El petróleo es la mercancía que más política concentra por litro. De él salen los combustibles que mueven el transporte y buena parte de la química, y de su precio dependen la inflación, la balanza comercial de los países que lo importan, como España, y el presupuesto entero de los que lo exportan, como Rusia, Arabia Saudí o Venezuela. El mundo consumió unos 105 millones de barriles diarios en 2025, y en 2026 el cierre del estrecho de Ormuz por la guerra de Irán llevó el Brent al contado de 71 dólares a finales de febrero a 138 a comienzos de abril, según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA): la mayor sacudida desde 1973, con sus consecuencias en el surtidor español y en las cuentas de medio mundo.
Esta monografía explica, en tres bloques, cómo funciona todo lo relacionado con el petróleo desde el punto de vista económico y de los gobiernos. El primero cuenta la economía: qué es un barril, por qué hay varias calidades y precios de referencia, cómo se forma el precio en los mercados de futuros, cuánto cuesta producirlo en cada país, dónde están las reservas, qué es el petrodólar, para qué sirven las reservas estratégicas y qué pasó en cada crisis desde 1973. El segundo cuenta a los Estados: las petroleras nacionales, la maldición de los recursos, la OPEP y la OPEP+, Rusia y las sanciones, Estados Unidos como primer productor y potencia sancionadora, Oriente Próximo, China y el debate sobre el pico de la demanda. El tercero baja a España y a América Latina: Venezuela, Pemex, YPF, Petrobras y Ecopetrol, de dónde viene el crudo que refinan Repsol, Moeve y BP, cómo se forma el precio del litro y las rebajas fiscales, y las tramas judiciales en las que el dinero del petróleo se cruza con la política española, de la pieza de hidrocarburos del caso Koldo al «Delcygate», Plus Ultra y el dinero de PDVSA en Andorra.
Cada cifra lleva su fuente y su fecha, y los datos de 2026 se han comprobado en los informes de la EIA, la OPEP, la Agencia Internacional de la Energía, CORES y la CNMC. Las causas judiciales se cuentan con la situación procesal de cada persona a noviembre de 2026 y con su propia versión: investigado no es acusado, y acusado no es condenado.
El petróleo como mercancía
El petróleo crudo es una mezcla de hidrocarburos que solo vale una vez refinada: de él salen la gasolina, el gasóleo, el queroseno de aviación, el fuelóleo, el asfalto y buena parte de las materias primas de la química. Se mide en barriles de 42 galones estadounidenses, unos 159 litros. Según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), una refinería media de ese país saca de cada barril entre 19 y 20 galones de gasolina, entre 11 y 13 de destilados, sobre todo gasóleo, y entre 3 y 5 de queroseno: la mayor parte acaba en combustibles para el transporte.
El mundo consumió 105,15 millones de barriles diarios en 2025, según el boletín estadístico anual de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Dos rasgos explican casi todo lo demás. El primero es que, a corto plazo, ni la demanda ni la oferta responden apenas al precio: los vehículos necesitan combustible aunque se encarezca, y abrir un pozo lleva meses o años. Por eso una pérdida de oferta pequeña dispara el precio. La Reserva Federal recuerda que en la revolución iraní la producción de Irán cayó en 4,8 millones de barriles diarios, un 7 % de la mundial, y el precio se duplicó con creces entre abril de 1979 y abril de 1980, impulsado también por el miedo y el acaparamiento.
El segundo es que el crudo no es homogéneo. Se clasifica por su densidad, medida en grados API (cuanto más alto, más ligero), y por su azufre (dulce si tiene poco, agrio si tiene mucho). Los crudos ligeros y dulces suelen pagarse más caros, explica la EIA, porque dan gasolina y gasóleo con menos coste y en refinerías más sencillas.
Calidades de crudo y precios de referencia
Como hay cientos de calidades, el mercado cotiza unas pocas referencias y fija el precio del resto como una prima o un descuento sobre ellas.
- Brent. Es la principal referencia internacional y la que se cita en Europa. El Brent fechado es el precio de los cargamentos físicos del mar del Norte que se cargarán en las semanas siguientes; lo calcula la agencia S&P Global Platts sobre cinco crudos británicos y noruegos (Brent, Forties, Oseberg, Ekofisk y Troll), a los que sumó el estadounidense WTI Midland desde junio de 2023 porque la producción de esos campos había caído por debajo de 700.000 barriles diarios, según Reuters. Los futuros del Brent se negocian en la bolsa ICE de Londres y son los que suelen citar las noticias.
- WTI. El West Texas Intermediate es la referencia estadounidense. Sus futuros cotizan en la bolsa NYMEX y se entregan en Cushing (Oklahoma), un nudo de oleoductos y depósitos. Según la EIA, el crudo entregable debe tener entre 37 y 42 grados API y como máximo un 0,42 % de azufre.
- Dubái y Omán. El crudo del golfo Pérsico que va a Asia, más denso y con más azufre que el Brent, se cotiza sobre todo frente a estas dos referencias. Los exportadores de la zona publican cada mes precios oficiales de venta como primas o descuentos sobre ellas según el destino.
- Urales. Es la mezcla rusa de exportación. Desde las sanciones por la invasión de Ucrania cotiza con un descuento amplio: en febrero de 2026, antes de la guerra de Irán, el Urales de los puertos bálticos se vendía unos 28 dólares por debajo del Brent fechado, el mayor descuento desde abril de 2023, según datos de Argus citados por Reuters. El tope de precios del G7 y la flota en la sombra se explican en la parte dedicada a Rusia.
- Merey. El Merey 16 es la mezcla pesada de exportación de Venezuela, que combina crudo extrapesado de la Faja del Orinoco con crudo ligero, según Platts. En enero de 2026 se ofrecía a refinerías de la costa estadounidense del golfo de México con un descuento de unos 6 dólares sobre los futuros del Brent, frente a los 12,50 del pesado canadiense Western Canadian Select, según Reuters.
Cómo se forma el precio
Futuros, físicos y diferenciales
El precio de los titulares es el de los futuros: contratos estandarizados para comprar o vender crudo en un mes futuro. Los usan productores, refinerías y aerolíneas para cubrirse, y fondos de inversión que aportan liquidez y apuestan por la dirección del precio. El crudo físico, en cambio, se vende casi siempre por fórmula: la referencia del periodo de carga más o menos un diferencial por calidad, transporte y riesgo, que publican agencias privadas de precios como Platts y Argus. A la referencia la mueven el equilibrio esperado entre oferta y demanda, las existencias, la capacidad de producción ociosa (casi toda en manos de la OPEP+), la geopolítica y el dólar.
Contango y backwardation
Hay contango cuando el barril de entrega futura es más caro que el inmediato: sobra crudo y compensa almacenarlo. Hay backwardation cuando el inmediato es más caro: falta crudo y los compradores pagan por tenerlo ya. La EIA describe una backwardation estrecha como lo normal, porque un barril hoy vale algo más que uno dentro de dos meses.
Los dos extremos se han visto en pocos años. El 20 de abril de 2020, con la demanda hundida por la pandemia, el WTI cotizó en negativo (−36,98 dólares en la serie de contado de la EIA): el contrato de mayo vencía al día siguiente y quienes no podían recibir el crudo pagaron por deshacerse de él, porque el 76 % de la capacidad de Cushing estaba ocupada a 17 de abril, según la EIA. En 2026, con Ormuz casi cerrado, ocurrió lo contrario: a principios de abril el Brent fechado llegó a cotizar más de 25 dólares por encima del futuro más próximo, según la EIA. La brecha persistía a finales de octubre, con el Brent de contado de la EIA entre 123 y 128 dólares y el futuro de diciembre cerrando el mes en 117,64.
La cadena de valor
- Upstream (exploración y producción): localizar yacimientos, perforar y extraer. Aquí está la renta petrolera y aquí intervienen los Estados con concesiones, regalías e impuestos.
- Midstream (transporte y almacenamiento): oleoductos, petroleros y terminales. Pesan los pasos estrechos: por el estrecho de Ormuz pasaron en 2024 unos 20 millones de barriles diarios, una quinta parte del consumo mundial de líquidos del petróleo, según la EIA. Su cierre parcial desde marzo de 2026 es el centro de la guerra de Irán.
- Downstream (refino y venta): la capacidad mundial de refino era de 103,66 millones de barriles diarios en 2025 y las refinerías procesaron 86,89 millones, según la OPEP.
El beneficio de una refinería es el margen de refino: lo que valen los productos menos lo que cuesta el crudo. Su versión estandarizada es el crack spread; el más citado en Estados Unidos, el 3:2:1, supone que tres barriles de crudo dan dos de gasolina y uno de destilados, lo que según la EIA aproxima lo que produce una refinería típica de ese país. El margen se dispara cuando faltan productos. El 7 de abril de 2026 el gasóleo en Europa costaba 203,59 dólares por barril, unos 57 más que el crudo Forties del mar del Norte, que marcaba su máximo histórico con 146,09, según datos de LSEG citados por Reuters.
Las grandes petroleras privadas y muchas estatales están integradas: tienen pozos, oleoductos, refinerías y gasolineras, y compensan unos eslabones con otros. Cuando el crudo baja suele ganar el refino; cuando sube, la extracción.
