Acuerdo petrolero entre EE.UU. y Venezuela: 17 campos, un posible arrendamiento centenario y el futuro de la OPEP

Estados Unidos y el régimen interino encabezado por Delcy Rodríguez supuestamente negocian un acuerdo que podría conceder acceso estadounidense de largo plazo a un conjunto de campos petroleros venezolanos. Las versiones conocidas hasta ahora no describen una compraventa convencional de yacimientos, sino diferentes fórmulas para garantizar que empresas estadounidenses desarrollen las áreas seleccionadas y que una parte relevante del crudo termine en el mercado de Estados Unidos.

La negociación ha sido presentada por funcionarios estadounidenses como una operación capaz de redefinir la seguridad energética del hemisferio. Sin embargo, no existe todavía un contrato público, una lista oficial de los campos, una valoración independiente de las reservas ni información completa sobre regalías, impuestos, obligaciones de inversión y distribución de los ingresos. Esa ausencia impide determinar si Venezuela está construyendo una asociación equilibrada para recuperar su industria o comprometiendo recursos estratégicos mediante un arreglo negociado sin suficiente control público.

Axios, Bloomberg y Reuters describen una negociación de gran escala

El 27 de agosto circularon al menos tres reportes sobre el mismo proceso. Axios informó que la administración de Donald Trump discute con el gobierno interino venezolano una participación estadounidense en más de doce campos con aproximadamente 90.000 millones de barriles de reservas probadas. Esa cantidad representaría cerca de un tercio de los alrededor de 300.000 millones de barriles que Venezuela declara como reservas totales.

Axios atribuyó la información a dos funcionarios estadounidenses. De acuerdo con la publicación, el secretario de Estado Marco Rubio y Delcy Rodríguez encabezan las conversaciones, mientras el subjefe de gabinete de la Casa Blanca Stephen Miller participa de manera relevante. Funcionarios de los departamentos de Estado y Defensa también habrían sostenido encuentros con representantes venezolanos en Caracas.

Bloomberg reportó que una de las fórmulas examinadas sería un arrendamiento de varios campos durante cien años. La información no afirma que ese plazo haya sido aceptado. Lo presenta como una posibilidad discutida dentro de negociaciones que continúan abiertas y cuyas condiciones podrían cambiar.

Reuters aseguró haber visto una lista de 17 campos en negociación. El conjunto incluiría áreas maduras del lago de Maracaibo y proyectos nuevos de la Faja Petrolífera del Orinoco. Algunos estarían vinculados con una pequeña operadora china o con intereses favorecidos durante las administraciones anteriores. Según Reuters, se estudia utilizar un arrendamiento como estructura jurídica y posteriormente asignar los campos mediante subastas o licitaciones entre productores estadounidenses.

Los tres medios coinciden en el núcleo de la información: Washington busca asegurar acceso de largo plazo a reservas venezolanas y colocar a empresas estadounidenses al frente del desarrollo. No obstante, describen mecanismos diferentes. Axios habla de una participación estadounidense; Bloomberg menciona un posible arrendamiento centenario; Reuters refiere un arrendamiento seguido de licitaciones. Ninguna publicación ha divulgado un documento firmado.

¿Una filtración o un globo de ensayo?

La coincidencia temporal de los reportes puede interpretarse como una estrategia para medir la reacción política antes de divulgar el acuerdo. También podría responder a presiones entre negociadores, señales dirigidas a las compañías petroleras o advertencias a China y a los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo. Sin documentos internos no es posible afirmar que las filtraciones constituyan necesariamente un globo de ensayo.

Las primeras reacciones visibles han incluido cuestionamientos por la opacidad, el plazo atribuido y las dudas constitucionales. Pero tampoco existe una medición que permita afirmar que el rechazo sea mayoritario en toda la sociedad venezolana. Una evaluación periodística objetiva debe registrar tanto las críticas como las posiciones favorables a la entrada de capital y tecnología, siempre que los beneficios sean verificables.

El punto central no consiste en rechazar automáticamente la inversión estadounidense. La pregunta es si la contraprestación recibida por Venezuela guarda proporción con la duración, el volumen de reservas y los derechos concedidos. Sin conocer los términos fiscales y contractuales, esa relación todavía no puede determinarse.

