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Republica del Zulia
Julio Portillo: Necesitamos entonces promover el regionalismo como protesta al excesivo centralismo en todos los órdenes. Tenemos que despertar la conciencia política de la provincia.
El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, aseveró que la administración norteamericana mantiene el «control total» sobre Venezuela y sostuvo que la posición energética combinada entre ambas naciones otorga a Washington el dominio de la mitad del petróleo global. Las declaraciones fueron emitidas durante dos intervenciones consecutivas en la cadena de televisión Fox News, concedidas a pocas horas de la jornada de votación correspondiente a los comicios legislativos de medio término (midterms).
Durante su diálogo con el entrevistador Sean Hannity, el mandatario estadounidense justificó su afirmación al señalar que la representación diplomática y administrativa de su gobierno ya se encuentra desplegada en suelo venezolano. Asimismo, el jefe de Estado resaltó la magnitud de las reservas hidrocarburíferas conjuntas de Estados Unidos y Venezuela, asegurando que la suma del potencial petrolero superó el volumen de los depósitos pertenecientes a competidores energéticos tradicionales como Arabia Saudí y Rusia.
Las declaraciones del mandatario coinciden con un escenario de malestar social derivado de la inflación y el encarecimiento de los insumos básicos en Estados Unidos. De acuerdo con los estudios de opinión difundidos por el Centro de Investigación Pew, el 74 % de la población estadounidense manifiesta preocupación por el costo de la energía y los combustibles, tasa que registró un ascenso frente al 43 % medido a comienzos de año previo al estallido del conflicto militar con Irán.
En ese mismo contexto, indicadores académicos de la Universidad Brown y métricas de la Asociación Estadounidense del Automóvil (AAA) reflejaron que la cotización promedio de la gasolina regular en las estaciones de servicio pasó de 2,98 a 4,25 dólares por galón, lo que equivale a un incremento del 42,4 % en la tarifa de expendio al consumidor final.
El plan de producción presentado por la empresa de Hasbo en el CPPH prevé que la producción se duplique en seis meses desde una base de 19.300 barriles diarios en seis meses (Foto Pacific Coast Energy)
La empresa estadounidense Pacific Coast Energy Company anunció que tras el acuerdo estratégicos de un contrato de participación productiva de hidrocarburos, CPPH por sus siglas, suscrito con Petróleos de Venezuela (PDVSA) prevé invertir 3.500 millones de dólares en los bloques Delta y Cabimas en las costa oriental del lago de Maracaibo, que estuvieron asignadas a la empresa mixta Petro Delta.
"El compromiso inicial de Pacific Coast con capital, experiencia en gestión y conocimientos técnicos para la revitalización de estos pesados activos de crudo ya está produciendo resultados que superan las expectativas; y el talentoso personal local que hemos incorporado, potenciado por equipos actualizados y nuestra experiencia, está empezando a rehabilitar campos largamente inactivos en Delta y Cabimas", dijo Klaus Hasbo, presidente de la compañía. "Estamos agradecidos al equipo de PDVSA por su colaboración y entusiasmados de contribuir a la recuperación económica de Venezuela. Esperamos continuar una colaboración larga y productiva que mejore el bienestar de todos los venezolanos", acotó.
En un comunicado, la compañía asegura que después de dos meses de asumir el control “ya ha alcanzado hitos” e indica la reactivación de más de 50 pozos, la adición de cuatro plataformas petrolíferas desde cero para iniciar un programa de reactivación de 900 pozos en Cabimas y el inicio del cambio de bombas eléctricas sumergibles de 37 pozos en Delta, el primer de ellos, adquirido para el bloque en ocho años, se entregó menos de 30 días después del inicio de las operaciones.
El plan de producción presentado por la empresa de Hasbo en el CPPH prevé que la producción se duplique en seis meses desde una base de 19.300 barriles diarios en seis meses; y en plazo de 10 años se espera que alcance una producción máxima entre 150.000 y 160.000 barriles por día; lo que implicaría una producción bruta acumulada de 1.000 millones de barriles con un factor medio de recuperación del campo aumenta del 13% a un rango del 16% al 18%, Indica que hasta principios de octubre suman desembolsos por 80 millones de dólares en materiales y servicios mediante la colaboración de 18 proveedores locales de materiales y 35 proveedores de servicios locales. Así mismo, que en la operación laboran más de 1.000 personas locales para apoyar las operaciones.
Arbitraje y producción
La empresa estadounidense, con sede en California, destaca que el CPPH le otorga “el control operativo total de los proyectos, con responsabilidad sobre la gestión técnica, financiera y comercial”, lo que marca una diferencia como modelo de negocio al de la empresa mixta.
