Autor: Dr. Pedro Baute, abogado responsable del área de Energía de VENFORT Abogados
El acuerdo marco en materia de energía entre Estados Unidos de América y Venezuela, anunciado por el presidente Donald Trump el 28 de agosto y confirmado al día siguiente por la presidenta encargada, Delcy Rodríguez —diecisiete campos petroleros, un potencial probado de 65.000 millones de barriles, una inversión superior a 100.000 millones de dólares y horizontes operativos de hasta veinticinco años—, constituye uno de los acontecimientos geoeconómicos de mayor relieve para esta parte del hemisferio en la última década. Sin embargo, una aproximación analítica rigurosa exige deslindar las expectativas político-comunicacionales de las condiciones de viabilidad técnica, normativa y de mercado que determinarán su efectividad real.
A la fecha no se han publicado el texto normativo ni los anexos contractuales, y las dos versiones oficiales difieren: Caracas habla de veinticinco años; la hoja informativa de la Casa Blanca del 31 de agosto, de «concesiones a cien años» a una operadora privada con participación del Gobierno estadounidense. La evaluación debe realizarse, por tanto, a la luz del marco legal preexistente y de las variables estructurales de la industria petrolera internacional.
1. El marco legal y constitucional: límites e inalienabilidad de los yacimientos
Desde una perspectiva de derecho público, una de las premisas centrales para cualquier entendimiento en la materia radica en el régimen de propiedad de las reservas de hidrocarburos. Frente a interpretaciones preliminares que pudieran sugerir una transferencia directa del control de los yacimientos, se observa que el ordenamiento constitucional venezolano —específicamente en su artículo 12— establece de manera taxativa que los yacimientos de hidrocarburos «son bienes del dominio público y, por tanto, inalienables e imprescriptibles».
Por ello, cualquier esquema de cooperación internacional, independientemente de su alcance geopolítico, queda circunscrito al otorgamiento de derechos de explotación contractuales y participaciones accionarias en empresas mixtas o en contratos con operadoras privadas. Así lo confirma la Ley Orgánica de Hidrocarburos reformada en enero de 2026 (Gaceta Oficial Extraordinaria n.º 6.978): fija en veinticinco años, prorrogables, la duración de las empresas mixtas (art. 35); admite operadoras privadas domiciliadas en Venezuela (art. 23); garantiza el equilibrio económico de los contratos (art. 26); permite el arbitraje (art. 8), y reabre al capital privado los servicios conexos a la actividad petrolera. La soberanía sobre el recurso del subsuelo permanece, así, bajo la titularidad exclusiva del Estado venezolano, y toda asociación privada o estatal extranjera queda condicionada al cumplimiento de los procedimientos constitucionales y legislativos vigentes.
2. Infraestructura, refinación y la cadena de valor
En el plano estrictamente operacional, la viabilidad de los objetivos trazados —elevar la producción por encima de 1,5 millones de barriles diarios, cuando la OPEP la sitúa hoy en torno a 1,1 millones— enfrenta restricciones estructurales en la cadena de valor energética. Los crudos extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco requieren una infraestructura compleja para su extracción, procesamiento y transporte, dependiente del suministro continuo de diluyentes y del funcionamiento óptimo de los mejoradores.
En tal sentido, si bien las refinerías asentadas en el Golfo de México constituyen el destino técnico y geográfico natural para este tipo de crudo, la reactivación sostenida de la oferta exportable requeriría de lo siguiente:
- Inversión intensiva en capital fijo: reparación de infraestructura crítica de transporte, almacenamiento y terminales de embarque.
- Capital humano especializado: reincorporación y consolidación de cuadros técnicos para la gestión operativa y de refinación.
- Gradualidad temporal: las proyecciones operativas estiman que la adecuación técnica y logística podría requerir una ventana de transición de entre 18 y 24 meses antes de consolidar incrementos significativos en los flujos de exportación.
3. Incentivos de mercado y el comportamiento del capital global
El entendimiento bilateral responde a intereses estratégicos interconectados: la búsqueda de estabilidad en la oferta de crudos pesados en los mercados hemisféricos y la necesidad de dinamizar el ingreso de divisas y la inversión extranjera directa.
No obstante, el flujo masivo de inversión de las principales corporaciones petroleras internacionales está supeditado a la consolidación de condiciones institucionales previsibles. Aun con la nueva Ley Orgánica de Hidrocarburos, la atracción de capital de largo plazo exige marcos regulatorios claros —licencias transparentes, certeza jurídica y estabilidad fiscal— y garantías financieras: protección a la inversión, repatriación de capitales y vías idóneas para la resolución de controversias internacionales. A ello se suma el régimen de sanciones de Estados Unidos, todavía vigente aunque flexibilizado por la OFAC mediante licencias generales; cada operación debe estructurarse conforme a la licencia que corresponda.
4. Dinámica de precios y gestión del riesgo financiero
Las estimaciones oficiales proyectan inversiones superiores a los 100.000 millones de dólares y una renta para el Estado venezolano cercana a los 209.000 millones durante la vigencia del convenio, calculada a 65 dólares por barril, por debajo del promedio de la cesta OPEP en julio (82,99 dólares). Sin embargo, la rentabilidad efectiva y el rendimiento fiscal estarán inherentemente sujetos a las dinámicas del mercado global: el retorno neto por barril dependerá del precio de referencia, de los costos de dilución e insumos y de los diferenciales de calidad, y el ritmo de ejecución, de la liquidez de los consorcios y de su capacidad de estructurar deuda en los mercados internacionales.
5. La oportunidad para el Caribe
Un plan de esa magnitud no lo ejecutan diecisiete campos, sino miles de contratos de perforación, servicios a pozos, diluyentes, transporte, almacenamiento, generación eléctrica, ingeniería, logística y suministros. La República Dominicana, que conoce el crudo venezolano desde Petrocaribe y Refidomsa y dispone de puertos, zonas francas y un empresariado habituado al dólar, puede posicionar a sus empresas de servicios como proveedoras de segundo nivel de quienes operarán los campos.
La complementariedad técnica y la proximidad geográfica entre la base de recursos venezolana y el sistema de refinación estadounidense continúan siendo un factor crucial. Sin embargo, la transformación de un acuerdo marco en un vehículo de desarrollo energético sostenible dependerá del diseño final de sus instrumentos normativos, la estricta observancia de las garantías constitucionales y la implementación de instrumentos que aseguren transparencia, previsibilidad y certidumbre operativa en el tiempo.
VENFORT Abogados acompaña ese proceso desde Madrid y Caracas. Su área de Energía, dirigida por el autor —exgerente corporativo de Grandes Proyectos de la Consultoría Jurídica de PDVSA—, conoce la industria venezolana desde dentro y estructura empresas mixtas, contratos con operadoras privadas y contratos de servicios bajo la nueva ley, con el complemento de una práctica especializada en sanciones de la OFAC que permite encuadrar cada operación en la licencia general que corresponda y cumplir sus condiciones de pago y reporte. Invertir en Venezuela vuelve a ser posible; hacerlo con seguridad jurídica es lo que distingue una oportunidad de un problema.
Pedro Baute es abogado responsable del área de Energía de VENFORT Abogados (Madrid — Caracas). Experto en derecho petrolero y financiero. Exgerente corporativo de Grandes Proyectos de la Consultoría Jurídica de PDVSA. Habilitado para ejercer en España y Venezuela.
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