«Urge aprovechar la riqueza transitoria de la actual economía destructiva para crear las bases sanas y amplias y coordinadas de esa futura economía progresiva.» – Arturo Uslar Pietri, Sembrar el petróleo (1936)

Hace unos meses, tras la captura de Nicolás Maduro, por aquí repasábamos la larga y compleja historia que une a Venezuela y Estados Unidos alrededor del petróleo. Entonces, el futuro de esa relación quedaba abierto y lleno de interrogantes.

Hoy el panorama empieza a tomar forma. Un nuevo acuerdo petrolero abre la puerta a inversiones, tecnología y a la posibilidad de recuperar una industria que alguna vez estuvo entre las más importantes del mundo. Pero también ha despertado dudas y una considerable desconfianza. Y hasta una curiosa coincidencia (¿o no?) se ha colado en toda esta historia.

Porque sí, Venezuela tiene petróleo. Muchísimo. Y ahora que las reglas parecen estar cambiando, surge la pregunta: ¿qué puede ganar realmente cada país a partir de aquí?

Un nuevo capítulo en una vieja relación.

El 28 de Agosto, Donald Trump anunció un acuerdo que vuelve a colocar el petróleo en el centro de las relaciones entre Venezuela y Estados Unidos.

Según la documentación publicada por la Casa Blanca, las autoridades interinas venezolanas otorgaron a North American Blue Energy Partners (NABEP) concesiones por 100 años sobre 17 proyectos petroleros, principalmente situados en la Faja Petrolífera del Orinoco y la región del lago de Maracaibo. Los activos están asociados a aproximadamente 65.000 millones de barriles de reservas probadas.

La estructura del acuerdo merece cierta atención. Esa cifra de 65.000 millones de barriles no implica que Estados Unidos haya pasado a ser propietario directo de todo ese petróleo. NABEP mantiene el control operativo de los proyectos, mientras el Gobierno estadounidense obtiene derechos sobre una participación del 35 % en la empresa matriz, determinados poderes de gobernanza y acceso preferente a parte de la producción.

Según los términos anunciados, el Departamento de Estado podrá comprar a coste de producción un 20 % del crudo obtenido y dispondrá de derechos preferentes sobre el volumen restante en determinadas circunstancias.

NABEP ha anunciado un plan de inversión de hasta 100.000 millones de dólares y el objetivo de elevar su producción venezolana por encima del millón de barriles diarios. La Casa Blanca calcula, además, que las concesiones podrían generar alrededor de 200.000 millones de dólares en regalías e impuestos durante sus primeros 25 años.

Son cifras extraordinarias, aunque por ahora pertenecen al terreno de los planes y las proyecciones. Su materialización dependerá de que los proyectos avancen, de las condiciones económicas y de que exista suficiente estabilidad para sostener inversiones durante décadas. S&P Global Energy analiza los objetivos de inversión y producción anunciados por NABEP.

El acuerdo empieza así a responder algunas de las preguntas que quedaron abiertas en nuestro artículo anterior, Petróleo, poder y conflicto: la historia que une a Venezuela y Estados Unidos. También vuelve a poner sobre la mesa una cuestión esencial: tener petróleo y conseguir aprovecharlo son dos cosas muy distintas.

Tener petróleo no basta.

Venezuela posee aproximadamente 303.000 millones de barriles de reservas probadas de crudo reportadas, según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés). Esa cifra representaba alrededor del 17 % de las reservas mundiales en 2023 y era la mayor cantidad reportada por un país. Sin embargo, Venezuela produjo ese mismo año apenas un 0,8 % del crudo mundial.

La distancia entre ambas cifras permite entender buena parte del problema. Una reserva identifica petróleo que existe y que, bajo determinadas condiciones, puede considerarse recuperable. Para convertir esa riqueza geológica en producción hacen falta pozos, sistemas de bombeo, electricidad, instalaciones de tratamiento, oleoductos, terminales, mantenimiento, personal especializado, tecnología y grandes cantidades de capital.