Pacific Coast asumió las operaciones de los campos que estuvieron a cargo de la empresa mixta Petro Delta a principios de agosto de 2026 sin que se informara la firma del CPPH salvo por un comunicado difundido por a compañía DP Delta Finance, perteneciente a los herederos del empresario Oswaldo Cisneros Fajardo y que tenía 40% de la empresa mixta Petro Delta.
“A Petrodelta la despojaron de sus activos y le revocaron sus derechos a ejercer actividades petroleras primarias mediante un procedimiento sancionatorio arbitrario que se llevó a cabo a espaldas de DP Delta Finance, vulnerando los derechos constitucionales a la defensa y al debido proceso, y causando cuantiosos daños, estimados en más de 2.000 millones de dólares en atención a las inversiones realizadas”, informó la compañía que representa a la familia de Cisneros Fajardo.
Posteriormente, el abogado Silvestre Tovar, director de Delta Finance, concedió una entrevista a Petroguía en la que admitió la posibilidad de un arbitraje internacional contra PDVSA.
Pacific Coast Energy Co., una petrolera con sede en California, comenzó a operar en Venezuela y planea duplicar su producción en el país en seis meses, hasta alcanzar 40.000 barriles diarios.
La compañía inició operaciones durante el tercer trimestre en los bloques Delta y Cabimas y ha reactivado más de 50 pozos que producen crudo pesado, según un comunicado publicado el miércoles.
PCEC forma parte de un creciente grupo de empresas pequeñas y, en algunos casos, poco conocidas que buscan reactivar los campos petroleros de Venezuela, mientras el gobierno de Donald Trump intenta revitalizar la industria energética del país tras la salida del poder de Nicolás Maduro.
Los dos bloques de la compañía, ubicados en extremos opuestos del país, producen actualmente unos 19.300 barriles diarios. En su punto máximo, tienen potencial para producir hasta 160.000 barriles diarios durante 10 años, según PCEC.
Cada bloque incluye varios campos que PCEC opera mediante acuerdos de 25 años con la estatal Petróleos de Venezuela SA. La compañía tiene cuatro plataformas trabajando para reactivar 900 pozos en Cabimas.
El bloque Delta estaba anteriormente en manos de la familia del fallecido magnate venezolano Oswaldo Cisneros mediante una empresa conjunta que PDVSA revocó en mayo.
El multimillonario pionero del petróleo de esquisto Harold Hamm, a través de su empresa Continental Resources Inc., se dispone a anunciar un acuerdo para invertir en Venezuela, mientras la administración de Donald Trump impulsa a las compañías estadounidenses a contribuir a la reactivación del sector petrolero del país, según una persona familiarizada con el asunto.
La empresa, con sede en Oklahoma City, tiene previsto hacer el anuncio durante la cumbre de ministros de Energía del G20 en Houston, según la fuente, que pidió mantener su identidad en reserva debido a que el acuerdo aún no es público.
Continental declinó hacer comentarios. El Ministerio de Información de Venezuela y la Casa Blanca tampoco respondieron de inmediato a las solicitudes de comentarios.
A primera hora del miércoles, el secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, declaró a Fox Business Network que una “empresa petrolera muy conocida, una empresa estadounidense” anunciaría una inversión en Venezuela.
Un acuerdo de Hamm, importante donante del presidente estadounidense Donald Trump, se sumaría a una serie de acuerdos alcanzados en las últimas semanas con el objetivo de impulsar la producción de crudo de Venezuela.
Chevron Corp., GE Vernova Inc. y Eni SpA anunciaron recientemente acuerdos junto a Wright y la presidenta interina de Venezuela, Delcy Rodríguez, durante una ceremonia de firma celebrada en Caracas. Otras compañías que suscribieron acuerdos incluyen Geopark Limited y la empresa privada Aspect Holdings.
Wright afirmó que los acuerdos representan inversiones por “decenas de miles de millones de dólares” y que marcan una “transformación para Venezuela”. Sin embargo, algunos analistas han cuestionado la durabilidad de estos acuerdos ante las persistentes preocupaciones sobre la seguridad jurídica de los contratos en un país con antecedentes de nacionalizaciones.
Hamm, uno de los más destacados partidarios de Trump dentro de la industria petrolera, fue uno de los primeros empresarios en utilizar la perforación horizontal para extraer crudo de las formaciones de esquisto, contribuyendo a desencadenar un aumento de la producción que convirtió a Estados Unidos en el mayor productor de petróleo del mundo.
