El petróleo y sus derivados son la sangre de la civilización moderna. Circula por las arterias de las economías del mundo, fluyendo por oleoductos, tankers y terminales. Es denso energéticamente, es fácil de transportar, y ha sido el sustrato de la expansión del siglo XX. Cuando el suministro es interrumpido, sistemas enteros colapsan en crisis, como un paro cardíaco.
La industria de los petroquímicos nos da plásticos, fertilizantes, medicinas, materiales sintéticos y asfalto. Permea en nuestras vidas cotidianas de tal forma que no nos detenemos nunca a preguntar de dónde vienen nuestras comodidades. Geopolíticamente es una herramienta y un arma que ha llevado a alianzas, conflictos y ha determinado el destino de naciones. Nunca podremos vivir sin el petróleo.
Nadie se va a robar el petróleo de Venezuela por razones que planeo hacer evidentes a continuación. La imposibilidad descansa sobre tres pilares: el físico, porque el crudo venezolano es tan pesado y ácido que requiere infraestructura especializada que no existe en casi ningún lugar del mundo; el económico, porque décadas de abandono han dejado una industria en ruinas cuya rehabilitación costaría decenas de miles de millones de dólares y tomaría una década; y el humano, porque el conocimiento técnico acumulado durante generaciones se dispersó por el mundo y no puede recrearse con dinero.
Pero primero, fundamentos básicos de petróleo y petroquímica para que entiendan la proposición.
El petróleo crudo puede ser clasificado de distintas formas, para determinar cuánto vale, cómo debería de ser refinado y qué productos saldrán de dicha refinación.
La clasificación más básica utiliza la densidad, medida en la escala de gravedad API desarrollada por el Instituto Americano del Petróleo. Esta escala invertida hace que los petróleos más ligeros tengan números más altos: el agua se sitúa en 10 y la mayoría de los crudos oscilan entre 10 y 50 aproximadamente. El crudo ligero (API superior a 31) fluye fácilmente y produce una alta proporción de productos valiosos como la gasolina y el diésel. El crudo medio (API 22-31) requiere más procesamiento. El crudo pesado (API 10-22) es viscoso, más difícil de transportar y produce más combustóleo residual a menos que se someta a un refinado intensivo. El crudo extrapesado y el bitumen (API inferior a 10) son tan densos que se hunden en el agua y pueden requerir dilución o calentamiento solo para poder transportarse por oleoductos.
El segundo eje principal de clasificación es el contenido de azufre, utilizando terminología tomada de los primeros prospectores que literalmente probaban el petróleo crudo. El crudo dulce contiene menos del 0,5 % de azufre en peso. El crudo ácido supera ese umbral, y algunos crudos alcanzan el 3 % o más. El azufre es importante porque complica el refinado y crea problemas medioambientales. Los compuestos de azufre corroen los equipos, envenenan los catalizadores y producen dióxido de azufre cuando se queman, un precursor de la lluvia ácida y un contaminante regulado. Las refinerías deben invertir en unidades de hidrodesulfuración para eliminar el azufre, lo que aumenta los costes. Las regulaciones medioambientales restringen cada vez más el azufre en los combustibles para el transporte, lo que hace que el crudo dulce sea más valioso.
Por último, el petróleo se puede clasificar según lo que se obtiene tras su refinado. La destilación separa el crudo en fracciones según su punto de ebullición: gases ligeros, nafta, gasolina, queroseno y combustible para aviones, diésel, gasóleo pesado y residuos. El análisis de un crudo concreto. su curva de rendimiento en estas fracciones, determina su valor para refinerías específicas configuradas para producir determinadas gamas de productos.
Como referencia, el West Texas Intermediate (WTI) tiene una gravedad API de 39-40°, es clasificado como dulce y es la base para contratos de futuros. El perfil del crudo venezolano no se parece en nada a esto:
Orinoco Extrapesado: 8-10° API, 4-6 % de azufre. Similar al bitumen, es más pesado que el agua; no puede fluir sin calentamiento o dilución.
Merey-16: 15,9° API, 2,7 % de azufre. Mezcla de exportación principal; creada mediante la mezcla de crudo extrapesado con crudo ligero.
Boscan: 10,7° API, 5,2 % de azufre. Procedente del lago Maracaibo; extremadamente pesado y ácido.