Cuánto cuesta producir un barril
Hay tres umbrales distintos. El coste de extracción es lo que cuesta mantener en marcha un pozo que ya produce. El precio de equilibrio de un pozo nuevo añade la inversión y una rentabilidad mínima. Y el precio de equilibrio fiscal es el que necesita un Estado petrolero para cuadrar su presupuesto, muy superior a los otros dos: el Fondo Monetario Internacional (FMI) estimaba en noviembre de 2024 que Arabia Saudí necesitaba un barril de unos 98 dólares para equilibrar sus cuentas de ese año.
| Productor o zona | Indicador | Coste | Año |
|---|---|---|---|
| Arabia Saudí (Aramco) | Coste por barril (extracción más inversión) | 11,5 $ por barril equivalente | 2025 |
| Brasil, presal (Petrobras) | Coste de extracción | 4,19 $ por barril equivalente | 2025 |
| Brasil, aguas profundas fuera del presal (Petrobras) | Coste de extracción | 17,25 $ por barril equivalente | 2025 |
| Reino Unido, mar del Norte | Coste operativo unitario | 17,81 £ por barril equivalente (unos 23,5 $) | 2025 |
| Estados Unidos, esquisto, pozos existentes | Precio del WTI que cubre los costes operativos | 43 $ por barril | Encuesta de marzo de 2026 |
| Estados Unidos, esquisto, pozos nuevos | Precio del WTI para perforar con beneficio | 66 $ por barril (67 en la cuenca Pérmica) | Encuesta de marzo de 2026 |
Fuente: Aramco (Why invest in Aramco, ejercicio 2025); Petrobras (informe de resultados del cuarto trimestre de 2025, presentado a la SEC); North Sea Transition Authority, citada por Offshore Magazine; Reserva Federal de Dallas (Dallas Fed Energy Survey, primer trimestre de 2026); FMI vía FRED (equilibrio fiscal saudí).
Cada empresa mide cosas distintas, pero el orden de magnitud es claro: los grandes yacimientos de Oriente Próximo y el presal brasileño producen con costes de un dígito o poco más, y el esquisto y el mar del Norte necesitan precios mucho más altos. Aramco sostiene que su coste por barril es un 57 % inferior a la media de BP, Chevron, ExxonMobil, Shell y TotalEnergies. Por eso, cuando la OPEP dejó de defender el precio en 2014, el Banco Mundial anticipó que el papel de ajustar la oferta pasaría a los productores de costes más altos, como el esquisto.
Reservas y producción por países
Las reservas probadas son el crudo que puede extraerse con alta probabilidad con la tecnología y los precios del momento, así que cambian con ellos. La OPEP las situaba en 1,57 billones de barriles a final de 2025, más del 55 % en Oriente Próximo.
| Puesto | País | Reservas probadas (miles de millones de barriles) |
|---|---|---|
| 1 | Venezuela | 303,7 |
| 2 | Arabia Saudí | 267,2 |
| 3 | Irán | 208,6 |
| 4 | Irak | 140,0 |
| 5 | Emiratos Árabes Unidos | 120,0 |
| 6 | Kuwait | 101,5 |
| 7 | Rusia | 80,0 |
| 8 | Libia | 48,4 |
| 9 | Estados Unidos | 41,9 |
| 10 | Nigeria | 37,0 |
| Mundo | 1.572,5 |
Fuente: OPEP, Annual Statistical Bulletin 2026 (cuadro 3.1), datos a final de 2025.
La OPEP deja a Canadá en unos 5.000 millones porque no cuenta las arenas bituminosas, donde está el 97 % de sus reservas probadas según el Gobierno canadiense (Energy Fact Book, otoño de 2026). Y tener reservas no es producir: Venezuela encabeza la lista y extrajo en 2025 alrededor de un millón de barriles diarios, menos de una décima parte que Arabia Saudí.
| Puesto | País | 2025 (millones de barriles diarios) | Segundo trimestre de 2026 |
|---|---|---|---|
| 1 | Estados Unidos | 23,73 | 24,42 |
| 2 | Arabia Saudí | 11,21 | 7,84 |
| 3 | Rusia | 10,53 | 10,36 |
| 4 | Canadá | 6,26 | 6,26 |
| 5 | China | 5,45 | 5,52 |
| 6 | Irán | 4,77 | 3,66 |
| 7 | Brasil | 4,65 | 5,55 |
| 8 | Irak | 4,50 | 1,60 |
| 9 | Emiratos Árabes Unidos | 4,34 | 3,40 |
| 10 | Kuwait | 2,81 | 0,93 |
| Mundo | 106,29 | 96,49 |
Fuente: EIA, Short-Term Energy Outlook de octubre de 2026 (cuadros 3b y 3c). Petróleo y otros líquidos (crudo, condensado, líquidos del gas natural y otros); las cifras de 2026 son estimaciones de la EIA.
Si se cuenta solo crudo y condensado, Estados Unidos produjo 13,59 millones de barriles diarios en 2025, Rusia 10,16 y Arabia Saudí 9,73, según la Statistical Review of World Energy 2026 del Energy Institute; la diferencia con la tabla son los líquidos del gas natural, la ganancia de refino y otros líquidos que la EIA suma. Gracias al esquisto, Estados Unidos es el mayor productor del mundo, y la cuenca Pérmica, entre Texas y Nuevo México, aporta cerca de la mitad de su crudo, según la EIA.
La última columna retrata el golpe de Ormuz: entre el último trimestre de 2025 y el segundo de 2026 la producción mundial cayó unos 12 millones de barriles diarios, de 108,42 a 96,49, y la caída se concentró en los países que exportan por el estrecho. Kuwait pasó de 2,86 a 0,93 e Irak de 4,50 a 1,60.
El petrodólar
Se llama petrodólares a los dólares que ingresan los exportadores, porque el crudo se cotiza y se paga casi siempre en esa moneda. La Reserva Federal recuerda que la devaluación del dólar tras el fin del sistema de Bretton Woods redujo los ingresos reales de los exportadores y contribuyó a la subida de 1973. En 1974 Estados Unidos y Arabia Saudí crearon una Comisión Conjunta de Cooperación Económica, y Riad empezó a reciclar sus petrodólares en bienes, servicios y activos estadounidenses.
En junio de 2024 circuló que había expirado un «acuerdo del petrodólar» de 50 años que obligaba a Riad a vender en dólares. PolitiFact lo calificó de falso: lo que expiró fue aquella comisión, y David Wight, de la Universidad de Carolina del Norte en Greensboro, explicó a ese medio que nunca hubo un acuerdo formal que obligara a vender el crudo saudí en dólares. El dominio del dólar se sostiene porque las referencias y los mercados de futuros más líquidos cotizan en esa moneda. China lanzó el 26 de marzo de 2018 un contrato de futuros sobre crudo en yuanes en Shanghái para ganar influencia en el precio del crudo que se vende a Asia, según Reuters.
Para el consumidor, el efecto más visible es cambiario: si el dólar se aprecia, el crudo se encarece para quien paga en euros o en pesos aunque su cotización no cambie. El Banco Mundial citó la fortaleza del dólar entre los factores de la caída de 2014.
Las reservas estratégicas
Tras el embargo de 1973 los países importadores crearon en 1974 la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Sus miembros importadores netos deben mantener existencias equivalentes a al menos 90 días de importaciones netas, según Reuters; los exportadores netos, como Canadá, no tienen esa obligación. En la Unión Europea la directiva 2009/119/CE exige 90 días de importaciones netas o 61 de consumo, lo que sea mayor, según la Comisión Europea. Las mantienen el Estado, agencias públicas o la industria por obligación legal; Japón, por ejemplo, tenía a finales de 2025 reservas públicas para 146 días de importaciones.
Ante una crisis de suministro, la AIE coordina acciones colectivas para sacar reservas al mercado: lo hizo en 1991, 2005, 2011 y dos veces en 2022. El 11 de marzo de 2026 sus 32 miembros acordaron por unanimidad liberar 400 millones de barriles, la mayor salida de su historia, porque las exportaciones por Ormuz habían caído a menos del 10 % de lo normal. Tenían entonces más de 1.200 millones de barriles en reservas de emergencia y otros 600 millones de existencias industriales obligatorias.
La mayor reserva del mundo es la Reserva Estratégica de Petróleo de Estados Unidos, en cavernas de sal de cuatro emplazamientos de la costa del golfo de México, con capacidad autorizada para 714 millones de barriles, según el Departamento de Energía. Washington se comprometió a aportar 172 millones a la acción de 2026, según Reuters: la reserva pasó de 415,4 millones de barriles el 27 de febrero a 282,6 millones el 23 de octubre, su nivel más bajo desde octubre de 1982, según los datos semanales de la EIA. Las reservas españolas, que gestiona CORES, se tratan en la parte dedicada a España.
Grandes crisis de precios, 1973-2026
| Fecha | Causa | Movimiento del precio |
|---|---|---|
| Octubre de 1973 - marzo de 1974 | Embargo de los productores árabes a Estados Unidos por su apoyo a Israel en la guerra del Yom Kipur | De unos 2,90 a 11,65 dólares por barril (enero de 1974) |
| 1979-1981 | Revolución iraní; guerra entre Irán e Irak desde 1980 | Crudo importado por EE. UU.: de 14,94 dólares (diciembre de 1978) a 39,00 (febrero de 1981) |
| 1985-1986 | La OPEP deja de defender el precio y sube su producción | Crudo importado por EE. UU.: de 26,21 dólares (diciembre de 1985) a 10,91 (julio de 1986) |
| Agosto - octubre de 1990 | Invasión iraquí de Kuwait | Brent: de 17,17 dólares de media en julio a 41,45 el 27 de septiembre |
| 1997-1998 | Crisis financiera asiática | Brent: de 23,54 dólares de media en enero de 1997 a 9,10 el 10 de diciembre de 1998 |
| 2008 | Auge de la demanda y crisis financiera mundial | Brent: de 143,95 dólares el 3 de julio a 33,73 el 26 de diciembre |
| 2014-2016 | Auge del esquisto, demanda débil y decisión de la OPEP de no recortar (noviembre de 2014) | Brent: de 115,19 dólares (19 de junio de 2014) a 26,01 (20 de enero de 2016) |
| Marzo - abril de 2020 | Pandemia de covid-19 y guerra de precios entre Arabia Saudí y Rusia | Brent: de 70,25 dólares (6 de enero) a 9,12 (21 de abril); WTI a −36,98 (20 de abril) |
| Febrero - marzo de 2022 | Invasión rusa de Ucrania | Brent: de 99,29 dólares (23 de febrero) a 133,18 (8 de marzo) |
| Febrero - octubre de 2026 | Guerra de Irán y cierre parcial del estrecho de Ormuz | Brent: de 71,32 dólares (27 de febrero) a 138,21 (7 de abril); nuevo repunte hasta 135,51 (2 de octubre) |
Fuente: Reserva Federal (1973-1974); EIA, coste medio del crudo importado por las refinerías estadounidenses (1979-1986) y precios de contado del Brent y del WTI (1990-2026); Banco Mundial, The Great Plunge in Oil Prices (2015), para las causas de 1985-1986 y 2014-2016. Precios nominales.