Restablecer la producción petrolera diaria de Venezuela hasta alcanzar los 3 millones de barriles por día, un nivel que no se registra desde hace aproximadamente 15 años, requerirá importantes inyecciones de capital extranjero, y todavía no está claro si las compañías internacionales podrán tener éxito en sus operaciones en el país sudamericano, afirmó Dan Pickering, director de inversiones de Pickering Energy Partners, durante una conferencia celebrada esta semana en Houston.
El Gobierno estadounidense negoció una participación del 35 % en North American Blue Energy Partners, una empresa privada del empresario venezolano Alejandro Betancourt, a la que se le otorgaron acuerdos de 100 años sobre 17 campos petroleros venezolanos. Betancourt es una figura controvertida en Venezuela, pero la administración Trump ha defendido su decisión de asociarse con el empresario.
Hasta ahora, pequeñas empresas privadas han liderado los esfuerzos estadounidenses para negociar acuerdos petroleros en Venezuela. El avance ha sido lento y estas compañías no cuentan con el mismo poder financiero que Chevron para adquirir los equipos de perforación y producción a gran escala necesarios para aumentar la extracción de crudo.
El riesgo país de Venezuela se ha reducido casi a la mitad en lo que va de 2026, en un movimiento que tuvo su mayor salto inmediatamente después de la captura de Nicolás Maduro en enero y que volvió a acelerarse a finales de agosto y comienzos de septiembre, tras los nuevos acuerdos petroleros impulsados por Estados Unidos.
El EMBI (Emerging Markets Bond Index), elaborado por JPMorgan y utilizado como referencia para medir la prima que los inversores exigen a la deuda de los mercados emergentes frente a los bonos del Tesoro estadounidense, pasó de 12.671 puntos básicos el 2 de enero a 6.037 el 3 de septiembre, una reducción cercana a 52%.
Una caída de esta magnitud suele asociarse con una menor percepción de riesgo sobre la deuda de un país. Pero en Venezuela esa lectura requiere una precisión: el país permanece en default desde 2017, no ha completado la reestructuración de su deuda externa y continúa sin acceso normal al mercado internacional de financiamiento.
Jonathan Fortun, economista del Institute of International Finance (IIF), advierte que, precisamente por esa situación, el EMBI venezolano no representa actualmente el costo al que el país podría financiarse.
El diferencial se deriva de los precios de los bonos existentes y de sus vencimientos contractuales, por lo que su evolución refleja principalmente cuánto valora el mercado esas obligaciones y qué recuperación espera para los acreedores.
La caída de 2026, además, comenzó a tomar forma durante el año anterior. El EMBI venezolano pasó de 24.963 puntos básicos en enero de 2025 a 12.739 en diciembre, prácticamente la mitad. Pero el cambio político de comienzos de 2026 provocó un movimiento mucho más abrupto.
Las ONG Provea y Clima21 pidieron este miércoles al Gobierno de Venezuela y a las empresas internacionales, involucradas en el sector de hidrocarburos y minería, que establezcan garantías ambientales ante los recientes acuerdos y licencias con Estados Unidos.
A través de un comunicado, las organizaciones exhortaron a que se asuma como compromiso la transparencia e información pública, el cumplimiento efectivo de las obligaciones ambientales y de derechos humanos, así como la protección y reparación de las comunidades vulnerables y la atención de los derrames.
«La industria petrolera venezolana está sumida en una crisis ambiental crónica, caracterizada por constantes derrames de hidrocarburos y destrucción de ecosistemas continentales y marinos», indicaron Provea y Clima21.
En este contexto, consideraron que los acuerdos deben incluir «compromisos exigibles de atención de los pasivos ambientales acumulados, el control de las contingencias actuales y la restauración de los territorios degradados».
«Advertimos con preocupación que continúe planteándose la expansión del extractivismo petrolero y minero como única respuesta a la crisis socioeconómica, mientras persisten graves problemas sociales y ambientales asociados a estas actividades sin que se adopten medidas suficientes para atenderlos», manifestaron.
El pasado 28 de agosto, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, anunció un acuerdo para desarrollar las reservas petroleras de Venezuela y otorgar al Pentágono una participación en los beneficios obtenidos.
Según el Gobierno venezolano, el convenio tiene una vigencia de 25 años y consiste en el desarrollo de 17 campos con un total de 65.000 millones de barriles, con un objetivo de producción superior a 1,5 millones de barriles por día.
