Acuerdo energético entre Venezuela y Estados Unidos: qué gana cada país y qué está en juego

El nuevo acuerdo energético entre Venezuela y Estados Unidos marca un giro mucho más profundo que la simple reapertura de la industria petrolera venezolana al capital extranjero. Los términos divulgados por la Casa Blanca colocan 17 campos con aproximadamente 65.000 millones de barriles de reservas probadas bajo concesiones de 100 años a North American Blue Energy Partners (NABEP), una empresa privada venezolana que tendrá participación del Gobierno estadounidense en su estructura corporativa.

Washington obtendrá además una participación del 35 % en la empresa matriz de NABEP, derechos para comprar el 20 % de la producción a precio de costo, prioridad sobre buena parte del crudo restante y amplias facultades de gobernanza. El acuerdo contempla hasta US$100.000 millones de inversión en infraestructura petrolera, mientras que las autoridades venezolanas calculan unos US$209.000 millones en ingresos fiscales durante los primeros 25 años, tomando como referencia un precio de US$65 por barril.

La magnitud de las cifras obliga, sin embargo, a mirar el acuerdo más allá de los anuncios oficiales. Lo que está en juego no es únicamente cuánto petróleo puede producir Venezuela, sino quién tendrá capacidad para decidir cómo se explota, quién tendrá acceso preferencial al crudo, qué riesgos asumirá cada parte y cuánto de la renta petrolera terminará efectivamente en las cuentas del Estado venezolano.

65.000 millones de barriles: una quinta parte de las reservas venezolanas

Los 65.000 millones de barriles asociados con los 17 campos representan aproximadamente una quinta parte de las reservas probadas de Venezuela.

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) registró para Venezuela 303.008 millones de barriles de reservas probadas al cierre de 2023. Si se compara esa cifra con los 65.000 millones incluidos en el acuerdo, el volumen concesionado equivale a cerca del 21,5 % de las reservas probadas nacionales.

La comparación también ayuda a dimensionar la afirmación de la Casa Blanca de que Washington obtiene acceso a un volumen superior a las reservas probadas de petróleo existentes dentro del territorio estadounidense, que el Gobierno de Donald Trump sitúa en unos 46.000 millones de barriles.

Pero hay una diferencia fundamental entre reservas y producción.

Tener 65.000 millones de barriles clasificados como reservas probadas no significa que ese volumen pueda extraerse inmediatamente ni que genere ingresos de manera automática. Una parte importante de las reservas venezolanas corresponde a crudos pesados y extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco, cuya producción requiere tecnología especializada, diluyentes, infraestructura y capacidad de procesamiento.

La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) ha señalado que las limitaciones de capital, el deterioro de la infraestructura, la falta de mantenimiento y las restricciones sobre la participación de empresas internacionales han limitado durante años la capacidad venezolana para convertir sus enormes reservas en producción efectiva.

Ese es uno de los principales puntos que deben considerarse al evaluar las promesas de recuperación.

El petróleo está ahí. La capacidad para sacarlo es otra historia

Venezuela produjo alrededor de 1,01 millones de barriles diarios de petróleo y otros líquidos en 2025, según los datos de la EIA.

El nuevo acuerdo plantea llevar la producción asociada a los proyectos hasta aproximadamente 1,5 millones de barriles diarios. Reuters reportó que esa es la meta planteada dentro de la estructura del pacto. La diferencia es importante porque demuestra que el desafío no consiste simplemente en abrir nuevos pozos.

La industria necesita recuperar infraestructura de producción, transporte y almacenamiento; ampliar la capacidad de procesamiento; garantizar electricidad y servicios industriales; disponer de diluyentes para los crudos extrapesados; incorporar tecnología y recuperar personal especializado.

La EIA ya había advertido que buena parte de la capacidad productiva venezolana sufrió durante años la falta de capital y mantenimiento regular. En 2023, Venezuela produjo unos 742.000 barriles diarios de crudo, aproximadamente 70 % menos que en 2013.

Por eso, los US$100.000 millones anunciados deben entenderse como una necesidad de reconstrucción de una industria deteriorada, y no simplemente como capital destinado a perforar nuevos pozos.

