Las exportaciones petroleras de Venezuela a Estados Unidos (1998-2026)

La dinámica comercial petrolera entre Venezuela y Estados Unidos ha experimentado drásticas transformaciones geopolíticas e históricas a lo largo de las últimas décadas. La gráfica N° 1  retrata la evolución en el volumen de barriles de petróleo exportados al día hacia el mercado estadounidense en hitos clave comprendidos entre 1998 y 2026. A través de este análisis, se aborda cómo el flujo energéticos pasó de niveles históricamente elevados hacia una contracción pronunciada provocada por tensiones diplomáticas, crisis operativas y el régimen de sanciones coercitivas. Asimismo, se profundiza en el repunte registrado en el año 2026, un crecimiento porcentual de magnitudes extraordinarias generado en un entorno caracterizado por presiones de tutelaje político-militar y un marco regulatorio bajo las licencias de la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC).

1998- 2025 : La caída del mercado Norteamericano.

En el año 1998, las exportaciones petroleras venezolanas hacia Estados Unidos alcanzaban una cifra de 627.416 barriles por día (bpd), reflejando una sólida relación de abastecimiento energético tradicional en el hemisferio occidental. Sin embargo, para el año 2013, este flujo descendió a 294.259 bpd, lo que implicó una disminución acumulada anual equivalente al -5%. Esta tendencia decreciente continuó intensificándose durante la siguiente década: para 2023, las exportaciones cayeron a 48.255 bpd, representando un descenso interanual del -17% con respecto a los 10 periodos previos, motivado principalmente por la falta de inversión, el deterioro de las infraestructuras de extracción de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) y la imposición inicial de sanciones financieras por parte de Washington.

Aunque en el año 2024 se apreció una leve recuperación técnica situándose en 84.635 bpd, en 2025 volvió a descender a 53.627 bpd a causa del recrudecimiento de las restricciones de comercialización y la caducidad de exenciones internacionales.

 

Grafica N° 1 

2026 : Un año de exclusividad comercial

El hito más significativo de la serie histórica se observa en el año 2026, donde el volumen de exportación se disparó drásticamente a 518.740 bpd. Este incremento representa una tasa de crecimiento explosiva del 867% con respecto a 2025. Este fenómeno no responde a una dinámica de libre mercado directrices geopolíticas convencional, sino a una reestructuración forzada del sector energético venezolano. Dicho crecimiento en 2026 es el resultado de un contexto signado por acciones de presión militar y un estricto tutelaje instrumentalizado a través del régimen de sanciones de la OFAC.

A través de la emisión de licencias generales (como las Licencias 46, 47 y 48), la OFAC estableció un mecanismo de control condicional que autoriza la comercialización de crudo pesado venezolano y la importación de diluyentes estadounidenses únicamente bajo jurisdicción contractual, supervisión de pagos y tribunales anglosajones. Este esquema de administración tutelada ha reorientado masivamente el flujo de crudo venezolano hacia las refinerías del Golfo de México en EE. UU., subordinando la soberanía operativa de la industria petrolera nacional a las  y regulatorias del Departamento del Tesoro de los Estados Unidos.

Conclusiones

La trayectoria de los flujos de exportación petrolera entre Venezuela y Estados Unidos refleja cómo la geopolítica y el uso de sanciones de la OFAC determinan las dinámicas energéticas bilaterales. El incremento del 867% registrado en 2026 restablece volúmenes cercanos a los de finales de los noventa (518.740 bpd frente a 627.416 bpd en 1998), pero bajo condiciones de dependencia estructural e intervención político-militar. Este escenario pone de manifiesto que, bajo el tutelaje de la OFAC, el crecimiento del volumen exportado opera primordialmente como una herramienta geopolítica de control de recursos estratégicos antes que como una recuperación económica soberana y autosustentable para el país.

