Los ingresos fiscales y las balanzas comerciales de países como Arabia Saudita, Rusia, Nigeria y Venezuela sufren por la baja en precios del petróleo en 2024–2025. Analizamos el impacto económico, los recortes presupuestales y los riesgos sociales en economías dependientes del crudo.
Infraestructura petrolera en Lagos, Nigeria. Los países exportadores de crudo enfrentan presiones fiscales y comerciales debido a la caída de ingresos petroleros a nivel mundial.
La caída de las utilidades petroleras no solo afecta a las compañías, sino que tiene amplias repercusiones macroeconómicas en los países productores de petróleo. Durante 2024–2025, los Estados cuyos ingresos dependen en gran medida de la exportación de hidrocarburos han resentido la disminución de los precios y la volatilidad del mercado con efectos en sus finanzas públicas, balanzas comerciales y planes de desarrollo. Desde los gigantes del Golfo Pérsico hasta economías emergentes de África y Eurasia, muchos gobiernos se han visto obligados a ajustar presupuestos, aumentar deuda o recortar gastos ante la merma de ingresos petroleros.
En Oriente Medio, los principales exportadores de crudo enfrentan el dilema de menores ingresos con altos compromisos de gasto. Arabia Saudita, cuyo presupuesto depende en un 62% del petróleo, es un caso emblemático. El gobierno saudí requiere un precio del barril por encima de $90 dólares para equilibrar sus cuentas fiscales, según estimaciones del Fondo Monetario Internacional, pero durante 2024 el Brent se mantuvo muy por debajo de ese umbral, llegando a caer por momentos bajo $65 a inicios de 2025. Esta brecha entre el precio necesario y el real amenaza con borrar “decenas de miles de millones de dólares” en ingresos esperados por Riad. De hecho, en la planeación presupuestal saudí se proyectó que los ingresos petroleros totales caerían alrededor de 3.7% en 2025 respecto al año anterior debido a los precios más bajos.
Para compensar, Arabia Saudita ha optado por elevar su endeudamiento y revisar sus megaproyectos. El reino, que ya registró déficits gemelos (fiscal y de cuenta corriente) en 2024, tuvo que aumentar la emisión de deuda. La deuda pública saudí saltó un 16% en 2024, superando los $324,000 millones de dólares, y los analistas prevén que necesitará al menos $100,000 millones adicionales en los próximos tres años para financiar sus planes. En la primera mitad de 2025, el gobierno saudí ya había levantado $14,400 millones en bonos internacionales, continuando la tendencia de ser uno de los mayores emisores de deuda de mercados emergentes. Esta estrategia busca sostener proyectos insignia de su agenda Visión 2030 (como la megaciudad futurista NEOM) pese a la merma de ingresos petroleros. No obstante, implica aumentar la carga de servicio de la deuda a futuro y depender de la confianza de los mercados financieros.
El gobierno saudí también ha contemplado recortes o demoras en el gasto en algunos programas. Si bien sigue comprometido con sus planes de diversificación, funcionarios reconocen la necesidad de “recalibrar y priorizar” inversiones para evitar sobrecalentamiento y ajustarse a la nueva realidad de ingresos. Algunas adjudicaciones de contratos podrían retrasarse y proyectos menos urgentes podrían ver reducidos sus presupuestos. Pese a ello, Riad considera que el sacrificio a corto plazo vale la pena si asegura beneficios de largo plazo: las autoridades saudíes ven los precios más bajos como un riesgo manejable dado su aún bajo nivel de deuda/PIB y su posición financiera relativamente sólida, confiando en que pueden capear este periodo adverso sin abandonar sus metas de transformación económica. De hecho, agencias como S&P mejoraron la calificación crediticia de Arabia Saudita a “A+” en marzo de 2025, aunque advirtieron que movimientos petroleros desfavorables y más deuda podrían presionar esa nota.