El primer gran punto de tensión: 25 años frente a 100 años

Uno de los elementos más llamativos del acuerdo es la diferencia entre los plazos divulgados por Caracas y Washington.

La presidenta interina de Venezuela, Delcy Rodríguez, describió el acuerdo energético bilateral como un pacto de 25 años. Según Reuters, el proyecto contempla desarrollar 17 campos, llevar la producción hasta 1,5 millones de barriles diarios y generar unos US$209.000 millones en ingresos para el Estado bajo determinados supuestos.

La Casa Blanca, en cambio, informó que las autoridades venezolanas otorgaron a NABEP concesiones de 100 años para esos 17 campos. Ambas cifras podrían corresponder a instrumentos jurídicos diferentes dentro de una estructura contractual más amplia. Sin embargo, mientras el contrato completo no sea público, no resulta posible establecer con precisión cómo se relacionan ambos plazos.

La diferencia no es un detalle administrativo.

Un acuerdo de 25 años corresponde a una estrategia de desarrollo petrolero de largo plazo. Una concesión de 100 años compromete, en cambio, varias generaciones de gobiernos venezolanos y convierte la estructura contractual en uno de los elementos más relevantes del nuevo mapa energético del país.

¿Qué obtiene Estados Unidos?

La lectura del acuerdo cambia cuando se observa que Washington no aparece únicamente como comprador del petróleo.

La Casa Blanca señala que el Gobierno estadounidense tendrá una participación del 35 % en la empresa matriz de NABEP. También tendrá derecho a comprar el 20 % de la producción a precio de costo y contará con un derecho de primera opción sobre el 80 % restante.

La estructura contempla además poder de veto sobre determinadas decisiones de la junta directiva, una mayoría de directores estadounidenses, auditores y asesores estadounidenses y jurisdicción bajo la legislación de Estados Unidos.

Es decir, el papel estadounidense combina elementos de inversión, suministro energético y gobernanza empresarial.

La propia Casa Blanca presenta el acuerdo como un mecanismo para asegurar la “dominación energética” estadounidense y reducir la influencia de Rusia y China en Venezuela.

Reuters también ha reportado que algunos de los campos incluidos estuvieron previamente relacionados con operadores chinos y rusos, de modo que el acuerdo tiene una dimensión explícitamente geopolítica además de comercial.

Esto permite entender mejor por qué Venezuela resulta estratégica para Washington. El objetivo no consiste solamente en comprar más barriles.

Se trata de asegurar una fuente de crudo en el hemisferio occidental, garantizar acceso preferencial a su producción y reducir el espacio que durante los últimos años ocuparon compañías y capitales de China y Rusia dentro del sector energético venezolano.

El interés estadounidense también tiene que ver con el tipo de crudo

Venezuela posee enormes reservas, pero gran parte de ellas corresponde a petróleo pesado y extrapesado. Ese tipo de crudo no puede tratarse como una mercancía idéntica a cualquier barril producido en el mundo. Su extracción y procesamiento requieren infraestructura y refinerías con características específicas.

La EIA señala que buena parte de las reservas venezolanas se encuentran en la Faja del Orinoco y que la producción de crudos extrapesados requiere un nivel importante de conocimiento técnico. Esto ayuda a explicar el interés de Estados Unidos.

El crudo venezolano pesado puede complementar las necesidades de determinadas refinerías estadounidenses, especialmente aquellas diseñadas para procesar este tipo de petróleo.

Sin embargo, eso no significa que la llegada de nuevas inversiones vaya a traducirse inmediatamente en gasolina más barata para los consumidores estadounidenses.

La recuperación de la producción venezolana puede tomar años y requiere resolver primero los problemas de infraestructura y capacidad industrial. Incluso empresas internacionales interesadas en regresar al país mantienen cautela frente a los riesgos políticos, contractuales y operativos.

Los US$100.000 millones no son un cheque para Venezuela

La cifra de US$100.000 millones es probablemente una de las más llamativas del acuerdo, pero también una de las que más fácilmente puede inducir a error.