ng. Robny Jauregui

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Referencias

• Misión Verdad. (2026, 20 de marzo). Alcance y características de las licencias OFAC para Venezuela en 2026. Misión Verdad. https://misionverdad.com/venezuela/alcance-y-caracteristicas-de-las-licencias-ofac-para-venezuela-en-2026
• Morgan, Lewis & Bockius LLP. (2026, 19 de febrero). Venezuela oil industry sanctions update: Analyzing OFAC General Licenses and new FAQs. Morgan Lewis Publications. https://www.morganlewis.com/pubs/2026/02/venezuela-oil-industry-sanctions-update-analyzing-ofac-general-licenses-and-new-faqs
• Observatorio Venezolano Antibloqueo. (2026, 30 de septiembre). Nuevas licencias OFAC flexibilizan sanciones en petróleo, petroquímica y electricidad. Ministerio del Poder Popular de Economía, Finanzas y Comercio Exterior. https://observatorio.gob.ve/nuevas-licencias-ofac-flexibilizan-sanciones-en-petroleo-petroquimica-y-electricidad/
• Luján, R. (2026, 28 de septiembre). OFAC actualiza licencias y mantiene vía para que empresas de EE. UU. operen con petróleo venezolano. Bloomberg Línea. https://www.bloomberglinea.com/latinoamerica/venezuela/ofac-actualiza-licencias-y-mantiene-via-para-que-empresas-de-eeuu-operen-con-petroleo-venezolano/
• Holland & Knight LLP. (2026, 4 de febrero). OFAC authorizes certain Venezuelan oil sector activities following Venezuelan reform. Holland & Knight News & Insights. https://www.hklaw.com/en/insights/publications/2026/02/ofac-authorizes-certain-venezuelan-oil-sector-activities
• Diario Las Américas. (2026, 28 de septiembre). OFAC emite licencia que autoriza a petroleras de EEUU operar en Venezuela en vísperas de cumbre internacional. Diario Las Américas. https://www.diariolasamericas.com/america-latina/ofac-emite-licencia-que-autoriza-petroleras-eeuu-operar-venezuela-visperas-cumbre-internacional-n5402921

 

Radiografía de una Crisis Energética: La Caída de la Productividad, los Taladros y los Tiempos No Productivos en PDVSA

 

La relación entre el número de taladros activos y los niveles de producción petrolera es uno de los indicadores más precisos para medir la salud, eficiencia y capacidad técnica de una industria petrolera nacional. En el caso de Venezuela, este análisis revela una de las transformaciones estructurales más drásticas de la historia económica contemporánea.

A través del indicador de Miles de Barriles Diarios (MBD) por taladro (1979-2018) y complementado con los reportes oficiales de ineficiencia operativa —como los expuestos en el Informe del Comisario de PDVSA de 2017—, es posible observar no solo el agotamiento de los yacimientos, sino el colapso administrativo, técnico y gerencial de la estatal petrolera.

Evolución Histórica del Indicador (1979 - 2018)

Período	MBD por Taladro	Tendencia / Contexto Operativo
1979 - 1983	63	Alta productividad en campos convencionales maduros.
1984 - 1988	85	Pico histórico de eficiencia. Consolidación tecnológica.
1989 - 1993	75	Sostenido rendimiento operativo durante la "Apertura".
1994 - 1998	53	Inicio del descenso en el rendimiento marginal por pozo.
1999 - 2003	52	Estabilización relativa previa a los cambios institucionales.
2004 - 2008	37	Inicio de la caída pronunciada tras la reestructuración de PDVSA.
2009 - 2013	21	Fuerte contracción operativa y problemas de mantenimiento.
2014 - 2018	13	Colapso estructural. Mínimo histórico de eficiencia.

 

Análisis por Etapas y el Impacto de los Tiempos No Productivos (TNP)

1. La Edad de Oro y la Alta Eficiencia (1979 - 1993)

Durante los años 80 y principios de los 90, la industria operaba bajo estándares de alta eficiencia. El período 1984-1988 registró el pico máximo con 85 MBD por taladro. La producción provenía de yacimientos convencionales de crudos livianos y medianos en las cuencas tradicionales (Lago de Maracaibo y oriente del país), con presiones naturales óptimas y mantenimiento constante.

2. La Transición y el Cambio Geológico (1994 - 2003)

La métrica comenzó a descender a 53 MBD (1994-1998) y 52 MBD (1999-2003). Esta etapa coincidió con el inicio de la priorización del desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO). Extraer crudo extrapesado requiere un esfuerzo logístico y tecnológico superior, reduciendo el volumen de barriles extraídos por cada equipo operativo.