Según el Banco Mundial, 1986 y 2014 se parecen. Tras el pico de 1979 la OPEP había recortado su producción de 30 a 16 millones de barriles diarios para sostener el precio, que aun así bajó; a finales de 1985 la subió de 13,7 a 18 millones, el precio se hundió y quedó bajo casi dos décadas. En noviembre de 2014 decidió mantener su producción en 30 millones de barriles diarios pese al auge del esquisto y renunció de hecho a actuar como productor bisagra.
La crisis de 2026 es la de mayor pérdida de suministro de la serie: al menos 12 millones de barriles diarios, un 12 % de la oferta mundial, según Reuters en abril. El Brent de contado promedió 70,89 dólares en febrero y 117,29 en abril, según la EIA. Bajó tras la tregua del 8 de abril y el memorando de junio, mes en que promedió 85,40, y volvió a subir tras el fin del alto el fuego en julio y la escalada de septiembre, cuando Irán dijo haber atacado diez barcos después de que Estados Unidos hundiera cinco petroleros iraníes, según la emisora pública WBUR. Los futuros, que reflejan menos la escasez inmediata, tocaron 126,41 dólares el 30 de abril, su máximo en cuatro años, según CNN; el contrato de diciembre cerró octubre en 117,64 y el de enero bajó el 2 de noviembre a 104,77 por las señales de diálogo. El récord nominal de los futuros sigue siendo el de 2008: 147,50 dólares.
Del barril al surtidor
Un barril tiene unos 159 litros: con el crudo a 100 dólares, la materia prima cuesta unos 63 centavos de dólar por litro, y cada 10 dólares de subida del barril añaden unos 6,3 centavos, antes de refinar, transportar y gravar. Sobre ese coste se acumulan cuatro capas:
- Crudo, la parte más volátil; fuera de Estados Unidos depende también del tipo de cambio del dólar.
- Refino, cuyo margen lo marcan los mercados mayoristas de productos (noroeste de Europa, golfo de México, Singapur), no el crudo. Por eso el gasóleo puede subir más que el petróleo, como en 2022 y 2026.
- Logística y venta: transporte, almacenamiento, existencias obligatorias y el margen de la estación de servicio, que depende de la competencia local.
- Impuestos, que suelen combinar un impuesto especial fijo por litro, que no varía con el crudo, y un impuesto sobre el valor añadido que se aplica al total, incluido el especial.
| Componente | Peso en el precio de la gasolina en EE. UU. (2025) |
|---|---|
| Crudo | 51,4 % |
| Refino (costes y beneficio) | 14,3 % |
| Distribución y comercialización | 17,8 % |
| Impuestos federales y estatales | 16,6 % |
| Precio medio | 3,10 dólares por galón |
Fuente: EIA, Gasoline explained: factors affecting gasoline prices. Gasolina normal, media de 2025.
Estados Unidos grava poco los carburantes: 18,4 centavos por galón de impuesto federal y una media de 33,55 centavos de impuestos estatales en enero de 2026, según la EIA. En Europa los impuestos especiales por litro son mucho más altos, así que pesan más en el precio final y el crudo menos: una subida del barril se nota allí menos en porcentaje, aunque el IVA la amplifica. Hay además un desfase, porque las gasolineras venden existencias compradas días o semanas antes. Cómo se forma el precio en España, con el impuesto especial sobre hidrocarburos, el IVA y las rebajas de 2022 y 2026, se explica en la parte dedicada a España.
Los Estados y la renta del petróleo
En casi todos los grandes países productores el subsuelo pertenece a la nación y lo explota una compañía pública. La diferencia entre lo que cuesta sacar un barril y lo que se paga por él, la renta petrolera, llega así directamente al presupuesto.
Las grandes compañías nacionales
Algunas compañías nacionales cotizan en bolsa, pero el Estado conserva el control. Rosneft, la mayor petrolera rusa, creció con los activos de Yukos, la empresa de Mijaíl Jodorkovski, desmantelada tras su detención en 2003.
| Compañía | País | Propiedad | Dato de actividad (año) |
|---|---|---|---|
| Saudi Aramco | Arabia Saudí | Estado, en torno al 81,5 %; fondo soberano PIF, 16 %; el resto cotiza (2024) | 12,9 millones de barriles equivalentes diarios de hidrocarburos (2025) |
| ADNOC | Emiratos Árabes Unidos | Emirato de Abu Dabi | Capacidad de 4,85 millones de barriles diarios de crudo (2025); objetivo de 5 millones en 2027 |
| NIOC | Irán | Estatal | Irán produce menos de 2 millones de barriles diarios (septiembre de 2026) |
| Kuwait Petroleum Corporation | Kuwait | Estatal | Kuwait produce unos 1,8 millones de barriles diarios (septiembre de 2026) |
| Rosneft | Rusia | Rosneftegaz (100 % estatal), 40,4 %; BP, 19,75 %; QH Oil Investments (Catar), 18,46 % (registro de 2021) | Primera petrolera rusa; sancionada por Estados Unidos desde octubre de 2025 |
| Lukoil | Rusia | Privada | Sancionada por Estados Unidos desde octubre de 2025 |
| Sonatrach | Argelia | Estatal | Argelia tiene asignados 1,01 millones de barriles diarios en la OPEP+ (2026) |
| QatarEnergy | Catar | Estatal | 77 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL); objetivo de 142 millones antes de 2030 |
| Equinor | Noruega | Estado, 67 % | Dividendo estimado para el Estado: 25.400 millones de coronas (2026) |
Fuente: AGBI y Malay Mail (accionariado de Aramco), Enerdata (producción de Aramco), Argus y MEES (ADNOC), Rosneft (registro de accionistas de julio de 2021, el último que publica), Informe Mensual de la OPEP de octubre de 2026 vía Anadolu y Commodity Context (Irán y Kuwait), OPEP (Argelia), Al Jazeera (QatarEnergy), Norsk Petroleum (Equinor).
El 22 de octubre de 2025 la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) del Departamento del Tesoro estadounidense sancionó a Rosneft, a Lukoil y a 34 de sus filiales. La venta de los activos exteriores de Lukoil a la estadounidense Carlyle, pactada en enero de 2026, caducó en julio sin la autorización de la OFAC, según la propia compañía.
Cómo cobra el Estado
Los Estados capturan la renta por cuatro vías que suelen combinarse:
- Regalías: un porcentaje del valor del crudo extraído, haya o no beneficio. Arabia Saudí cobra a Aramco el 15 % mientras el Brent no pasa de 70 dólares, el 45 % del tramo entre 70 y 100 y el 80 % por encima, según la reforma de la concesión de 2019 que recogió Argaam.
- Impuestos sobre beneficios, a menudo con un tipo especial. Aramco tributa al 50 % por la extracción desde que un decreto de 2017 rebajó el tipo del 85 %. Noruega suma al impuesto de sociedades (22 %) un impuesto especial del 71,8 %: un tipo marginal del 78 %. Rusia grava la extracción y el beneficio adicional, un impuesto trimestral por el que la recaudación petrolera de octubre de 2026 más que duplicó la de septiembre, según cálculos de Reuters.
- Participación directa: la compañía pública o una cartera estatal de licencias. Noruega tiene desde 1985 la Participación Financiera Directa del Estado, con intereses en 48 campos en producción a finales de 2025.
- Contratos de reparto de producción: el Estado conserva el crudo y la compañía extranjera recupera sus costes con una parte (cost oil); el resto (profit oil) se reparte. Indonesia firmó el primero en 1966. En los contratos de servicios, la empresa cobra una tarifa y nunca es dueña del petróleo.
El Ministerio de Finanzas noruego calcula que el petróleo dejará al Estado un flujo neto de 670.600 millones de coronas en 2026.
Maldición de los recursos y enfermedad holandesa
La dependencia se mide con la renta petrolera en proporción al PIB, que publica el Banco Mundial.
| País | Renta petrolera (% del PIB) |
|---|---|
| Irak | 42,8 |
| Kuwait | 27,6 (2020) |
| Arabia Saudí | 23,7 |
| Irán | 18,3 |
| Argelia | 14,5 |
| Rusia | 9,7 |
| Noruega | 6,1 |
| Estados Unidos | 0,6 |
Fuente: Banco Mundial, «Rentas del petróleo (% del PIB)», 2021 salvo indicación (último año disponible).
La enfermedad holandesa debe su nombre a los Países Bajos de los años sesenta, cuando el gas del mar del Norte apreció el florín y restó competitividad al resto de sus exportaciones. Los economistas Max Corden y Peter Neary la explicaron en 1982 con dos mecanismos, según una síntesis del Fondo Monetario Internacional (FMI): el dinero del petróleo encarece lo nacional y aprecia el tipo de cambio real (efecto gasto), y el capital y el trabajo se desplazan hacia el petróleo y hacia lo que no se exporta (efecto movimiento de recursos). La industria y la agricultura pierden peso, y el país queda más expuesto cuando el precio cae.
La maldición de los recursos va más allá. El politólogo Michael Ross, de la Universidad de California en Los Ángeles, concluyó en The Oil Curse (2012), con datos de 170 países, que desde las nacionalizaciones de los años setenta los países ricos en petróleo tienen un 50 % más de probabilidades de estar gobernados por autócratas y el doble de sufrir una guerra civil. Argelia ilustra la dependencia: los hidrocarburos aportaron entre 2019 y 2023 cerca del 83 % de sus exportaciones y casi el 47 % de sus ingresos públicos, según datos del Banco Mundial recogidos por la agencia Ecofin.