Otro factor crítico es la política de dividendos de Saudi Aramco, que alimenta directamente las arcas estatales. La petrolera estatal anunció una reducción de un 30% en los dividendos que pagará en 2025, lo que implica que el gobierno saudí recibirá $32,000 millones de dólares menos y el fondo soberano PIF otros $6,000 millones menos, en comparación con años previos. Esta caída en transferencias desde Aramco agrava el agujero fiscal. Para llenar ese vacío y seguir financiando programas sociales e inversiones, el reino probablemente continuará combinando retiro de reservas, emisión de deuda y algunas reformas tributarias (como la introducción reciente del IVA al 15%, medida de 2020) que reduzcan la dependencia petrolera. Aun así, a corto plazo el déficit fiscal saudí podría rondar el 5% del PIB en 2025, muy por encima de los superávits que llegó a gozar en 2022, lo que marca un cambio radical de fortuna.
En el resto del Golfo Pérsico, países como Emiratos Árabes Unidos, Kuwait y Omán también enfrentan aprietos aunque con matices distintos. Kuwait, por ejemplo, necesita un Brent de aproximadamente $75-$80 para equilibrar su presupuesto y ha estado sacando dinero de su Fondo de Generaciones Futuras para cubrir déficits, ya que legalmente tiene trabas para endeudarse. Omán, que históricamente es más vulnerable, se benefició de precios altos para reducir su deuda en 2022, pero en 2023-2024 vio deteriorar nuevamente su posición fiscal cuando el petróleo retrocedió; sin embargo, su situación es menos desesperada que en 2020 gracias a reformas y ayuda potencial de sus vecinos. Emiratos y Qatar, más diversificados, sienten menos presión fiscal directa (Qatar además tiene colchón del gas natural), aunque la baja del crudo les resta ingresos de sus inversiones en el extranjero y en algunos proyectos energéticos. En general, el Consejo de Cooperación del Golfo está pasando de superávits a ligeros déficits fiscales tras la bonanza de 2022. El Fondo Monetario Internacional ha advertido que varios de estos países enfrentan precios de equilibrio fiscal superiores a los precios actuales del mercado, lo cual podría traducirse en un retorno a los déficit si el petróleo persiste en ~$70. Se estima por ejemplo que Arabia Saudita requería ~$80-$81 en 2023 para equilibrar cuentas (lo logró ese año), pero en 2024 volvió al déficit al bajar el crudo.
Para mitigar estos impactos, algunos países golfinos recurren a sus abultadas reservas. Abu Dabi (EAU) y Arabia Saudita cuentan con fondos soberanos que amortiguan el golpe: pueden usar activos o dividendos de esos fondos para financiar gastos. No obstante, depender excesivamente de ahorros no es sostenible a largo plazo. Por ello, la conversación de fondo en la región vuelve a girar en torno a la diversificación económica lejos del petróleo. La presión actual podría acelerar proyectos en sectores como turismo, logística, tecnología y petroquímica avanzada en los planes Visión 2030 saudí y similares en otros estados del Golfo, buscando preparar sus economías para un futuro con demanda de petróleo potencialmente estancada.
Fuera del Oriente Medio, la caída de ingresos petroleros ha sido especialmente desafiante para países exportadores con economías menos resilientes. En África, naciones como Nigeria, Angola o Argelia encaran un panorama de finanzas más estrechas. Nigeria, la mayor economía africana y primer productor del continente, proyectó su presupuesto de 2025 asumiendo un precio del crudo de $75 por barril. Sin embargo, los precios efectivos se han mantenido por debajo de ese nivel (alrededor de $68 en julio de 2025). Esto significa que, de no hacer ajustes, Nigeria enfrentaría un ingreso inferior al previsto, empeorando su déficit fiscal y su balanza externa. El FMI, en su revisión “Artículo IV”, instó a Nigeria a recalibrar su presupuesto a la realidad de precios más bajos, advirtiendo que la economía nigeriana opera en un entorno de “gran incertidumbre” internacional, donde la volatilidad de los precios del petróleo impacta directamente sus balances fiscales, externos e incluso la inflación interna. Una caída prolongada del crudo reduce los ingresos del gobierno (por exportaciones y por impuestos petroleros) y también merma la oferta de divisas, lo que en Nigeria puede traducirse en presiones sobre el tipo de cambio naira/dólar y sobre los precios domésticos.