3. El Desplome Operativo y la Sombra de los TNP (2004 - 2018)

El desplome se aceleró drásticamente en el siglo XXI: 37 MBD (2004-2008), 21 MBD (2009-2013) y un mínimo histórico de 13 MBD por taladro entre 2014 y 2018.

Este derrumbe técnico encontró una explicación oficial lapidaria en los documentos de control interno de la propia corporación. En la página 37 del Informe del Comisario de PDVSA de 2017, se alertó formalmente sobre la urgencia de "Revertir la tendencia de los tiempos no productivos de taladros". El informe exigía a la alta gerencia resolver la problemática de los Tiempos No Productivos (TNP) crecientes —especialmente críticos en los equipos propios de PDVSA y en la zona de occidente—, considerándolos un asunto medular para detener la caída de la producción y cumplir con los compromisos ante la Nación.

Año	Porcentaje de TNP
2012	35%
2013	29%
2014	36%
2015	40%
2016	41%
2017	44%

 

 

 

 

 

Los datos oficiales de los TNP revelan el grado de parálisis operativa que sufría la empresa:

Que los Tiempos No Productivos escalaran hasta alcanzar el 44% en 2017 significaba que casi la mitad del tiempo contratado o disponible de los taladros se desperdiciaba en paradas imprevistas, fallas mecánicas, falta de repuestos, escasez de tuberías, problemas eléctricos o ausencia de servicios de soporte.

Este factor, sumado a la descapitalización, la masiva fuga de talento técnico y las deudas millonarias con las grandes contratistas internacionales de servicios petroleros (como Schlumberger o Halliburton), paralizó la flota y destruyó la capacidad de respuesta operativa de la empresa.

Conclusiones

La caída de la relación entre taladros y producción —pasando de 85 MBD por taladro en los años 80 a 13 MBD en el quinquenio 2014-2018—  es explicada por el  44% de tiempos muertos documentados por el comisario de PDVSA en 2017, dibujando la radiografía matemática de un colapso sistémico. Demuestra que la industria no solo perforaba menos, sino que operaba con una ineficiencia terminal.

Cualquier esfuerzo futuro por rescatar el sector petrolero venezolano no podrá limitarse a la simple adquisición o reactivación de equipos de perforación; exigirá sanear de raíz los procesos gerenciales, erradicar los cuellos de botella operativos y restaurar la disciplina técnica y financiera indispensable para que cada taladro activo vuelva a ser verdaderamente productivo.

Ing. Robny Jauregui

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Referencias:

1.       Hernandez, Nelson (2025)  Cantidad de taladros vs. producción de petrolera en Venezuela. Recuperado de https://morfema.press/economia/cantidad-de-taladros-vs-produccion-de-petrolera-en-venezuela/

2.       Jauregui, Robny (2020) Recomendaciones y asuntos clave de mejora de la corporación venezolana de petróleo – PDVSA – 2017. Recuperado de : https://ptroleoysociedad.blogspot.com/2020/04/recomendaciones-y-asuntos-clave-de.html

 

 

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El futuro del Centro de Refinación de Paraguaná (CRP) es el futuro de la península de Paraguaná

 

El Centro de Refinación de Paraguaná (CRP) constituye el activo industrial más crítico del estado Falcón. Su valor de reemplazo se estima en 42.000 millones de dólares, cálculo derivado de una capacidad instalada de 920.000 barriles diarios (bpd) a un costo de 45.000 USD por barril.

El Déficit de Mantenimiento y su Impacto Institucional

Para garantizar la integridad operativa de las refinerías de Amuay y Cardón las cuales conforman el CRP, se requiere un gasto anual en mantenimiento (preventivo y correctivo) cercana al 4% de su valor de reemplazo; es decir, aproximadamente 1.680 millones de dólares.

No obstante, la realidad operacional y presupuestaria en términos financieros es alarmante:

* Inversión actual:

Se ejecutan apenas entre 150 y 200 millones de dólares (10% - 15% de lo requerido).

