Estados Unidos y el régimen de Delcy Rodríguez formalizaron esta semana un acuerdo que otorga a Washington el control efectivo de 55% de una nueva empresa conjunta privada encargada de desarrollar 17 campos petroleros venezolanos con un potencial probado de 65.000 millones de barriles, equivalentes a poco más de una quinta parte de las reservas totales certificadas del país. El esquema, presentado por el presidente Donald Trump como “el mayor acuerdo petrolero de la historia mundial”, contempla concesiones de hasta 100 años, una inversión privada anunciada de 100.000 millones de dólares y una recaudación proyectada de 209.000 millones de dólares para el fisco venezolano, según cifras entregadas por la propia mandamás del chavismo. Los términos jurídicos completos del contrato no han sido publicados.
Qué se anunció y quién lo dijo
El anuncio llegó el viernes 28 de agosto por Truth Social, donde Trump aseguró que el trato garantiza a Estados Unidos el control mayoritario sobre las reservas “sin coste alguno para el contribuyente estadounidense”. Un funcionario de la Casa Blanca precisó a CNN que el esquema otorga a Washington “el control efectivo del 55% de la producción” de la nueva firma, que sería la segunda petrolera privada más grande del mundo por volumen de reservas, y que Rodríguez concedió a un operador privado aún no identificado oficialmente concesiones por 100 años. Medios estadounidenses citados por varias agencias señalan a Chevron como una de las petroleras involucradas, aunque no ha sido confirmado por la propia compañía.
La negociación estuvo a cargo del secretario de Estado, Marco Rubio, y del secretario de Guerra, Pete Hegseth, en coordinación con Rodríguez, quien calificó el acuerdo de histórico y afirmó que responde al fortalecimiento de las relaciones entre ambos países. Rubio, por su parte, lo definió como una victoria que asegurará a Estados Unidos petróleo estable y de bajo costo mientras impulsa la reconstrucción económica venezolana.
Los números que Caracas y Washington pusieron sobre la mesa
Venezuela cuenta con reservas certificadas de 303.806 millones de barriles según el Ministerio de Hidrocarburos, la mayor cifra del mundo. El bloque comprometido en el acuerdo —65.000 millones de barriles— representa alrededor de 21 % de ese total. Ninguna de las dos partes ha precisado si los 209.000 millones de dólares en tributos corresponden a toda la vida útil de la concesión, a un horizonte de producción determinado o a un cálculo agregado de varios tipos de impuestos.
Lo que hoy percibe realmente Venezuela por su petróleo
Antes de contrastar el acuerdo con la ley, conviene fijar la línea base: cuánto ingresa hoy el país por su industria petrolera. Según el Banco Central de Venezuela, las exportaciones de crudo generaron 18.400 millones de dólares en 2024 y 18.200 millones en 2025. En el primer trimestre de 2026 esa cifra fue de 5.491 millones de dólares, un alza de 21% frente al mismo período de 2025, y una proyección de Naciones Unidas publicada en abril calcula que el país cerrará 2026 con más de 22.000 millones de dólares por este concepto.
Esos ingresos, sin embargo, no equivalen a lo que efectivamente administra el Estado venezolano. Desde la captura de Nicolás Maduro el 3 de enero, todo pago por exportaciones de PDVSA —incluidas las regalías— debe depositarse en una cuenta bajo custodia del Departamento del Tesoro de Estados Unidos. Reportes del semanario Exclusivas Económicas, citados previamente por La Patilla, sitúan la facturación acumulada de PDVSA entre enero y julio de 2026 en 15.900 millones de dólares, la mayor parte bajo control estadounidense. Compañías como Chevron, Vitol y Trafigura concentraron 77 % de las exportaciones venezolanas en el primer semestre de 2026, mientras la propia PDVSA dejó de comercializar directamente su crudo. La producción, por su parte, ronda 1,2 millones de barriles diarios en agosto de 2026, todavía muy por debajo de los 3,5 millones que el país llegó a producir en 1998.
Qué exige la Ley Orgánica de Hidrocarburos vigente
El marco legal bajo el cual se negocia este acuerdo no es el mismo que rigió durante dos décadas. En enero de 2026 —el mismo mes en que Estados Unidos capturó a Maduro— la Asamblea Nacional aprobó una reforma parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos que alteró de manera sustancial el modelo vigente desde 2001-2006.