Desde la captura de Nicolás Maduro por parte de fuerzas estadounidenses el pasado 3 de enero en Caracas, la relación entre Venezuela y Estados Unidos pasó de la confrontación a un progresivo acercamiento con el levantamiento de sanciones y una creciente normalización, lo que incluye además licencias para la minería.
En marzo pasado, el Departamento del Tesoro emitió una licencia que autoriza determinadas actividades relacionadas con la explotación y comercialización de oro venezolano a cargo de empresas estadounidenses. EFE
El ejercicio económico de 2026 ha marcado una reestructuración acelerada en el entramado comercial de Venezuela. La reconfiguración institucional tras los acontecimientos políticos de inicios de año impulsó la Ley de Hidrocarburos, la flexibilización de sanciones, que permitieron una serie de acuerdos y contratos en materia petrolera y energética.
Esta modificación eliminó cláusulas de rescisión unilateral por «interés público» y habilitó los Contratos de Participación Productiva (CPP), creando la seguridad jurídica requerida por transnacionales e instituciones globales.
Para posibilitar las firmas comerciales, la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) de EE. UU. ajustó el marco regulatorio mediante una serie de licencias específicas:
Licencia General 49: Autorizó las negociaciones contractuales contingentadas en petróleo, gas y electricidad.
Licencia General 50B: Otorgó el aval operativo a empresas occidentales de energía para ejecutar actividades en suelo venezolano.
Ajuste de Arbitraje (Agosto 2026): Modificación que permitió resolver disputas comerciales bajo jurisdicciones internacionales neutrales (Reino Unido, Francia o Singapur), despejando el riesgo legal a las casas matrices.
Licencias Mineras (51D, 54C y 55A – Septiembre 2026): Expandieron el modelo de apertura hacia la minería y el carbón, condicionando el flujo financiero a cuentas en fideicomiso (escrow accounts).
Desglose Consolidado de Acuerdos de 2026
Sector
Contraparte / Entidad
País de Origen
Detalle y Alcance del Acuerdo
Fecha
Gubernamental / Macro
Gob. de EE. UU. / Consorcio NABEP
EE. UU.
Acuerdo Marco de concesión por 100 años sobre 17 yacimientos petrolíferos estratégicos.
Agosto 2026
Petróleo y Gas
Chevron
EE. UU.
Conversión de empresas mixtas (Petroboscán, Petropiar, Petroindependencia) a la nueva Ley de Hidrocarburos, asignación de campos Carabobo 1 y 2, y acuerdo de pago de bonos por $7.000M de inversión proyectada.
Septiembre 2026
Petróleo y Gas
Eni
Italia
Contrato de Participación Productiva para la exploración y desarrollo exclusivo del bloque Junín 5 (Faja del Orinoco).
Septiembre 2026
Petróleo y Gas
GeoPark
Colombia
Contrato de Participación Productiva para la operación del Bloque Bare (100% de financiamiento privado a cambio de 65% de participación económica).
Septiembre 2026
Petróleo y Gas
Shell
Reino Unido
Licencia exclusiva de exploración/exportación del campo de gas Loran (7 TCF) y 5 contratos de reactivación en Monagas (con Vepica).
Marzo / Junio 2026
Petróleo y Gas
Empresa Primavera
Venezuela / Regional
Contrato de Participación Productiva para la explotación comercial del Bloque Budare-Elotes en el oriente del país.
Septiembre 2026
Servicios Petroleros
Aspect Holding
EE. UU.
Acuerdo de factibilidad técnico-económica para áreas exploratorias y servicios de perforación.
Septiembre 2026
Servicios Petroleros
SLB (Schlumberger)
EE. UU. / Global
Alianza Marco de Inteligencia Artificial y caracterización de pozos maduros.
Agosto 2026
Servicios Petroleros
Hunt Oil
EE. UU.
Contrato para recuperación secundaria de crudo en los campos Caro y Carisito.
Agosto 2026
Sistema Eléctrico
GE Vernova
EE. UU.
Dos convenios estratégicos: uno enfocado en la infraestructura de PDVSA y otro con Corpoelec para estabilizar la red eléctrica nacional.
Septiembre 2026
Relaciones Diplomáticas
Departamento de Estado
EE. UU.
Restablecimiento de relaciones diplomáticas bilaterales y apertura de rutas aéreas.
Marzo 2026
El paquete global de acuerdos compromete un flujo de inversión privada estimado en más de 100.000 millones de dólares a mediano plazo. La estrategia combina la recuperación inmediata de la infraestructura energética con el retorno formal de la producción venezolana hacia los mercados de América del Norte y Europa.