* Gestión ineficiente:

Esta cifra, ya de por sí insuficiente, se ve mermada por sobreprecios y tramas de corrupción que caracterizan la actual administración.

La ausencia de este mantenimiento preventivo (Paradas de planta y rutinario)  genera un efecto dominó en la economía regional:

1. Parálisis Laboral

Se anula la capacidad de emplear a los 20.000 trabajadores adscritos al Sistema de Democratización del Empleo (SISDEM).

2. Colapso del Sector Privado:

El robusto cluster metalmecánico de la península (las empresas contratistas) se encuentra hoy inoperante o reducido a su mínima expresión.

3. Asfixia Fiscal:

Al cesar la actividad de las contratistas, las alcaldías de Los Taques y Carirubana pierden su principal fuente de recaudación por impuestos municipales, comprometiendo los servicios públicos de la zona. Se estima que un 40% de este flujo de dinero va a manos del cluster metalmecánico, a una tasa promedio de 2% a 3% de impuesto municipal, representan unos 20 a 27 millones de dólares. Actualmente solo alcanzaría a recaudar unos 2.5 a 3 millones de dólares entre ambas alcaldías.   

4. Desafíos Operacionales y el Déficit de Crudo Liviano

Desde la perspectiva operativa, el CRP necesita una "dieta" de alimentación de al menos el 80% de su capacidad instalada (736.000 bpd) para funcionar de manera eficiente. Cumplir con esta cuota es matemáticamente inviable bajo el esquema actual, considerando que la producción nacional ronda los 800.000 bpd y gran parte está comprometida en acuerdos de pago con China, India, Rusia y Cuba.

Históricamente, la carga de crudo (Dieta) ha mostrado un declive sostenido:

* 2000:     792 MBD

* 2005:     720 MBD

* 2010:.    670 MBD

A este déficit de volumen se suma un problema de calidad: la dieta ideal del complejo requiere un 10% de crudo liviano, variedad que actualmente no se produce en el país, imposibilitando las mezclas necesarias para la refinación óptima.

5. La Quiebra del Ecosistema de Proveedores

Los estados financieros auditados de PDVSA revelan una estrategia de financiamiento insostenible basada en el impago a proveedores. El indicador de Cuentas por Pagar vs. Ventas evidencia el colapso:

Año         % CxP / Ventas 2000               6% 2010             12% 2014             20% 2016             47%

Tabla Nº1 Relación cuentas por cobrar a Ventas de PDVSA

Este patrón demuestra que PDVSA se ha capitalizado a expensas de sus contratistas, destruyendo el tejido empresarial local. A esto se suma el grave precedente de 2014, cuando se dispuso de manera irregular del fondo de ahorros perteneciente a más de 30.000 jubilados.

Conclusión

La recuperación integral y perentoria del Complejo Refinador de Paraguaná (CRP) no constituye meramente un objetivo técnico-operativo; representa una necesidad vital e impostergable para la subsistencia económica de la península y sus 270.000 habitantes. Los sectores complementarios que integran la economía regional son actualmente insuficientes y se muestran incapaces de garantizar la sostenibilidad social de una población vulnerable ante la parálisis industrial.

Ing. Robny Jauregui

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Referencias

 

(1)   Jauregui Robny (2022) Proyecto de refinería dos bocas en México - subestimación económica Recuperado de : https://ptroleoysociedad.blogspot.com/2022/01/proyecto-de-refineria-dos-bocas-en.html?m=1

(2)    Jauregui Robny (2019) El mantenimiento de las refinerías en Venezuela Recuperado de: https://ptroleoysociedad.blogspot.com/2019/12/el-mantenimiento-de-las-refinerias-en.html?m=1

(3)    https://twitter.com/i/events/1052530644453068800?t=HmThBhZgBnIPXMkmMU4X7Q&s=09

(4)    Jauregui Robny (2022) El conflicto laboral del fondo de pensiones de PDVSA  Recuperado de : https://ptroleoysociedad.blogspot.com/2022/05/el-conflicto-laboral-del-fondo-de.html?m=1

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Valor presente (2025) de los pasivos laborales de los trabajadores despedidos injustamente de PDVSA en 2002-2003

 

Para determinar el monto de los salarios caídos de los trabajadores petroleros despedidos injustificadamente de la industria petrolera venezolana entre 2002 y 2003, es necesario seguir un procedimiento de valoración en dos pasos: primero, estimar el valor anual de los salarios y beneficios de un trabajador promedio en el pasado, y luego, establecer el valor equivalente en el año 2025.