La Casa Blanca dice que NABEP planea invertir hasta esa cantidad en nueva infraestructura petrolera venezolana. La expresión clave es “hasta”. No se trata de US$100.000 millones ya desembolsados ni de recursos que ingresarán de inmediato al presupuesto venezolano.

El dinero tendría que movilizarse progresivamente para financiar proyectos cuya rentabilidad dependerá de la capacidad de producción, los precios internacionales, los costos de extracción, la infraestructura disponible y la estabilidad jurídica.

Además, una parte importante del gasto asociado a la recuperación petrolera inevitablemente estará relacionada con equipos, servicios, tecnología, financiamiento y proveedores internacionales. Por eso, el impacto económico para Venezuela no puede medirse únicamente por el tamaño anunciado de la inversión.

La pregunta relevante es cuánto capital neto ingresará al país, cuánto se transformará en infraestructura y empleos locales, cuánto generará actividad económica interna y cuánto terminará siendo pagado a proveedores extranjeros.

Los US$209.000 millones tampoco son ingresos petroleros directos

El Gobierno venezolano ha proyectado unos US$209.000 millones en ingresos durante 25 años, utilizando un precio de referencia de US$65 por barril y calculando que alrededor de US$19 por barril llegarían directamente al Estado.

Esta cifra debe presentarse como una proyección fiscal, no como dinero garantizado. Su resultado depende de que se cumplan las premisas utilizadas para calcularla: producción, precio del petróleo, costos, continuidad operacional y régimen fiscal.

También existe una diferencia importante entre ingresos petroleros totales e ingresos fiscales. El Estado puede recibir regalías, impuestos y otros pagos asociados a la actividad, pero eso no significa que capture el valor completo de cada barril producido.

De hecho, la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos aprobada en enero de 2026 modificó sustancialmente el marco para la participación privada y estableció nuevas modalidades de contratos, al tiempo que mantuvo para el Estado el derecho a regalías de hasta 30 % del hidrocarburo extraído, con tasas determinadas según cada proyecto.

Por ello, los US$209.000 millones deben entenderse como un escenario de recaudación bajo determinados supuestos y no como una transferencia directa de esa cantidad a las arcas públicas.

Una reforma legal que abrió la puerta al capital privado

El acuerdo tampoco aparece aislado. En enero de 2026, Venezuela reformó parcialmente su Ley Orgánica de Hidrocarburos y abrió nuevas vías para la participación privada en actividades primarias del sector.

La reforma permite que empresas privadas participen como accionistas minoritarias en empresas mixtas y que las compañías estatales suscriban contratos de operación o producción con empresas privadas, bajo determinadas condiciones. También amplió las posibilidades de comercialización directa y permitió incorporar mecanismos de arbitraje internacional en los contratos.

Ese cambio legal es fundamental para entender el acuerdo con Estados Unidos. La estructura actual del sector venezolano ya no es exactamente la misma que existía durante la etapa de mayor control estatal de las décadas anteriores.

Sin embargo, precisamente por eso surge otra pregunta: ¿cómo encaja jurídicamente una concesión de 100 años anunciada por Washington dentro del nuevo marco venezolano? La respuesta requiere conocer el contrato completo.

El problema de la transparencia

Uno de los principales puntos de preocupación entre loa venezolanos no está relacionado con la existencia de petróleo, sino con la forma en que se adjudicaron los proyectos.

Reuters reportó que el acuerdo no pasó por un proceso competitivo convencional y que su negociación permaneció confidencial hasta que fue anunciada públicamente. Expertos y abogados han pedido que los contratos sean publicados para poder evaluar su legalidad y sus implicaciones.

Esta cuestión es especialmente importante porque el acuerdo involucra recursos estratégicos y compromisos que pueden extenderse durante décadas. La reforma venezolana de 2026 amplió la participación privada y otorgó nuevas facultades al Ejecutivo para autorizar empresas mixtas, pero eso no elimina la necesidad de conocer las condiciones específicas bajo las cuales se asignaron estos campos.

La discusión, por tanto, no debería reducirse a si Venezuela necesita inversión extranjera. La necesita.