Venezuela llegó a producir alrededor de 3,2 millones de barriles diarios en el año 2000, pero después sufrió un profundo deterioro de su capacidad productiva. La caída respondió a una combinación de factores: problemas de gestión, falta de inversión y mantenimiento, deterioro de la infraestructura, pérdida de personal técnico y, posteriormente, sanciones que dificultaron aún más el acceso a financiación, equipos y mercados.

El deterioro ya estaba en marcha antes de las restricciones petroleras más severas, aunque estas añadieron nuevas dificultades a una industria que venía perdiendo capacidad. La EIA analiza la evolución y los problemas de la industria petrolera venezolana.

En los últimos años la producción ha comenzado a recuperarse. En agosto de 2026 alcanzó aproximadamente 1,2 millones de barriles diarios, según datos preliminares del Ministerio de Hidrocarburos recogidos por S&P Global Energy. La cifra sigue muy lejos de sus máximos históricos, pero muestra que el sector ya se encuentra en una etapa de recuperación.

Y aquí entra de lleno la química del petróleo.

Buena parte de las reservas venezolanas se encuentra en la Faja Petrolífera del Orinoco y corresponde a crudos pesados o extrapesados. Esta característica resulta fundamental porque cada tipo de petróleo presenta propiedades diferentes que condicionan su extracción, su transporte y los procesos necesarios para convertirlo en productos útiles.

Una de las formas más utilizadas para clasificarlos es la gravedad API, una escala desarrollada por el American Petroleum Institute (API) a partir de la densidad relativa del petróleo respecto al agua. Cuanto mayor es el valor API, más ligero es el crudo; a medida que el valor disminuye, aumenta su densidad. Un petróleo de 10° API tiene aproximadamente la misma densidad que el agua y, por debajo de ese valor, se considera extrapesado.

La infografía muestra también de dónde salen esos valores. La gravedad API se calcula a partir de la gravedad específica (SG), que relaciona la densidad del crudo con la del agua bajo condiciones estandarizadas. De esta manera, los grados API permiten comparar rápidamente distintos tipos de petróleo y anticipar algunas de las dificultades asociadas a su procesamiento.

Pero la densidad cuenta solo una parte de la historia. La viscosidad, que expresa la resistencia de un fluido a desplazarse, es otra propiedad fundamental y puede variar considerablemente con la temperatura. Un petróleo puede ser muy denso y, además, presentar una elevada resistencia al flujo, algo especialmente importante cuando hay que extraerlo y hacerlo circular por tuberías.

En los crudos pesados venezolanos también son relevantes los asfaltenos, además del azufre y de metales como níquel y vanadio. Su presencia influye directamente en las operaciones posteriores. Un crudo muy viscoso puede necesitar mezclarse con hidrocarburos más ligeros, conocidos como diluyentes, para facilitar su transporte. En la refinería, sus fracciones más pesadas pueden requerir procesos como coquización o hidrocraqueo, mientras el azufre debe reducirse y determinados metales pueden afectar a la actividad de los catalizadores.

Todo esto explica por qué la composición química del petróleo determina en buena medida la tecnología, las instalaciones y la inversión necesarias para aprovecharlo.

Los 303.000 millones de barriles impresionan, pero esa cifra adquiere otra dimensión cuando observamos qué tipo de petróleo contienen muchos de esos yacimientos. La riqueza está ahí; convertirla en crudo que pueda extraerse, transportarse, procesarse y venderse de forma rentable es el verdadero desafío.

¿Qué gana Estados Unidos?

A primera vista puede parecer extraño que Estados Unidos muestre tanto interés por el petróleo venezolano. Es uno de los mayores productores del mundo, aunque buena parte de su producción reciente corresponde a crudos relativamente ligeros. Al mismo tiempo, numerosas refinerías de la costa del Golfo cuentan con instalaciones capaces de procesar materias primas más pesadas y complejas.

La propia Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) señala que el petróleo pesado venezolano resulta especialmente adecuado para muchas refinerías estadounidenses de la costa del Golfo.

