Negocios petroleros de Trump en Venezuela: ¿qué cambia?

En septiembre, una iniciativa para exigir documentos sobre uno de los principales acuerdos petroleros impulsados por Donald Trump en Venezuela quedó bloqueada por un empate de seis votos a seis. Tras las elecciones del 3 de noviembre, los demócratas controlarán ambas cámaras del Congreso a partir del 3 de enero de 2027. La investigación sobre North American Blue Energy Partners (NABEP), vinculada al empresario venezolano Alejandro Betancourt, podría contar con mayores facultades de supervisión.

NABEP anunció inversiones cercanas a US$100,000 millones; el Gobierno estadounidense recibiría una participación accionaria y derechos de compra preferentes sobre el petróleo. La cuestión para quienes financian proyectos en Venezuela es qué parte de esos derechos puede ejercerse, bajo qué condiciones y cuánto capital habrá que invertir para convertir los anuncios en ingresos.

Cronología del acuerdo petrolero entre Estados Unidos y NABEP, con siete acontecimientos clave entre agosto de 2026 y enero de 2027. — Cronología de los principales acontecimientos del acuerdo petrolero de Trump con NABEP en Venezuela, desde su anuncio en agosto de 2026 hasta el inicio previsto del nuevo Congreso estadounidense en enero de 2027, que podría intensificar las investigaciones sobre sus condiciones contractuales. Gráfico: Ana Sosa para Mercado.

NABEP promete US$100,000 millones, pero sus derechos económicos todavía requieren ejecución

El anuncio de la Casa Blanca del 31 de agosto presentó la operación como una vía para ejercer control mayoritario sobre más de 65,000 millones de barriles de reservas venezolanas. La estructura comunicada, sin embargo, atribuye al Gobierno estadounidense el 35 % de la matriz de NABEP, una sociedad privada con derechos anunciados para desarrollar 17 campos mediante concesiones de hasta 100 años. Una participación en esa empresa no equivale a la propiedad directa del crudo. Tampoco contamos con títulos individuales ni con una certificación independiente de las reservas anunciadas.

La diferencia cobra sentido al revisar los instrumentos. ProPublica examinó un acuerdo estratégico de 18 páginas y documentación complementaria: la participación de Estados Unidos se articularía mediante derechos para adquirir acciones a US$0.01 cada una, sujetos a condiciones de implementación. La matriz está registrada en Barbados y sus estatutos incluyen una junta directiva de siete miembros y restricciones a determinadas decisiones corporativas.

El porcentaje de participación accionaria, por sí solo, no permite determinar el alcance efectivo del control. Esas reglas pueden reservar a ciertos participantes influencia sobre nombramientos o decisiones estratégicas; para valorar la participación estadounidense, importa saber cuáles de esas facultades están vigentes y cuáles todavía dependen de condiciones contractuales. La investigación de ProPublica aporta elementos de esa estructura, pero no sustituye el examen de todos los instrumentos de ejecución.

También difieren los plazos. ProPublica identificó instrumentos accionariales ejercitables durante 75 años y derechos comerciales de compra por 50 años, distintos de las concesiones anunciadas por un siglo. Su alcance efectivo depende de los documentos aplicables y de la legislación venezolana; no pueden considerarse una única garantía de explotación prolongada.

El Departamento de Estado tendría acceso preferencial al 20 % de la producción. Los documentos examinados por ProPublica mencionan US$30 por barril, un precio que no permite calcular la ganancia neta, ya que faltan los volúmenes elegibles y los costos efectivos de transporte, de calidad y, cuando corresponda, de dilución. NABEP sostiene que parte de su crudo presenta condiciones operativas competitivas.

La empresa proyecta hasta US$100,000 millones para infraestructura y expansión, pero no hay información financiera pública suficiente para determinar cuánto está comprometido o desembolsado. Los derechos de compra pueden ser ventajosos y los plazos de explotación extensos; ambos requieren producción y capital para generar resultados.

Esa distancia entre la escala anunciada y la ejecución demostrable justifica examinar los compromisos reales. Una proyección de gasto de esa magnitud puede abarcar varias etapas y fuentes de financiamiento. Sin un calendario de desembolsos y obligaciones exigibles, sumarla al valor de los derechos comerciales implicaría atribuir al proyecto una certeza financiera que aún no está documentada.

Infografía del acuerdo petrolero de NABEP: participación del 35 % para Estados Unidos, compra preferencial del 20 % de determinada producción y US$100,000 millones de inversión anunciada. — La estructura del acuerdo petrolero de NABEP con la administración Trump contempla una participación del 35 % para Estados Unidos, derechos de compra preferencial de crudo y un plan de inversión de hasta US$100,000 millones cuya financiación total no está acreditada. Gráfico: Ana Sosa para Mercado.