Mesa-30: 29,1° API, 1,08 % de azufre. Calidad más ligera procedente de El Furrial; se utiliza para mezclas.
Santa Bárbara: 39,3° API, 0,48 % de azufre. Crudo ligero y dulce; se consume principalmente en el mercado interno.
Aproximadamente el 77 % o más de las reservas de Venezuela consisten en crudo extrapesado del cinturón del Orinoco. No se trata de petróleo convencional. Su composición es más parecida a la de las arenas petrolíferas de Canadá, aunque menos viscosa. A temperatura ambiente, el crudo del Orinoco se comporta como lodo. Requiere mezclarse con diluyentes en proporciones del 20-40 % en volumen solo para poder fluir por las tuberías.
Los seres humanos han utilizado el petróleo durante milenios, aunque no como combustible. Los antiguos mesopotámicos impermeabilizaban sus barcos con bitumen procedente de manantiales naturales. Los bizantinos utilizaron el petróleo como arma en el fuego griego. Los chinos, al perforar en busca de salmuera, descubrieron el gas natural ya en el siglo IV. Pero se trataba de encuentros fortuitos con el petróleo que llegaba a la superficie o se encontraba accidentalmente.
La era moderna del petróleo comenzó en 1859, cuando Edwin Drake perforó un pozo de 21 metros en Titusville, Pensilvania, que no era profundo según ningún estándar, pero sí revolucionario en su concepto. Buscaba deliberadamente petróleo bajo tierra utilizando técnicas adaptadas de perforación de pozos de sal. El momento fue afortunado: el aceite de ballena escaseaba y se encarecía, y el queroseno refinado a partir del petróleo ofrecía un combustible superior para las lámparas. En pocos años, el oeste de Pensilvania se transformó gracias a los especuladores, los refinadores y el joven John D. Rockefeller.
La extracción inicial era casi cómicamente fácil para los estándares modernos. Se trataba de yacimientos poco profundos bajo presión natural; se perforaba un agujero y el petróleo solía brotar a borbotones. El reto no era tanto la extracción como el control del flujo y la búsqueda de mercados.
A medida que se agotaban los yacimientos de fácil acceso, la industria avanzó progresivamente hacia fuentes más difíciles. El pozo Spindletop, que entró en erupción en Texas en 1901, abrió reservas más profundas en la costa del Golfo. Los grandes descubrimientos en Oriente Medio entre los años 1930 y 1950 —en Arabia Saudita, Kuwait, Irán e Irak— revelaron yacimientos extraordinariamente grandes y presurizados que dominarían el suministro mundial durante décadas. Estos yacimientos eran regalos geológicos: acumulaciones masivas en roca porosa, que a menudo solo requerían perforación para producir en abundancia.
La perforación en alta mar surgió a mediados de siglo, primero en aguas costeras poco profundas y luego progresivamente en mares más profundos. Los desarrollos del Mar del Norte de la década de 1970 se adentraron en entornos hostiles y profundos. Hoy en día, las plataformas de aguas profundas operan en aguas que superan los dos kilómetros, perforando pozos que se extienden varios kilómetros más por debajo del lecho marino.
El siglo XXI trajo consigo la revolución no convencional. Las arenas petrolíferas de Alberta requieren minería o inyección de vapor para extraer el bitumen, tan viscoso que no fluye de forma natural. La fracturación hidráulica (fracking) y la perforación horizontal liberaron el petróleo atrapado en formaciones de esquisto en Dakota del Norte, Texas y otros lugares, rocas tan impermeables que la perforación tradicional no recuperaba casi nada.
El concepto de «reservas» es más económico que geológico. El petróleo en el subsuelo no cambia, pero que se considere una reserva depende de si la extracción es rentable. Los geólogos petroleros distinguen entre recursos y reservas. Un recurso es el petróleo que existe; una reserva es el petróleo que se puede extraer de forma rentable con la tecnología actual y a los precios actuales. La misma acumulación subterránea puede ser un recurso en una década y una reserva en otra, simplemente porque los precios han subido o las técnicas de perforación han mejorado.
Hay varios factores que determinan la viabilidad. La profundidad y la ubicación son muy importantes: un pozo costero poco profundo es mucho más barato que una plataforma en aguas profundas que requiere miles de millones en infraestructura. Las características del yacimiento afectan a la recuperación: las rocas muy porosas y permeables sometidas a una fuerte presión natural producen petróleo fácilmente, mientras que las formaciones compactas requieren una estimulación costosa. La calidad del petróleo también es importante: el crudo ligero y dulce fluye fácilmente y se refina a bajo coste, mientras que el crudo pesado y ácido requiere más procesamiento.