Chevron y otras empresas avanzan por una vía paralela

La negociación gubernamental coincide con conversaciones empresariales más concretas. The Wall Street Journal informó que Chevron y otras compañías estadounidenses están cerca de cerrar acuerdos para invertir miles de millones de dólares en campos venezolanos. Chevron negocia incorporar dos campos de crudo pesado a su portafolio, mientras Halliburton estudia suministrar equipos y servicios.

Esa información confirma que el proceso superó la fase exclusivamente discursiva, pero no demuestra que el capital haya sido desembolsado. En la industria petrolera existe una diferencia sustancial entre inversión anunciada, compromiso contractual, presupuesto aprobado y dinero efectivamente ejecutado. Los acuerdos pueden estar condicionados a licencias, garantías, estabilidad fiscal, seguridad física y resultados de las evaluaciones técnicas.

Chevron ya había fortalecido su posición mediante un intercambio de activos que elevó a 49 % su participación en Petroindependencia y le otorgó derechos vinculados con Ayacucho 8. La compañía posee infraestructura, personal, conocimiento geológico y flujo de caja en Venezuela, lo que le permite expandirse con menor riesgo que una empresa obligada a comenzar desde cero.

Hunt Oil y SLB también avanzaron con acuerdos de menor escala durante agosto. SLB obtuvo acceso para organizar y modernizar información técnica de PDVSA, un activo decisivo porque parte de los registros geológicos, operativos y estadísticos se encuentra fragmentada, deteriorada o desactualizada. Reuters informó que el proyecto incluye consolidación de datos, herramientas digitales y transferencia tecnológica.

El interés no es uniforme. ExxonMobil y ConocoPhillips mantienen cautela debido a las expropiaciones ejecutadas durante el gobierno de Hugo Chávez y a las reclamaciones de compensación pendientes. Para estas compañías, la existencia de reservas no compensa por sí sola el riesgo de una nueva nacionalización, un cambio unilateral de impuestos o el desconocimiento de los contratos por un futuro gobierno.

La seguridad energética de Estados Unidos y la Doctrina Donroe

El acuerdo encaja en la estrategia hemisférica que sectores de la administración Trump denominan “Doctrina Donroe”. Su objetivo no sería únicamente comprar petróleo, sino reorganizar las cadenas de producción, comercialización y financiamiento para colocar los recursos venezolanos dentro del sistema energético occidental y reducir la influencia de China, Rusia, Irán y Cuba.

Estados Unidos enfrenta presión sobre los precios de la gasolina antes de las elecciones legislativas de noviembre, una Reserva Estratégica de Petróleo cercana a 41 % de su capacidad y disrupciones en el estrecho de Ormuz provocadas por la guerra con Irán. En ese contexto, el crudo pesado venezolano ofrece una ventaja adicional: es compatible con refinerías complejas de la costa del Golfo diseñadas para procesar mezclas pesadas y con alto contenido de azufre.

El petróleo de la Faja no sustituye inmediatamente los suministros de Medio Oriente. Requiere diluyentes, mejoramiento, electricidad, transporte y rehabilitación de puertos. Pero, en un horizonte de varios años, Venezuela podría convertirse en una fuente cercana y políticamente condicionada por Washington.

Para Caracas, la promesa consiste en obtener inversión, tecnología y mayores ingresos que los generados por ventas con descuento a intermediarios asiáticos. Para Washington, el beneficio incluye suministro preferente, influencia sobre los flujos de caja y desplazamiento de competidores estratégicos.

La posible salida de Venezuela de la OPEP

Bloomberg también informó que Venezuela examina abandonar la OPEP y que el tema habría aparecido en conversaciones con funcionarios estadounidenses. No existe una decisión oficial. Reuters señaló que no pudo verificar de manera independiente el reporte inicial.

Una salida sería mucho más que una ruptura histórica. Venezuela fue uno de los cinco fundadores de la organización, junto con Arabia Saudita, Irán, Irak y Kuwait, en septiembre de 1960. Juan Pablo Pérez Alfonzo fue uno de sus principales arquitectos. Durante el gobierno de Hugo Chávez, Caracas contribuyó a revitalizar la coordinación política del bloque y organizó en 2000 la segunda cumbre de jefes de Estado de la OPEP.

En el corto plazo, la salida tendría un efecto limitado sobre la oferta mundial porque Venezuela produce muy por debajo de su capacidad histórica y sus obstáculos principales no son las cuotas, sino la infraestructura y la falta de capital. El efecto aumentaría si las inversiones permitieran recuperar dos o tres millones de barriles diarios. Fuera de la OPEP, Venezuela podría elevar su producción sin negociar límites ni participar en recortes colectivos.