La pregunta es bajo qué condiciones, durante cuánto tiempo, con qué mecanismos de supervisión y con qué garantías de que la mayor parte del valor generado permanezca en el país.

La oportunidad y el riesgo ocurren al mismo tiempo

Para Venezuela, el acuerdo puede representar una oportunidad excepcional. El país posee las mayores reservas probadas de petróleo del mundo y, al mismo tiempo, una industria que durante años perdió capacidad productiva, infraestructura y personal especializado.

Una entrada masiva de capital y tecnología podría aumentar la producción, recuperar infraestructura, generar empleo, incrementar las exportaciones y ampliar los ingresos fiscales. Pero el mismo acuerdo concentra riesgos importantes.

Una concesión de 100 años supone que las decisiones tomadas ahora pueden afectar a gobiernos que todavía no existen. También plantea interrogantes sobre la estabilidad de los contratos, la distribución de la renta petrolera y la capacidad del Estado venezolano para renegociar condiciones futuras sin exponerse a litigios.

Para los inversionistas existe, además, el riesgo contrario: que un futuro gobierno cuestione contratos firmados bajo una administración transitoria y busque modificar o revertir las condiciones. La incertidumbre política puede convertirse así en un problema tanto para Venezuela como para las compañías extranjeras.

La verdadera dimensión del acuerdo es geopolítica

El pacto representa una transformación en la relación bilateral porque coloca al petróleo venezolano en el centro de una nueva arquitectura energética estadounidense en América Latina. Washington busca una fuente de crudo cercana, acceso preferencial a la producción y una posición de influencia sobre una parte significativa de las reservas venezolanas.

Caracas, por su parte, necesita capital, tecnología, mercados y capacidad para reconstruir una industria que no puede recuperar por sí sola al ritmo requerido. La relación, por tanto, es de necesidad mutua, pero no necesariamente de poder equivalente.

Estados Unidos llega con capacidad financiera, tecnológica, empresarial y de mercado. Venezuela llega con el recurso natural. La cuestión central será cómo se distribuye el valor creado cuando ambas capacidades se encuentran.

El petróleo sigue siendo venezolano, pero la pregunta ahora es quién controla su valor

El debate sobre el acuerdo no debería quedarse en la afirmación de que Estados Unidos “se quedó con el petróleo venezolano”, porque esa formulación simplifica una estructura contractual mucho más compleja.

Tampoco resulta suficiente repetir que Venezuela recibirá US$209.000 millones o que llegarán US$100.000 millones de inversión como si ambas cantidades estuvieran garantizadas. Lo que existe hoy es un acuerdo con enormes expectativas y también con importantes zonas todavía opacas.

Hay 17 campos y unos 65.000 millones de barriles de reservas probadas involucrados. Hay una concesión anunciada por 100 años. Hay un acuerdo bilateral descrito por Caracas como de 25 años. Hay una participación estadounidense del 35 % en la empresa matriz de NABEP, derechos preferenciales sobre la producción y facultades de gobernanza. Hay una inversión proyectada de hasta US$100.000 millones y una recaudación fiscal estimada en unos US$209.000 millones.

Y todavía falta conocer en detalle el contrato que conecta todas esas piezas. Por eso, el verdadero alcance del acuerdo no podrá medirse únicamente por el número de barriles ni por el tamaño de las inversiones anunciadas.

La pregunta de fondo es quién tendrá capacidad para decidir cómo se explota ese petróleo, quién podrá comprarlo en condiciones preferenciales, quién asumirá los riesgos de reconstruir la industria y cuánto del valor generado llegará finalmente a la economía venezolana.

Venezuela conserva la propiedad de sus recursos naturales bajo su marco jurídico. Lo que está cambiando es la estructura mediante la cual esos recursos serán explotados.

Y ahí está la verdadera dimensión del acuerdo: el petróleo sigue estando bajo tierra en Venezuela, pero el poder económico alrededor de ese petróleo está cambiando de manos y todavía falta conocer exactamente hasta dónde llegará ese cambio.

Con información de Reuters

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