La ley anterior fijaba una regalía única de 30 % sobre los volúmenes extraídos, reducible hasta 20 % únicamente para yacimientos maduros o extrapesados cuando la explotación resultara económicamente inviable, y reservaba la actividad primaria a PDVSA o a empresas mixtas en las que el Estado debía mantener siempre más de 50 % del capital accionario y el control de la comercialización del crudo.
La reforma de enero mantuvo el techo de 30 % pero habilitó reducciones mucho más profundas: hasta 20 % para actividades primarias ejecutadas por privados bajo contrato con PDVSA, y hasta 15 % cuando se trate de los nuevos Contratos para el Desarrollo de Actividades Primarias (CDAP), una figura que sustituye a los Contratos de Participación Productiva que se venían otorgando desde 2024 al amparo de la Ley Antibloqueo. A esa regalía se suma un nuevo Impuesto Integrado de Hidrocarburos de hasta 15 % sobre ingresos brutos, en sustitución del esquema tributario anterior. La reforma también restituyó el arbitraje internacional para resolver controversias, algo que la ley de 2001 había eliminado, y —por primera vez desde la renacionalización de 2007— permitió que el socio privado de una empresa mixta asuma la gestión técnica y operativa que antes era exclusiva de PDVSA.
Es bajo ese marco de CDAP, y no bajo el modelo clásico de empresa mixta con mayoría estatal, que resulta jurídicamente posible estructurar una sociedad en la que el operador privado —y, a través de él, Estados Unidos— concentre 55 % del control, algo que la vieja Ley de Hidrocarburos no habría permitido.
Cuentas cruzadas: qué representan realmente 209.000 millones de dólares
La Patilla realizó un ejercicio comparativo con los datos disponibles, con las salvedades que se detallan más abajo. Si se toma como referencia un precio promedio conservador de 70 dólares por barril —cercano al piso que alcanzó el crudo Merey 16 en 2026— el valor bruto no descontado de los 65.000 millones de barriles comprometidos rondaría 4,55 billones de dólares.
Aplicando sobre esa cifra la regalía de 30 % que establecía la ley previa a la reforma de enero, el Estado venezolano habría podido aspirar, solo por concepto de regalías y sin contar impuesto sobre la renta, a un monto muy superior a los 209.000 millones de dólares anunciados. Incluso con la regalía mínima de 15 % que ahora permite la ley reformada para los contratos CDAP, el cálculo teórico —682.000 millones de dólares— sigue superando ampliamente la cifra oficial.
La diferencia no permite concluir por sí sola que el acuerdo sea desfavorable, porque ninguna de las dos administraciones ha precisado el horizonte temporal al que corresponden los 209.000 millones de dólares: si se trata de la vida útil completa de la concesión de 100 años, de un período de producción más corto, o de un cálculo que combina distintos tributos con supuestos de precio y volumen no revelados. Tampoco se sabe qué proporción de los 65.000 millones de barriles se extraerá realmente en el horizonte que cubre esa proyección fiscal, dado que se trata de reservas totales y no de un cronograma de producción. Sin el texto del contrato, cualquier comparación exacta es, por ahora, imposible.
En cuanto a la inversión, los 100.000 millones de dólares anunciados equivalen a un desembolso aproximado de 1,54 dólares por cada barril de reserva comprometida, una cifra que guarda cierta proporción con otros compromisos recientes en la Faja del Orinoco: Chevron, por ejemplo, estima en 10.000 millones de dólares su inversión en los proyectos que mantiene con PDVSA hasta 2047.
El antecedente de los campos verdes: la apertura petrolera de los años noventa
La pregunta que más se repite entre los venezolanos es si el país ya vivió un esquema comparable. La respuesta más cercana es la llamada apertura petrolera de los años noventa, el único proceso previo en el que el Estado permitió que consorcios privados desarrollaran áreas no explotadas —campos verdes— bajo una fórmula de mayoría accionaria privada.
