Su sanción definitiva, que depende de una aprobación en segunda discusión, podría redefinir el papel del Estado y del sector privado en la explotación petrolera del país. Fotografía: @Asamblea_Ven / X.
Guacamaya, 22 de enero de 2026. La Asamblea Nacional (AN), de mayoría oficialista, aprobó este jueves en primera discusión el Proyecto de Reforma Parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos. La modificación, que debe pasar por una segunda discusión, busca modernizar el sector petrolero y atraer inversiones extranjeras, tras una iniciativa que ha sido impulsada por la presidenta encargada de la República, Delcy Rodríguez.
Lo que se preveía como un ajuste menor terminó por transformarse en una reforma de gran calado. Este proyecto marca un giro radical en la política energética venezolana al derorgar pilares de la Ley sancionada en 2006, y tomar distancia del esquema de control estatal absoluto heredado de la administración de Hugo Chavez, y de su sucesor, Nicolás Maduro.
Los motivos: operatividad por privados, flexibilidad fiscal y garantías jurídicas
La exposición de motivos de la reforma, cuyo contenido (al igual que el texto del proyecto) se conoció sólo entre 1 y 2 horas antes del debate, responde a lo que se identifica como una “transformación global de la industria petrolera”. Frente a este argumento se exigen pues marcos ágiles para captar inversiones en las mayores reservas mundiales de hidrocarburos, de las cuáles es acreedor Venezuela.
Se manejan así tres áreas principales: incorporación de Contratos de Participación Productiva y modelos de la Ley Antibloqueo, en la que privados gestionan a su riesgo por participación en volúmenes; flexibilidad fiscal como rebaja de regalías en greenfields; y garantías jurídicas con arbitraje, con mantenimiento de soberanía estatal.
En resumen, el proyecto, presentado como una vía para “dinamizar la inversión” y “modernizar el marco legal”, introduce cambios importantes en la gestión operativa, comercialización, régimen fiscal y manejo financiero de los recursos petroleros. Así, se busca otorgar autonomía comercial a empresas privadas para vender cuotas y manejar divisas, y se optimiza operaciones ante el vencimiento de contratos en 2026.
Un giro energético entre dos modelos
La reforma contempla dos figuras jurídicas clave para la explotación de hidrocarburos: las empresas mixtas, y las empresas operadoras por contrato. Ambos esquemas incluyen reversión de activos al Estado sin indemnización al término de contratos, en conjunto a mecanismos para equilibrar la viabilidad económica de las inversiones.
En las empresas mixtas, el Estado seguirá reteniendo la mayoría accionaria pero el socio privado puede gestionar operaciones técnicas y comerciales, en este último caso si logran precios superiores a los de las estatales. Se flexibiliza además el manejo financiero, al permitir la gestión y apertura de cuentas en moneda extranjera y en jurisdicciones internacionales.
Uno de los cambios más disruptivos es permitir que las empresas socias exporten y vendan directamente su parte de la producción, lo que elimina el monopolio de comercialización que mantenía el Estado. Al respecto, Guacamaya accedió a las valoraciones de este marco jurídico, realizadas por un abogado experto en asesoría legal en asuntos petroleros, que compartió sus impresiones de forma anónima.
“Este es uno de los grandes cambios. Ahora las empresas privadas pueden operar individualmente sin necesidad de constituir empresas mixtas pero solo lo pueden hacer a través de contratos de operación con Pdvsa y sus filiales”, señaló. No obstante, agrega que “persiste la gran duda de como Pdvsa siendo el socio mayoritario proveerá los fondos para los proyectos”.
Las empresas operadoras por contrato, por su parte, son firmas privadas con domicilio en Venezuela, que operan mediante contratos con filiales estatales, que asumen riesgos, costos y comercializan parte de la producción como pago. En este modelo, ni el Estado, ni sus filiales, asume compromisos financieros o deudas derivadas de las operaciones.
Otro experto económico en el área de hidrocarburos, quien también optó por resguardar su identidad, señaló que si bien estos cambios abren una ventana de regularización, deja un dilema en relación al atractivo comparativo de los modelos.