Técnicamente, Venezuela posee las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, aproximadamente 300 000 millones de barriles, superando incluso a Arabia Saudí. Pero esa cifra tan llamativa oculta una realidad fundamental: la gran mayoría de esos barriles están atrapados en una forma que poco se parece al crudo ligero y fluido que construyó la era del petróleo.
El Cinturón del Orinoco es, en esencia, un accidente geológico. El petróleo convencional migró a estas formaciones hace mucho tiempo y luego perdió sus fracciones más ligeras debido a la biodegradación y la evaporación a lo largo de millones de años. Lo que queda son residuos moleculares: hidrocarburos de cadena larga tan pesados y enredados que se comportan más como melaza fría que como combustible líquido. Es tan pesado que necesita ser calentado o diluido con otras mezclas más ligeras, como mencioné previamente.
La extracción de petróleo pesado y bitumen requiere un funcionamiento continuo para mantener la movilidad del petróleo. Si el vapor se detiene, el yacimiento se enfría rápidamente, la viscosidad aumenta exponencialmente (de ~10 000 a más de 1 000 000 centipoises) y el petróleo se solidifica. Esto obstruye los pozos y devuelve las cámaras térmicas a su estado original. Para reiniciar el proceso es necesario realizar una amplia remediación o volver a perforar, y reconstruir las cámaras térmicas desde cero, un proceso que lleva meses y una enorme cantidad de energía antes de que se reanude la producción.
Una refinería no es una sola pieza de equipo, sino docenas de unidades de proceso interconectadas, cada una de las cuales es, en esencia, una planta química en sí misma. Una refinería compleja incluye torres de destilación atmosférica y al vacío, craqueador catalítico fluido, hidrocraqueador, coquizador, reformador, unidad de alquilación, unidad de isomerización, hidrotratadores para múltiples corrientes, recuperación de azufre, planta de hidrógeno y todos los tanques, bombas, intercambiadores de calor, compresores y tuberías que los conectan. Cada unidad debe estar diseñada para interactuar con precisión con las demás. La salida de una se convierte en la entrada de otra, por lo que las capacidades deben estar equilibradas. La ingeniería de esta integración lleva años antes de que comience la construcción.
Construir una refinería es de las cosas más complicadas que hace la humanidad, por la dificultad técnica, operacional y de burocracia que representa. Soldar estructuras masivas de aleaciones inusuales que resisten las condiciones extremas de los procesos químicos, elevar columnas de destilación de 50 metros de alto, introducir sistemas de seguridad y redundancia en toda la cadena, estudiar el impacto ambiental, conseguir permisos. En EEUU no se construye una refinería nueva desde 1977 por el dolor de cabeza que representan.
Cuando se diseña una refinería, se decide el tamaño de la unidad de coquización, la capacidad de hidrocraqueo necesaria y la configuración de la columna de destilación. Estas decisiones se basan en la composición prevista del crudo. Una vez construida, no es fácil cambiarla: una unidad de coquización cuesta cientos de millones de dólares y su construcción lleva años.
La mezcla de crudos permite alcanzar el punto óptimo para el que fue diseñada una refinería. Una refinería de la costa del Golfo construida en la década de 1980, asumiendo que el crudo pesado venezolano con 28 °API era un crudo de entrada. Hoy en día, sin el suministro venezolano, podrían mezclar crudo pesado canadiense (20 °API) con algo de crudo ligero del Pérmico (40 °API) para aproximarse a esa especificación objetivo. La coquería se mantiene a pleno rendimiento, la gama de productos cumple con las expectativas de diseño y se optimizan los márgenes.
