“Villano del drama, en este lapso de vida nacional, es el Dios por excelencia en la mitología de la era mecánica: el petróleo”.
Rómulo Betancourt
Venezuela, Política y Petróleo
En la tarde del 22 de enero de 2026, la sexta legislatura de la Asamblea Nacional aprobó, en primera discusión, la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH).
La reforma se justificó ante la necesidad de ajustar el marco regulatorio de los hidrocarburos a las nuevas realidades del mercado energético, respetando, en todo caso, el “legado del presidente Hugo Chávez”.
Más allá de esta narrativa, lo cierto es que esta reforma pretende responder a las exigencias del Gobierno de Estados Unidos, que, mediante la orden ejecutiva nº 14.373, ha tomado el control de las exportaciones petroleras. Como expliqué aquí en La Gran Aldea, la reforma de la LOH sería necesaria para aumentar la producción y, con ello, las exportaciones a Estados Unidos.
Así, el gobierno de Estados Unidos estima que, en una primera fase, la producción petrolera puede incrementarse en un 30%. Esto requiere, entre otras condiciones, un nuevo marco regulatorio. Esta, y no otra, es la verdadera razón tras el proyecto aprobado en primera discusión.
La lectura detallada del proyecto permite concluir que las reformas introducidas resultan claramente insuficientes para generar incentivos a la inversión privada. En buena medida, esta insuficiencia se debe a las contradicciones insalvables entre el “legado del presidente Hugo Chávez” y la promoción de la inversión privada.
El centro de la reforma: la regularización de los CPP
El centro de la reforma es regularizar los llamados contratos de participación productiva (CPP), amparados en la inconstitucional Ley Anti-Bloqueo. El CPP ha permitido a empresas petroleras internacionales como Chevron llevar a cabo las tareas que PDVSA no puede cumplir debido a su colapso operativo y financiero, derivado de las políticas predatorias introducidas durante el Gobierno de Chávez y continuadas bajo el régimen de Maduro.
Así, bajo la hoy vigente LOH, solo empresas del Estado, bajo el control de PDVSA, pueden llevar a cabo las actividades primarias, o sea, la exploración, la producción y la comercialización de crudo. Estas actividades pueden ser realizadas por filiales únicas de PDVSA (PPSA) o por empresas mixtas. En estas empresas mixtas, PDVSA debe tener el control operativo y no puede ceder el ejercicio de dichas actividades al socio minoritario. Hay muchos otros detalles, pero aquí expongo solo los trazos generales del marco legal actual.
Este modelo se volvió inviable debido a la destrucción operativa de PDVSA, iniciada en 2002 con el despido masivo de trabajadores, en un contexto de persecución política. Luego, en 2006, se expropiaron los derechos contractuales de la inversión privada, al terminarse de manera ilegítima los contratos suscritos en la Apertura Petrolera. El colapso de la producción petrolera fue causado por esas políticas predatorias.
A partir de 2018, sin embargo, el régimen de Nicolás Maduro optó por recurrir a un “atajo regulatorio” que permitió a inversionistas privados ejercer derechos de producción y comercialización al margen de la LOH. Estos nuevos contratos se basaron en decretos de emergencia económica y, a partir de 2020, en la Ley Anti-Bloqueo. Este es el origen del modelo del CPP, bajo el cual Chevron asumió las actividades que, por Ley, debían ser ejercidas por las empresas mixtas.
Este marco regulatorio no ofrece garantías jurídicas a la inversión privada. Por ello, para lograr el aumento de la producción petrolera previsto por el Gobierno de Estados Unidos, se ha decidido abandonar el modelo basado en la Ley Anti-Bloqueo inconstitucional y reconocer al CPP en la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos.
Los nuevos contratos petroleros y el nuevo marco fiscal: su precariedad institucional
El proyecto reconoce, con gran imprecisión, dos nuevos modelos contractuales.
Así, el Ejecutivo puede autorizar al socio minoritario a asumir la operación de las actividades a cargo de las empresas mixtas, incluida la venta del petróleo y la posterior distribución del ingreso. Además, PPSA —y otras filiales similares de PDVSA— pueden celebrar contratos para que inversionistas privados asuman las actividades primarias, incluyendo las inversiones para cubrir gastos operativos y de capital. De esa manera, la remuneración del contratista provendrá de una parte del crudo producido.
