Venezuela-EU: el plan petrolero de NABEP y sus 5 obstáculos

Del papel al campo: por qué el plan petrolero de EE.UU. en Venezuela sigue siendo una promesa con muchos asteriscos

El acuerdo petrolero anunciado entre Estados Unidos y Venezuela abre una vía para recuperar la deteriorada industria del país, pero los obstáculos legales, políticos y operativos que aparecen en el camino ya lo convierten en el tipo de oportunidad donde el número final depende tanto del derecho internacional como de la geología. Para cualquier founder con exposición a Latinoamérica, entender esta operación es entender cómo se reescriben las reglas del riesgo soberano en la región.

El plan se articula alrededor de North American Blue Energy Partners (NABEP), controlado por el empresario venezolano Alejandro Betancourt, y prevé desarrollar 17 campos venezolanos con reservas recuperables estimadas en 64.000 a 65.000 millones de barriles, según Signum Global. La meta declarada es llevar la producción de algo más de 200.000 barriles diarios a más de 1,5 millones dentro de la cartera ampliada, una cifra coherente con la proyección del secretario de Energía de EE.UU., Chris Wright, de superar los dos millones de barriles diarios para finales de la década, recogida por La República.

¿Quién manda y quién cobra? La arquitectura del deal

La estructura del acuerdo es lo que más ruido está generando entre analistas. A pesar de que la operación se presenta como una alianza con el sector privado, el Gobierno de EE.UU. tendría una participación descrita como del 55%, repartida así: el Departamento de Guerra recibiría el 35% de la matriz de NABEP, y el Departamento de Estado tendría derecho a comprar el 20% de la producción al costo, con prioridad para adquirir el resto, según el reporte original de Bloomberg Línea.

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El propio NABEP podría invertir hasta US$100.000 millones, una cifra que multiplica por más de diez la capitalización de muchas startups unicornio latinoamericanas y que muestra el orden de magnitud del compromiso. Chevron, que ya operaba tres empresas conjuntas con PDVSA antes del anuncio, presentó su propio compromiso de US$7.000 millones a cinco años para llevar su producción a unos 600.000 barriles diarios, según Deutsche Welle.

Las cinco zonas donde el plan puede frenarse

1. Concesiones de 100 años contra la ley venezolana

La primera grieta aparece en Caracas. Rafael Ch, socio y analista sénior para América Latina y mercados emergentes de Signum Global, advierte que las concesiones a 100 años no encajan en la legislación de hidrocarburos venezolana, que contempla contratos de servicios por 25 años, prorrogables otros 15. La reforma de la Ley de Hidrocarburos impulsada por el gobierno interino de Delcy Rodríguez precisamente busca habilitar nuevos esquemas, pero ese cambio aún no resuelve la tensión con el andamiaje legal previo.

2. PDVSA como pieza sin engranaje claro

Todavía no 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. La experiencia reciente muestra el camino: GeoPark, la petrolera colombiana controlada por el Grupo Gilinski, firmó un Contrato de Participación Productiva a 25 años con PDVSA para explotar el bloque Bare en la Faja del Orinoco, con potencial de hasta 95.000 barriles diarios sobre una base actual de 11.000, según Diario Versión Final.

3. OSC del Pentágono: sin autoridad para entrar a capital privado

En Washington aparece otra dificultad. Rafael Ch señala 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". La salida más probable, según el propio analista, es que OSC "contribuya" mediante préstamos o garantías a NABEP, con apoyo en infraestructura portuaria estratégica, equipos avanzados o plataformas de perforación fabricadas en EE.UU. Es un workaround legal, no un cheque en blanco.

4. Capital privado y riesgo de contraparte

Dan Alamariu, estratega geopolítico jefe de Alpine Macro, resume la duda central: "No está claro qué tan interesadas estarán las grandes petroleras en hacer negocios significativos con NABEP". Venezuela arrastra cerca de US$170.000 millones en deuda heredada y reclamaciones, un pasivo que puede complicar la distribución de retornos. Además, gran parte del crudo es extrapesado y depende de instalaciones deterioradas, por lo que un aumento real de la oferta exigirá inversiones sustanciales y plazos largos. "Los nuevos barriles significativos están a años de distancia", advirtió Alamariu.

5. Continuidad política: el factor noviembre 2026

La fragilidad política es quizás la variable menos controlable. Alpine Macro advierte que un cambio de gobierno en Caracas o una administración estadounidense posterior a Trump podría intentar desmontar el arreglo. Una victoria demócrata en una o ambas cámaras del Congreso en las elecciones de noviembre podría traducirse en mayor escrutinio desde 2027. Signum Global, en cambio, lee esa vulnerabilidad con menos alarma: revertir el arreglo se vuelve más caro políticamente a medida que el Gobierno, las empresas y los prestamistas van comprometiendo capital y Washington empieza a recibir petróleo y dividendos.

OPEP, acreedores y el dilema de los tenedores de bonos

El acuerdo también podría tensar la relación de Venezuela con la OPEP. Caracas, según Alpine Macro, ha discutido la posibilidad de abandonar el grupo con funcionarios estadounidenses, aunque sin decisión tomada. Si volviera a quedar bajo cuotas vinculantes, sería difícil compaginar la meta de producción con la disciplina del cártel. En el corto plazo el impacto es limitado 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", sostiene Alamariu: mayor fragmentación elevaría la probabilidad de una disputa por cuota de mercado y menores precios del petróleo.

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, Washington y NABEP tendrían control preferencial sobre la producción, las ventas y potencialmente los flujos de caja, dejando a los bonos viejos en la fila del hambre.

Qué significa esto para tu startup

Para founders y operadores con exposición a Venezuela, Colombia o al sector energía regional, el mensaje operativo es directo:

- Anticípate al escenario de crudo más barato. Si el plan termina ejecutándose,会增加 la oferta global. Modela tus costos energéticos y tus proyecciones de inflación con un Brent entre US$60 y US$75 como caso base, no como worst case.
- Diversifica riesgo soberano en tu balance. Si trabajas con proveedores o clientes con exposición a deuda venezolana, exige contratos con cláusulas de fuerza mayor soberana explícitas, no implícitas.
- Vigila la ventana noviembre 2026-2027. El calendario electoral estadounidense es el principal disruptor. Cualquier decisión de capex grande en la región conviene escalonarla para sobrevivir a un eventual cambio de administración.
- Estudia el modelo GeoPark como benchmark. El contrato a 25 años con PDVSA en el bloque Bare es el caso más concreto de cómo encajar capital privado en el marco legal venezolano vigente. Es la plantilla que cualquier deal en el país va a imitar.