Los trabajadores de la compañía estatal petrolera venezolana, PdVSA, operan un gato de bombeo en el lago Maracaibo. Leonardo Fernández Viloria/Reuters
Empresas con estrechos vínculos con la administración de Donald Trump están trabajando en acuerdos para obtener acceso a los recursos petroleros de Venezuela, en un intento por aprovechar el control de Estados Unidos sobre el golpeado sector energético del país latinoamericano.
Sable Offshore, una compañía petrolera con sede en Houston, es una de un pequeño grupo de empresas que se encuentran en conversaciones avanzadas para firmar contratos con el Gobierno de Venezuela destinados a desarrollar campos petroleros, según dos personas con conocimiento de la situación.
Brittany Kelm, vicepresidenta de políticas y asuntos comerciales de Sable, trabajó para la administración Trump hasta el mes pasado como asesora principal del Consejo Nacional de Dominio Energético, desempeñándose como uno de los principales enlaces de la administración con la industria del petróleo y el gas.
Hace cuatro meses, publicó en LinkedIn una fotografía en la que aparecía con el brazo alrededor de Delcy Rodríguez, líder de facto de Venezuela, y escribió: «No podemos esperar para seguir apoyando a Venezuela con crecimiento económico a través de la inversión estadounidense». Sable no respondió a las solicitudes de comentarios.
Funcionarios de la administración Trump respaldaron a Sable a principios de este año, mientras la empresa trabajaba para reactivar la producción petrolera frente a las costas de California. Donald Trump utilizó la Ley de Producción de Defensa para ordenar a la compañía reanudar la producción petrolera en alta mar y las operaciones de oleoductos en ese estado.
Primavera, una empresa energética cofundada por el expresidente de Coinbase, Fred Ehrsam, también firmó el miércoles un acuerdo para desarrollar un campo petrolero. Ehrsam, quien donó 1 millón de dólares al fondo para la toma de posesión de Trump en 2025, fue designado por Trump en marzo como asesor de su Consejo de Ciencia y Tecnología. Ehrsam no respondió a una solicitud de comentarios.
En mayo, Ehrsam fue invitado especial a un evento organizado por el presidente del Banco de Venezuela, donde animó a las personas a invertir y destacó las «numerosas oportunidades en el país». Los acuerdos se están concretando menos de un año después de que Estados Unidos capturara al presidente Nicolás Maduro en enero e instalara a la vicepresidenta Rodríguez como líder del país. Desde entonces, su administración ha contribuido a aprobar leyes que abren los sectores petrolero y minero venezolanos a la inversión extranjera.
Los acuerdos de Sable y Primavera son independientes del pacto alcanzado por la administración Trump para tomar el control de 65.000 millones de barriles de petróleo venezolano mediante una empresa conjunta con North American Blue Energy Partners, una compañía petrolera privada propiedad de Alejandro Betancourt. Trump ha contado con el respaldo de ejecutivos de la industria petrolera y gasífera durante su mandato, mientras el sector ha aportado decenas de millones de dólares a los republicanos en cada ciclo electoral.
Durante su campaña de 2024, Trump organizó una reunión con ejecutivos de la industria petrolera en la que pidió 1.000 millones de dólares en contribuciones para su campaña, al tiempo que prometió desmantelar las políticas climáticas de su predecesor, Joe Biden, si era reelegido. Trump celebró recientemente una cena de recaudación de fondos en Houston, epicentro de la industria petrolera y gasífera estadounidense, en medio de una reñida carrera por un escaño en el Senado de Estados Unidos.
La Casa Blanca está ansiosa por demostrar que está logrando avances en Venezuela, mientras el conflicto en Irán ha provocado un aumento de los precios de la gasolina en Estados Unidos. Tras el anuncio del acuerdo del viernes, Chevron informó el miércoles que se comprometía a invertir 7.000 millones de dólares para expandirse en Venezuela, donde la infraestructura energética se encuentra deteriorada después de años de abandono.
Trump “quería ver lo más rápido posible una transformación en Venezuela y en las relaciones entre Estados Unidos y Venezuela”, declaró el miércoles el secretario de Energía, Chris Wright.