I.                Enfoque Metodológico

1.1 Enfoque Deductivo: De lo Macro-Económico a lo Micro-Laboral

Es seguido un proceso de decantación lógica de lo general a lo particular:

• Nivel General (La Industria): Inicia analizando el comportamiento de la Industria Petrolera Nacional (IPN) desde 1950, observando el número total de trabajadores y la masa salarial global de Salarios y beneficios (MMBs).
• Nivel Intermedio (El Promedio): Divide esos grandes agregados para obtener el "Promedio por Trabajador US$/Año".
• Nivel Particular (El Caso 22K): Aplica esos promedios al grupo específico de los 22.000 trabajadores despedidos, determinando el pasivo individual y total.

2. Aplicación del Modelo de Adam Smith: Los Factores de Producción (1776)

La metodología subyacente rescata la visión clásica de La Riqueza de las Naciones, específicamente en la valoración del Factor Trabajo como generador de valor:

• El Trabajo como Mercancía y Valor: Smith sostenía que el valor de cualquier bien se mide por la cantidad de trabajo que puede comprar. Se aplica este enfoque al calcular cuánto costaba "mantener" la fuerza laboral petrolera en términos de beneficios y salarios (Contribución al PIB del sector Petrolero).
• Distribución de la Riqueza: El análisis describe cómo la renta petrolera se distribuye hacia el factor trabajo en diferentes periodos. Al identificar los "Salarios y Beneficios" como un costo de producción esencial, se trata la deuda no como un regalo, sino como una restitución del valor del trabajo no pagado.

3. Deflación Monetaria y Paridad de Poder Adquisitivo (PPA)

Finalmente, se aborda el problema de la "ilusión monetaria" de los bolívares:

• Normalización del Valor: El uso de la paridad Bs/US$ de cada año (desde 3,35 en 1950 hasta los cambios macro-devaluatorios posteriores) permite convertir bolívares de distinto poder adquisitivo a una unidad común: el dólar estadounidense.
• Comparación Inter temporal: La metodología no suma valores nominales (que sería un error financiero), sino que se utiliza la deflación implícita al convertir a dólares y luego proyectar el valor equivalente al año 2025. Esto asegura que el reclamo de los salarios caídos mantenga el poder de compra real que tenían los beneficios petroleros en su época de oro

II.                 Valor Histórico de Salarios y Beneficios en la Industria Petrolera Nacional (IPN)

Las cantidades pagadas de salarios y beneficios, así como el número de empleados y obreros en la industria petrolera venezolana, se detallan en la tabla Nº1. A partir de estos datos, se puede calcular el valor unitario anual en dólares corrientes para cada año, dividiendo el total de salarios pagados por el tipo de cambio del bolívar con respecto al dólar americano.

Año	Trabajadores (Obreros y Empleados)	Salarios y Beneficios (MMBs)	Promedio por Trabajador Bs/Año	Paridad Bs/US$	Promedio por Treabajador US$/Año
1950	44.335	562.7	12.692	3,35	3.789
1955	42.851	786.8	18.361	3,35	5.481
1960	40.690	1.183	29.073	3,35	8.679
1965	31.838	1.106	34.738	4,3	8.079
1970	23.993	1.147	47.806	4,3	11.118
1975	23.733	1.948	82.080	4,3	19.088
1980	33.424	3.968	118.717	4,3	27.609
1985	38.401	5.963	155.282	6	25.880
1990	40.363	36.967	915.864	50,4	18.172
1995	42.139	302.978	7.189.967	290	24.793
2000	70.406	1.987.504	28.229.185	680	41.514

Tabla Nº1 Valor corriente Unitario en US$ anual de salarios y beneficios.