Fondos soberanos: el modelo noruego
El antídoto más citado es ahorrar la renta fuera del país. El Fondo de Pensiones Global de Noruega, el mayor fondo soberano del mundo, valía 22,014 billones de coronas el 30 de septiembre de 2026, según su gestor, Norges Bank Investment Management, con el 72,1 % en acciones. La regla fiscal limita el gasto anual al rendimiento real esperado, estimado en el 3 % del fondo, según el FMI. El presupuesto de 2026 tomaba del fondo 579.400 millones de coronas, el 13,1 % del PIB continental, según el Ministerio de Finanzas. En el Golfo destacan el saudí PIF, dueño del 16 % de Aramco, y la Autoridad de Inversiones de Catar. Rusia tiene su Fondo Nacional de Bienestar, que guarda los ingresos extraordinarios del petróleo y cubre los déficits.
La OPEP y la OPEP+
La OPEP coordina desde 1960 la producción de los grandes exportadores. La OPEP+ nació en 2016 al sumar a diez países ajenos, entre ellos Rusia, y hoy agrupa a 21. Cada país tiene una producción exigida, y el grupo recorta o amplía la oferta para sostener el precio. Su debilidad es que nadie puede obligar a un miembro a cumplir.
Recortes y su desmontaje
Un recorte general de unos 2 millones de barriles diarios sigue vigente hasta finales de 2026, según Reuters. Varios socios, encabezados por Arabia Saudí y Rusia, añadieron recortes voluntarios de 1,65 millones (abril de 2023) y 2,2 millones (noviembre de 2023). En 2025 cambiaron de estrategia para recuperar cuota: deshicieron hasta septiembre el de 2,2 millones y en octubre empezaron con el de 1,65, a 137.000 barriles diarios al mes.
La guerra de Irán vació de sentido esas cifras. El 1 de marzo de 2026 los ocho aprobaron para abril una subida de 206.000 barriles diarios que varios analistas consideraron sobre el papel, porque el crudo del Golfo no podía salir por Ormuz. Emiratos abandonó la OPEP y la OPEP+ en mayo. Los siete restantes completaron en septiembre la retirada del recorte de 1,65 millones y congelaron sus cifras hasta diciembre, como confirmó la reunión del 1 de noviembre. Los 21 socios fijarán el 29 de noviembre las cuotas de 2027 tras revisar la capacidad de cada miembro, que la guerra ha alterado: una decisión «extremadamente difícil», según Jorge León, analista de Rystad, citado por Reuters.
Arabia Saudí y Rusia
La alianza depende del entendimiento entre Riad y Moscú, que ya se rompió una vez. En marzo de 2020, con la demanda hundida por la pandemia, Rusia rechazó un recorte y Arabia Saudí respondió con una guerra de precios. El 12 de abril pactaron el mayor recorte de la historia, 9,7 millones de barriles diarios en mayo y junio, con los dos países rebajados a 8,5 millones cada uno desde una referencia de 11 millones. En 2026 ambos producen menos de lo asignado: Arabia Saudí, por el bloqueo del Golfo; Rusia, por los ataques ucranianos y las sanciones.
| País | Situación | Producción exigida para diciembre de 2026 (mb/d) | Producción reciente (mb/d) |
|---|---|---|---|
| Arabia Saudí | OPEP | 10,48 | ~8,0 (septiembre) |
| Rusia | OPEP+ (no OPEP) | 9,95 | 8,86 (junio) |
| Irak | OPEP | 4,43 | 3,9 (septiembre) |
| Kuwait | OPEP | 2,68 | ~1,8 (septiembre) |
| Kazajistán | OPEP+ (no OPEP) | 1,63 | — |
| Argelia | OPEP | 1,01 | — |
| Omán | OPEP+ (no OPEP) | 0,84 | — |
| Emiratos Árabes Unidos | Fuera de ambas desde mayo de 2026 | — | 3,9 (septiembre) |
| Irán | OPEP, exento de cuotas | — | <2,0 (septiembre) |
| Libia | OPEP, exenta de cuotas | — | 1,3 (septiembre) |
| Nigeria | OPEP | — | 1,6 (septiembre) |
Fuente: OPEP (comunicados del 4 de octubre y del 1 de noviembre de 2026; cifras por país de Nairametrics); Informe Mensual de la OPEP de octubre de 2026, con fuentes secundarias, vía Anadolu; Agencia Internacional de la Energía (Rusia). mb/d: millones de barriles diarios.
Rusia: el petróleo que paga la guerra
Rusia fue en 2025 el segundo productor de crudo del mundo, con 10,16 millones de barriles diarios de crudo y condensado, según el Energy Institute. Los impuestos sobre el petróleo y el gas, en torno a una quinta parte de los ingresos del Estado, ayudan a pagar la guerra desde la invasión de Ucrania, según Reuters, aunque su peso en el presupuesto cae desde hace una década.
| Año | Ingresos de petróleo y gas (billones de rublos) | Peso en los ingresos federales | Sanciones al petróleo ruso |
|---|---|---|---|
| 2014 | — | 51,3 % | Primeras sanciones por la anexión de Crimea |
| 2016 | — | 36 % | — |
| 2018 | — | 46 % | — |
| 2020 | — | Menos del 30 % | — |
| 2022 | 11,59 | 41,6 % | 5 de diciembre: embargo de la UE al crudo por mar; tope del G7 de 60 dólares por barril |
| 2023 | 8,82 | 28,3 % (enero-septiembre) | 5 de febrero: embargo a los derivados; topes de 100 dólares (gasóleo) y 45 dólares (fuelóleo y otros) |
| 2024 | 11,13 | ~30 % | — |
| 2025 | 8,48 | ~23 % | Septiembre: la UE, el Reino Unido, Canadá y Japón bajan el tope a 47,60 dólares; 22 de octubre: Estados Unidos sanciona a Rosneft y Lukoil |
| 2026 (presupuesto) | 8,92 | ~22 % | 21 de enero: veto europeo a los derivados de crudo ruso refinados en terceros países; 1 de febrero: tope de 44,10 dólares; 23 de julio: congelado hasta julio de 2027 |
Fuente: Geopolitical Futures (2014 y 2016), BOFIT, Banco de Finlandia (2018), Meduza (2020 y 2025), Reuters (2022, 2023 y presupuesto de 2026), Ministerio de Finanzas ruso vía TASS (rublos de 2022 a 2024), Aleksandr Nóvak vía TASS (2024), comité de presupuestos de la Duma (23,3 % en 2025), Comisión Europea, Gobierno británico, Interfax, CREA y Hill Dickinson (sanciones). El peso de 2026 es un cálculo con las cifras del presupuesto (8,918 de 40,283 billones).
En 2014, el año de la anexión de Crimea, el petróleo y el gas aportaban más de la mitad del presupuesto federal. En 2025 la recaudación cayó un 24 %, hasta su nivel más bajo desde 2020, y su peso, a un mínimo de al menos dos décadas, por los precios bajos, el rublo fuerte y las sanciones, según Meduza.
Embargo, tope de precio y sanciones
La Unión Europea dejó de comprar crudo ruso por mar en diciembre de 2022 y derivados en febrero de 2023, con excepciones para el oleoducto Druzhba, como recoge el evento sobre las sanciones de la UE a Rusia. El G7 y la UE fijaron además un tope al precio: sus navieras, aseguradoras y bancos solo pueden dar servicio a crudo ruso vendido por debajo de un límite. Se buscaba que el petróleo ruso siguiera llegando al mercado, para no disparar los precios, con menos beneficio para Moscú. Moscú respondió con un decreto de Vladímir Putin, en vigor desde el 1 de febrero de 2023 y prorrogado en junio de 2026 hasta finales de 2027, que prohíbe vender petróleo en contratos que apliquen el tope, según Interfax.
El decimoctavo paquete de sanciones de la UE (julio de 2025) convirtió el tope en un mecanismo automático, un 15 % por debajo del precio medio del Urales en las 22 semanas anteriores y revisable cada seis meses. La Comisión Europea lo bajó a 44,10 dólares desde el 1 de febrero de 2026. Estados Unidos no secundó esas rebajas, según una circular de enero de 2026 de la aseguradora marítima Skuld. Tras el choque de Ormuz, el vigésimo primer paquete lo congeló hasta el 15 de julio de 2027, según Interfax, en vez de dejar que subiera con el Urales: Bruselas quería limitar la ganancia de Moscú por la guerra, según Reuters.
La eficacia del tope se discute. En septiembre de 2026 el Urales cotizó a 90,7 dólares de media, más del doble del límite, según el Centro de Investigación sobre Energía y Aire Limpio (CREA), que calcula que aplicarlo a rajatabla habría recortado un 16 % los ingresos rusos por el crudo vendido por mar.
Flota fantasma y nuevos compradores
Para esquivar el tope, Rusia reunió una flota fantasma de petroleros viejos, de propiedad opaca y con seguros ajenos al G7. En septiembre de 2026 llevaba el 57 % del petróleo ruso vendido por mar, y Rusia era ya su primer pabellón, con el 36 % de la carga, según el CREA. La UE ha sancionado 673 buques, según el bufete Hill Dickinson.
El crudo que Europa dejó de comprar se fue a Asia. China es el primer cliente: en septiembre de 2026 pagó 9.100 millones de euros por combustibles rusos, según el CREA. India pasó de recibir de Rusia menos del 1 % de su crudo antes de la guerra a más del 40 % en su punto álgido, según la cadena india ETV Bharat. Donald Trump castigó esas compras con un arancel adicional del 25 % que retiró el 7 de febrero de 2026, tras el compromiso de Nueva Delhi de dejar de importar crudo ruso. Un mes después la guerra de Irán cortó la ruta por la que llega el 55 % del petróleo indio, y Washington concedió licencias temporales para el crudo ruso ya embarcado, que dejó caducar y renovó varias veces hasta junio. En septiembre India importó 1,74 millones de barriles diarios de crudo ruso, un tercio del total, según Kpler. La UE fue el tercer comprador de energía rusa y Turquía, el cuarto, sobre todo de derivados, según el CREA.
