El acuerdo petrolero que Donald Trump presentó como el mayor de la historia enfrenta dificultades para transformar las reservas de Venezuela en producción efectiva. La empresa encargada de explotar 17 campos, con recursos estimados en 64.000 millones de barriles, busca multiplicar su extracción mientras acumula cuestionamientos sobre financiación, infraestructura y capacidad técnica. El resultado también será relevante para observar la evolución de la oferta energética regional.
El proyecto petrolero anunciado por el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, contempla la operación de 17 campos venezolanos bajo la administración de North American Blue Energy Partners (Nabep), una firma dirigida por el empresario venezolano Alejandro Betancourt. La iniciativa fue presentada por el mandatario como el mayor acuerdo petrolero de la historia, por el volumen de reservas involucradas y el alcance de las operaciones previstas.
La magnitud anunciada asciende a unos 64.000 millones de barriles de reservas, aunque esa cifra no equivale necesariamente al volumen de petróleo que podrá recuperarse y comercializarse durante la vigencia del proyecto. El desarrollo dependerá de las condiciones técnicas, la disponibilidad de capital, la infraestructura y la capacidad para mantener operaciones sostenidas.
La investigación de Reuters, publicada el 30 de octubre de 2026 y basada en entrevistas con 15 trabajadores petroleros, contratistas, financistas y especialistas, identificó dificultades que podrían comprometer los objetivos de la compañía. Entre ellas figuran deudas con proveedores, problemas para contratar personal especializado, infraestructura deteriorada y la necesidad de incorporar equipos de perforación.
Ocho de los entrevistados, incluidos siete trabajadores y contratistas de campo y un socio comercial familiarizado con las operaciones, señalaron que Nabep enfrenta obstáculos para reparar instalaciones y cumplir determinados compromisos con contratistas. La compañía, por su parte, sostiene que su expansión avanza conforme al programa previsto.
¿Qué contempla el acuerdo petrolero de Trump en Venezuela?
Las condiciones comerciales establecen que Estados Unidos tendrá una participación del 35% en la matriz corporativa de Nabep y el derecho a adquirir el 20% de su producción al costo de extracción. Este último mecanismo significa que Washington podrá comprar una porción del petróleo producido tomando como referencia el costo de obtenerlo, según los términos establecidos.
La estructura del acuerdo combina participación corporativa con acceso al suministro de crudo. Se trata de dos beneficios distintos: la participación accionaria representa una posición en la empresa, mientras que el derecho de compra permite adquirir parte de su producción bajo condiciones específicas.
La trayectoria operativa de Nabep en Venezuela comenzó en 2024, cuando ingresó al sector energético mediante tres proyectos con contratos firmados durante el Gobierno de Nicolás Maduro. El 1 de octubre de 2026 asumió el control operativo de otros 14 campos, mediante nuevos acuerdos con el Gobierno venezolano que, según la compañía, incluyen objetivos productivos.
La expansión prevista supone administrar simultáneamente campos con distintas características geológicas, condiciones de infraestructura y necesidades de inversión. Seis de las áreas incorporadas son campos vírgenes, alejados de carreteras y de instalaciones petroleras existentes, una circunstancia que añade complejidad al desarrollo.
La posición empresarial fue defendida por Terry Wade, portavoz de Nabep, quien aseguró a Reuters que las operaciones evolucionan según las previsiones. «Estamos a la vanguardia de un renacimiento de la industria petrolera venezolana», afirmó.
¿Puede Nabep superar el millón de barriles diarios?
La meta productiva consiste en elevar la extracción desde aproximadamente 224.000 barriles diarios registrados a mediados de octubre hasta más de un millón de barriles por día. El objetivo implicaría incrementar la producción a más de cuatro veces el nivel inicial.
Las proyecciones oficiales también contemplan un horizonte de varios años. Jovanny Martínez, vicepresidente de Petróleos de Venezuela (Pdvsa), señaló durante una entrevista difundida por medios estatales que Nabep podría alcanzar el millón de barriles diarios dentro de seis o siete años.
La dimensión nacional permite comprender la magnitud del objetivo. La producción total de Venezuela se ha mantenido en los últimos meses alrededor de 1,2 millones de barriles diarios, según cifras oficiales recogidas por Reuters. Por tanto, la meta individual de Nabep representaría un volumen considerable respecto de la extracción actual de todo el país.