 

2.1.                 Valor actual (2025) de salarios y beneficios por trabajador

Para poder comparar el poder de compra del dólar americano en cada año con el valor de 2025, se debe ajustar por inflación.  Este proceso, que determina el valor presente en términos reales, utiliza el Índice de Precios al Consumidor (IPC) para reflejar los cambios en el poder adquisitivo del dinero.  

La Tabla Nº 2 muestra los valores anuales de salarios y beneficios, ajustados por inflación, para el periodo 1950-2000.

Año	Us$ Corriente	US$ al 2025
1950	3.789	50.616
1955	5.481	65.842
1960	8.679	94.397
1965	8.079	82.571
1970	11.118	92.252
1975	19.088	114.224
1980	27.609	107.870
1985	25.880	77.434
1990	18.172	44.762
1995	24.793	52.375
2000	41.514	77.614

Tabla Nº2 Valor actual (2025) unitario anual de salarios y beneficios en US$.

Basado en esta muestra histórica de 50 años, se establecen tres escenarios de negociación para el valor anual por trabajador:

•        Valor Más Alto: $114.224
•        Valor Promedio: $78.178
•        Valor Más Bajo: $44.762

2.2. Cálculo del Pasivo por Trabajador y el Total para el 2017.

Para el cálculo de los salarios caídos, se considera que un trabajador despedido en 2002 tenía, en promedio, 15 años de antigüedad. Al proyectar a 2017, la mayoría tendría un promedio de 30 años de servicio, lo que les permitiría optar por la jubilación.

2.2.1. Pasivo de salarios caídos para el periodo 2003 – 2017 (15 años).

•        Valor más Alto: 114.224$ x 15 años= 1.713.360 $/Trabajador.
•        Valor Promedio:  78.178 $ x 15 años = 1.172.670 $/Trabajador
•        Valor más bajo : 44.762  $ x 15 años = 671.430 $/Trabajador.

2.2.2. Monto del Pasivo total para PDVSA el 2017.

•        Valor más Alto:  1.713.360 $ x 22.000 trabajadores = 37.7 millardos $
•        Valor Promedio: 1.172.670 $ x 22.000 trabajadores = 25.8 millardos $
•        Valor más bajo:  671.430 $ x 22.000 trabajadores = 14.8 millardos $  

3. Distribución por escalas salariales (Meritocracia)

Desde una perspectiva estadística y de matemáticas financieras, para desglosar un promedio global en categorías específicas respetando una distribución de frecuencias, debemos aplicar una técnica de estratificación proporcional.

Al tomar el Valor Promedio de $1.172.670 por trabajador. El objetivo es que la suma ponderada de las cDistribución de Frecuencias (Basado en Muestra de 17.190)

De acuerdo a una muestra obtenida por el sindicato UNAPETROL, compuesta por 17.190 trabajadores despedidos injustamente en 2002-2003, la cual representa el 77% de la población de 22.000 trabajadores afectados, se distribuyen de la siguiente forma:

 

Tabla 3.1 Muestra Salarial de los despedidos injustamente en 2002-2003.

Se ajusta la muestra suministrada para interpolar las 29 categorías salariales, asegurando que los rangos de bolívares de 2002 sigan la lógica de los tabuladores históricos de PDVSA (donde la brecha entre niveles suele ser geométrica).  Con un rango de 8 entre el nivel mas alto y el nivel más bajo.

3.2 Tabulador de Pasivos Estimados 2025 por Categoría - Categorías de Pasivos Laborales

3.2.1 Nómina Mensual

Grupo	Estrato Muestra	Salario Ref. 2002 (MMBs)	Factor Peso (Wi​)	Estimado Deuda 2025 (US$)
13	Base (35.9%)	< 0.35	0.31	$ 363.528
14	Base	0.35 - 0.50	0.35	$ 410.434
15	Base	0.50 - 0.70	0.42	$ 492.521
16	Base	0.70 - 0.85	0.50	$ 586.335
16ª	Base	0.85 - 0.92	0.58	$ 680.149
16b	Base	0.92 - 0.98	0.65	$ 762.235
16c	Base	0.98 - 1.00	0.72	$ 844.322

 

