- El 28 de agosto de 2026, Donald Trump anunció «el mayor acuerdo petrolero de la historia»: control mayoritario de capital estadounidense sobre 17 campos venezolanos con 65.000 millones de barriles, según Delcy Rodríguez, más del 21% de las reservas probadas que reporta el Ministerio de Hidrocarburos. Supervisaría la Oficina de Capital Estratégico del Pentágono; los términos siguen sin conocerse y el economista petrolero Francisco Monaldi calificó de irrisorios los 209.000 millones de dólares en impuestos prometidos: apenas 3,2 dólares por barril.
- Según Wall Street Journal, el Departamento de Guerra negocia con North American Blue Energy Partners (NABEP), del controvertido empresario Alejandro Betancourt, un proyecto conjunto donde Washington tomaría la mayoría accionaria —la primera petrolera estatal estadounidense desde Roosevelt— con un arrendamiento de hasta 100 años sobre la mesa, según Bloomberg. En paralelo, Caracas evalúa salir de la OPEP, que ayudó a fundar en 1960.
- La reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos de enero de 2026 creó los Contratos de Producción Participativa, que según el abogado Simón Herrera Celis se asemejan al viejo esquema concesionario anterior a 1975 y no fijan plazo máximo. Como advirtió el economista Asdrúbal Oliveros, anunciar inversiones es fácil; convertirlas en producción exige instituciones y reglas previsibles.
Desde el 3 de enero, el petróleo ha sido el hilo conductor de la relación entre Washington y Caracas. Todo lo demás —el reconocimiento diplomático, la flexibilización de sanciones, la reforma legal de enero— ha sido, en el fondo, la antesala de esta semana. El 28 de agosto, el presidente de E.E.U.U. Donald Trump anunció lo que llamó «el mayor acuerdo petrolero de la historia»: el control mayoritario de capital estadounidense sobre yacimientos venezolanos con 65.000 millones de barriles de reservas probadas.
Pero el comunicado triunfal deja más preguntas que respuestas: cómo está realmente estructurado el acuerdo más allá del anuncio, qué dice sobre el reacomodo de Venezuela frente a sus socios no occidentales, y por qué el conjunto termina pareciéndose, con matices, a un capítulo de la historia que muchos daban por cerrado.
El acuerdo petrolero “más grande de la historia”
Según Delcy Rodríguez, el acuerdo contempla el desarrollo de 17 campos estratégicos con un potencial de 65.000 millones de barriles, lo que equivale a más del 21% de las 303.800 millones de barriles en reservas probadas que reporta el Ministerio de Hidrocarburos venezolano, y el Estado venezolano recibiría a cambio 209.000 millones de dólares en impuestos. Para Washington, la cifra es doblemente significativa: para 2024 las reservas probadas de petróleo de EEUU rondaban los 46.000 millones de barriles según la Administración de Información Energética (EIA). Es decir, con este acuerdo EEUU aumentaría un 141% las reservas a las que tendría acceso: un logro para la superpotencia norteamericana, cuyas reservas están en sus niveles más bajos desde abril de 1983 según la firma estadounidense S&P Global.
Pero la mecánica del acuerdo es más enredada de lo que sugiere el comunicado de Trump; según el medio estadounidense Axios se trataría de una especie de «asociación público-privada» entre EEUU, empresas privadas y Venezuela: no una compra de activos, sino una transacción corporativa en la que Washington recibe participación accionaria en las empresas operadoras, además de acceso garantizado a un volumen de crudo que se entregaría a precio de costo. La supervisión recaería en la Oficina de Capital Estratégico (OSC) del Pentágono.
Según Bloomberg, esa misma Oficina de Capital Estratégico también aparece en una negociación que evalúa el Departamento de Defensa: un acuerdo directo con North American Blue Energy Partners (NABEP), firma que ya opera producción independiente en el país y que está en manos del controvertido empresario Alejandro Betancourt, descrito como un “intermediario” de los intereses norteamericanos en el país y que ha enfrentado, y sobrevivido, varios juicios en Estados Unidos y Europa en el pasado. En esas conversaciones se ha contemplado una fórmula radical, según fuentes estadounidenses citadas por Bloomberg: una concesión o arrendamiento de hasta 100 años.