Entre 1992 y 1997 se realizaron tres rondas de licitación que produjeron 32 convenios operativos para reactivar campos maduros o marginales, cuatro asociaciones estratégicas en la Faja del Orinoco y cuatro contratos de exploración a riesgo y ganancias compartidas —el mecanismo más parecido a un desarrollo de campo virgen— de los cuales tres resultaron exitosos. En esos contratos de ganancias compartidas, autorizados por el Congreso en 1995, la participación del Estado a través de PDVSA y sus filiales oscilaba entre 1 % y 35 %, dejando entre 65 % y 99 % de las acciones en manos de los consorcios privados, que asumían el riesgo exploratorio y pagaban regalías, impuesto sobre la renta y un tributo adicional llamado Participación del Estado en las Ganancias. Los contratos tenían un plazo máximo de 39 años. Aquel proceso terminó revertido con la Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2001 y la posterior renacionalización de 2006-2007, cuando el gobierno de Hugo Chávez obligó a las operadoras privadas a transformarse en empresas mixtas con mayoría accionaria estatal.
Comparado con ese antecedente, el acuerdo anunciado esta semana no solo iguala sino que supera el nivel de participación privada que tuvo la apertura de los noventa en su fórmula más audaz: mientras los contratos de ganancias compartidas dejaban un máximo de 99 % en manos privadas pero por apenas 39 años, el nuevo esquema otorga una concesión de 100 años, más del doble de duración que cualquier convenio de aquella época y equiparable únicamente a los horizontes de la primera Ley de Hidrocarburos de 1943, que fijaba concesiones de 40 años con posibilidad de extensión y una regalía uniforme de 16 2/3 %.
El punto intermedio: las empresas mixtas de Chevron
Entre ambos extremos se ubica el modelo que ha regido la actividad petrolera desde 2007: las empresas mixtas, en las que PDVSA mantiene siempre la mayoría accionaria. Chevron participa hoy en cuatro de ellas —Petropiar (30 %), Petroboscán (39,2 %), Petroindependencia (34 %) y Petroindependiente (25,2 %)— con PDVSA o su filial CVP reteniendo el resto y el derecho exclusivo de comercializar el crudo producido. Los contratos de esas asociaciones se extienden, según el caso, hasta 2035, 2047 o 2050, entre 25 y 45 años desde su renovación más reciente. Frente a esa referencia, el acuerdo anunciado invierte por completo la relación de fuerzas: en lugar de una minoría privada bajo un socio estatal mayoritario, coloca a un operador privado con 55 % de control efectivo y una concesión que cuadruplica en duración a la más larga de las empresas mixtas vigentes.
Lo que dice —y no dice— la Constitución
El artículo 303 de la Constitución venezolana establece que el Estado conservará la totalidad de las acciones de PDVSA por razones de soberanía económica, política y estrategia nacional, salvo las de sus filiales, empresas mixtas y asociaciones estratégicas. El nuevo esquema vulnera ese principio al ceder el control mayoritario de facto sobre yacimientos estratégicos a un operador extranjero por un siglo. En tal sentido, la legitimidad del acuerdo dependerá de cinco pruebas: su aprobación bajo el marco constitucional, la publicación íntegra de los contratos, la verificación de que la inversión anunciada se ejecute realmente, la recuperación efectiva de infraestructura y la comprobación de que la renta petrolera se distribuya de forma transparente.
Así, persisten varios vacíos que impiden una evaluación definitiva del acuerdo: no se ha identificado oficialmente al operador privado ni se ha confirmado la participación de Chevron; no se ha publicado el texto del contrato ni el marco regulatorio específico —empresa mixta, CDAP u otra figura— bajo el cual se estructura; no se ha precisado el horizonte temporal de los 209.000 millones de dólares en tributos proyectados; y no se ha explicado cómo se articula el 55 % de control estadounidense con el requisito constitucional de mayoría estatal en PDVSA. De esos vacíos dependerá, en gran medida, si el acuerdo termina pareciéndose más a una empresa mixta ampliada o a una nueva versión, con más ventajas para el capital privado, de la apertura petrolera de los noventa.
El acuerdo anunciado esta semana no puede leerse solo a través de sus cifras más llamativas, sino en contraste con lo que la propia legislación venezolana permite hoy y con lo que el país ya ensayó, y abandonó, hace tres décadas. La reforma de enero abrió jurídicamente la puerta a un control privado que la ley anterior no toleraba; la magnitud y la duración del esquema pactado con Washington, sin embargo, no tienen precedente ni siquiera en la apertura de los noventa. Mientras el contrato completo no se publique, la distancia entre lo que Venezuela anuncia que recibirá y lo que la ley le permitiría exigir seguirá siendo, en gran medida, un ejercicio de cálculo hecho a ciegas.
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