La situación en 2026
La guerra de Irán disparó el precio, pero no ha salvado las cuentas rusas. Los drones ucranianos atacan refinerías, oleoductos y puertos: en julio Rusia refinaba 3,9 millones de barriles diarios, cerca de su mínimo en veinte años, y sus exportaciones de combustibles eran la mitad que un año antes, aunque las de crudo marcaron un récord de 4,8 millones de barriles diarios, según la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Entre enero y octubre la recaudación petrolera rondó 6,45 billones de rublos, un 14 % menos que un año antes, según Reuters, porque la menor producción compensa en parte el alza del precio.
El presupuesto de 2026 se calculó con un Urales a 59 dólares. El ministro de Finanzas, Antón Siluanov, admitió el 21 de septiembre que el déficit superará el 1,6 % del PIB previsto, aunque sin pasar del 3 %. A la vez, los precios altos permiten aportar entre 600.000 millones y un billón de rublos al Fondo Nacional de Bienestar, cuya parte líquida podría llegar a 5 billones a fin de año, según Interfax.
Estados Unidos: primer productor y potencia sancionadora
Estados Unidos es el mayor productor de crudo del mundo desde 2018, según la Administración de Información Energética (EIA), gracias al petróleo de esquisto (shale), extraído con perforación horizontal y fracturación hidráulica. La EIA prevé un récord de 13,8 millones de barriles diarios en 2026. A diferencia del Golfo, es producción privada, más cara y que responde al precio: la EIA atribuye al WTI alto (84 dólares de media hasta agosto) el crecimiento de la cuenca Pérmica, pero un pozo nuevo tarda meses y el esquisto no puede suplir lo que dejó de cruzar Ormuz.
La Reserva Estratégica de Petróleo
La reserva estadounidense, descrita con las demás reservas estratégicas en la primera parte, es también un instrumento político. Llegó a 726,6 millones de barriles en 2009. El Gobierno de Joe Biden vendió 180 millones en 2022, tras la invasión de Ucrania, y el Gobierno de Trump aportó en 2026 otros 172 millones a la acción de la AIE, pero mediante canjes: las petroleras toman el crudo prestado y deben devolverlo con hasta un 28 % más, según el Atlantic Council, de modo que la reserva se rellena sin comprar petróleo.
Las sanciones como herramienta
Estados Unidos usa su peso financiero para decidir quién puede vender petróleo. Persigue a las refinerías chinas que compran crudo iraní (en abril de 2026 sancionó a Hengli, en Dalian), y desde el 13 de abril su Armada bloquea los puertos de Irán. Las licencias de 2026 para el crudo ruso muestran el límite de la herramienta: cuando el precio se dispara, Washington afloja. El secretario del Tesoro, Scott Bessent, justificó la primera en la necesidad de mantener el petróleo en el mercado; el líder demócrata del Senado, Chuck Schumer, y otros dos demócratas la llamaron «peligrosa».
Oriente Próximo: la guerra de Irán y el choque de Ormuz
Por el estrecho de Ormuz salía antes de la guerra una quinta parte del petróleo que consume el mundo y una quinta parte del comercio mundial de GNL, según la EIA, que cifraba en solo 2,6 millones de barriles diarios la capacidad libre de los oleoductos que lo esquivan: el saudí hasta Yanbu, en el mar Rojo, y el emiratí hasta Fujairah.
La guerra que empezó el 28 de febrero de 2026 dejó el estrecho casi cerrado. En abril más de 14 millones de barriles diarios de producción del Golfo estaban parados y las pérdidas acumuladas pasaban de 1.000 millones de barriles, según la AIE. Los efectos sobre el precio y la respuesta con reservas de emergencia se describen en la primera parte.
Arabia Saudí desvió unos 4 millones de barriles diarios hacia Yanbu, según Al Jazeera, aunque los ataques de los hutíes en el mar Rojo y unos drones lanzados en septiembre contra el oleoducto, que esa cadena atribuye a una milicia iraquí, lo pararon varios días. En septiembre Arabia Saudí volvió a cargar en el Golfo e Irak recuperó el 94 % de su producción de preguerra a fuerza de descuentos, mientras Irán, sin salida para su crudo, bajaba de 2 millones de barriles diarios, según el analista Rory Johnston (Commodity Context). A principios de octubre la región había perdido más de 2.300 millones de barriles. La AIE preveía en agosto que, si el estrecho se normaliza, el mercado pasara en 2027 a un exceso de oferta de 4,6 millones de barriles diarios.
China: el gran comprador
China es el mayor importador de crudo del mundo: compró un récord de 11,6 millones de barriles diarios en 2025, según la EIA, en parte para llenar reservas. Al menos 2,6 millones procedían de países sancionados, según Kpler, que atribuye a China más del 80 % del crudo exportado por Irán, registrado en sus aduanas como malasio o indonesio.
La guerra fue un golpe para Pekín. En el segundo trimestre de 2026 sus importaciones cayeron un 32 %, a 8,1 millones de barriles diarios, y en mayo y junio bajaron de 8 millones por primera vez desde 2016, según la EIA, que deduce que China tiró de sus reservas. En el Consejo de Seguridad de la ONU, China y Rusia vetaron en abril una resolución para proteger la navegación en Ormuz. De fondo hay un cambio estructural: con el avance del coche eléctrico, «la era en que China era el principal motor del crecimiento de la demanda mundial de petróleo se acerca a su fin», según Erica Downs, de la Universidad de Columbia, citada por el diario malasio The Star.
La transición energética y el debate sobre el pico de la demanda
La pregunta que enfrenta a productores y consumidores es cuándo dejará de crecer el consumo. La AIE pronosticó en junio de 2025 un techo de 105,6 millones de barriles diarios en 2029. En noviembre de 2025 dibujó dos caminos: con las políticas declaradas por los Gobiernos, la demanda se estanca hacia 2030; solo con las ya en vigor, sigue creciendo hasta 113 millones en 2050. La OPEP no ve ningún pico: prevé 124,1 millones de barriles diarios en 2050, con India como motor, y 17,7 billones de dólares de inversión necesaria entre 2026 y 2050.
El coche eléctrico es la variable decisiva: en 2025 fue eléctrico uno de cada cuatro coches nuevos vendidos en el mundo, y la AIE espera el 28 % en 2026. El choque de 2026 empuja en las dos direcciones. A corto plazo ha destruido demanda: la AIE prevé que el consumo mundial caiga 1,6 millones de barriles diarios este año, cuando antes de la guerra esperaba un aumento de 850.000. A largo plazo el debate sigue abierto entre la OPEP, que reclama inversión en nuevos yacimientos para evitar escaseces, y quienes, como la AIE, ven cerca el techo de la demanda.
Venezuela: del petroestado al colapso y la reapertura
De la nacionalización a la PDVSA de Chávez
Venezuela nacionalizó su petróleo en 1976, bajo el primer Gobierno de Carlos Andrés Pérez, y creó Petróleos de Venezuela (PDVSA) para absorber la actividad de las concesionarias. En los noventa la «apertura petrolera» devolvió al capital extranjero campos de la Faja del Orinoco, con ExxonMobil, ConocoPhillips, Chevron y Shell como socios, y en 1998 el país producía más de tres millones de barriles diarios, según El Diario.
Hugo Chávez revirtió el modelo. La Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2001 limitó la inversión privada a empresas mixtas controladas por PDVSA, y una reforma de 2006 elevó al 60 % la participación estatal en los proyectos de crudo extrapesado del Orinoco. ExxonMobil y ConocoPhillips no lo aceptaron, fueron expropiadas y acudieron al arbitraje internacional. Antes, la huelga petrolera de diciembre de 2002 a febrero de 2003 acabó con el despido de unos 20.000 empleados de PDVSA, según el exdirector de la compañía José Toro Hardy, y la OPEP estimó que la producción cayó de 2,83 millones de barriles diarios en 2001 a 2,29 millones en 2003.
Con Nicolás Maduro, en el poder desde 2013, la caída se convirtió en derrumbe, primero con el desplome del precio de 2014 y, desde 2017, con las sanciones estadounidenses. El Gobierno atribuyó el hundimiento a una «guerra económica» y a las sanciones; la oposición venezolana, a los controles de precios, a la gestión de PDVSA y a la corrupción.
| Año o periodo | Producción de crudo (miles de b/d) | Contexto |
|---|---|---|
| 2001 | 2.830 | Antes de la huelga petrolera |
| 2003 | 2.290 | Huelga de diciembre de 2002 a febrero de 2003 |
| 2006 | 2.539 | Reforma que da el 60 % al Estado en el Orinoco |
| 2008 | 2.487 | Máximo del precio del barril |
| 2013 | 2.356 | Muerte de Chávez, llega Maduro |
| 2015 | 2.369 | Tras la caída del precio de 2014 |
| 2017 | 1.916 | Primeras sanciones financieras de Estados Unidos |
| 2018 | 1.354 | — |
| 2019 | 793 | PDVSA, en la lista de sancionados del Tesoro |
| 2020 | 500 | Mínimo de la serie |
| 2021 | 558 | — |
| 2022 | 684 | Licencia de Chevron (noviembre) |
| 2023 | 751 | — |
| 2024 | 867 | — |
| 2025 | 941 | Revocación y nueva licencia restringida de Chevron |
| Enero de 2026 | 830 | Captura de Maduro |
| 2.º trimestre de 2026 | 1.089 | Tras la reforma de la ley de hidrocarburos |
| Agosto de 2026 | 1.145 | Acuerdo petrolero con Estados Unidos |
Fuente: OPEP, Monthly Oil Market Report, producción estimada por fuentes secundarias (ediciones de febrero de 2002, 2004, 2007, 2010, 2014, 2016, 2018, 2022 y 2024, marzo de 2020, febrero de 2026 y septiembre de 2026; cada año, con la cifra del informe que lo cierra).
Las fuentes secundarias de la OPEP (agencias y consultoras independientes) dan siempre menos que el Gobierno: en 2025, Caracas comunicó 1.081.000 barriles diarios y las fuentes secundarias estimaron 941.000. El Gobierno venezolano sostiene, según recogió NTN24, que esas fuentes no contabilizan los crudos extrapesados que pasan por los mejoradores del Orinoco.
