Dueños, productores y compradores: ¿Quién es quién en el mapa global del petróleo?

El ranking mundial del petróleo muestra una dualidad estructural: los países que más producen no siempre son los que más crudo tienen bajo tierra. En 2024, EE.UU. vuelve a encabezar la extracción diaria, mientras que las mayores reservas probadas se concentran en Venezuela y Oriente Medio, con implicaciones directas sobre precios, seguridad energética e influencia geopolítica.

La fotografía del petróleo mundial se entiende mejor cuando se separan dos conceptos: producción, es decir, lo que un país es capaz de extraer y poner en el mercado hoy, y reservas probadas, el volumen técnicamente recuperable con alta certeza bajo condiciones económicas y tecnológicas actuales. El cruce de ambas dimensiones explica por qué algunos actores dominan el mercado a corto plazo —por su capacidad de bombeo y flexibilidad— mientras otros sostienen una influencia más estructural, asociada a la concentración del recurso en el subsuelo.

EE. UU. marca el ritmo

En 2024, EE. UU. se sitúa como el mayor productor mundial con 20,135 millones de barriles diarios, según el Statistical Review of World Energy 2025 del Energy Institute. En términos de equivalencia anual simple, eso supone alrededor de 7.349 millones de barriles al año. Este liderazgo no es solo cuantitativo: introduce un matiz cualitativo decisivo para el mercado. La industria estadounidense ha demostrado en la última década una capacidad superior para ajustar inversión y producción, especialmente a través del petróleo no convencional, aunque con limitaciones crecientes ligadas a costes, disciplina financiera, cuellos de botella logísticos y agotamiento progresivo de las mejores áreas de perforación.

Tras EE. UU., el segundo y tercer puesto se lo reparten Arabia Saudí (10,856 Mb/d) y Rusia (10,752 Mb/d). En conjunto, ambos productores siguen siendo centrales para la estabilidad del mercado, tanto por volumen como por su papel en la arquitectura de coordinación de la oferta, a través de la OPEP y, especialmente, de la OPEP+. Sin embargo, que el liderazgo recaiga hoy en un país fuera de esa organización y con un sector petrolero dominado por empresas privadas de extracción subraya una característica clave del ciclo actual: el poder de mercado se reparte entre flexibilidad productiva y capacidad de coordinación para gestionar el equilibrio entre oferta y demanda.

En el siguiente escalón aparecen Canadá (5,888 Mb/d) e Irán (5,062 Mb/d), y ya por debajo, pero dentro del grupo de grandes productores, Irak (4,398 Mb/d), China (4,264 Mb/d) y Emiratos Árabes Unidos (4,006 Mb/d). El Top 10 lo completan Brasil (3,466 Mb/d) y Kuwait (2,719 Mb/d). El detalle no es menor: la lista combina exportadores netos –como los países de Oriente Medio, Rusia o Canadá– con productores que son al mismo tiempo grandes consumidores internos, como China y EE. UU., lo que determina de forma distinta su impacto sobre los flujos comerciales y la formación de precios.

Venezuela, primer país por volumen

Si pasamos del bombeo diario al inventario de largo plazo, el mapa cambia sensiblemente. El Top 10 de reservas probadas que recopila Worldometer sitúa a Venezuela como primer país por volumen, con 303.008 millones de barriles, seguido de Arabia Saudí (267.230 millones) e Irán (208.600 millones). A continuación aparecen Canadá (163.108 millones) e Irak (145.019 millones), y después Emiratos Árabes Unidos (113.000 millones) y Kuwait (101.500 millones).

En este ranking, EE. UU. figura en el octavo puesto con 83.729 millones de barriles, por delante de Rusia (80.000 millones), mientras que Libia cierra el Top 10 con 48.363 millones. La primera lectura es clara: la mayor parte de las reservas probadas se concentra en pocos países, muchos de ellos en Oriente Medio y miembros o socios estrechos de la OPEP. Esto explica que, incluso cuando su cuota de producción fluctúa por decisiones estratégicas de política de oferta, su relevancia estructural permanezca: el mercado descuenta que el «colchón» de recursos sigue estando ahí.