Estos dos modelos buscan mantener la estructura del CPP, que, a su vez, se inspiró en los contratos operativos suscritos durante la Apertura Petrolera. Esto genera una contradicción política que el proyecto no logró resolver, pues el gobierno del presidente Chávez cuestionó los contratos operativos, calificándolos de una privatización disfrazada. Por ello, como dije, el proyecto no sigue el legado de Chávez: más bien se aparta de ese legado, pero con medias tintas.
Para simular esta contradicción, el proyecto introduce una regulación confusa, ambigua y poco clara sobre el alcance y el contenido de los nuevos contratos petroleros. El resultado es un marco regulatorio que no ofrece garantías a la inversión privada.
En efecto, el proyecto no define con claridad los derechos contractuales de la inversión privada y, además, señala expresamente que solo las empresas del Estado, incluidas las PPSA y las empresas mixtas, pueden ser titulares de derechos petroleros. Como resultado, el Ejecutivo Nacional tiene discrecionalidad para asignar derechos contractuales, modificarlos y, eventualmente, terminarlos. Muy en especial, la inversión privada no tiene el derecho a comercializar el crudo producido, pues ello depende de apreciaciones discrecionales.
Además, el proyecto busca aliviar las cargas fiscales al permitir la rebaja de la regalía del 30% como cuota general, al 20% en caso de proyectos a cargo de PPSA y al 15% en caso de actividades privadas de empresas mixtas. Sin embargo, este régimen fiscal depende de la discrecionalidad del Poder Ejecutivo, que puede modificarlo en cualquier momento.
Otro aspecto sensible es que el proyecto no garantiza expresamente la protección de la inversión extranjera mediante el arbitraje internacional. Hay una norma, muy confusa, que no deja claro el alcance de dicha protección y que, en todo caso, parece limitarse al arbitraje doméstico independiente.
Finalmente, el proyecto no dice nada sobre la necesaria reforma de la gobernanza de PDVSA. Con lo cual, no hay garantías de que esa gobernanza sea reformada para restablecer la autonomía técnica de PDVSA. Esto es muy importante, pues en su precario estado actual, PDVSA eleva el riesgo de los nuevos contratos que el proyecto introduce. Así, la inversión privada solo puede operar como contratista de PDVSA, lo cual implica que los riesgos legales de esa empresa estatal podrán comprometer la inversión privada.
Para operadores actuales como Chevron, la reforma puede ser más bien neutral, lo que implica que podrían mantener sus niveles actuales de producción, más bien acotados. Nuevas empresas petroleras internacionales verán, en la nueva regulación, obstáculos no resueltos que restringen su entrada al mercado venezolano. En estas condiciones, será difícil cumplir con la meta de crecimiento del 30%.
La reforma que hace falta
Desde al menos el 2018 se ha discutido sobre la necesidad de una nueva Ley de Hidrocarburos, cuyo objetivo central es atender las grandes deficiencias institucionales que desestimulan la inversión privada necesaria para recuperar la producción petrolera. Esta reforma, en todo caso, es insuficiente, pues además es necesario reconstruir la capacidad de infraestructuras clave, como la del sector eléctrico, y reorganizar a PDVSA para rescatar su autonomía. Esta última tarea pasa también por renegociar la deuda pública. Todas estas reformas deben insertarse en esfuerzos sostenidos para restablecer el Estado de Derecho y la confianza. Pero, en todo caso, un nuevo marco legal es, al menos, una condición necesaria.
En este sentido, debemos reconocer que el proyecto tiene algunos logros destacables, en especial, al concluir que el marco jurídico actual del CPP es claramente insuficiente para impulsar la inversión privada. Asimismo, es favorable que el proyecto reconozca que el aumento de la producción depende de la inversión privada y no de PDVSA.
Sin embargo, el proyecto aprobado en primera discusión no logra abordar las fallas institucionales que desincentivan la inversión privada. En resumen, esta reforma no introduce reglas claras, estables y predecibles que protejan los derechos de propiedad de la inversión privada y aseguren mecanismos expuestos para hacer cumplir los contratos
El resultado es una encrucijada para quienes hoy ocupan el poder. Pueden optar por mantener la regulación oscura, confusa y precaria del proyecto para mantenerse fieles al legado. Esto supondría obstruir los planes de la Administración Trump para reconstruir el sector petrolero. O bien pueden dejar de simular su adherencia a un legado que resulta contraproducente y mejorar la calidad regulatoria del proyecto en su segunda discusión. En este sentido, y dentro de las muchas reformas que deben incorporarse, se deben elevar los estándares de transparencia de la industria petrolera.
El camino que se tome en esta encrucijada influenciará no solo al sector petrolero de Venezuela, sino también al futuro político inmediato del país.