Sanciones, Chevron y CITGO
En agosto de 2017 la orden ejecutiva 13808 cerró al Gobierno y a PDVSA la financiación en el mercado estadounidense, y el 28 de enero de 2019, en plena disputa entre Maduro y el presidente de la Asamblea Nacional, Juan Guaidó, el Tesoro incluyó a PDVSA en su lista de sancionados.
Chevron fue la excepción. La licencia general 41, de noviembre de 2022, le permitió volver a operar sus empresas mixtas con PDVSA y llevar el crudo a Estados Unidos sin pagar impuestos ni regalías al Gobierno. La Administración Trump la liquidó en marzo de 2025 y en julio le concedió otra más restringida, sin pagos en divisas: las empresas mixtas pasaron a abonar regalías con cargamentos de crudo, según Finanzas Digital.
El otro frente es CITGO, la filial de PDVSA que refina unos 800.000 barriles diarios en Estados Unidos. Para pagar a los acreedores, un tribunal de Delaware aprobó en noviembre de 2025 la venta de su matriz a Amber Energy, del fondo Elliott, por 5.900 millones de dólares. Falta la licencia del Tesoro, y Caracas la ha recurrido ante el Tercer Circuito por considerar bajo el precio. El 14 de septiembre de 2026 el Tesoro congeló los consejos de CITGO hasta que se cierre la venta, cuando el Gobierno de Delcy Rodríguez intentaba recuperar los activos exteriores, según Oil & Gas Journal.
Petrocaribe: la diplomacia del barril
En 2005 Chávez creó Petrocaribe: los países caribeños compraban crudo venezolano pagando una parte en 90 días y el resto a 25 años con intereses bajos, según El Orden Mundial. En Haití, el destino de esos fondos provocó protestas masivas en 2018 y 2019, y el tribunal de cuentas del país halló irregularidades.
2026: la captura de Maduro y la apertura
La operación estadounidense del 3 de enero de 2026 capturó a Maduro, que espera en Nueva York un juicio por narcoterrorismo fijado para junio de 2027 y se declara no culpable. Delcy Rodríguez, su vicepresidenta y ministra del Petróleo, juró como presidenta encargada el 5 de enero e hizo del crudo el eje de su acercamiento a Washington.
El 29 de enero de 2026 la Asamblea Nacional aprobó una reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos que, por primera vez en medio siglo, permite a empresas privadas explorar y producir por su cuenta y riesgo, y mantiene la regalía general del 30 % con rebajas negociables. En febrero Washington concedió nuevas licencias a Repsol, cuyo primer cargamento llegó a Bilbao.
El 28 de agosto Donald Trump anunció un acuerdo energético, firmado el 2 de septiembre en Miraflores, que concede a North American Blue Energy Partners (NABEP) el desarrollo de 17 campos con unos 65.000 millones de barriles de reservas probadas, una quinta parte de las del país, por 100 años según Bloomberg Línea y por 25 según Euronews. Trump habló de «control mayoritario» estadounidense; la ministra de Hidrocarburos, Paula Henao, sostiene que el subsuelo «sigue siendo» venezolano. NABEP la dirige Alejandro Betancourt, investigado en España y Suiza por presunto blanqueo y fraude fiscal, según Euronews. Chevron prevé invertir más de 7.000 millones de dólares para llegar a unos 600.000 barriles diarios en 2031.
En septiembre de 2026 las fuentes secundarias de la OPEP situaban la producción en 1,15 millones de barriles diarios, un 19,4 % más que un año antes, y el Gobierno en 1,206 millones. Henao espera 1,4 millones a final de año; el economista Alejandro Grisanti, de Ecoanalítica, ve cada vez menos probable superar 1,3 millones antes de 2027.
México, Argentina, Brasil y Colombia: cuatro petroleras estatales
México: Pemex, la reforma de 2013 y su reversión
Petróleos Mexicanos (Pemex) nació de la expropiación petrolera de 1938. La reforma energética de diciembre de 2013, aprobada por Enrique Peña Nieto con el Pacto por México, abrió la exploración y la producción a la inversión privada. Andrés Manuel López Obrador hizo de Pemex un pilar de su proyecto, defendió la rectoría del Estado en la energía y construyó la refinería de Dos Bocas, y con Claudia Sheinbaum la reversión llegó a la Constitución: el Senado aprobó el 17 de octubre de 2024, por 86 votos contra 39, la reforma que convierte a Pemex y a la CFE de «empresas productivas» en «empresas públicas del Estado», regidas por el derecho público, y sus leyes de desarrollo se publicaron en marzo de 2025.
La deuda financiera de Pemex era de 77.600 millones de dólares al cierre de septiembre de 2026, casi 8.000 millones menos que a final de 2025, según su informe trimestral recogido por Animal Político. El descenso se apoya en el Tesoro: el Gobierno aportó 100.400 millones de pesos de capital en el primer semestre de 2026, y aun así la empresa perdió 28.000 millones, según el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO). Los hidrocarburos líquidos promediaron 1,658 millones de barriles diarios en el segundo trimestre, por debajo de la meta oficial de 1,8 millones, y el crudo bajó de 1,578 millones de barriles diarios en 2024 a 1,458 en 2025, según las fuentes secundarias de la OPEP.
Argentina: YPF, el juicio de Burford y Vaca Muerta
En abril de 2012 el Gobierno de Cristina Fernández de Kirchner expropió a Repsol el 51 % de YPF, con Axel Kicillof como viceministro de Economía y defensor de la medida, que el Congreso convirtió en ley con 207 votos a favor y 32 en contra en Diputados. Repsol aceptó en 2014 unos 5.000 millones de dólares en bonos. Los antiguos minoritarios, financiados por el fondo Burford Capital, demandaron en Nueva York porque el Estado no lanzó una oferta al resto de accionistas, y en septiembre de 2023 la jueza Loretta Preska condenó a Argentina a pagar 16.100 millones de dólares. El 27 de marzo de 2026 la Cámara del Segundo Circuito revocó esa condena; Burford pidió el 30 de septiembre que la revise el Tribunal Supremo de Estados Unidos, que a 20 de octubre no había decidido si admite el caso. Javier Milei prometió privatizar YPF, pero vender el paquete estatal exige dos tercios del Congreso.
El cambio de fondo está en Vaca Muerta, el esquisto de la cuenca neuquina. Argentina produjo 973.700 barriles diarios en septiembre de 2026, récord histórico y un 15,5 % más que un año antes, según la Secretaría de Energía; el petróleo no convencional aporta ya en torno al 71 %. La Bolsa de Comercio de Rosario prevé que la producción de 2026 crezca un 16 % y supere en un 11 % el récord anual de 1998.
Brasil: Petrobras, el presal y Lava Jato
Petrobras, controlada por el Estado y cotizada en bolsa, ha hecho de Brasil el mayor productor de América Latina gracias al presal, bajo una capa de sal en aguas ultraprofundas. En septiembre de 2026 el país bombeó un récord de 4,708 millones de barriles diarios, y el presal aportó el 83,4 % de toda la producción de petróleo y gas, según datos preliminares de la Agencia Nacional del Petróleo (ANP).
Fue también el centro del mayor caso de corrupción de la región. La operación Lava Jato, iniciada en 2014, destapó sobornos de grandes constructoras a directivos de la petrolera y a políticos de casi todos los partidos, y condenó en 2017 a Lula da Silva, que pasó 580 días en prisión, hasta que el Supremo Tribunal Federal anuló sus condenas en 2021 por falta de competencia del juzgado de Curitiba y declaró parcial al juez Sergio Moro. En septiembre de 2018 Petrobras aceptó pagar 853,2 millones de dólares a las autoridades de Estados Unidos y Brasil para cerrar la investigación estadounidense, según Reuters.
Colombia: Ecopetrol y el giro de Petro
La Nación posee cerca del 88,5 % de Ecopetrol, la mayor empresa del país. Gustavo Petro la presentó como eje de la transición energética y anunció que no se firmarían nuevos contratos de exploración, aunque respetaría los vigentes; el exministro de Minas Diego Mesa respondió que esa política compromete la producción futura. Con Ricardo Roa, gerente de la campaña de Petro, al frente, el beneficio cayó de 33,4 a 9 billones de pesos, según El Colombiano, y en abril de 2026 Moody's rebajó su nota citando la injerencia del Gobierno; Roa dejó el cargo en julio con dos procesos penales en los que se declara inocente. Abelardo de la Espriella, presidente desde el 7 de agosto de 2026, renovó la junta, y el nuevo presidente de la compañía, Joaquín Gutiérrez, anunció más exploración y fracking, con reservas que cifró en 7,4 años de petróleo. Es una directriz, no un proyecto autorizado.
España: un gran refinador sin petróleo
De dónde viene el crudo
España apenas produce petróleo: mil toneladas en 2025, frente a 61,4 millones de toneladas importadas, según el balance de CORES. Lo que sí tiene es una gran industria de refino, que produjo 61,4 millones de toneladas de productos ese año y exportó casi 22 millones. El crudo llega de más de veinte países, y la lista cambia con cada crisis: Rusia ya no figura tras el embargo europeo, Venezuela volvió en 2026 y, en plena guerra de Irán, las compras a Oriente Medio cayeron un 23,6 % entre enero y julio.
| País de origen | 2025 (kt) | Cuota 2025 | Enero-julio 2026 (kt) | Cuota 2026 |
|---|---|---|---|---|
| Estados Unidos | 9.334 | 15,2 % | 4.976 | 14,5 % |
| Brasil | 8.357 | 13,6 % | 3.534 | 10,3 % |
| México | 7.569 | 12,3 % | 4.260 | 12,4 % |
| Nigeria | 6.236 | 10,2 % | 3.708 | 10,8 % |
| Libia | 4.440 | 7,2 % | 3.556 | 10,3 % |
| Argelia | 3.751 | 6,1 % | 2.012 | 5,8 % |
| Arabia Saudí | 3.606 | 5,9 % | 1.556 | 4,5 % |
| Canadá | 3.435 | 5,6 % | 1.122 | 3,3 % |
| Irak | 2.968 | 4,8 % | 1.027 | 3,0 % |
| Kazajistán | 2.633 | 4,3 % | 2.331 | 6,8 % |
| Guyana | 2.223 | 3,6 % | 1.241 | 3,6 % |
| Angola | 1.556 | 2,5 % | 1.151 | 3,3 % |
| Venezuela | 745 | 1,2 % | 1.683 | 4,9 % |
| Total | 61.423 | 100 % | 34.414 | 100 % |
Fuente: CORES, Importaciones de crudo por países, diciembre de 2025 (actualizado el 4 de febrero de 2026) y julio de 2026. kt: miles de toneladas.