Tabla 3.2.2   Nomina Mayor

Grupo	Estrato Muestra	Salario Ref. 2002 (MMBs)	Factor Peso (Wi​)	Estimado Deuda 2025 (US$)
21	Med-Bajo (29.4%)	1.00 - 1.15	0.80	$ 938.136
22	Med-Bajo	1.15 - 1.25	0.88	$ 1.031.950
23	Med-Bajo	1.25 - 1.35	0.95	$ 1.114.036
24	Med-Bajo	1.35 - 1.42	1.02	$ 1.196.123
25	Med-Bajo	1.42 - 1.50	1.08	$ 1.266.484
26	Medio (14.9%)	1.50 - 1.60	1.15	$ 1.348.570
27	Medio	1.60 - 1.70	1.22	$ 1.430.657
28	Medio	1.70 - 1.85	1.28	$ 1.501.018
29	Medio	1.85 - 2.00	1.35	$ 1.583.104
30	M-Alto (7.5%)	2.00 - 2.10	1.42	$ 1.665.191
31	M-Alto	2.10 - 2.20	1.50	$ 1.759.005
32	M-Alto	2.20 - 2.35	1.58	$ 1.852.819
33	M-Alto	2.35 - 2.50	1.65	$ 1.934.905
34	Alto (3.7%)	2.50 - 2.65	1.72	$ 2.016.992
35	Alto	2.65 - 2.80	1.80	$ 2.110.806
36	Alto	2.80 - 3.00	1.88	$ 2.204.620
37	Superior (8.6%)	3.00 - 3.50	1.98	$ 2.321.887
38	Superior	3.50 - 4.00	2.08	$ 2.439.154
39	Superior	4.00 - 4.50	2.18	$ 2.556.421
40	Superior	4.50 - 5.00	2.28	$ 2.673.688
41	Superior	5.00 - 5.50	2.38	$ 2.790.955
42	Superior	5.50 - 6.00	2.44	$ 2.861.315
43	Superior	> 6.00	2.48	$ 2.908.222

 

3.3 Sustento Matemático del Criterio

• Validación de la Media: Al multiplicar cada "Estimado Deuda 2025" por su respectivo "% de Población", la suma total dividida entre 100 da exactamente el valor promedio de $1.172.670. Esto garantiza que la segmentación no altera el compromiso financiero total de 25.8 millardos de dólares.
• Construcción de los Rangos 2002: Se expandió la muestra de 6 estratos a 29 categorías utilizando una interpolación por rango. Esto permite diferenciar, por ejemplo, entre un Gerente de Primera Línea y un Director (dentro del grupo de >3 MMBs) o entre un técnico especializado y un auxiliar (dentro del grupo de <1 MMBs).
• Proporcionalidad del Pasivo: El factor de peso (W_i) refleja la realidad de la industria en 2002: una estructura meritocrática donde la responsabilidad y el impacto en la cadena de valor se remuneraban con multiplicadores claros.

IV. Reflexiones finales

Antes de iniciar cualquier negociación por los salarios caídos, es fundamental tener una valoración clara del monto adeudado. Este valor debe servir como base para cualquier instrumento legal de pago ( Bonos de deuda, Acciones de empresas del estado etc), que busque resarcir los daños económicos y morales sufridos por los trabajadores.

La solicitud de $100.000 por trabajador, planteada en un tribunal de Estados Unidos por un grupo de extrabajadores de PDVSA, representa, a la luz de este análisis, solo el 15% del escenario más bajo de salarios y beneficios percibidos anualmente por un trabajador petrolero durante el período 1950-2000.

  Ing. Robny Jauregui

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Referencias

1. MEM (S/F) Petróleo y otros Datos estadísticos (PODE)  1959,1965,1975,1985,1987,1995,2000.

2. USInflation Calculator (S/F) Calculadora CPI recuperado de :  https://www-usinflationcalculator-com.translate.goog/?_x_tr_sl=en&_x_tr_tl=es&_x_tr_hl=es&_x_tr_pto=tc

3. Wikipedia (S/F) Anexo: Cotización histórica del bolívar con respecto al dólar

4. Canal ANROS (2016) Pensamiento Económico Universal Recuperado de    https://www.youtube.com/watch?v=8TtQbXC1rJE&t=3213s

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