El gobierno nigeriano ya tomó medidas drásticas en 2023 para sanear su posición: eliminó el histórico subsidio a la gasolina en junio de ese año, liberando los precios de los combustibles. Este subsidio le costaba al Estado enormes sumas y su remoción, aunque dolorosa para la población en el corto plazo (encareció la gasolina), generó ahorros fiscales estimados en 2% del PIB en 2024. Dichos ahorros ayudan a compensar la caída de ingresos petroleros. Además, Nigeria unificó y liberalizó su mercado cambiario, lo que ha reducido la brecha entre el tipo de cambio oficial y el paralelo, atrayendo más inversiones privadas y mejorando la disponibilidad de dólares. Estas reformas —terminar subsidios y corregir la política cambiaria— fueron reconocidas por el FMI como pasos positivos para fortalecer la resiliencia de la economía nigeriana frente a choques petroleros. Sin embargo, tienen costes sociales: la eliminación del subsidio elevó fuertemente los precios de la energía, exacerbando la inflación en el corto plazo. Para paliar el impacto en los pobres, las autoridades nigerianas están ampliando programas de transferencias de efectivo a las poblaciones más vulnerables, aunque enfrentan dificultades logísticas para escalarlos (muchos nigerianos carecen de cuentas bancarias para recibir ayudas, por ejemplo). Nigeria ilustra así la difícil disyuntiva: ajustar las finanzas sacrificando beneficios populares, en pos de mantener la estabilidad macroeconómica.
Otros productores africanos siguen caminos similares. Angola, segundo productor del África subsahariana, también eliminó hace un par de años subsidios a combustibles y viene aplicando reformas para manejar la deuda; aun así, con el crudo más barato ha visto devaluaciones en su moneda (kwanza) y presiones inflacionarias. Argelia, en el norte de África, obtuvo superávits con los altos precios de gas y petróleo en 2022, pero en 2023-2024 al caer los precios su margen fiscal se estrechó; el gobierno argelino, no obstante, tiene reservas considerables y un nivel de deuda bajo que le han permitido amortiguar el golpe por ahora, aunque su economía sigue muy dependiente de los hidrocarburos.
En América Latina, países petroleros como Colombia, Venezuela, Ecuador y los países del Golfo de México (además de México, tratado aparte) también han tenido que ajustar. Colombia había gozado de mayores ingresos por exportación en 2022 gracias al crudo caro, pero con la baja de precios en 2023-2024 y la promesa de su gobierno de transición energética (que implica no otorgar nuevas licencias de exploración), se anticipa una disminución paulatina de producción e ingresos, lo que pone presión sobre su déficit externo. Ecuador enfrentó en 2024 una combinación de precios más bajos y problemas internos (como sabotajes y protestas) que redujeron su producción, generando una caída fuerte de ingresos y tensiones en su caja fiscal – el país incluso llegó a retrasar pagos de deuda a proveedores petroleros. Venezuela, con su industria ya colapsada por sanciones y mala gestión, apenas se ha beneficiado de precios altos y igualmente sufre cuando bajan: la merma del precio del crudo limitó su capacidad de obtener divisas, aunque sus niveles de producción son tan bajos que el impacto incremental es menor en comparación con otros.