Repsol, Moeve y BP: las refinerías y sus ciudades
Tres empresas refinan en la península. Repsol, nacida en 1987 como empresa pública y privatizada por completo en 1997, tiene cinco complejos. Moeve, la antigua Cepsa, que cambió de nombre el 30 de octubre de 2024, pertenece al fondo soberano de Abu Dabi Mubadala y, en torno a un 37 %, al fondo estadounidense Carlyle, según Argus. BP tiene la refinería de Castellón.
| Refinería | Propietario | Localización | Capacidad (b/d) |
|---|---|---|---|
| Gibraltar-San Roque | Moeve | San Roque (Cádiz), bahía de Algeciras | 244.000 |
| Cartagena | Repsol | Valle de Escombreras, Cartagena (Murcia) | 220.000 |
| Petronor | Repsol | Muskiz (Bizkaia) | 220.000 |
| La Rábida | Moeve | Palos de la Frontera (Huelva) | 220.000 |
| Tarragona | Repsol | Tarragona | 180.000 |
| Puertollano | Repsol | Puertollano (Ciudad Real) | 150.000 |
| A Coruña | Repsol | A Coruña | 120.000 |
| Castellón | BP | Castellón de la Plana | 110.000 |
| Total | 1.464.000 |
Fuente: Argus Media (14 de mayo de 2026) y, para Puertollano, Oil & Gas Journal. La planta de asfaltos Asesa, en Tarragona, de Repsol y Moeve, suma otros 28.000 b/d.
Salvo Puertollano, todas están en la costa, junto a un puerto petrolero, y son el núcleo de polos industriales y petroquímicos de los que dependen sus comarcas. Por eso cada decisión sobre el refino se negocia también en clave territorial. Repsol amenazó en 2024 con paralizar inversiones en el Camp de Tarragona si el impuesto a las energéticas se hacía permanente, y el Congreso tumbó su prórroga en enero de 2025 con los votos de PP, Vox, Junts, PNV y UPN.
Las reservas estratégicas de CORES
España debe mantener existencias de productos petrolíferos equivalentes a 92 días de ventas o consumo. De ellos, 42 los guarda la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES) y 50 los operadores (Real Decreto 1716/2004). Con la guerra de Irán, el Consejo de Ministros rebajó la obligación en cuatro días el 17 de marzo de 2026, lo que permitía liberar hasta 11,5 millones de barriles dentro de la salida de 400 millones acordada por la Agencia Internacional de la Energía, y la Orden TED/1100/2026, de 20 de octubre, la bajó otros seis días para el gasóleo y el queroseno, que quedan en 82.
Cómo se forma el precio en el surtidor
El precio de un litro tiene cinco piezas: el crudo, el diferencial de refino (lo que el mercado internacional paga por el producto ya refinado por encima del Brent), el margen bruto de la distribución, el Impuesto Especial sobre Hidrocarburos (IEH), una cantidad fija por litro, y el IVA del 21 %, que se aplica también sobre el impuesto. Sin rebajas, el IEH es de 47,27 céntimos por litro en la gasolina y de 37,90 en el gasóleo.
| Componente (euros por litro) | Gasolina 95, agosto 2025 | Gasolina 95, agosto 2026 | Gasóleo A, agosto 2025 | Gasóleo A, agosto 2026 |
|---|---|---|---|---|
| Crudo Brent | 0,369 | 0,493 | 0,369 | 0,493 |
| Diferencial de refino | 0,100 | 0,247 | 0,127 | 0,462 |
| Margen bruto de distribución | 0,289 | 0,313 | 0,302 | 0,298 |
| Impuesto sobre Hidrocarburos | 0,473 | 0,373 | 0,379 | 0,279 |
| IVA (21 %) | 0,258 | 0,299 | 0,247 | 0,322 |
| Precio final | 1,489 | 1,725 | 1,424 | 1,852 |
Fuente: CNMC, Boletín informativo de la distribución de carburantes en estaciones de servicio, agosto de 2026 (15 de octubre de 2026), promedios mensuales de Península y Baleares. Las sumas pueden no cuadrar por redondeo.
La tabla resume la crisis de 2026. El Brent subió unos 12 céntimos por litro en un año, pero el diferencial del gasóleo casi se cuadruplicó, en un mercado de destilados que la propia orden de liberación de reservas describe como especialmente tenso: en agosto de 2026 la cotización internacional explicaba el 51,9 % del precio del gasóleo y el 43,1 % del de la gasolina, y los impuestos, el 32,4 % y el 39,0 %, según la CNMC. El margen de las gasolineras apenas cambió. La semana del 26 de octubre el litro costaba de media 1,751 euros la gasolina y 1,888 el gasóleo, según el Boletín Petrolero de la Unión Europea.
De los 20 céntimos de 2022 a las rebajas de la guerra de Irán
La primera gran rebaja llegó con la invasión rusa de Ucrania. El Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, creó una bonificación de 20 céntimos por litro para todos los conductores desde el 1 de abril, y el Real Decreto-ley 11/2022 la prorrogó hasta el 31 de diciembre de 2022; desde 2023 solo se mantuvo para el transporte y otros sectores profesionales. Al no depender de la renta sino del consumo, benefició más a quien más conducía: la AIReF concluyó que los hogares de mayor renta acapararon una parte mayor del gasto, según un análisis de Funcas.
En 2026 el Gobierno eligió los impuestos. El Real Decreto-ley 7/2026, de 20 de marzo, bajó el IVA de los carburantes del 21 % al 10 % y el IEH a los mínimos europeos hasta el 30 de junio. El Real Decreto-ley 18/2026 recuperó el IVA del 21 % y dejó rebajas del IEH de 15, 10 y 5 céntimos en julio, agosto y septiembre. El Real Decreto-ley 25/2026, de 29 de septiembre, la subió a 20 céntimos en octubre, con 13 en noviembre y 6 en diciembre salvo que el IPC del carburante supere en un 15 % el del año anterior. Como en septiembre el gasóleo estaba un 34,0 % más caro y la gasolina un 27,5 %, la rebaja de 20 céntimos sigue en noviembre, según Selectra: el IEH queda en 27,27 céntimos la gasolina y 17,90 el gasóleo. La CNMC vigila desde marzo que la rebaja llegue al precio, y en mayo concluyó que la red la había trasladado en general.
El dinero del petróleo en los tribunales
La pieza de hidrocarburos: Aldama, Villafuel y Claudio Rivas
El llamado caso hidrocarburos, que instruye en la Audiencia Nacional el juez Santiago Pedraz, investiga un presunto fraude masivo del IVA en la venta de combustibles. El mecanismo que describen los investigadores consiste en cobrar el IVA y no ingresarlo en Hacienda, lo que permite vender por debajo del mercado. La Fiscalía Anticorrupción cifra el fraude en al menos 182,5 millones de euros y sostiene que parte del dinero salió a cuentas en Portugal, según The Objective (octubre de 2026). La causa nació como ramificación del caso Koldo.
En el centro está Villafuel, una operadora ligada al empresario Claudio Rivas. Pidió ser operador al por mayor de productos petrolíferos en enero de 2021, la solicitud fue denegada en diciembre de ese año y el Ministerio para la Transición Ecológica la habilitó el 15 de septiembre de 2022, según The Objective, que cita el BOE. La UCO sospecha que Víctor de Aldama usó sus contactos en el Gobierno para acelerar esa licencia. El ministerio niega cualquier trato de favor, y Teresa Ribera, entonces ministra, admitió haber hablado con Koldo García pero lo enmarcó en la tramitación ordinaria, según El Debate. En febrero de 2025 Pedraz no vio «indicio alguno» que vinculara a José Luis Ábalos con la licencia y rechazó enviar esa parte al Supremo, según el mismo diario; en diciembre de 2025 citó como testigos a antiguos jefes de gabinete de los ministerios del ramo.
La situación de cada uno, a noviembre de 2026:
- Víctor de Aldama pasó por prisión provisional en esta causa entre octubre y noviembre de 2024 y sigue investigado. En otra causa, la de las mascarillas, el Tribunal Supremo lo condenó en junio de 2026 a cuatro años y medio, con la pena suspendida por su colaboración, en una sentencia firme (caso Koldo: juicio y ramificaciones).
- Claudio Rivas estuvo en prisión provisional hasta diciembre de 2024 y está investigado; Pedraz lo citó a declarar el 3 de diciembre de 2026. En otra causa, la de Gaslow, el mismo juez propuso el 15 de junio de 2026 juzgar a 16 personas, entre ellas «Claudio R.», por un fraude de 148 millones en el IVA de hidrocarburos entre 2018 y 2021, según el Consejo General del Poder Judicial; es una propuesta de juicio, no una acusación formal.
- Carmen Pano, empresaria vinculada a Villafuel, está investigada. Declaró como testigo en el juicio de las mascarillas que llevó 90.000 euros a la sede del PSOE en Ferraz por encargo de Aldama, sin saber para quién eran. Es su versión.
El «Delcygate»: Delcy Rodríguez en Barajas
En la madrugada del 20 de enero de 2020 aterrizó en Barajas un avión Falcon con Delcy Rodríguez, entonces vicepresidenta de Maduro, a la que la Unión Europea prohibía la entrada desde 2018. La recibió en el aeropuerto el ministro de Transportes, José Luis Ábalos. Él habló de un «saludo» de unos 25 minutos en el que le dijo que no podía entrar en España, según El Independiente. El Tribunal Supremo inadmitió en noviembre de 2020 las querellas de Vox y del Partido Laócrata: dio por acreditado que Rodríguez entró en territorio español y que eso infringió la prohibición europea, pero consideró que no era delito, porque el control de esas obligaciones es político y corresponde al Consejo de la UE, según The Objective. Un juzgado de Madrid archivó también la parte de los no aforados.