Según fuentes citadas por el Wall Street Journal y The Washington Post, el acuerdo se llevaría mediante un proyecto conjunto entre NABEP y el gobierno estadounidense: este último adquiríria una mayoría de acciones, efectivamente creando una empresa petrolera estatal estadounidense – algo no visto desde la presidencia de Franklin D. Roosevelt, cuando Estados Unidos creó una empresa para manejar reservas y comprar a empresas estadounidenses en Arabia Saudita durante la Segunda Guerra Mundial. De concretarse, sería el holding con más reservas petroleras en el mundo bajo su control después de la saudita Aramco.
El Secretario de Estado, Marco Rubio, por su parte, enmarcó el pacto dentro de la política exterior «America First»: asegurar reservas estables y petróleo barato para el hemisferio, y con ello reducir los precios de la gasolina en momentos de tensión en Medio Oriente. Además, dijo que el acuerdo traerá 100.000 millones de dólares en inversiones en Venezuela.
Los términos concretos —el modelo de participación, los mecanismos de reparto y la duración de los contratos— no se conocen con precisión. Reuters había reportado que se evaluaba un esquema de arrendamiento en el que los yacimientos se subastarían entre productoras estadounidenses.
Esa ausencia de detalles, sumado al anuncio de grandes cifras ha generado revuelo. El economista petrolero Francisco Monaldi advirtió que los 209.000 millones de dólares en impuestos, repartidos entre 65.000 millones de barriles, equivalen a apenas 3,2 dólares por barril —una cifra que calificó de irrisoria si se trae a valor presente, y que abona a lo que llamó una preocupante falta de transparencia en el manejo de la política petrolera.No es un cuestionamiento solo técnico: el economista Ricardo Hausmann calificó al gobierno interino como carente de legitimidad para firmar lo que considera un acuerdo inconstitucional.
En el terreno, el movimiento ya es visible: Chevron —la única petrolera estadounidense que opera actualmente en el país, a través de tres empresas mixtas con PDVSA— está cerca de sumar dos campos de crudo pesado a sus operaciones. Halliburton y SLB están en proceso de escalar las capacidades técnicas para aumentar la producción y aumentar el stock de taladros activos —que hoy se limitan a 2—. Ejecutivos de estas compañías tenían previsto firmar acuerdos de producción la semana posterior al anuncio. Un día antes, la OFAC había actualizado las autorizaciones de operación para seis petroleras: BP, Chevron, Eni, Maurel & Prom, Repsol y Shell.
Todo esto ocurre sobre una base ya modificada: en enero, Rodríguez impulsó una reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos que cedió el control estatal sobre buena parte de la actividad petrolera para abrir la puerta al capital privado y extranjero. El resultado más tangible hasta ahora: Venezuela produjo 1,23 millones de barriles diarios el mes pasado, su nivel más alto desde febrero de 2019, aunque todavía muy por debajo de los 3,3 millones que extraía en 1998.
El giro geopolítico
Desde el 3 de enero la administración Trump ha buscado sistemáticamente desplazar a China del mapa energético del país. Hace apenas un año, el gigante asiático era el principal destino del crudo venezolano. Sin embargo, ese pivote no ha sido total: en febrero, el propio Trump declaró que China era «bienvenida» a negociar su propio acuerdo petrolero con Venezuela, y sugirió que India también entraría a comprar crudo venezolano en sustitución de sus importaciones iraníes.
Algunos de los campos que serían adjudicados, sobre todo en el Lago de Maracaibo, estarían siendo operados por una pequeña firma china cuyo contrato fue firmado durante la administración de Maduro. Es posible que los activos que nominalmente siguen en manos rusas —como Petromonagas o Petroperijá— corran una suerte similar.
Sin embargo, la lectura más precisa no es la de una expulsión, sino la jerarquización del acceso al mercado petrolero: Washington se asegura el control mayoritario y la primera opción sobre los yacimientos más codiciados; en segundo lugar quedan las compañías occidentales, mientras deja abierta la puerta para que algunos productores no occidentales participen en los márgenes. «America First», no «Just America».
En medio de este reacomodo, el gobierno venezolano analiza la posibilidad de retirarse de la OPEP, organización que Venezuela ayudó a fundar en 1960. La idea se ha discutido con funcionarios estadounidenses y no hay decisión tomada. Venezuela fue también protagonista en el nacimiento de la OPEP+ en 2016, la alianza que sumó a Rusia y otros productores externos a la organización. El nuevo acuerdo, en efecto, funcionaría como parte fundacional de un bloque hemisférico externo a la OPEP y bajo la influencia estadounidense. La Doctrina Donroe en pleno.