La disminución de los ingresos petroleros tiene un efecto directo en las balanzas comerciales y cuentas corrientes de los países exportadores. Muchos de ellos vieron deteriorarse sus términos de intercambio: por cada barril vendido reciben menos dólares, reduciendo su superávit comercial o aumentando su déficit si importan mucho. Rusia es un claro ejemplo: además de menores precios, afronta descuentos por sanciones. En julio de 2025, sus ingresos mensuales por exportación de petróleo y gas cayeron 37% respecto a julio de 2024, y en el acumulado enero-julio las arcas petroleras rusas sumaron un 20% menos que el año previo. Consecuentemente, Moscú revisó a la baja sus proyecciones presupuestarias: inicialmente esperaba 10.94 billones de rublos de ingresos petroleros en 2025, pero recortó la cifra a 8.32 billones ante el escenario de precios más débiles. Para dimensionar, en 2024 Rusia obtuvo 11.13 billones de rublos por petróleo y gas, de modo que la nueva meta para 2025 representaría alrededor de 25% menos recursos que lo logrado en 2024. Dado que el petróleo y gas aportan una cuarta parte de los ingresos fiscales federales rusos, esta merma constriñe su presupuesto en pleno esfuerzo bélico en Ucrania. El Ministerio de Finanzas ruso se ha visto forzado a usar su fondo de reserva (el Fondo Nacional de Riqueza) y a devaluar moderadamente el rublo para compensar la caída de divisas. Aun así, el déficit fiscal ruso se ha ampliado, y en 2023 llegó a casi 2.3% del PIB; en 2024-2025 podría mantenerse elevado si los ingresos no repuntan. La menor renta petrolera dificulta la capacidad de Rusia para sostener el gasto militar y social, añadiendo presión interna. De hecho, analistas señalan que la “guerra de desgaste” económica de Occidente vía techo al precio del crudo ruso está surtiendo efecto en reducir gradualmente el flujo de caja del Kremlin, aunque Rusia ha logrado estabilizar su producción volcando exportaciones a Asia con descuento.
En general, países exportadores con monedas flexibles han visto devaluaciones a medida que disminuyen sus ingresos en divisas. Esto puede ser un amortiguador natural (una moneda más débil hace que los dólares petroleros rindan más en la economía local), pero también encarece las importaciones y puede alimentar la inflación. Nigeria, al liberalizar el tipo de cambio, permitió que el naira se depreciara fuertemente en 2023, pasando de ~440 a más de 700 por dólar; esto alineó el mercado oficial con el paralelo y mejoró la competitividad, pero también elevó precios internos. Kazajistán, otro exportador significativo, dejó caer su moneda (tenge) alrededor de un 20% durante 2023 cuando el petróleo bajó, para proteger su presupuesto en moneda local. Colombia y Brasil vieron volatilidad en sus tipos de cambio ligada en parte a los movimientos del crudo (aunque también influenciada por factores políticos internos). En Medio Oriente, países del Golfo con monedas ancladas al dólar no experimentan devaluación, por lo que el ajuste recae totalmente en sus reservas y fondos soberanos.
Otra repercusión se da en los fondos para inversiones nacionales. En tiempos de bonanza, muchos exportadores constituyen fondos petroleros o de estabilización; en tiempos de vacas flacas, suelen retirar de esos fondos. Por ejemplo, Kazajistán y Azerbaiyán han tenido que sacar mayores partidas de sus fondos soberanos en 2023-2024 para respaldar el gasto público ante la baja de ingresos energéticos. Esto es sostenible en el corto plazo, pero erosiona los ahorros para el futuro. Países sin ahorros previos suficientes han debido negociar apoyos con organismos internacionales: Angola, por ejemplo, finalizó un acuerdo con el FMI en 2021 y por ahora no ha requerido otro, pero si el crudo permaneciera bajo podría considerar nuevas facilidades. Ecuador buscó financiamiento de emergencia de multilaterales tras los choques combinados de precio e internos. Chad, un pequeño productor africano, cayó en moratoria de su deuda en 2024 afectado por menor renta petrolera, teniendo que reestructurar con sus acreedores.
Además, los proyectos de inversión extranjeros en los países productores pueden verse ralentizados. Cuando el petróleo baja, las compañías internacionales reducen gastos, lo que en productores más pequeños puede traducirse en demoras en nuevos desarrollos de campos. Por ejemplo, en Uganda (que planea ser nuevo exportador), la francesa TotalEnergies ha sido más cauta avanzando el proyecto Tilenga y el oleoducto EACOP, aunque aún en marcha. En Guyana (país cuya economía está en auge petrolero), las operadoras siguen desarrollando porque los proyectos son rentables incluso a precios moderados, pero una prolongada era de precios bajos podría moderar el frenesí inversor global en nuevas fronteras.