Quienes están haciendo negocios en Caracas aseguran que el hotel JW Marriott se ha convertido en un centro de intensa actividad. «Las botas de vaquero han vuelto a pisar Caracas», dijo una persona involucrada en las negociaciones. «Es como Blood Diamond mezclada con Landman», añadió, en referencia a la película protagonizada por Leonardo DiCaprio y a una exitosa serie reciente sobre la industria petrolera de Texas. «Es un entorno extraño». Los acuerdos no se limitan al petróleo. Yorkville International Capital, una empresa de adquisición con propósito especial —conocidas como SPAC— dirigida por Kevin McGurn, director ejecutivo interino de Trump Media & Technology Group, la empresa matriz de la plataforma de redes sociales de Trump, Truth Social, busca recaudar fondos para una iniciativa relacionada con energía, infraestructura, minería o servicios financieros en América Latina y Venezuela, según informó en una presentación ante las autoridades bursátiles en mayo. Yorkville no respondió a una solicitud de comentarios.
Durante los primeros meses posteriores a la captura de Maduro, una serie de pequeñas empresas independientes firmaron memorandos de entendimiento con Venezuela para explorar oportunidades, pero pocas han logrado convertirlos en contratos. Entre esas compañías se encontraban Hunt Oil Company, dirigida por el nieto del magnate petrolero texano H. L. Hunt, y HKN Energy, controlada por el empresario de Dallas Ross Perot Jr. Hunt Oil informó en agosto que había firmado un acuerdo con la empresa petrolera estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) para ayudar a ampliar la producción petrolera del país.
Junín 5 es un yacimiento de crudo pesado que alberga 35 mil millones de barriles de petróleo certificado en sitio y cuya producción actual se sitúa en torno a los 12 mil barriles diarios, según el comunicado de la empresa italiana | (Reuters)
La petrolera italiana Eni asumirá la gestión exclusiva del campo petrolero Junín 5 en Venezuela por un periodo de 25 años, tras la firma el pasado miércoles de un Contrato de Participación Productiva de Hidrocarburos (Cpph) con la estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa).
“El Cpph, que tiene una vigencia de 25 años con posibilidad de prórroga, otorga a Eni la condición de operador exclusivo del área Junín 5, con plena responsabilidad sobre la gestión técnica, financiera y comercial del proyecto”, explicó la compañía en un comunicado.
Ubicado en tierra dentro de la Faja Petrolífera del Orinoco, Junín 5 es un yacimiento de crudo pesado que alberga 35 mil millones de barriles de petróleo certificado en sitio y cuya producción actual se sitúa en torno a los 12 mil barriles diarios, según el comunicado de la empresa italiana.
La empresa italiana confirmó que la firma culmina el proceso iniciado el pasado 28 de abril con la rúbrica del Acuerdo de Bases para hacer la transición desde la antigua empresa mixta Petrojunín (donde Eni poseía el 40 % y Pdvsa el 60 %) hacia el nuevo régimen marco fijado por la Ley Orgánica de Hidrocarburos aprobada por la Asamblea Nacional venezolana en enero.
La suscripción del acuerdo se llevó a cabo en Caracas el pasado miércoles en presencia de Delcy Rodríguez, del secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, así como de la ministra de Hidrocarburos venezolana, Paula Henao, el presidente ejecutivo de Pdvsa, Héctor Obregón, y el consejero delegado de Eni, Claudio Descalzi.
Eni mantiene operaciones en el país suramericano desde 1998, donde actualmente posee seis licencias de exploración y extracción repartidas entre el Golfo de Venezuela, el Golfo de Paria y la Faja del Orinoco.
En el ámbito del gas natural, Eni opera, a través de Cardón IV (empresa conjunta al 50 % con la española Repsol), el campo marino Perla, considerado el mayor yacimiento de gas mar adentro descubierto en América Latina.
Durante 2025, la producción atribuible a Eni alcanzó los 64 mil barriles equivalentes de petróleo al día, principalmente del campo de gas Perla, que representa aproximadamente el 35% del consumo total de gas del país.
La estructura legal, la continuidad política y el interés de las grandes petroleras aparecen entre las principales pruebas para llevar el plan desde el papel hasta una mayor producción de crudo.
De la firma a la ejecución: los desafíos que enfrenta el plan petrolero de EE.UU. en Venezuela.Una bomba de extracción de petróleo oxidada en la orilla del lago de Maracaibo, en Cabimas, Venezuela.(Source: Bloomberg/Gaby Oraa)
Bloomberg Línea — El acuerdo petrolero anunciado entre Estados Unidos y Venezuela abre una vía para recuperar la deteriorada industria del país, pero su ejecución enfrenta obstáculos legales, políticos y operativos que ponen a prueba tanto la estructura diseñada por Washington como su capacidad para atraer capital privado.
