Miedo, apagones y PDVSA: por qué el terremoto de Venezuela pone en jaque una industria eléctrica que ya estaba al límite
El doble terremoto del 24 de junio causó en Venezuela daños limitados en los yacimientos, pero los cortes eléctricos generalizados amenazan la producción de una industria que opera al 36% de su capacidad histórica.
El 24 de junio de 2026, a las 18:04 hora local, un primer terremoto de magnitud 7,2 sacudió la región de San Felipe, en el estado de Yaracuy, al norte de Venezuela. Treinta y nueve segundos después, un segundo temblor de 7,5 —el más intenso— golpeó a 28 kilómetros al sureste de Yumare y Montalbán, en Carabobo. El doblete, uno de los más potentes registrados en el país en décadas, dejó más de 180 muertos, más de 1.500 heridos, miles de desaparecidos, edificios derrumbados en La Guaira y cortes eléctricos generalizados en varias ciudades del centro-norte del país. La presidenta encargada Delcy Rodríguez declaró el estado de emergencia esa misma noche.
Para la industria petrolera venezolana, la primera buena noticia fue geográfica. Las principales cuencas productoras del país —la Faja Petrolífera del Orinoco, el lago Maracaibo y los campos de Monagas— están lejos de los epicentros, que se concentraron en una franja costera e interior del norte venezolano históricamente menos vinculada a la infraestructura de extracción y refinación. Las evaluaciones preliminares de Reuters y los propios operadores extranjeros confirmaron daños limitados en la infraestructura dura: el complejo de Paraguaná —el mayor de refinación del país— operó sin interrupciones, las cinco terminales de exportación principales (José, Puerto la Cruz, Amuay, Cardón y Bajo Grande) cargaron buques sin interrupción el 25 de junio, y compañías como Chevron, Eni y Repsol confirmaron que sus operaciones seguían activas y que todo el personal había sido localizado.
La mala noticia fue eléctrica. Y para Venezuela, la electricidad es el talón de Aquiles que el sismo no creó, sino que expuso.
Una industria que necesita electricidad constante y no la tiene
La refinería El Palito, la más pequeña del país con capacidad para procesar 146.000 barriles diarios, sufrió un apagón tras los daños en las líneas eléctricas de la región y permaneció parcialmente fuera de servicio en los días siguientes al sismo. El segundo complejo petroquímico más grande de Venezuela en funcionamiento, Morón, detuvo operaciones brevemente y recién reinició el 25 de junio. La Planta Centro, una central eléctrica estatal de la región central, fue señalada por los bomberos locales como el nodo crítico cuya reconexión permitiría normalizar el procesamiento de petróleo en los yacimientos cercanos.
Los yacimientos de la Faja del Orinoco, donde se concentra el grueso de la producción actual, requieren electricidad constante para operar las bombas de extracción del crudo extrapesado —un petróleo con entre 8 y 16 grados API que no fluye de manera natural y necesita inyección continua de energía y diluyentes para moverse desde el pozo hasta la terminal de exportación—. En una industria con suministro eléctrico estable y redundante, un terremoto de esta magnitud hubiera sido una emergencia manejable. En Venezuela, donde los apagones generalizados son un evento recurrente incluso sin sismos, cada corte es un riesgo directo para la producción.
Las exportaciones totales del mes cayeron levemente a 1,2 millones de barriles diarios, según el monitoreo de buques tanque reportado por Reuters, con retrasos menores en las terminales atribuibles más al papeleo y las autorizaciones demoradas que a daños físicos en la infraestructura portuaria. En perspectiva, 1,2 millones de barriles diarios es el techo que Venezuela había recuperado con dificultad en 2025 — una cifra que, comparada con el pico de 3,3 millones de barriles diarios de 1998, ilustra en un solo número el colapso de dos décadas de desinversión y gestión política del sector.
El peso de la historia: de 3,3 millones a 500.000
La Venezuela de 1998 era el cuarto exportador mundial de petróleo, con una producción que rozaba los 3,3 millones de barriles diarios. La llegada al poder de Hugo Chávez en 1999 marcó el inicio de un giro que, en su primera etapa, no afectó dramáticamente los volúmenes: fue la huelga de diciembre de 2002 y el despido masivo de 18.000 trabajadores de PDVSA —técnicos, ingenieros, geólogos— lo que desencadenó el primer colapso estructural de la compañía. La producción cayó de 3 millones de barriles diarios a 800.000 en pocas semanas, y aunque se recuperó parcialmente, nunca volvió a los niveles previos.
