2009 en la terminal de embarque del complejo de José, el coque empezó a acumularse en montañas de 30 a 60 metros de altura; en 2018 se estimaba que había entre 10 y 40 millones de toneladas almacenadas.
El giro de 2026
En enero de 2026, tras el anuncio estadounidense de la captura de Nicolás Maduro el día 3, el marco legal y externo de la industria cambió en pocas semanas. El 9 de enero una orden ejecutiva estadounidense, la 14373, declaró protegidos frente a embargos judiciales los fondos de la venta de recursos naturales venezolanos depositados en cuentas del Tesoro en nombre del gobierno, el Banco Central y PDVSA. El 29 de enero la presidenta encargada, Delcy Rodríguez, firmó una ley que permite la participación de empresas privadas en la producción y la venta de petróleo. La OFAC emitió después una serie de licencias generales sobre crudo, productos petroquímicos y diluyentes.
El efecto de esos cambios sobre la producción todavía no figura en ninguna edición del boletín de la OPEP, cuya serie para Venezuela termina, por ahora, en 2024. La relación entre la extracción y el producto se analiza en la página sobre el PIB de Venezuela.