Quien más produce no es quien más tiene

Comparar ambos listados permite entender la paradoja contemporánea del petróleo. Venezuela es el ejemplo más llamativo: encabeza las reservas probadas del mundo, pero su producción está muy lejos de los primeros puestos del bombeo global –según el Energy Institute, apenas 0,96 Mb/d en 2024–. Factores como la calidad de las infraestructuras, la inversión disponible, las sanciones internacionales, el acceso a tecnología avanzada, la seguridad jurídica y la capacidad operativa real determinan hasta qué punto esas reservas se transforman en oferta efectiva.

En el lado opuesto, EE. UU. lidera la producción mundial, pero no las reservas. Esto no invalida el tamaño ni la solidez de su sector petrolero: refleja cómo el propio concepto de «reserva probada» es sensible a variables como los precios internacionales, los costes de extracción, el desarrollo tecnológico y los criterios regulatorios y contables. En otras palabras, no se trata solo de cuánto petróleo hay, sino de cuánto es rentable y viable extraer en cada momento.

Implicaciones económicas y geopolíticas

La dualidad entre producción y reservas no es una cuestión estadística, sino que tiene implicaciones económicas y geopolíticas. En concreto, influye en la formación de los precios a corto plazo. No basta con disponer de grandes volúmenes bajo tierra: lo decisivo para el equilibrio inmediato del mercado es la capacidad efectiva de producir y, sobre todo, de variar esa producción con rapidez. Países como Arabia Saudí o Emiratos Árabes Unidos destacan por combinar grandes reservas con una participación activa en la gestión del mercado, actuando como productores capaces de aumentar o reducir su oferta en función de las necesidades del sistema. Esa flexibilidad, junto con los mecanismos de coordinación dentro de la OPEP y la OPEP+, sigue siendo un factor clave para amortiguar tensiones entre oferta y demanda.

A largo plazo, el foco se desplaza desde la producción diaria hacia el poder estructural que otorga la concentración de reservas. Los países que acumulan mayores volúmenes de crudo condicionan las expectativas sobre la oferta futura, influyen en las decisiones globales de inversión y determinan el valor estratégico del denominado «barril marginal». Es decir, aquel que resulta más costoso o complejo de extraer. Venezuela vuelve a ilustrar bien esta dimensión: pese a su limitada producción actual, continúa siendo un actor central en el debate energético internacional debido al tamaño de su inventario de recursos.

Esta estructura también tiene implicaciones relevantes en términos de riesgo y resiliencia del sistema energético global. Cuanto más concentradas estén las reservas y la oferta exportable, mayor será la sensibilidad del mercado ante interrupciones de carácter geopolítico, técnico o logístico. La diversificación de la producción –con países como Canadá o Brasil consolidándose entre los grandes productores– contribuye a reducir parcialmente esa vulnerabilidad, pero no elimina la dependencia de los polos tradicionales de Oriente Medio y otros grandes tenedores de reservas.

¿A quién vigilar?

Más allá de los grandes actores consolidados, algunos países están registrando crecimientos muy rápidos de producción partiendo de niveles relativamente bajos. Es el caso de Guyana, que en 2024 alcanzó ya los 0,616 millones de barriles diarios. Aunque todavía no figura entre los diez mayores productores del mundo, su evolución ilustra cómo nuevas provincias petroleras pueden modificar los flujos regionales de crudo y atraer inversión internacional en plazos relativamente cortos.

Estos nuevos focos de producción adquieren especial relevancia cuando se desarrollan en entornos con marcos regulatorios estables, costes competitivos y acceso a tecnología avanzada. Su consolidación no sustituye a los grandes productores tradicionales, pero sí introduce mayor complejidad y competencia en el mapa energético global.