El segundo colapso fue más lento y más profundo. Entre 2016 y 2020, una combinación de desinversión acumulada, sanciones internacionales, huida de talento técnico —se estima que entre 25.000 y 30.000 trabajadores calificados abandonaron PDVSA en los últimos 20 años— y deterioro físico de instalaciones que no recibieron mantenimiento adecuado llevó la producción a un piso de entre 500.000 y 550.000 barriles diarios en 2020. Era el 15% del pico histórico. Una compañía con las mayores reservas probadas del mundo —estimadas en 303.000 millones de barriles, el 20% de las reservas globales— producía menos que muchos campos individuales en otros países.
La recuperación iniciada en 2022, habilitada por la Licencia General 41 que el Departamento del Tesoro de EEUU otorgó a Chevron para operar en Venezuela, fue real pero frágil. Para fines de 2025, PDVSA y sus socios habían llevado la producción de regreso a 1,2 millones de barriles diarios —un aumento del 12,9% interanual según la propia Rodríguez—. Pero esa recuperación descansa sobre una infraestructura que acumula más de una década sin inversión sistemática, en campos que en muchos casos requirieron primaria, secundaria y hasta terciaria recovery para mantener la presión de yacimiento, y sobre una red eléctrica que ya antes del terremoto era el primer factor de riesgo operativo del sector.
El escenario post-Maduro y la nueva ley de hidrocarburos
El contexto político agrega otra capa de complejidad. En enero de 2026, en un episodio sin precedentes, fuerzas estadounidenses detuvieron a Nicolás Maduro y lo trasladaron fuera del país. Rodríguez asumió como presidenta encargada y el sistema de gobierno chavista se reorganizó con una presidencia en transición. En febrero, el secretario de Energía de Estados Unidos, Christopher Wright, visitó Caracas y recorrió instalaciones de la Faja del Orinoco junto a Rodríguez, en lo que ambas partes describieron como un acuerdo energético "histórico" cuyos términos exactos no fueron revelados. El Departamento del Tesoro relajó restricciones para permitir que empresas estadounidenses operen en el mercado petrolero venezolano bajo condiciones de control.
El Parlamento venezolano aprobó en enero una reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos que abre el sector a la inversión privada y extranjera en condiciones que antes eran imposibles: los "socios B" —operadores privados con participación minoritaria en empresas mixtas con PDVSA— pueden ahora comercializar su cuota de crudo directamente en mercados internacionales sin necesidad de autorización de la estatal, y los contratos de servicios con producción compartida (CPP) tienen un nuevo estatus legal que busca darles predictibilidad a los inversores. La regalía mínima puede reducirse hasta cero en proyectos de baja rentabilidad, una concesión estructural que la ley anterior no permitía.
Según los cálculos de Rystad Energy citados por Bloomberg, llevar la producción venezolana de 1,2 millones a 1,4 millones de barriles diarios —un aumento del 40%— no sería técnicamente complejo si los recursos necesarios ingresan en los próximos 18 meses. Volver al pico de 3 millones de barriles diarios, en cambio, demandaría inversiones totales del orden de US$180.000 millones entre 2026 y 2040 y la reconstrucción de una capacidad técnica que se fue del país en dos décadas.
Lo que el terremoto dejó en evidencia
El doblete sísmico no cambió la ecuación energética de Venezuela. La dejó más visible. Una industria que opera al 36% de su capacidad histórica, con infraestructura deteriorada, red eléctrica al límite y una transición política sin precedentes en curso, puede absorber el impacto físico directo de un terremoto de magnitud 7,5 —porque las cuencas productoras están lejos de los epicentros— pero no puede absorber fácilmente el impacto secundario: los cortes eléctricos que detienen bombas, los retrasos burocráticos que demoran las exportaciones y la señal que cada evento de este tipo envía a los inversores que evalúan si Venezuela es el destino donde poner los miles de millones que el sector necesita para recuperarse.
Las exportaciones de petróleo venezolano cayeron levemente a 1,2 millones de barriles por día este mes, con los envíos a Estados Unidos aumentando a 630.000 barriles diarios mientras que las exportaciones a India disminuyeron a 277.000 barriles diarios — una reconfiguración de mercados que refleja tanto la nueva política energética de Washington como la fragilidad logística del sistema venezolano ante cualquier perturbación, sísmica o no.
Para los analistas del sector, la pregunta no es si Venezuela va a recuperarse: las reservas están ahí, son las más grandes del mundo y no se movieron con el terremoto. La pregunta es a qué velocidad puede hacerlo una industria que, antes de que el suelo se sacudiera, ya operaba sobre una red eléctrica que no aguantaba una tormenta tropical sin apagones.