Para Washington, esa autonomía facilitaría la recuperación de las inversiones y garantizaría mayores volúmenes para sus refinerías. Para Venezuela, implicaría renunciar a mecanismos de coordinación destinados a sostener los precios y perder influencia dentro de una organización que amplificó su peso diplomático durante seis décadas.

La posible retirada debe interpretarse como parte de un realineamiento geopolítico, no como una decisión comercial aislada. El alivio de sanciones, el acercamiento a Estados Unidos y la reconstrucción petrolera estarían modificando alianzas energéticas de larga duración. Para la OPEP, perder a un fundador tendría importancia histórica y práctica, especialmente si una futura expansión venezolana ocurre fuera del sistema de cuotas.

El artículo 8 del Estatuto de la OPEP permite a cada miembro retirarse mediante una notificación a la Conferencia. La decisión produce efectos al inicio del siguiente año calendario, siempre que el país haya cumplido sus obligaciones financieras. Si Caracas notificara la salida durante 2026, podría hacerse efectiva el 1 de enero de 2027.

El obstáculo constitucional venezolano

El artículo 12 de la Constitución establece que los yacimientos de hidrocarburos pertenecen a la República, son bienes del dominio público y, por tanto, inalienables e imprescriptibles. Venezuela puede conceder derechos operativos, participación en la producción y recuperación de inversiones, pero no transferir la propiedad soberana del subsuelo.

Si la participación mencionada por Axios representa derechos económicos sobre proyectos o acciones en nuevas empresas operadoras, podría estructurarse dentro del ordenamiento vigente. Si supone que Estados Unidos se convierta en propietario de una parte de los yacimientos, chocaría directamente con la Constitución.

La reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos publicada en la Gaceta Oficial Extraordinaria N.º 6.978, del 29 de enero de 2026, amplió la participación privada. Su artículo 23 permite desarrollar actividades primarias mediante el Ejecutivo, empresas estatales, empresas mixtas con control público y empresas privadas domiciliadas en Venezuela bajo contratos específicos con compañías del Estado. La reforma no eliminó el dominio público sobre los yacimientos.

Reuters advirtió que la normativa venezolana no contempla arrendamientos de áreas petroleras bajo la fórmula estadounidense descrita. Un arrendamiento por cien años requeriría, como mínimo, una nueva modificación legislativa y enfrentaría impugnaciones. Una ley ordinaria no podría autorizar la enajenación del yacimiento porque el artículo 12 conserva jerarquía constitucional.

El artículo 150 exige aprobación de la Asamblea Nacional para contratos de interés público celebrados con Estados, entidades oficiales extranjeras o sociedades no domiciliadas en Venezuela. El artículo 187 atribuye al Parlamento funciones de control sobre el gobierno y autorización de contratos de interés público cuando corresponda. Si el acuerdo es directamente entre ambos gobiernos, la intervención parlamentaria no debería ser opcional.

La Asamblea Nacional tendría que exigir la lista de campos, las valoraciones, los beneficiarios, las condiciones fiscales, los mecanismos de arbitraje y las obligaciones ambientales. También debería determinar si empresarios venezolanos fueron excluidos de procesos reservados a productores estadounidenses.

OFAC facilita las inversiones, pero mantiene controles

El mismo 27 de agosto, la Oficina de Control de Activos Extranjeros modificó varias licencias relacionadas con petróleo, gas, minerales y telecomunicaciones. La sincronía no demuestra que el acuerdo esté cerrado, pero confirma que Washington está adaptando el marco regulatorio para facilitar contratos e inversiones.

La Licencia General 50C autoriza operaciones en Venezuela de BP, Chevron, Eni, Maurel & Prom, Repsol y Shell. Exige que los pagos monetarios a personas bloqueadas, incluidas regalías e impuestos petroleros, sean depositados en los fondos venezolanos custodiados conforme a la Orden Ejecutiva 14373 o en cuentas instruidas por el Tesoro. OFAC publicó las modificaciones el 27 de agosto.

La Licencia General 52B permite a empresas estadounidenses establecidas contratar con PDVSA, formar empresas conjuntas y participar en exploración, producción y desarrollo. No autoriza la transferencia de acciones de PDVSA ni de entidades controladas mayoritariamente por el Estado. Esa prohibición refuerza la necesidad de crear vehículos contractuales distintos de una entrega accionaria de la petrolera estatal.