El plan se articula alrededor de North American Blue Energy Partners (NABEP) y busca desarrollar campos venezolanos mediante una fórmula que otorga a Estados Unidos participación en las operaciones, acceso preferencial al crudo y capacidad de influencia sobre un proyecto que requerirá inversiones de gran escala.
Signum Global y Alpine Macro coinciden en que todavía faltan elementos esenciales para evaluar su viabilidad. No se ha publicado el contrato completo y persisten interrogantes sobre el encaje de la operación en las leyes de ambos países, la participación de PDVSA y el interés que tendrán las grandes petroleras.
Para Alpine Macro, el principal obstáculo aparecerá con el paso del tiempo. “La durabilidad es el riesgo central”, sostuvo Dan Alamariu, estratega geopolítico jefe de la firma, al advertir sobre los cambios políticos que podrían alterar las condiciones pactadas tanto en Caracas como en Washington.
Buques cisterna atracados en la terminal Phillips 66 de Freeport, Texas, EE.UU., el viernes 15 de enero de 2026(Mark Felix)
Un acuerdo que deberá superar barreras legales
El acuerdo comprende 17 campos, incluidos activos sin desarrollar que contendrían entre 64.000 millones y 65.000 millones de barriles de reservas recuperables, según Signum Global. La firma recuerda, sin embargo, que expertos han advertido durante años que las estimaciones venezolanas fueron infladas durante el chavismo.
NABEP, operador privado controlado por el empresario venezolano Alejandro Betancourt, podría invertir hasta US$100.000 millones. La meta anunciada consiste en elevar la producción desde algo más de 200.000 barriles diarios hasta superar 1,5 millones de barriles por día dentro de la cartera ampliada.
La estructura concede al Gobierno estadounidense una participación descrita como de 55%. El Departamento de Guerra recibiría 35% de la matriz de NABEP, mientras el Departamento de Estado tendría derecho a adquirir 20% de la producción al costo y prioridad para comprar el resto.
El primer problema aparece en Venezuela. Rafael Ch, socio y analista sénior para América Latina y mercados emergentes de Signum Global, considera que las concesiones por 100 años no encajan cómodamente en la legislación de hidrocarburos, que contempla contratos de servicios por 25 años, prorrogables otros 15.
Tampoco está definido el papel de PDVSA. Signum estima que NABEP probablemente tendrá que alcanzar los acuerdos necesarios con PDVSA Petróleos, S.A. o con empresas mixtas existentes o nuevas para adaptar la operación al marco venezolano.
En Estados Unidos aparece otra dificultad. Ch advierte que “la OSC del Pentágono carece de autoridad legal para invertir directamente en capital de compañías privadas; solo puede proporcionar préstamos, garantías de préstamos y asistencia técnica”.
Escultura de una mano sosteniendo un pozo petrolero frente a la sede de Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) en Caracas, Venezuela.(Carlos Becerra)
Eso no necesariamente bloquea el proyecto. “OSC probablemente ‘contribuirá’ mediante préstamos o garantías de préstamos a NABEP”, estima Ch. Una operación más limitada podría apoyarse en infraestructura portuaria estratégica, equipos avanzados o plataformas de perforación fabricadas en Estados Unidos.
El capital privado y la política ponen a prueba el proyecto
Alpine Macro identifica otra incógnita: cuánto capital estarán dispuestas a comprometer las petroleras internacionales. Venezuela acumula cerca de US$170.000 millones en deuda heredada y reclamaciones, un pasivo que podría complicar la distribución de los retornos generados por nuevos proyectos.
“No está claro qué tan interesadas estarán las grandes petroleras en hacer negocios significativos con NABEP”, afirmó Alamariu. El socio central del acuerdo podría ser percibido como un riesgo de cumplimiento y de contraparte, dos factores relevantes para compañías que deberían comprometer capital durante años.
A ello se suma la infraestructura venezolana. Una parte importante de la producción corresponde a crudo extrapesado y depende de instalaciones deterioradas, por lo que Alpine considera que un aumento significativo de la oferta necesitará inversiones sustanciales y tiempo.
“Los nuevos barriles significativos están a años de distancia”, indicó Alamariu. Esa restricción también afecta la posibilidad planteada por Donald Trump de utilizar petróleo venezolano para reponer la Reserva Estratégica de Petróleo de Estados Unidos, cuya infraestructura presenta dificultades para almacenar directamente ese crudo extrapesado.
La continuidad política constituye otro frente. Alpine advierte que un cambio de Gobierno en Caracas o una administración estadounidense posterior a Trump podría intentar desmontar el arreglo. Además, una victoria demócrata en una o ambas cámaras del Congreso en las elecciones de noviembre podría generar un mayor escrutinio desde 2027.