La razón está en la configuración de esas instalaciones. Las características del crudo determinan cuánto procesamiento necesita y qué unidades hacen falta para transformarlo en productos comerciales. Un crudo ligero suele generar una mayor proporción de fracciones ligeras durante la destilación y requiere menos conversión profunda. Los crudos pesados producen una proporción mayor de fracciones pesadas y residuos, por lo que necesitan etapas adicionales de procesamiento.

Ahí entran en juego las refinerías más complejas. El hidrotratamiento permite reducir azufre y otros contaminantes; el hidrocraqueo convierte fracciones pesadas en otras más ligeras, mientras que la coquización transforma residuos muy pesados en corrientes que pueden seguir procesándose y produce además coque de petróleo.

Para una refinería, por tanto, no importa únicamente disponer de petróleo, sino que sus características encajen con las unidades para las que fue diseñada.

Canadá continúa siendo el principal proveedor extranjero de crudo de Estados Unidos y una fuente clave de petróleo pesado. Aun así, la cercanía geográfica de Venezuela y la compatibilidad de muchos de sus crudos con las refinerías estadounidenses hacen que recuperar ese suministro resulte industrialmente atractivo.

A esto se suma la Reserva Estratégica de Petróleo de Estados Unidos (SPR, Strategic Petroleum Reserve), creada para disponer de crudo en caso de interrupciones graves del suministro.

La SPR solo admite petróleos que cumplan determinadas especificaciones de calidad. El Departamento de Energía de Estados Unidos clasifica los crudos almacenados, entre otros parámetros, según su contenido de azufre: aproximadamente un 40 % del inventario corresponde a crudo dulce y un 60 % a crudo agrio.

No todos los grados venezolanos cumplen necesariamente los requisitos para ser almacenados directamente. Una de las posibilidades planteadas por el secretario de Energía, Chris Wright, consiste en intercambiar determinados crudos pesados venezolanos por petróleo estadounidense adecuado para la reserva. Los barriles venezolanos podrían dirigirse a refinerías capaces de procesarlos y otros incorporarse a la SPR.

El petróleo venezolano podría contribuir así a recuperar la reserva sin necesidad de terminar físicamente dentro de sus cavernas.

La historia reciente explica el interés por reforzarla. En marzo de 2022, durante la Administración Biden, se autorizó una liberación extraordinaria de hasta 180 millones de barriles tras la invasión rusa de Ucrania y las alteraciones del mercado energético. El Departamento de Energía documentó posteriormente aquella operación.

Después comenzó una reposición parcial mediante nuevas compras y la cancelación de determinadas ventas futuras previamente aprobadas. En 2026, la SPR volvió a utilizarse durante la crisis de Oriente Medio. El 11 de marzo, los países miembros de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) acordaron una liberación coordinada de 400 millones de barriles de petróleo y productos petrolíferos de sus reservas de emergencia. Estados Unidos autorizó una aportación de 172 millones de barriles de la SPR, según el Departamento de Energía.

Parte de estas operaciones se realiza mediante intercambios: las compañías reciben temporalmente petróleo de la reserva y posteriormente deben devolverlo según las condiciones pactadas, que pueden incluir barriles adicionales.

¿Qué gana Venezuela?

Para Venezuela, el punto de partida es muy distinto. El país ya posee el recurso geológico, pero necesita capital, tecnología e infraestructura para recuperar capacidad productiva. Las inversiones anunciadas podrían destinarse a perforación, reparación de instalaciones, oleoductos, sistemas eléctricos y de tratamiento, además de otras áreas esenciales para una industria que ha perdido buena parte de su capacidad durante las últimas décadas.

Esa recuperación también puede reactivar una amplia red de actividades vinculadas al sector. La industria petrolera necesita ingenieros, geólogos, operadores, técnicos, mantenimiento, transporte, construcción, laboratorios, servicios portuarios y numerosos proveedores. S&P Global Energy ya ha documentado un aumento de la contratación y movimientos de profesionales venezolanos con experiencia internacional interesados en regresar. Un campo petrolero no funciona aislado: necesita toda una economía a su alrededor.