OFAC también retiró la obligación de que estos contratos se interpreten exclusivamente bajo leyes estadounidenses, pero mantuvo la exigencia de resolver controversias en Estados Unidos, Reino Unido, Francia o Singapur. El cambio facilita la contratación, aunque conserva una arquitectura de supervisión favorable a Washington.

La infraestructura es el verdadero límite de la operación

Los campos y las reservas representan solamente el punto de partida. El sistema necesario para convertirlos en barriles exportables presenta deterioro acumulado por desinversión, corrosión, fallas eléctricas, pérdida de personal y mantenimiento diferido. La infraestructura determinará si los primeros incrementos aparecen en 18 a 36 meses o si el proyecto se convierte en una reconstrucción de una década.

En el lago de Maracaibo existen numerosos pozos inactivos, tuberías antiguas y estaciones expuestas a corrosión y fugas. Las estimaciones sobre la extensión de la red lacustre varían ampliamente, por lo que no existe un inventario público actualizado que permita valorar con precisión el pasivo. Reactivar pozos sin reemplazar líneas y bombas puede elevar simultáneamente la producción y los derrames.

La Faja presenta un desafío diferente. Su crudo extrapesado necesita diluyentes, calentamiento, plantas de mezcla y, dependiendo del producto final, mejoradores. El Departamento de Energía estadounidense reconoció que la recuperación venezolana exige diluyentes de Estados Unidos, equipos, servicios y modernización.

Los mejoradores de Petropiar, Petrocedeño y Petromonagas han registrado operaciones irregulares. Reuters informó que Chevron necesita una rehabilitación integral del mejorador de Petropiar para elevar significativamente su producción en la Faja. Sin capacidad de mezcla o mejoramiento, el crudo puede quedar almacenado o venderse con descuentos por calidad.

Puertos saturados y tanqueros esperando hasta treinta días

El cuello de botella portuario ya es visible. Reuters documentó que algunos buques esperan hasta treinta días para cargar. Las exportaciones enfrentan un techo práctico cercano a 1,25 millones de barriles diarios por fallas de equipos, cortes eléctricos, problemas de calidad y saturación de muelles.

El terminal de José concentra alrededor de 70 % de las exportaciones. Esa dependencia convierte cualquier avería, incendio o interrupción eléctrica en un riesgo nacional. Guaraguao opera con una parte de sus muelles disponibles, mientras las empresas buscan accesos alternativos para reducir costos de demora.

Por ello, el valor de los campos no puede calcularse sin oleoductos, almacenamiento, dragado, sistemas de medición y capacidad portuaria. Un campo sin ruta confiable hacia una terminal conserva reservas geológicas, pero no posee una salida comercial estable.

Refinerías, electricidad y pasivos ambientales

El Complejo Refinador de Paraguaná mantiene una capacidad nominal cercana a 955.000 barriles diarios, pero Amuay, Cardón, El Palito y Puerto La Cruz operan con unidades detenidas, mantenimiento atrasado y fallas eléctricas. La utilización cambia mensualmente, por lo que no es responsable presentar un porcentaje fijo como condición permanente. Lo estructural es que la capacidad efectiva permanece muy por debajo del diseño.

La fragilidad eléctrica atraviesa todo el sistema. Pozos, bombas, compresores, mejoradores, refinerías y terminales dependen de un suministro estable. Los nuevos proyectos podrían necesitar generación propia, lo que aumenta el capital requerido y convierte cada desarrollo petrolero en un proyecto simultáneamente energético e industrial.

El lago de Maracaibo acumula contaminación procedente de hidrocarburos, aguas residuales y desechos. Antes de entregar campos debe elaborarse una línea base ambiental independiente que determine qué daños son históricos y cuáles corresponderán al nuevo operador. Sin esa delimitación, Venezuela podría asumir el costo de remediar los daños antiguos mientras las empresas explotan las áreas recuperadas, o los inversionistas podrían heredar obligaciones imposibles de cuantificar.

Los contratos deben especificar quién paga la remediación, qué seguros serán obligatorios, cómo se financiará el abandono de pozos y quién responderá por nuevos derrames. También deben abordar hurto de equipos, sabotaje y seguridad física en las zonas productoras.