El presidente de EE.UU., Donald Trump.(Bloomberg/Bonnie Cash)
Signum presenta una lectura menos adversa sobre esa vulnerabilidad. La firma considera que una reversión se volvería políticamente más difícil a medida que el Gobierno estadounidense, empresas y prestamistas comprometan capital y Washington empiece a recibir petróleo y dividendos.
OPEP, acreedores y producción abren nuevos interrogantes
El acuerdo también podría tensionar la relación de Venezuela con la OPEP. Según Alpine, Caracas estudia abandonar la organización y ha discutido esa posibilidad con funcionarios estadounidenses, aunque todavía no existe una decisión.
El objetivo de producción y el control estadounidense sobre la comercialización serían difíciles de conciliar con la disciplina de cuotas si Venezuela volviera a estar sujeta a límites vinculantes. En el corto plazo, el impacto sería reducido porque el país está exento de cuotas y produce muy por debajo de su capacidad histórica.
“El verdadero asunto es la cohesión de la OPEP”, sostuvo Alamariu. Una mayor fragmentación del grupo elevaría, según su análisis, la probabilidad de una disputa por cuota de mercado y de menores precios del petróleo con el tiempo.
Para los acreedores venezolanos, Ch advierte que “las implicaciones para los tenedores de bonos sin garantía son mixtas, pero negativas en el corto plazo”. Aunque una mayor producción mejoraría eventualmente la capacidad de pago de Venezuela, Washington y NABEP tendrían control preferencial sobre la producción, las ventas y potencialmente los flujos de caja.
La evolución dependerá ahora de cómo se formalicen las concesiones, el papel asignado a PDVSA, el mecanismo financiero de Estados Unidos y la participación efectiva de las petroleras. También quedarán bajo observación los compromisos de capital, la producción adicional y cualquier decisión venezolana sobre su permanencia en la OPEP.
La compañía petrolera colombiana GeoPark anunció este miércoles su «entrada estratégica en Venezuela», con la adquisición de un bloque de la faja petrolífera del Orinoco, un activo que considera una «oportunidad» por la gran capacidad de producción y la infraestructura preexistente.
La compañía aseguró en un comunicado que el bloque Bare «representa una oportunidad de desarrollo a gran escala, con un largo historial operacional, respaldada por producción existente, infraestructura instalada y un considerable potencial de recobro remanente que puede incrementar significativamente la creación de valor de largo plazo de GeoPark».
Según la empresa, el bloque Bare consta de unos 1.100 pozos con una producción bruta actual de 11.000 barriles, pero con un potencial general hasta 95.000 barriles diarios.
La energética, cuyo mayor accionista es el grupo inversor Gilinski, propiedad de una de las familias más ricas de Colombia, indicó que suscribió un Contrato de Participación Productiva a 25 años con la estatal venezolana PDVSA.
«Creemos en el potencial de Venezuela y en la capacidad de GeoPark para desarrollar Bare de manera responsable. Nos enorgullece acompañar el crecimiento de la compañía en el país”, aseguró Jaime Gilinski, presidente del Grupo Gilinski, según el comunicado de GeoPark.
El consejero delegado de la petrolera colombiana, Felipe Bayon, destacó por su parte que «la reactivación del sector energético de Venezuela representa una de las oportunidades industriales más relevantes de América Latina» y consideró que su compañía está «bien posicionada para llevar adelante esta oportunidad de manera responsable».
«Agradecemos la confianza que han depositado en nosotros nuestras contrapartes venezolanas y esperamos crear valor sostenible de largo plazo para Venezuela, nuestros socios y las comunidades locales donde operaremos», agregó.
El anuncio de GeoPark se dio a conocer poco después de que la petrolera estadounidense Chevron anunciase también este miércoles que tiene previsto llegar a invertir 7.000 millones de dólares en Venezuela durante los próximos cinco años y que aspira a duplicar su producción en este país.
El pasado viernes Estados Unidos anunció un histórico y controvertido acuerdo con Venezuela por el que Washington se hace con el 20 % de las reservas de crudo de Venezuela, el país con mayores reservas comprobadas del mundo.
La operación de Geopark va a convertir al grupo Gilinski de principal accionista (con el 20 % de los títulos) en accionista controlante de la energética.
GeoPark se define en su sitio web como una compañía latinoamericana de exploración, operación y consolidación de petróleo y gas, con activos y plataformas de crecimiento en Colombia, Argentina y Brasil. EFE