Cuatro senadores demócratas solicitaron información sobre la selección de NABEP y la autoridad utilizada para asignar una participación al Gobierno. El artículo 149 del título 10 del Código estadounidense regula las funciones de la Oficina de Capital Estratégico del Pentágono, pero su lectura aislada no resuelve cuál fue el fundamento específico utilizado.

El cuestionamiento parlamentario no prueba la ilegalidad, sino que formula una pregunta que los documentos de implementación deberían ayudar a responder. También obliga a diferenciar la participación del Gobierno estadounidense en la matriz de los derechos que Venezuela concede a la empresa operadora: ambos se relacionan en el ámbito económico, pero sus títulos y autoridades competentes son distintos.

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Una investigación bloqueada en septiembre tendrá nuevas posibilidades en enero

El representante Joaquín Castro promovió el 15 de septiembre una citación para obtener documentación sobre el acuerdo NABEP. El empate a seis votos impidió aprobarla. El 2 de octubre, el Departamento de Estado entregó un documento que los demócratas de la Comisión de Asuntos Exteriores consideraron insuficiente. En su comunicado, señalaron además que la Oficina de Responsabilidad Gubernamental (GAO) había aceptado en abril una solicitud de auditoría y que seguía trabajando en ella.

Con las nuevas mayorías, las comisiones podrán impulsar audiencias y requerimientos de información con mejores perspectivas políticas. Conocer los acuerdos completos, los beneficiarios, las obligaciones financieras y las condiciones para ejercer los derechos permitiría distinguir entre compromisos exigibles y proyecciones empresariales. Esa información le importa a un financiador que debe evaluar si un activo puede respaldar una inversión. El escrutinio también podría revelar qué organismo federal asumiría obligaciones o ejercería derechos de voto y bajo qué controles. Son cuestiones concretas para evaluar la exposición pública en una operación cuyo rendimiento depende de una empresa privada y de activos situados en otra jurisdicción.

Las investigaciones podrían derivar en controversias o bien terminar sin cambios contractuales.

Una comisión puede investigar; no puede anular por sí sola cualquier acuerdo privado.

Modificar derechos específicos puede requerir decisiones administrativas, legislación, acuerdos entre las partes o resoluciones judiciales. El nuevo Congreso tendrá capacidad de escrutinio, mientras que la ejecución de numerosas operaciones petroleras seguirá dependiendo de otras autoridades.

OFAC permite negociar inversiones que todavía necesitan autorización para ejecutarse

Una petrolera puede negociar un campo venezolano sin estar aún autorizada para desarrollar todas las actividades previstas. Las licencias de la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) distinguen etapas que, para una compañía, implican decisiones de capital distintas.

La licencia 46E permite determinadas actividades de compra, transporte y comercialización de crudo. La 49B autoriza negociar y celebrar ciertos contratos contingentes de inversión, cuya ejecución puede exigir una autorización separada. La 50C contempla operaciones de empresas identificadas, entre ellas Chevron, Eni, BP, Repsol, Shell y Maurel & Prom, sujetas a condiciones específicas. Sus textos figuran en el programa de sanciones de OFAC.

Para quien evalúa entrar en Venezuela, negociar permite analizar la geología, los costos y los socios antes de destinar capital considerable. Obtener la autorización para ejecutar un proyecto constituye otro umbral. Una licencia de comercialización puede generar ingresos sobre la producción existente sin autorizar automáticamente perforaciones o infraestructura adicional; una autorización para negociar permite preparar una operación que aún puede no llegar a cerrarse. Confundir ambas etapas equivale a tratar las oportunidades en estudio como si fueran inversiones aprobadas. La ausencia de una empresa en la lista de la 50C tampoco demuestra que carezca de ningún otro permiso.

OFAC administra estas licencias dentro de sus competencias. El Congreso puede fiscalizar esa política y legislar, pero el cambio electoral no modificó automáticamente las autorizaciones vigentes.

El riesgo regulatorio tiene consecuencias distintas según una empresa esté produciendo o aún esté decidiendo si invertir.

Chevron prepara nuevas inversiones; ExxonMobil todavía puede decidir si entra

Chevron ya produce en Venezuela mediante empresas mixtas. El anuncio corporativo de septiembre contempla más de US$7,000 millones en inversión durante cinco años por parte de esas sociedades y una producción conjunta objetivo cercana a 600,000 barriles diarios. Son planes futuros, no desembolsos ejecutados íntegramente. La compañía debe evaluar la expansión a partir de sus activos y obligaciones existentes.