Entre 100.000 y 200.000 millones para reconstruir el sector

No existe un diagnóstico oficial consolidado que fije el costo total. Las estimaciones disponibles oscilan desde más de 65.000 millones de dólares para reparar infraestructura hasta cifras de entre 100.000 y 200.000 millones para recuperar integralmente producción, transporte y refinación durante una década.

Esas cantidades deben tratarse como escenarios y no como presupuestos certificados. La meta de 100.000 millones promovida por Trump representa un objetivo político de inversión, no necesariamente una evaluación de ingeniería. El costo dependerá de si se pretende sostener la producción actual, alcanzar dos millones de barriles diarios o regresar a niveles superiores a tres millones.

También debe distinguirse entre capital anunciado y capital ejecutado. Chevron puede crecer inicialmente con el flujo de caja de sus operaciones actuales. Recuperar toda la industria exige financiamiento externo, garantías contractuales y estabilidad durante varias administraciones.

La renovación del TSJ y la seguridad de los contratos

El avance del proceso para seleccionar magistrados del Tribunal Supremo de Justicia también forma parte del contexto. Bloomberg lo presentó como uno de los posibles resultados de las negociaciones políticas respaldadas por Estados Unidos para reconstruir instituciones democráticas. Sin embargo, el procedimiento comenzó antes del diálogo de agosto: la Asamblea Nacional instaló la comisión preliminar en abril, constituyó el Comité de Postulaciones en mayo e inició entrevistas en junio.

Lo novedoso sería una reactivación o reformulación del proceso dentro de las conversaciones políticas, no su comienzo absoluto. Su importancia petrolera es directa. Las compañías requieren tribunales capaces de proteger contratos, revisar actuaciones administrativas y reconocer decisiones arbitrales sin subordinación al Ejecutivo.

Un nuevo TSJ no garantiza independencia. La legitimidad dependerá de la transparencia, evaluación pública de credenciales, posibilidad real de presentar objeciones y ausencia de repartos partidistas. El riesgo es que la renovación judicial se utilice para otorgar apariencia de legalidad a acuerdos negociados previamente.

La prueba será si el tribunal puede revisar la constitucionalidad de los contratos petroleros, limitar al Ejecutivo y proteger derechos políticos, no solamente validar el nuevo arreglo económico.

¿Qué recibe realmente Venezuela?

Las ventajas potenciales son inversión, recuperación de producción, tecnología, empleo, mayores exportaciones y reinserción financiera. Pero todavía no se conoce cómo se distribuirá la renta ni qué proporción del valor permanecerá en Venezuela.

Una evaluación completa exige conocer las obligaciones mínimas de inversión, porcentaje de PDVSA, regalías, impuestos, recuperación de costos, precios, destino de los ingresos, transferencia tecnológica, contenido nacional, responsabilidades ambientales y causales de terminación.

También debe aclararse si las licitaciones estarán limitadas a empresas estadounidenses. Una preferencia de esa naturaleza podría desplazar a operadores, contratistas y proveedores venezolanos. La entrada de capital extranjero puede fortalecer el tejido empresarial nacional si existen cláusulas de contenido local, formación de trabajadores y competencia transparente. Sin esas condiciones, la producción podría aumentar sin reconstruir la capacidad industrial venezolana.

Las reservas no bastan

La negociación petrolera entre Estados Unidos y Venezuela es sustancialmente real, pero sus términos permanecen abiertos. Los reportes de Axios, Bloomberg, Reuters y The Wall Street Journal muestran conversaciones gubernamentales y empresariales avanzadas. No demuestran que exista un contrato definitivo para arrendar campos durante cien años.

El proyecto ofrece a Estados Unidos seguridad energética, crudo adecuado para sus refinerías y mayor influencia hemisférica. Para Venezuela puede representar capital y recuperación productiva. Pero también contiene riesgos de subordinación, opacidad, inconstitucionalidad, exclusión empresarial y transferencia desproporcionada de derechos.

El acuerdo no debe medirse por los 90.000 millones de barriles atribuidos a los campos ni por los miles de millones anunciados. Su legitimidad dependerá de cinco pruebas: aprobación constitucional, publicación de los contratos, inversión efectivamente ejecutada, recuperación de infraestructura y distribución verificable de la renta.

En petróleo, la geología establece la oportunidad, pero las instituciones y la infraestructura determinan quién recibe el beneficio. Venezuela posee el recurso. Lo que todavía debe demostrarse es que conserva la capacidad soberana para negociar su explotación de forma transparente, rentable y sostenible.