“Está bien por un lado porque regularizas la situación de los CPP que estaban bajo la Ley Antibloqueo, pero por otro lado, al no trabajar con unas transformaciones tan profundas con la empresa mixta en términos de rentabilidad, tú vas a ver al inversionista con las expectativas de lograr un CPP, al ver el coste oportunidad de irse por una empresa mixta”, señala.
La nueva era en contratos, regalías y arbitraje
En relación a la duración de los contratos, las empresas mixtas podrán operar por un máximo de 25 años, prorrogables por 15 más previa solicitud al Estado. En el caso de las operadoras por contrato, la duración será la que se establezca en el acuerdo, pero la propiedad de los yacimientos seguirá siendo del Estado venezolano.
La reforma también busca competitividad al reducir las regalías mínimas actuales del 30 %. En empresas mixtas, tanto la regalía como el impuesto de extracción pueden bajar hasta el 15 %, mientras que en empresas operadoras por contrato, hasta 20 %.
Al respecto, la autoridad consultada en materia juridica del área energética declara: “La rebaja ya no está supeditada a yacimientos maduros o de petróleo extrapesado como estaba en la Ley de 2006. Lastimosamente se está perdiendo una oportunidad de oro para prever rebajas aún mayores para proyectos complejos como costa afuera o de extrapesados. Esta es una forma de mejorar el Government Take”, dijo.
En esta misma línea, el economista consultado por Guacamaya señala aunque se plantea mayor flexibilidad en los porcentajes, la fijación de regalías no necesariamente se ajusta a las condiciones reales de cada proyecto, lo que podría limitar el atractivo para los inversionistas.
“La regalía todavía queda bajo discreción del Ejecutivo Nacional y no bajo criterios geológicos técnicos que te permiten decir que la regalía debería estar hasta cierto nivel para poder llevar a cabo los proyectos y darles una viabilidad económica”, apuntó el experto financiero.
El economista destaca que un aspecto crítico que la reforma aún no aborda es el llamado “Shadow Tax” (impuesto sombra), contemplado en términos y condiciones para contratos de empresas mixtas. Señala que desde los gremios siempre se ha hablado de la necesidad de una armonización jurídica de todos los tributos impuestos del sector de los hidrocarburos, para atraer la inversión.
Otro cambio clave es el tratamiento de los litigios. Mientras la ley actual exige resolver disputas en tribunales nacionales, la reforma permite el arbitraje independiente y la mediación, lo que podría atraer a inversionistas internacionales.
“Desafortunadamente no aclara que puede ser arbitraje internacional pero tampoco lo prohíbe. La opinión inicial es que con esto se podría incluir cláusulas de arbitraje internacional en los contratos pues la legislación venezolana así lo permite”, apuntó el experto legal, con la salvedad de en la jurisdicción venezolana considera arbitraje independiente aquel que se realiza sin intervención de un centro de arbitraje.
Por otra parte, en materia de comercialización, la reforma mantiene un margen de discrecionalidad importante en manos del Ejecutivo, señala el economista. “No quedan claros unos parámetros institucionales que permitan, en términos de libertad comercial, garantizar una participación de forma sostenible”, agregó.
Avances reconocidos y retos pendientes
Este primer paso legislativo abre un debate profundo sobre el modelo energético del país, en un contexto de recientes acuerdos petroleros con Estados Unidos, frente a a un escenario de sanciones internacionales, caída de la producción y necesidad de atraer capital privado. La reforma aún debe pasar por segunda discusión y podría sufrir modificaciones, pero ya marca un punto de inflexión en la política petrolera.
En este sentido, ambos expertos consultados coinciden en avances significativos de esta reforma, aunque quedan asuntos por atender. “El proyecto es un avance positivo en la dirección correcta y resuelve, al menos parcialmente, los principales cuellos de botella que existían en la Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2006”, concluyó el experto en materia jurídica del sector energético.
Por su parte, el experto financiero en hidrocarburos declara que “los gremios celebran que se haya hecho una amplia revisión de la Ley y, varios de los elementos sí responden a lo que se han solicitado los gremios desde hace muchos años, pero todavía quedan detalles pendientes por por profundizar para que, bueno, realmente eh haya plena sostenibilidad, plena seguridad jurídica para la inversión privada”, dijo.