El caso volvió con el sumario Koldo. Ante la Audiencia Nacional, el 21 de noviembre de 2024, Aldama afirmó que el viaje incluía una cena prevista con Pedro Sánchez y varios ministros y que el presidente sabía que venía, según El Independiente; son afirmaciones de Aldama, no hechos probados. Ábalos dijo en 2026 ante el juez del Supremo que no recordaba buena parte de aquella noche, que fue un viaje de tránsito sin reunión prevista y que no conocía las sanciones, según The Objective. No hemos hallado ninguna causa abierta específicamente por el episodio a noviembre de 2026.
Plus Ultra y el entorno de Zapatero
El caso Plus Ultra investiga el rescate de 53 millones de euros que la SEPI concedió en marzo de 2021 a una pequeña aerolínea con accionistas venezolanos, entre ellos Rodolfo Reyes, sobre quien pesa una orden internacional de detención desde mayo de 2026. El juez José Luis Calama cita como investigado desde el 19 de mayo de 2026 a José Luis Rodríguez Zapatero por presuntos blanqueo de capitales, tráfico de influencias, organización criminal y falsedad documental, y lo describe en su auto como líder de «una estructura estable y jerarquizada de tráfico de influencias», según Euronews. La consultora de su amigo Julio Martínez, detenido en diciembre de 2025, le pagó por asesoramiento, y la investigación sostiene que esos pagos podrían encubrir comisiones. Zapatero niega haber hecho «ninguna gestión» ante la Administración por el rescate y sostiene que sus ingresos son lícitos y declarados; lo repitió el 17 de junio ante el juez, que no le impuso medidas cautelares. Una pieza separada investiga más de un centenar de joyas halladas en su despacho, y sus hijas están citadas como investigadas el 30 de noviembre de 2026. No hay acusación formal ni sentencia.
Zapatero, mediador en Venezuela
Desde 2016 Zapatero ha ejercido de mediador entre el chavismo y la oposición. Participó como facilitador en las negociaciones de la República Dominicana de 2017 y 2018, que terminaron en febrero de 2018 sin que la oposición firmara. Zapatero culpó del fracaso al jefe de la delegación opositora, Julio Borges, que respondió que firmar habría legitimado unas elecciones sin garantías, según NTN24. En septiembre de 2024 reconoció que había participado «en la tarea de facilitación» para que el candidato opositor Edmundo González pudiera exiliarse en España, y defendió la discreción como «un derecho y un deber» del mediador. María Corina Machado replicó: «No es verdad que Zapatero salvó a Edmundo», y presentó la salida como una operación del régimen; González, en cambio, le agradeció en privado sus gestiones, según personas de su entorno citadas por The Objective. El líder del PP, Alberto Núñez Feijóo, lo ha acusado junto a Sánchez de complicidad con el régimen.
Tras la captura de Maduro, la asociación Hazte Oír se querelló contra Zapatero por narcotráfico, blanqueo y organización criminal. El juez de la Audiencia Nacional Antonio Piña abrió diligencias previas el 8 de enero de 2026, la Fiscalía Antidroga se opuso, y en febrero inadmitió la querella: escribió que no se puede confundir «la creencia personal o popular» con hechos de entidad penal, según The Objective y Ara. En febrero de 2026 Zapatero viajó a Caracas invitado por Delcy Rodríguez para participar en un programa de convivencia democrática.
El dinero de PDVSA en Andorra y en España
En marzo de 2015 el Tesoro estadounidense señaló a la Banca Privada d'Andorra (BPA) como entidad de «preocupación primordial» por blanqueo, entre otros motivos por haber procesado unos 2.000 millones de dólares desviados de PDVSA mediante sociedades pantalla, según Reuters. Andorra intervino el banco y el Banco de España, su filial Banco de Madrid. En 2018 un juez andorrano procesó a 29 personas por blanquear unos 2.000 millones de euros de la petrolera, entre ellas los exviceministros de Energía Nervis Villalobos y Javier Alvarado y Diego Salazar, primo del exministro Rafael Ramírez, según El País. La causa avanza despacio: en febrero de 2026 la Corte Suprema argentina autorizó la extradición a Andorra del exdirectivo de PDVSA Luis Bastidas, acusado de blanquear cinco millones de dólares en el banco. No hemos hallado sentencia sobre los procesados venezolanos.
En España, la Audiencia Nacional juzgó a Raúl Morodo, a quien el Gobierno de Zapatero nombró embajador en Caracas. En octubre de 2024 aceptó diez meses de prisión por un delito fiscal por ocultar unos 4,5 millones de euros que su hijo ganó en negocios con PDVSA en 2013 y 2014; el hijo aceptó dos años por dos delitos fiscales, según EFE.
Odebrecht, Petrobras y las comercializadoras
Lava Jato tuvo una derivada continental. En diciembre de 2016 Odebrecht y su petroquímica Braskem se declararon culpables en Nueva York y aceptaron pagar al menos 3.500 millones de dólares: la constructora había pagado unos 788 millones en sobornos en 12 países entre 2001 y 2016, 98 millones de ellos en Venezuela, según la Voz de América. En Brasil, el magistrado Dias Toffoli declaró en septiembre de 2023 inservibles las pruebas de los sistemas informáticos de la constructora, una decisión recurrida por la fiscalía. En México, el exdirector de Pemex Emilio Lozoya implicó en 2020 a Peña Nieto, que no ha sido acusado formalmente.
Las grandes comercializadoras de crudo también han pasado por los tribunales. Glencore se declaró culpable en mayo de 2022 en Estados Unidos, el Reino Unido y Brasil de sobornos en África y en Brasil, Venezuela y la República Democrática del Congo, con sanciones de hasta 1.500 millones de dólares, según Africanews. Trafigura admitió en marzo de 2024 ante la justicia estadounidense haber sobornado entre 2003 y 2014 a empleados de Petrobras, y pagará más de 126 millones de dólares, según Maritime Executive. El 31 de enero de 2025 el Tribunal Penal Federal suizo la condenó por no haber impedido sobornos a un funcionario angoleño entre 2009 y 2011, con una multa de 3 millones de francos y una compensación de 145 millones de dólares: fue la primera empresa condenada por corrupción en Suiza tras un juicio público, según Le Temps.
Lo que el petróleo enseña sobre el poder
Tres ideas resumen las páginas anteriores. La primera es que el precio del petróleo es político porque la economía lo hace frágil: ni la demanda ni la oferta responden al precio a corto plazo, así que una pérdida de oferta del 5 % puede doblar el precio, y quien controla un estrecho, un oleoducto o una cuota de producción controla una palanca sobre la inflación y el crecimiento de todos los demás. La OPEP+, la guerra de Irán y la flota fantasma rusa son versiones distintas de esa misma palanca.
La segunda es que la renta del petróleo moldea a los Estados que la reciben. Donde el crudo paga el presupuesto, el Gobierno depende menos de sus contribuyentes y más del precio del barril: Noruega convirtió esa renta en un fondo que pertenece a las generaciones futuras; Venezuela la gastó, expulsó a quien sabía extraerla y pasó de 3 millones de barriles diarios a menos de uno; Rusia la usa para financiar una guerra y la defiende con petroleros sin seguro. La «maldición de los recursos» no es una ley, pero sí una tendencia documentada que solo las instituciones fuertes han evitado.
La tercera es que las sanciones funcionan menos y más despacio de lo que prometen sus autores, y menos aún cuando el precio sube: Washington aflojó las licencias al crudo ruso en 2026 por el mismo motivo por el que las impuso en 2022, mantener el petróleo en el mercado. Para un país sin petróleo como España, lo que cuenta es otra cosa: una red de ocho refinerías que importa crudo de treinta países, unas reservas estratégicas de 90 días y un surtidor en el que, en tiempos normales, los impuestos pesan cerca de la mitad del precio y en las crisis el Gobierno los baja a golpe de real decreto-ley.
Y una advertencia de sentido común para leer las tramas: allí donde se cruzan licencias administrativas, IVA de carburantes, dinero de una petrolera estatal extranjera y contactos políticos, los tribunales tardan años en separar lo que es delito de lo que es solo opacidad. Este texto da la situación procesal de cada persona en noviembre de 2026; conviene volver a la fuente antes de darla por definitiva.
Preguntas frecuentes
¿Por qué sube tanto el petróleo cuando falta poca oferta? Porque ni los coches ni los pozos reaccionan al precio en semanas: una pérdida pequeña de barriles obliga a subastar los que quedan.
¿Quién fija el precio del petróleo? Nadie lo fija: sale de los futuros del Brent y el WTI, de los diferenciales por calidad y de lo que la OPEP+ decide producir.
¿Qué es la OPEP+ y cuánto petróleo controla? La OPEP más diez productores aliados, Rusia incluida, que pactan cuotas de producción; en 2026 son 21 países tras la salida de Emiratos.
¿Las sanciones han hundido el petróleo ruso? No: Rusia vende menos caro y a China e India, pero su renta petrolera bajó un 14 % en 2026 pese a los precios de la guerra de Irán.
¿Cuánto del precio de la gasolina en España son impuestos? En agosto de 2026, el 39 % en la gasolina y el 32 % en el gasóleo, según la CNMC, con las rebajas del impuesto de hidrocarburos en vigor.
¿Qué es el petrodólar? La costumbre, nacida en los años setenta, de vender el crudo en dólares, que sostiene la demanda mundial de esa moneda y de la deuda estadounidense.
¿Qué tramas judiciales españolas tienen que ver con el petróleo? La pieza de hidrocarburos del caso Koldo, el «Delcygate», el caso Plus Ultra y el dinero de PDVSA en Andorra, cada una en una fase distinta.