ExxonMobil conserva más margen para decidir si entra. Reuters informó el 11 de noviembre que evalúa siete áreas petroleras mediante un memorando preliminar no vinculante. Puede revisar condiciones técnicas, legales y económicas antes de aprobar una inversión; no existe todavía un compromiso definitivo de capital para esas áreas.

Para una compañía que aún está estudiando el proyecto, aplazarlo puede ser una opción. Para otra con pozos e instalaciones en funcionamiento, detener o alterar las operaciones implica evaluar las obligaciones y los costos ya asumidos. La diferencia importa más que comparar únicamente el tamaño de sus anuncios. En un proyecto petrolero, la posibilidad de esperar también tiene valor: permite observar cómo evolucionan las autorizaciones, los costos y la demanda antes de comprometer recursos difíciles de recuperar. En una operación en marcha, posponer los desembolsos puede afectar las metas de producción o el mantenimiento de las instalaciones existentes.

NABEP ocupa una posición intermedia: reporta producción y actividad comercial, pero no ha divulgado información financiera suficiente para determinar qué parte de su gigantesco programa de expansión está asegurada. Eni, por su parte, comunicó el 28 de octubre el inicio de actividades en Junín-5 tras firmar un contrato en septiembre; su objetivo de 200,000 barriles diarios para 2028 sigue siendo una meta por alcanzar.

Infografía comparativa de Chevron, ExxonMobil, Eni y NABEP que muestra sus proyectos petroleros en Venezuela, inversiones anunciadas y objetivos de producción. — Chevron, ExxonMobil, Eni y NABEP avanzan en distintas etapas de inversión en Venezuela. Mientras Chevron proyecta ampliar su producción y ExxonMobil evalúa nuevos proyectos, Eni desarrolla Junín-5 y NABEP mantiene un ambicioso programa de expansión cuya financiación total no está acreditada públicamente. Gráfico: Ana Sosa para Mercado.

No hay evidencia de pérdidas concretas sufridas por estas empresas a raíz de la victoria demócrata. Lo que sí muestran sus situaciones es que una misma revisión política puede coincidir con necesidades de inversión muy diferentes: preservar la producción, financiar ampliaciones o decidir si un proyecto merece comenzar.

Estados Unidos compra más petróleo venezolano, mientras ampliar la producción exige años de inversión

La recuperación comercial ya es observable. La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) informó el 6 de noviembre que las importaciones de crudo venezolano alcanzaron 701,000 barriles diarios en julio y 655,000 en agosto, frente a unos 200,000 al inicio del año. Estados Unidos pasó a ser el principal destino individual de los embarques examinados en 2026, mientras que China había sido el principal en 2025.

La producción no siguió necesariamente ese ritmo. Reuters estimó las exportaciones venezolanas en 1.08 millones de barriles diarios en octubre, casi iguales a las de septiembre. La infraestructura, el transporte y las necesidades de procesamiento de crudos pesados siguen limitando las posibilidades de expansión. La mayor demanda de refinerías estadounidenses puede mejorar la salida comercial del crudo disponible, pero un contrato de compra preferencial solo generará los volúmenes previstos si los campos alcanzan la capacidad necesaria. Esa condición material también afecta la valoración de los derechos anunciados por NABEP.

Redirigir barriles ya producidos hacia refinerías estadounidenses puede ocurrir antes que aumentar de manera sostenida la oferta. Los nuevos volúmenes exigen perforación, instalaciones, financiamiento y condiciones de operación lo suficientemente estables como para recuperar esas inversiones. Para importadores caribeños como República Dominicana, el vínculo económico más directo sigue siendo el precio internacional de la energía; no hay evidencia de un efecto inmediato de las futuras investigaciones sobre su factura de combustibles.

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El Congreso entrante podrá exigir documentos sobre cómo se otorgaron derechos petroleros anunciados para décadas y bajo qué autoridad se asignaron participaciones al Gobierno estadounidense. Esos hallazgos podrían determinar si corresponden nuevas actuaciones jurídicas o regulatorias, sin anticipar su resultado.

Entretanto, las compañías deberán decidir qué proyectos pueden financiar y ejecutar. El escrutinio puede cambiar lo que conocemos sobre los contratos; el futuro económico de cada uno dependerá de los derechos que efectivamente puedan ejercerse y del capital que sus operadores decidan comprometer.

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