A esto se sumarían mayores ingresos por exportaciones, impuestos y regalías. La Casa Blanca proyecta alrededor de 200.000 millones de dólares en regalías e impuestos durante los primeros 25 años de las concesiones, una cifra que dependerá de cuánto lleguen realmente a desarrollarse los proyectos. Para Venezuela, la oportunidad consiste en recuperar producción, atraer inversión y volver a poner en marcha una industria capaz de generar ingresos a gran escala. Lo que ocurra después con ese dinero es otra cuestión.

Una nueva bonanza entre oportunidades, incertidumbre y una curiosa coincidencia.

Si la producción vuelve a crecer con fuerza, Venezuela podría encontrarse ante una nueva etapa de grandes ingresos petroleros. Y aquí aparece una comparación que se ha repetido durante años en el país: que, si Venezuela hubiera administrado mejor su riqueza petrolera, hoy podría parecerse mucho más a Dubái. La comparación no es exacta, pero resulta útil: los hidrocarburos contribuyeron al desarrollo inicial de Dubái y su economía fue ampliándose después hacia el comercio, la logística, el turismo, las finanzas y los servicios. Hoy, la diversificación económica continúa siendo una prioridad de los Emiratos Árabes Unidos.

Venezuela también recibió durante décadas enormes ingresos por la venta de crudo, incluidos periodos de precios excepcionalmente elevados, sin conseguir reducir de forma duradera su dependencia del petróleo. A ello se sumaron problemas de gestión y graves casos de corrupción. Entre los antecedentes más claros está el de la antigua tesorera nacional Claudia Díaz y su esposo, condenados en Estados Unidos a 15 años de prisión por un esquema en el que aceptaron y blanquearon más de 136 millones de dólares en sobornos, según el Departamento de Justicia de Estados Unidos. También Abraham Edgardo Ortega, antiguo director ejecutivo de planificación financiera de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), se declaró culpable en 2018 de conspiración para cometer lavado de dinero en un esquema relacionado con fondos desviados de la compañía estatal.

Estos casos no permiten generalizar sobre el destino de todos los ingresos de las anteriores bonanzas, pero sí ayudan a entender por qué la gestión del dinero vuelve a ser una cuestión central. Si Venezuela entra en otro ciclo de grandes ingresos, importará cuánto consiga producir, pero también qué controles existan, cómo se administren esos recursos y qué quede de ellos a largo plazo. El petróleo puede financiar el desarrollo. La buena gestión es la que decide si realmente lo hace.

A esa incertidumbre económica se suma la confianza de los inversores. Venezuela llega a esta etapa después de expropiaciones, cambios en las condiciones de inversión y prolongadas disputas con compañías extranjeras. En proyectos que requieren miles de millones de dólares y cuyos retornos pueden tardar años, la seguridad jurídica y la estabilidad contractual resultan fundamentales. S&P Global Energy ha señalado precisamente la reconstrucción de esa confianza como uno de los desafíos del nuevo escenario.

La situación política tampoco despeja todas las dudas. Nicolás Maduro ya no está en el poder, mientras Delcy Rodríguez, quien fue su vicepresidenta, ocupa actualmente la Presidencia interina. Para algunos, esa continuidad puede facilitar una transición pragmática; para otros venezolanos, alimenta la sospecha de que el cambio todavía no representa una ruptura completa con el pasado. También se cuestiona la legitimidad de comprometer al país mediante concesiones de hasta cien años bajo un gobierno interino que no ha surgido de una elección presidencial. El debate no es únicamente político: especialistas citados por S&P Global Energy han planteado dudas sobre el encaje de determinadas fórmulas de concesión con la Constitución y la legislación venezolana.