Sin embargo, hoy Venezuela no está sujeta a ninguna cuota de producción de la OPEP, exención otorgada por el desplome de su industria en la última década: produjo 1,117 millones de barriles diarios en julio, según fuentes secundarias citadas por la propia OPEP —el gobierno venezolano reporta una cifra oficial más alta, de 1,2 millones—, menos de la mitad de lo que extraía diez años atrás.
Por eso mismo, una salida formal tendría poco impacto inmediato en los mercados internacionales, hoy más pendientes de las repercusiones de la guerra entre EEUU e Irán. Pero el golpe simbólico sería significativo: en abril, Emiratos Árabes Unidos ya había anunciado su retiro de la organización para no seguir atada al sistema de cuotas. Una salida venezolana reavivaría las dudas sobre la capacidad de la OPEP, liderada por Arabia Saudita, de mantenerse unida.
Viajes al pasado y al futuro
El paralelismo histórico es difícil de ignorar. A comienzos del siglo XX, una Venezuela sin capital ni tecnología propia para explotar sus yacimientos entregó ese desarrollo a concesionarios extranjeros —Shell, la Standard Oil a través de sus filiales, Gulf— bajo contratos que, a cambio de regalías modestas, les daban control operativo casi total sobre el subsuelo durante décadas. Ese modelo se sostuvo hasta la nacionalización de 1975. Un siglo después, la ecuación de fondo no ha cambiado tanto: Venezuela necesita capital, tecnología y capacidad de ejecución que no tiene, y Estados Unidos —por razones económicas, geográficas e históricas— vuelve a ser el socio llamado a llenar ese vacío.
La pregunta legal es si la figura vuelve también. La reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos de enero no reinstauró la palabra «concesión» —eliminada del vocabulario legal en 1975—, pero sí creó, en su artículo 40, los Contratos de Producción Participativa (CPP): un régimen que, según analiza el abogado Simón Herrera Celis, se asemeja al viejo esquema concesionario en su mecánica de fondo —el privado asume la actividad por su cuenta, costo y riesgo, usando bienes públicos que revierten al Estado al concluir el contrato— aunque la propiedad del yacimiento se mantiene siempre en manos del Estado, conforme al artículo 12 constitucional, que los declara bienes inalienables. La ley tampoco fija un plazo máximo de duración para estos CPP —a diferencia de las empresas mixtas, limitadas a 25 años prorrogables por 15 más—, laguna que permite discutir hoy, sin chocar abiertamente con su letra, un arrendamiento de 100 años.
El otro frente es la OPEP. Si Venezuela sale, en el largo plazo la señal sería clara: ni PDVSA ni los privados tendrían que seguir considerando cuotas de producción en su planificación —así Venezuela lleve años exenta de facto por su propio declive—, lo que reforzaría el compromiso con la relación bilateral. Pero no todo es ganancia: un desmoronamiento de la OPEP podría desatar una guerra de volúmenes que hunda los precios, un escenario que golpearía particularmente a los crudos pesados venezolanos, que ya cotizan con descuento frente a las referencias del mercado.
Con todo, la cautela es obligatoria: no se conocen aún los detalles finos del acuerdo, y de la firma a la primera gota de petróleo pueden pasar meses o años, sobre todo en campos nuevos sin infraestructura. Como resumió el economista Asdrúbal Oliveros, anunciar inversiones millonarias es fácil; lograr que se conviertan en pozos y producción exige algo que Venezuela rara vez ha ofrecido: reglas previsibles, contratos que se respeten e instituciones que no dependan de quién gobierne.
Aun con esa cautela, conviene no perder de vista lo elemental: el petróleo vale más fuera del subsuelo que dentro de él. Si estos acuerdos terminan siendo razonables para ambas partes —y si sus ingresos se administran con criterio estratégico, y no como otro ciclo de bonanza extraordinaria—, Venezuela tendría, por primera vez en un siglo, la oportunidad de escribir un final distinto para esta historia. Si no, puede ser otro episodio de extractivismo insostenible e instituciones depredatorias: esta vez con matices imperialistas.
