Petróleo venezolano: ¿Un tesoro caducado?

El corazón del desafío no es político, sino geológico. Más del 90% de las reservas venezolanas se concentran en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), un vasto yacimiento de crudos extrapesados y bitúmenes. Millones de años de actividad bacteriana han consumido las fracciones más ligeras del petróleo, dejando un fluido extremadamente viscoso, denso y con un alto contenido de metales (níquel, vanadio) y azufre (hasta un 5%).

Esta naturaleza impone condiciones de extracción análogas, en términos de intensidad de infraestructura, a la de las lutitas (shale) estadounidenses, aunque por razones opuestas. Mientras en el fracking se fractura roca madre de baja permeabilidad, en la FPO se debe perforar una cantidad masiva de pozos con una densidad de más de un pozo por kilómetro cuadrado y aplicar métodos térmicos de recuperación mejorada, principalmente inyección de vapor. Esto dispara los costos operativos, la necesidad de energía, agua y tiene una gran complejidad logística, de manera que el costo de producción por barril en la FPO es tres veces superior en el mejor de los casos que el de los crudos convencionales de Medio Oriente.

Dos décadas de malas políticas y la reciente agonía de la industria han magnificado el problema hasta límites críticos. La fuga masiva de talento tras las crisis políticas y las sucesivas reestructuraciones de PDVSA (Petróleos de Venezuela S.A.), especialmente a partir de 2003 y de forma acelerada después de 2017, ha supuesto una pérdida de recursos humanos cuyos efectos son tan reales como la porosidad de una arenisca. Miles de ingenieros, geólogos, técnicos y gerentes con décadas de conocimiento específico en yacimientos complejos emigraron. Y este capital intelectual es irremplazable a corto y medio plazo.

Paralelamente, el deterioro físico de los activos es colosal. La falta de mantenimiento, la corrosión, la improvisación y la pérdida de capacidad operativa han reducido la producción nacional a poco más de 800 mil barriles diarios (según fuentes secundarias de la OPEP), desde un pico de más de 3 millones a finales de los 90. Para cualquier técnico petrolero esto implica un impacto directo en el subsuelo: la gestión inadecuada de los yacimientos, la interrupción de los ciclos de inyección de vapor y la falta de monitoreo de presión pueden causar daños permanentes a los reservorios, reduciendo el factor de recuperación final y comprometiendo reservas futuras.

La geoquímica del crudo venezolano, además, necesita ser mezclado con diluyentes (naftas o crudos livianos) para poder ser transportado por oleoductos. Históricamente Venezuela importaba estos diluyentes de EE.UU. Y su destino final es las refinerías del complejo industrial de la Costa del Golfo de EE.UU. (en Texas y Louisiana), como las de Citgo (antigua filial de PDVSA), Valero o Chevron, las pocas en el mundo diseñadas y adaptadas para procesar de manera eficiente y a gran escala crudos pesados y ácidos mediante unidades especializadas de coquización y desulfurización. Esta interdependencia técnica hace que cualquier desacoplamiento total entre Venezuela y EE.UU. sea económicamente oneroso para ambas partes a pesar de la animosidad política.

La cautela de las empresas internacionales, incluidas las estadounidenses, que podrían regresar bajo licencias limitadas como la de Chevron, no es meramente política. Es un cálculo de riesgo geotécnico y económico. Invertir en la FPO requiere capital intensivo a largo plazo mediante proyectos que tardarán años en ser rentables, estabilidad legal y contractual para asegurar la recuperación de la inversión y un ecosistema operativo funcional con cadenas de suministro, proveedores locales y una infraestructura de puertos competente. Hoy Venezuela carece de estos tres elementos en grado suficiente. Los informes de firmas como Rystad Energy o el Center for Strategic and International Studies (CSIS) han destacado repetidamente que, incluso con el levantamiento total de sanciones, la recuperación de la producción venezolana sería lenta, costosa y limitada sin un cambio estructural profundo y una reinserción masiva de capital y tecnología.

La reciente operación estadounidense más que una apertura ha sido un recordatorio de la volatilidad del marco en el que se desenvuelve esta industria. El tiempo no es solo un factor político, es una variable geomecánica. Cada año que pasa sin una gestión técnica adecuada de los yacimientos de la FPO y sin una inversión sostenida en recuperación mejorada, implica una potencial pérdida de reservas recuperables. La ventana para reactivar la industria de manera significativa se estrecha no por el agotamiento del recurso (que es inmenso), sino por el colapso irreversible de la capacidad para extraerlo de manera eficiente.

El petróleo venezolano, en su esencia geológica, seguirá allí, atrapado en las areniscas de la Faja del Orinoco. Quizás sea su destino, el de unas reservas enormes de hidrocarburos cuyo valor se encuentra hipotecado por razones técnicas y ambientales más allá de su interés geopolítico.