La propia estructura del acuerdo añade otra capa de complejidad. Las autoridades venezolanas otorgaron a North American Blue Energy Partners (NABEP) concesiones por cien años sobre 17 proyectos petroleros. Esto no significa que Venezuela haya vendido sus reservas ni que NABEP pase a ser propietaria del petróleo del subsuelo. El beneficio directo para el país vendría fundamentalmente de regalías, impuestos, actividad económica, empleo e inversión asociada al desarrollo de esos campos; la Casa Blanca calcula que los pagos fiscales y de regalías podrían alcanzar unos 200.000 millones de dólares durante los primeros 25 años, aunque se trata de una proyección condicionada al desarrollo efectivo de los proyectos.

El reparto del control, sin embargo, resulta especialmente llamativo. NABEP mantiene el control operativo, pero el Gobierno estadounidense obtiene derechos sobre un 35 % de su empresa matriz, poder de veto sobre los nombramientos del consejo y la exigencia de que la mayoría de sus miembros sean ciudadanos estadounidenses. Además, el Departamento de Estado podrá adquirir un 20 % de la producción a coste de producción y tendrá derecho preferente sobre el 80 % restante en determinadas circunstancias. Esto plantea una cuestión importante: Venezuela participa económicamente a través de los ingresos generados por la explotación de sus recursos, pero una parte muy relevante de la gobernanza y del acceso al petróleo queda en manos estadounidenses.

También ha generado preguntas Alejandro Betancourt, quien dirige NABEP. Según S&P Global Energy, negocios relacionados con él fueron investigados por fiscales españoles y suizos en 2025, sin que se hubieran presentado cargos formales contra Betancourt en esos procesos. Una investigación no demuestra culpabilidad, pero el antecedente refuerza la importancia de la transparencia, las auditorías y la rendición de cuentas en un proyecto de estas dimensiones.

En el fondo, una de las grandes preguntas del acuerdo tiene poco que ver con geología o química: ¿quién controlará los ingresos, cómo se administrarán y qué mecanismos existirán para comprobar adónde va el dinero?

Y en medio de todas estas incertidumbres aparece aquella curiosa coincidencia que mencionábamos al principio. El 3 de Marzo de 2026 se produjo un eclipse lunar total, pocos días después del comienzo de las acciones militares en Oriente Medio que acabarían afectando al mercado energético y provocando posteriormente el uso coordinado de reservas de emergencia.

Casi seis meses después, el 28 de Agosto, tuvo lugar otro eclipse lunar, esta vez parcial, en el que aproximadamente el 96,3 % del disco lunar llegó a quedar dentro de la umbra terrestre, según la NASA. Horas después, ese mismo 28 de agosto, Donald Trump anunció el nuevo acuerdo petrolero con Venezuela.

No existe evidencia científica de que los eclipses provoquen guerras, alteren los mercados o determinen acuerdos políticos. Aun así, la coincidencia resulta llamativa: en ambos casos se trata de situaciones geopolíticas complejas, aunque muy distintas entre sí, en las que el petróleo ocupa un lugar relevante.

Y terminamos como empezamos, con aquella cita de Arturo Uslar Pietri y una mirada hacia el futuro: imaginando cómo podría llegar a verse Venezuela si una nueva etapa de riqueza petrolera se tradujera esta vez en inversión, desarrollo y oportunidades capaces de perdurar mucho más allá del petróleo.

De los barriles al desarrollo.

El acuerdo puede marcar el inicio de una nueva etapa para la industria petrolera venezolana, pero saber si terminará siendo un nuevo boom económico o la misma historia de siempre dependerá de lo que ocurra después.

Porque tener petróleo, por sí solo, no basta. Bajo tierra representa un enorme potencial económico; para convertirlo en producción, ingresos y desarrollo hacen falta tecnología, inversión, infraestructura y capacidad para extraerlo, transportarlo, procesarlo y venderlo. Y aun cuando todo eso funciona, queda la parte más difícil: administrar bien esos recursos y conseguir que sus efectos perduren más allá de cada ciclo petrolero.

Porque el verdadero desafío está en lograr que esa riqueza potencial se traduzca en un futuro próspero para todos.

Sin más que añadir, gracias, como siempre, por leerme, y… ¡Hasta la próxima!