Durante décadas, la proximidad geográfica convirtió a la costa del Golfo de Estados Unidos en el destino natural del crudo venezolano. Las refinerías de Texas y Luisiana invirtieron miles de millones en infraestructura de coquización precisamente porque tenían acceso garantizado a crudo pesado barato a solo cinco días de travesía por el Caribe. Esta relación simbiótica: Venezuela necesitaba compradores con capacidad de procesamiento complejo, las refinerías del Golfo necesitaban materia prima pesada para justificar sus inversiones, definió los flujos petroleros del hemisferio occidental durante medio siglo. Entender qué ocurrió con esa capacidad revela por qué el mercado para el crudo venezolano se ha contraído permanentemente
El sistema de refinación estadounidense presenta un desajuste fundamental entre la producción nacional y la capacidad de procesamiento. Casi el 70 % de la capacidad de refinación de EE. UU. está optimizada comercialmente para crudo más pesado, lo que explica por qué el 90 % de las importaciones de crudo son más pesadas que la producción nacional de esquisto. Las refinerías de la costa del Golfo invirtieron miles de millones en unidades de coquización, hidrocraqueadores y desulfuración específicamente para materias primas pesadas y ácidas.
La producción de la cuenca del Pérmico (más de 6 millones de barriles diarios, la mayor parte de la producción estadounidense) es predominantemente crudo ligero dulce con 37-42° API y 0,24 % de azufre, de excelente calidad, pero que crea ineficiencias operativas en refinerías complejas diseñadas para crudo pesado.
El crudo pesado canadiense llena este vacío. Las importaciones alcanzaron un récord de 4,1 millones de barriles diarios en 2024, lo que representa el 62 % de todas las importaciones de crudo de EE. UU. (frente al 33 % en 2013). El Western Canadian Select (WCS), con 20-21 °API y 3,0-3,5 % de azufre, se ajusta a lo que las refinerías de la costa del Golfo de EE. UU. fueron construidas para procesar.
Este punto es crucial: las mismas refinerías que fueron diseñadas específicamente para el crudo venezolano ya encontraron un sustituto. La transición tomó años y requirió ajustes operativos, pero se logró. Estados Unidos demostró que puede vivir sin el petróleo venezolano. Los compradores que alguna vez dependieron de Venezuela ahora tienen alternativas establecidas, cadenas de suministro consolidadas y contratos a largo plazo con productores canadienses. Incluso si el crudo venezolano estuviera disponible mañana, tendría que competir por espacio en refinerías que ya están comprometidas con otras fuentes.
Venezuela no puede exportar su producto primario sin importaciones.
Para producir la mezcla Merey exportable, PDVSA debe importar crudo ligero, condensado o nafta para mezclar con el crudo extrapesado del Orinoco. Las fuentes han cambiado con el tiempo: condensado iraní entre 2020 y 2023, nafta estadounidense desde enero de 2023 hasta mayo de 2025 bajo acuerdos de licencia y, más recientemente, nafta rusa tras la revocación de las licencias estadounidenses.
Si las importaciones de diluyente se interrumpen durante más de seis semanas aproximadamente, la producción del Cinturón del Orinoco comienza a disminuir. No se trata de una preocupación teórica. La escasez de diluyente ha limitado repetidamente la producción en los últimos cinco años.
La alternativa a la mezcla es la mejora (upgrading): procesar el crudo extrapesado a través de instalaciones que lo convierten en crudo sintético (syncrude) con gravedades API de 30-32°. Venezuela construyó cuatro plantas de mejora en el Complejo Industrial José a finales de la década de 1990 y principios de la de 2000. Su capacidad nominal combinada superaba los 600 000 bpd. En la actualidad, la mayoría funciona de forma intermitente en el mejor de los casos, y las recientes interrupciones han dejado fuera de servicio por completo 500 000 bpd de capacidad de mejora.
En el mundo, muy pocas refinerías pueden procesar el petróleo venezolano. Fuera de las refinerías del Golfo, solo se encuentran pocas refinerías chinas y la Jamnagar, la más grande del mundo, en la India. Las refinerías de la costa del Golfo de EE. UU. invirtieron en coqueo específicamente porque el crudo venezolano era abundante y barato: toda su configuración se basa en materias primas pesadas. Cuando ese suministro desapareció, el crudo pesado canadiense llenó el vacío. El crudo ligero del Pérmico no es químicamente compatible con estas instalaciones. Estados Unidos exitosamente reemplazó el suministro venezolano con bitumen canadiense.
En 1998, el año anterior a la llegada al poder de Hugo Chávez, Venezuela producía aproximadamente 3,2 millones de barriles diarios. En diciembre de 2025, la producción oscila entre 900 000 y 950 000 bpd según fuentes secundarias de la OPEP, aunque PDVSA afirma que las cifras se acercan más a 1,1 millones.