Las reservas disponibles constituyen otro punto de discusión. Francisco Monaldi, director del Programa de Energía para América Latina del Instituto Baker de la Universidad Rice, indicó que solo unos 10.000 millones de barriles podrían desarrollarse de manera realista durante el período de 25 años permitido por la legislación venezolana para proyectos petroleros.
La estimación técnica equivale a una fracción de las reservas anunciadas para los campos asignados. Monaldi advirtió que alcanzar ese volumen también dependería de que las condiciones necesarias para desarrollar las operaciones se cumplan.
Las limitaciones operativas no se relacionan únicamente con la cantidad de petróleo bajo tierra. La capacidad para extraerlo requiere perforación, equipos en funcionamiento, suministro eléctrico, transporte, reparación de pozos y personal especializado, además de una organización financiera capaz de sostener esas actividades.
¿Por qué la infraestructura petrolera venezolana limita la expansión?
La cuenca de Maracaibo, una de las regiones donde opera Nabep, concentra instalaciones antiguas y numerosos pozos que permanecen fuera de servicio. De aproximadamente 4.000 pozos inactivos, cerca del 80% necesita reparaciones, de acuerdo con la información proporcionada por autoridades de Pdvsa.
El deterioro acumulado representa un desafío operativo y financiero. Reactivar un pozo requiere evaluar sus condiciones, ejecutar trabajos de reacondicionamiento y contar con equipos y servicios especializados para volver a producir de manera segura.
Las condiciones de Petrozamora, uno de los proyectos petroleros incluidos en las operaciones, fueron descritas por tres trabajadores entrevistados por Reuters. Los testimonios mencionaron maquinaria pesada inactiva, instalaciones deterioradas, fugas de crudo y retrasos en pagos a proveedores.
La respuesta empresarial fue que Petrozamora ya cuenta con un programa propio de mejoras y que Nabep instaló nuevos equipos en el Lago de Maracaibo. La compañía sostiene que trabaja para recuperar las instalaciones y aumentar progresivamente su capacidad.
Los resultados recientes muestran algunos avances. Durante una visita a Petrozamora en octubre, Alejandro Betancourt indicó que la producción había alcanzado 115.000 barriles diarios, frente a los 98.000 registrados en septiembre, según datos internos de Pdvsa. No presentó, sin embargo, metas de largo plazo para ese proyecto específico.
El desarrollo de Junín Sur, ubicado en la Faja Petrolífera del Orinoco, constituye otro componente de la estrategia. En esa zona se concentra principalmente la expansión productiva prevista por Nabep, mientras que la recuperación de instalaciones más antiguas en Maracaibo podría requerir mayores plazos.
¿Qué muestran los equipos y las plataformas de perforación?
Un análisis satelital realizado a principios de octubre por una firma de inteligencia especializada en Venezuela no identificó infraestructura de perforación en siete de los 17 campos asignados. En Junín Sur detectó una plataforma, mientras que en el Lago de Maracaibo observó equipos correspondientes a un operador anterior.
La evidencia posterior presentada por Nabep incluyó fotografías e imágenes captadas mediante drones durante la segunda quincena de octubre. Esos materiales mostraron taladros y pozos en Junín Sur, además de una gabarra de perforación en el Lago de Maracaibo.
Los equipos gestionados por la compañía comprenden 60 taladros de perforación y 70 unidades de maquinaria pesada que, según sus declaraciones, llegarán de manera escalonada para respaldar las operaciones.
La capacidad instalada incluye tres taladros que ya estarían funcionando en la Faja del Orinoco, con otros tres próximos a incorporarse. Nabep también informó que dispone de 13 equipos de reacondicionamiento de pozos y espera recibir otras 15 unidades, previamente reparadas e inspeccionadas.
La incorporación gradual de maquinaria permite observar la diferencia entre los equipos anunciados, los disponibles y aquellos que se encuentran efectivamente operativos. Esa distinción es necesaria para evaluar el ritmo al que podría aumentar la extracción.
¿Cómo financiará Nabep el desarrollo de los 17 campos?
La financiación petrolera aparece entre los principales interrogantes del proyecto. La empresa afirma haber invertido USD 1.000 millones de capital propio desde 2024 y contempla elevar hasta un 50% su reinversión anual para alcanzar los objetivos planteados.
El modelo financiero declarado por la compañía no prevé recurrir a nuevas deudas ni vender participaciones accionarias para conseguir recursos adicionales. Wade aseguró a Reuters que el programa de negocios no contempla obtener financiación externa.