Los gobiernos productores están implementando diversas estrategias frente a esta coyuntura. En el frente fiscal, muchos optan por reformas tributarias para ampliar la recaudación no petrolera. Por ejemplo, Arabia Saudita introdujo y aumentó el IVA; Emiratos Árabes Unidos estableció impuesto corporativo; Oman subió impuestos a empresas. En otros casos, se recortan gastos en subsidios o se prioriza el gasto esencial. Nigeria y Angola recortaron subsidios a combustibles, Argelia evalúa reformar su generoso esquema de subvenciones energéticas, y países del GCC revisan proyectos de infraestructura.
Colectivamente, la alianza OPEP+ inicialmente optó en finales de 2022 e inicios de 2023 por recortar producción para apuntalar los precios. Sin embargo, a mediados de 2024 algunos miembros (Arabia Saudita, Emiratos) sorprendieron anunciando incrementos en cuotas de bombeo, buscando recuperar cuota de mercado que estaban cediendo ante productores fuera del grupo. Esta estrategia fue arriesgada: contribuyó a la sobreoferta de crudo y llevó los precios a sus mínimos en 2024. A finales de ese año y en 2025, la OPEP+ volvió parcialmente a recortes voluntarios (por ejemplo, Arabia Saudita y Rusia implementaron reducciones adicionales temporales) intentando poner un piso de $70 al Brent. Hasta julio de 2025, esos esfuerzos han tenido éxito limitado: el Brent ronda $72-$78 con alta volatilidad. La dificultad radica en que la OPEP+ ya no controla el mercado como antaño, dada la creciente producción de países como Estados Unidos (que volvió a extraer 13.37 millones de barriles diarios a mediados de 2025, nivel récord histórico) y otros actores. No obstante, la coordinación OPEP+ evita caídas más drásticas: analistas de Kpler señalan que los recortes unilaterales saudíes en 2023-2024 ayudaron a estabilizar los precios en torno a $75.
En términos macroeconómicos globales, la caída del precio del petróleo actuó como un estímulo para los países importadores (reduciendo costos energéticos, enfriando la inflación internacional), pero es un lastre para los exportadores. El efecto neto en el crecimiento mundial es mixto: las economías avanzadas ganan con energía más barata, mientras muchas economías emergentes exportadoras pierden. Instituciones como el IMF proyectan que, pese a la menor inflación petrolera, algunos emergentes crecerán menos por la contracción de su sector de hidrocarburos. Por ejemplo, recortó la previsión de crecimiento de Nigeria y países del CCG para 2024-2025 citando los menores precios del crudo. A su vez, bancos centrales de países exportadores con moneda flexible enfrentan el dilema de subir tasas de interés para defender sus monedas tras la caída petrolera (arriesgando enfriar más la economía) o dejarlas caer y tolerar más inflación importada.
Mirando adelante, la incertidumbre domina. Si las tensiones geopolíticas (como conflictos en Oriente Medio o sanciones) causaran un repunte de precios, los productores tendrían un alivio repentino. Pero la tendencia base según la Agencia Internacional de la Energía es que el crecimiento de la demanda global de petróleo se desacelerará notablemente para 2025, a su ritmo más bajo desde 2009 excluyendo la pandemia, mientras la oferta continúa expandiéndose. Este desequilibrio potencial sugiere que los precios podrían mantenerse moderados a mediano plazo, obligando a los países petroleros a planear con precios “normales” y no los picos excepcionales. Muchos productores están aprendiendo la lección de disciplina fiscal: los fondos de estabilización creados en años buenos deben blindarse para los años malos, y diversificar la economía ya no es solo una aspiración, sino una urgencia.
En resumen, el choque de las utilidades petroleras ha tenido implicaciones económicas significativas a nivel global: déficits fiscales en ascenso, devaluaciones, reajustes de subsidios, endeudamiento creciente y replanteamiento de políticas de largo plazo en los países dependientes del oro negro. Si bien cada nación difiere en su resiliencia y respuestas, todas comparten el desafío de sostener su desarrollo con menores rentas petroleras. La situación actual podría ser un catalizador para reformas profundas que reduzcan la “adicción al petróleo”, como la llamó el propio gobierno saudí, en pos de economías más equilibradas. A corto plazo, sin embargo, muchas de estas naciones se encuentran en modo supervivencia, navegando la tormenta fiscal que dejó el fin del súper ciclo petrolero reciente.
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