El declive no se produjo de la noche a la mañana. Se desarrolló a través de una serie de heridas autoinfligidas y presiones externas que se prolongaron durante más de dos décadas.
La infraestructura petrolera de PDVSA se encuentra en estado crítico. Las cinco refinerías nacionales de la empresa tienen una capacidad nominal de 1,46 millones de barriles diarios, pero operan a solo un 20 % de su capacidad (aproximadamente 300 000 barriles diarios de producción real). El emblemático Centro de Refinación de Paraguana, que combina las refinerías de Amuay y Cardón con una capacidad combinada de 955 000 b/d, opera habitualmente por debajo del 25 %.
Entre los fallos críticos de la infraestructura se incluyen la parada prolongada de las unidades de flexicoker y craqueo catalítico, el cierre de múltiples unidades de destilación de crudo debido a incendios y averías de los equipos, y accidentes habituales: 35 derrames solo en 2024, entre los que destaca el derrame de El Palito en agosto de 2024, que cubrió 200 km² de costa. La explosión de Amuay en agosto de 2012 causó la muerte de 48 personas.
La infraestructura de oleoductos consta de 25 oleoductos de crudo, pero gran parte de ellos tienen más de 50 años y no se han renovado. PDVSA estima que solo la rehabilitación de los oleoductos costaría 8000 millones de dólares.
Una refinería suele consumir entre el 6 % y el 10 % del contenido energético del crudo que procesa solo para funcionar. Una refinería de 500 000 barriles diarios puede tener una central eléctrica dedicada que genere más de 500 MW. La coquización consume mucha energía, ya que se calientan los residuos a casi 500 °C. Las refinerías más complejas que procesan crudo más pesado consumen más energía por barril porque realizan más trabajo de conversión. Esta es una de las razones por las que el crudo ligero tiene un precio más alto: requiere menos energía para su procesamiento. Años de abandono han dejado a Venezuela sin suficiente capacidad para generar energía para operar todas sus refinerías a su capacidad nominal. A precios actuales del crudo, y en específico del crudo del Orinoco, es inviable económicamente para empresas extranjeras invertir en reparar y mejorar la infraestructura.
Los yacimientos convencionales del lago Maracaibo tienen tasas de declive natural de aproximadamente el 25 % anual, entre las más altas del mundo. Se requiere una intervención constante solo para mantener la producción. Sin plataformas de reacondicionamiento, repuestos y personal cualificado, la producción cae rápidamente.
La producción de crudo extrapesado del Cinturón del Orinoco se enfrenta a diferentes retos. El petróleo viscoso requiere sistemas de elevación artificial (bombas sumergibles eléctricas, bombas de cavidad progresiva) que necesitan un mantenimiento regular. Los cortes de energía interrumpen las operaciones. Los pozos que se cierran pueden llenarse de arena y requieren costosas perforaciones adicionales.
Durante la huelga de 2002-2003, se cerraron muchos pozos del Orinoco que nunca deberían haberse cerrado. Algunos requirieron perforaciones adicionales completas. La misma dinámica se aplica hoy en día: la infraestructura que se deja deteriorar a menudo no puede simplemente reiniciarse.
El Complejo Industrial José alberga cuatro plantas de mejora de petróleo pesado construidas en joint ventures con socios internacionales a finales de los años noventa y en la década de 2000, pero las recientes interrupciones han dejado fuera de servicio 500 000 bpd de capacidad de mejora, lo que ha llevado la producción a su nivel más bajo en tres años. No se espera una recuperación total hasta principios de 2027 como muy pronto. En lugar de producir crudo sintético, la mayoría de las instalaciones se han adaptado para operaciones de mezcla, lo que requiere importaciones continuas de diluyentes. Para vender, primero tienen que comprar y mucho.
La fuga de cerebros de PDVSA es posiblemente el factor más subestimado en el colapso petrolero de Venezuela y, potencialmente, el más difícil de revertir. El evento crítico fue la huelga de 2002-2003 y sus consecuencias. Cuando los trabajadores se declararon en huelga contra Chávez, este respondió despidiendo a aproximadamente 18 000 empleados, lo que suponía casi la mitad de la plantilla, pero con una concentración desproporcionada en puestos técnicos y directivos. No se trataba de puestos sustituibles. Entre ellos había ingenieros petroleros con décadas de experiencia en la gestión de yacimientos, operadores de refinerías que conocían las peculiaridades de unidades específicas, geólogos que conocían a la perfección los yacimientos, especialistas en mantenimiento y toda la base de conocimientos institucionales sobre cómo gestionar una empresa petrolera nacional.