Los compromisos pendientes con proveedores generan, sin embargo, cuestionamientos sobre la capacidad de ejecución. Trabajadores, contratistas y un socio comercial señalaron retrasos en determinados pagos, aunque Reuters no pudo establecer el monto total de las obligaciones mencionadas.
La explicación oficial de Nabep señala que su red de proveedores está creciendo mientras implementa un nuevo sistema de pagos. «Se están pagando todas las facturas y cualquier contratiempo será resuelto», manifestó Wade.
Las necesidades de inversión van más allá de financiar perforaciones. El proyecto exige maquinaria, generación eléctrica, reparaciones, nuevas instalaciones y contratación de personal para desarrollar simultáneamente campos que presentan grados diferentes de complejidad.
Un especialista bancario en proyectos energéticos y reestructuración de deuda venezolana señaló a Reuters que una operación de esta magnitud requeriría socios financieros sólidos y recursos considerables.
Cinco expertos consultados por la agencia coincidieron en que desarrollar los 17 campos de manera simultánea supondría dificultades incluso para compañías petroleras internacionales de gran escala, como Chevron, ExxonMobil o ConocoPhillips.
¿Qué obstáculos laborales enfrenta la empresa?
La disponibilidad de personal constituye otro límite para ampliar la producción. Venezuela ha experimentado durante décadas la salida de trabajadores especializados, una situación que afecta la disponibilidad de experiencia técnica dentro de su industria energética.
La dotación declarada por Nabep comprende aproximadamente 5.000 empleados directos y más de 10.000 contratistas. La compañía recurre también a contratistas locales para conseguir trabajadores, gestionar equipos y resolver necesidades operativas.
Tres personas familiarizadas con los procesos de selección señalaron que Nabep incorporó recientemente personal administrativo procedente de Pdvsa. Paralelamente, mantiene una búsqueda urgente de técnicos y trabajadores de campo para respaldar su expansión.
La dependencia operativa de proveedores externos también implica la necesidad de coordinar múltiples servicios y mantener una cadena de pagos que permita sostener los trabajos. Los retrasos denunciados por algunas fuentes pueden convertirse en un factor de riesgo para la continuidad de las operaciones, aunque la empresa asegura que está regularizando sus procesos.
¿Qué cuestionamientos rodean a Alejandro Betancourt?
El empresario venezolano Alejandro Betancourt, responsable de Nabep, ha sido objeto de investigaciones en Estados Unidos relacionadas con una presunta trama de malversación de más de USD 1.000 millones de Pdvsa.
La investigación estadounidense fue suspendida durante 2026. Betancourt también estuvo bajo investigación en Suiza por presunto lavado de dinero, aunque, según la información publicada por Reuters, no ha sido acusado de ningún delito en ninguna jurisdicción.
Las consecuencias financieras de esos antecedentes fueron mencionadas por tres personas consultadas por la agencia, quienes señalaron que Nabep tuvo dificultades para abrir cuentas bancarias debido a investigaciones en Estados Unidos y Europa relacionadas con vínculos previos del empresario con el Gobierno venezolano.
La posición corporativa fue expresada por Wade, quien aseguró que la empresa tiene acceso a bancos extranjeros, aunque no proporcionó detalles sobre las entidades utilizadas o las condiciones de esos servicios.
Las dudas técnicas también fueron planteadas por Humberto Calderón Berti, exministro de Energía de Venezuela. Durante una videoconferencia en septiembre, el exfuncionario cuestionó la experiencia de la empresa y manifestó su convicción de que el acuerdo «no va a durar mucho tiempo».
¿Por qué el primer millón de barriles generó controversia?
El primer cargamento de petróleo correspondiente al acuerdo llegó a Texas el martes 27 de octubre de 2026. La operación involucró un millón de barriles de crudo, cuya entrega generó declaraciones diferentes sobre las condiciones comerciales.
Donald Trump calificó el cargamento como un «regalo», mientras que un funcionario de la Casa Blanca aseguró que Estados Unidos lo había recibido sin costo.
La explicación inicial de Nabep indicaba que la entrega se había realizado conforme al derecho de Washington a adquirir parte de la producción al costo de extracción.
La aclaración posterior de la compañía estableció que el cargamento fue entregado sin costo para los contribuyentes estadounidenses como reconocimiento al carácter histórico del acuerdo.
La relación comercial entre la firma operadora y el Gobierno estadounidense quedó así bajo atención pública desde su primera entrega. Durante una visita al puerto de Corpus Christi, Trump expresó: «Al vencedor le corresponde el botín, ¿no?».
