El mapa energético de América Latina volvió a moverse esta semana, luego de que Estados Unidos y Venezuela formalizaran uno de los acuerdos petroleros más amplios firmados en la región en las últimas décadas. El pacto, anunciado por el presidente Donald Trump el 28 de agosto de 2026 y respaldado por la Asamblea Nacional venezolana el 1 de septiembre, otorga a compañías estadounidenses el control mayoritario de 17 campos petroleros ubicados en la Faja del Orinoco y el lago de Maracaibo, a través de la empresa North American Blue Energy Partners (Nabep), liderada por el empresario venezolano Alejandro Betancourt. El anuncio se produjo pocos meses después del cambio de gobierno en Caracas, en un contexto de sanciones petroleras flexibilizadas y de una búsqueda urgente de inversión extranjera para reactivar una industria que hoy produce apenas una fracción de su capacidad histórica, tras registrar un incremento de 29,8% en su producción entre enero y julio de 2026.
Según Bloomberg Línea, el Departamento de Estado de Estados Unidos se aseguró una opción de compra preferente sobre cerca del 80,0% del crudo que produzca Nabep, además de un derecho garantizado de adquisición equivalente al 20,0% de la producción de los campos actuales y futuros, ambos a precio de costo. Inicialmente se reportó que la Oficina de Capital Estratégico del Pentágono tomaría una participación accionaria del 35,0% en la matriz del proyecto, pero su vocero, Sean Parnell, desmintió la versión ante Reuters y aclaró que la entidad no adquiere participaciones en empresas privadas, sino que su mandato se limita a préstamos, garantías y asistencia técnica. Estados Unidos sí conservó poder de veto sobre los nombramientos de la junta directiva de Nabep, cuyos miembros deberán ser, en su mayoría, ciudadanos estadounidenses. La concesión sobre los 17 campos, que en conjunto representan cerca de una quinta parte de las reservas probadas de Venezuela tiene una duración contractual de 100 años, aunque el Gobierno venezolano insiste en que la vigencia efectiva del convenio es de 25 años.
De acuerdo con cifras difundidas por el Gobierno de Delcy Rodríguez y recogidas por Infobae, Venezuela espera recibir cerca de US$209.335 millones en regalías e impuestos durante la vigencia del acuerdo, equivalentes a unos US$19 por barril producido, con una meta de elevar la producción a 1,5 millones de barriles diarios frente a los cerca de 1,1 millones que extrae actualmente el país. Rystad Energy, no obstante, proyecta que Venezuela solo recuperaría su pico histórico de producción (superior a 3 millones de barriles diarios) hacia el año 2050, un escenario que exigiría inversiones cercanas a US$85.000 millones entre 2027 y 2040.
En contraste Colombia cuenta con una inversión reducida y con reservas probadas de crudo para apenas 7,4 años de autosuficiencia, según cifras de Naturgas, frente a los 303.221 millones de barriles con que cuenta Venezuela. De no reactivarse la exploración local, el gremio advierte que Colombia podría verse obligada a importar más del 90,0% del petróleo que consume hacia 2045 y cerca del 65,0% del gas hacia 2035.
Para Sectorial el acuerdo confirma la tendencia hacia una mayor injerencia de capital estadounidense en los recursos naturales estratégicos de América Latina, en un escenario en el que Washington busca asegurar suministro energético de largo plazo frente a la volatilidad de otros proveedores globales. Para Venezuela, el convenio representa una oportunidad de financiamiento externo que el país necesita con urgencia tras años de caída productiva, aunque las dudas sobre la falta de un texto público, el carácter no competitivo del proceso y las críticas de sectores chavistas y de oposición sugieren que su implementación podría enfrentar obstáculos políticos y jurídicos en el corto plazo.
Para Colombia, el episodio funciona como una señal de alerta: mientras el país vecino atrae inversión extranjera masiva para desarrollar sus reservas, la autosuficiencia petrolera colombiana continúa reduciéndose por la falta de nuevos hallazgos comerciales, lo que reabre el debate sobre exploración, seguridad jurídica para la inversión y diversificación de la canasta energética nacional en el mediano plazo. El resultado de este acuerdo también podría reconfigurar los flujos regionales de crudo hacia Estados Unidos, con eventuales efectos sobre los precios de referencia que Colombia usa para sus propias exportaciones.
Los usuarios interesados en anticipar cambios regulatorios y su impacto financiero sobre el sector petróleo en Colombia pueden consultar el Índice de Desempeño Sectorial, que reúne las variables financieras, normativas y comerciales que condicionan la viabilidad de estos actores.
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