Lo que hizo que esto fuera especialmente devastador es que las operaciones con petróleo pesado requieren muchos conocimientos, a diferencia del petróleo ligero. La gestión de la recuperación térmica en el Cinturón del Orinoco requiere comprender la compleja dinámica de los yacimientos: dónde inyectar vapor, a qué velocidad, cómo gestionar la penetración del vapor entre los pozos, cuándo alternar los inyectores y los productores. Estos conocimientos son en gran medida empíricos, adquiridos a lo largo de años de explotación de campos específicos. Se encuentran en la mente de las personas y en las prácticas institucionales informales, no en los manuales.
La mano de obra sustituta se seleccionó en parte por su lealtad política, más que por su competencia técnica. PDVSA se convirtió en un vehículo para programas sociales (las «misiones») en lugar de funcionar como una empresa petrolera centrada en la producción. El capital que debería haberse destinado al mantenimiento se destinó a otros fines. Los ascensos se basaban en criterios políticos. La cultura de la ingeniería se degradó.
Lo que queda es una organización vacía. PDVSA técnicamente sigue empleando a decenas de miles de personas, pero el nivel de personal en puestos operativos es críticamente bajo. Las refinerías que necesitan 1500 trabajadores operan con 400. Los trabajadores que permanecen a menudo están desmoralizados, mal pagados (los salarios se desplomaron con la hiperinflación) y carecen de la orientación de colegas con experiencia.
Existe una dimensión que rara vez se menciona en los análisis superficiales: quien controle el petróleo venezolano hereda sus deudas.
ConocoPhillips obtuvo un fallo del CIADI en 2025 por 8 700 millones de dólares tras la expropiación de sus activos en 2007. ExxonMobil recibió 1 600 millones. Estos fallos no desaparecen con cambios de gobierno; son obligaciones del Estado venezolano que cualquier administración futura, o cualquier entidad que reclame soberanía sobre los recursos, tendría que enfrentar. Los acreedores tienen derecho a embargar activos venezolanos en el extranjero, como casi ocurrió con CITGO.
La deuda externa total de Venezuela equivale al 164 % de su PIB. Los bonos de PDVSA están en default desde 2017. Cualquier empresa internacional que considere invertir en la rehabilitación de la industria petrolera venezolana enfrenta un panorama legal bizantino: ¿quién tiene prioridad de cobro? ¿Cómo se estructuran nuevas inversiones sin que sean devoradas por reclamos preexistentes? ¿Qué garantías existen de que no habrá otra expropiación?
Cualquier reactivación significativa de la industria requiere no solo capital y tecnología, sino una reestructuración de deuda que satisfaga a docenas de acreedores con intereses contrapuestos, un proceso que en otros países ha tomado años de negociaciones.
El petróleo venezolano no es un activo libre de cargas esperando ser reclamado. Es un activo hipotecado varias veces, atado a obligaciones legales que cualquier nuevo operador tendría que resolver antes de ver un centavo de ganancia.
Las implicaciones para la recuperación son graves. Se pueden importar equipos. Se pueden perforar nuevos pozos. Pero no se pueden recrear rápidamente 30 años de conocimientos operativos acumulados. Las empresas extranjeras que aporten capital tendrían que traer su propio personal técnico durante años, esencialmente llevando a cabo operaciones paralelas mientras forman lentamente a la mano de obra venezolana. Las operaciones actuales de Chevron funcionan en parte porque utilizan su propio personal y sus propios sistemas, en lugar de depender de las capacidades degradadas de PDVSA.
Por eso, las estimaciones para la recuperación total de la producción se extienden a una década o más, incluso con capital ilimitado. La infraestructura física se puede reconstruir en 5-20 años. La reconstrucción del capital humano: formar ingenieros, desarrollar supervisores, recrear el conocimiento institucional a través de la experiencia operativa lleva más tiempo y no se puede acelerar solo con dinero.
Nadie se va a robar el petróleo de Venezuela. Es inviable físicamente, económicamente y humanamente. El petróleo es la sangre de la civilización moderna, pero esta es una sangre viscosa, pesada, amarga y difícil de bombear.