Nueva ley abre petróleo venezolano al capital privado bajo supervisión de EEUU
La reforma recientemente aprobada de la ley de hidrocarburos de Venezuela marca la transformación más profunda del marco petrolero del país desde la nacionalización de la industria en 1976, al desmantelar pilares clave del modelo socialista y sustituirlos por un sistema híbrido que, según analistas, podría ayudar a aumentar la producción.
Sin embargo, los cambios podrían seguir siendo insuficientes para que las empresas estadounidenses justifiquen un retorno a gran escala. Persisten en el país riesgos estructurales, fiscales y políticos de larga data, lo que significa que los beneficiarios inmediatos probablemente serán las compañías petroleras que ya operan en Venezuela —y los actores internos del régimen bien posicionados para capitalizar el regreso de las inversiones al sector.
Los expertos que han seguido de cerca la reforma coinciden en que la nueva ley formaliza en gran medida cambios que venían produciéndose silenciosamente desde hace años, permitiendo a socios del régimen vender petróleo venezolano de forma encubierta pese a las sanciones adoptadas por Washington.
Donde existen profundas discrepancias es en lo que esos cambios representan en última instancia: si un camino pragmático hacia la recuperación, una liberalización incompleta constreñida por el deterioro institucional de la estatal PDVSA, o una cesión histórica de la soberanía petrolera bajo supervisión estadounidense.
En conjunto, sus valoraciones describen un sector que se aleja del control ideológico y avanza hacia el pragmatismo operativo —pero lo hace mediante mecanismos opacos, reglas fiscales discrecionales y una supervisión extranjera extraordinaria.
La presidenta interina de Venezuela, Delcy Rodríguez, promulgó la ley histórica el jueves, revirtiendo uno de los principios centrales del movimiento socialista que ha dominado el país durante más de dos décadas: el control estatal de la producción y exportación de petróleo.
Una ruptura con el pasado
La reforma está llamada a convertirse en la política insignia del gobierno interino de Rodríguez, en su intento por atraer inversión extranjera y reactivar una industria petrolera estancada desde hace años, que sigue siendo la columna vertebral de la economía venezolana.
La gobernante interina firmó la ley menos de un mes después de una dramática operación militar estadounidense en Caracas que culminó con la captura del expresidente Nicolás Maduro. En el corazón de la reforma se encuentra la ruptura con una de las normas más arraigadas de la industria petrolera venezolana: el derecho exclusivo de PDVSA a exportar crudo.
Antonio De La Cruz, investigador sénior del Centro de Estudios Estratégicos e Internacionales (CSIS), con sede en Washington, explicó que la nueva ley permite explícitamente que empresas privadas produzcan y exporten petróleo de forma directa, poniendo fin a un monopolio que había sobrevivido incluso a aperturas previas al capital extranjero.
“Esto es un cambio estructural”, dijo De La Cruz. “Durante décadas, incluso cuando las empresas privadas producían petróleo, PDVSA era el único exportador. Esa regla ya no existe”.
El giro se apoya en el llamado “modelo Chevron”, desarrollado bajo el exministro de Petróleo Tareck El Aissami utilizando la legislación venezolana para sortear las sanciones estadounidenses. Ese esquema permitió a Chevron, como socio minoritario, exportar directamente crudo venezolano —una práctica que contradecía la ley de hidrocarburos de 2006 impulsada por Hugo Chávez, pero que fue tolerada mediante contratos confidenciales.
La reforma, en la práctica, legaliza lo que ya se había convertido en una práctica habitual bajo el régimen de sanciones. “La ley se está poniendo al día con la realidad”, afirmó el economista venezolano Orlando Ochoa, al señalar que acuerdos similares se extendieron posteriormente a la española Repsol y a la francesa Maurel & Prom.
Un elemento central de la reforma es la introducción formal de los llamados Contratos de Participación Productiva (CPP), que hasta ahora operaban en secreto bajo el marco de la ley antibloqueo.
Bajo los CPP, las empresas privadas pueden asumir el control de campos petroleros, invertir capital, recuperar costos y comercializar la producción sin que PDVSA tenga una participación mayoritaria obligatoria. Aunque PDVSA sigue siendo la entidad contratante, la nueva ley elimina el requisito de que posea al menos el 60% de los proyectos aguas arriba, uno de los pilares de la política de la era Chávez.
Más flexibilidad
De La Cruz señaló que el modelo de los CPP es más flexible que cualquier esquema visto antes en Venezuela, incluso en comparación con el período previo a la nacionalización. “Permite a las empresas operar los campos, pagar regalías e impuestos y entregar al Estado su parte sin que PDVSA controle todo”, explicó.
Juan Fernández, exdirector ejecutivo de planificación de PDVSA, reconoció que los CPP acercan los contratos venezolanos a estándares internacionales, pero subrayó que las actividades de producción aún deben realizarse a través de la estatal o de sus filiales.
“PDVSA sigue siendo el guardián del sistema”, dijo Fernández. “Las empresas no pueden elegir libremente cómo operar; el contrato debe seguir pasando por PDVSA”.
Varios expertos advirtieron que los CPP introducen nuevos riesgos de transparencia. Mientras las empresas mixtas existentes serán evaluadas y reportadas a la Asamblea Nacional, los CPP mantendrán “plena validez y eficacia jurídica” sin un control comparable.
“Esta es la parte más oscura de la reforma”, afirmó un experto radicado en Venezuela que pidió no ser identificado. “Legalizan arreglos opacos sin escrutinio”.
La mayoría de los analistas espera que la producción petrolera aumente bajo las nuevas reglas, aunque advierten que el crecimiento será gradual. Actualmente, Venezuela produce alrededor de 850,000 barriles diarios.
De La Cruz estimó que la producción podría alcanzar entre 1.3 y 1.4 millones de barriles diarios en un plazo de 18 meses mediante la explotación de “producción diferida” en campos maduros —capacidad perdida por mala gestión, sanciones y falta de mantenimiento, más que por agotamiento de reservas.
“Son campos que no requieren inversiones masivas”, dijo. “Requieren control operativo, repuestos y la posibilidad de vender el petróleo”.
Fernández calculó que las empresas que ya operan bajo licencias estadounidenses —en particular Chevron, Repsol y Maurel & Prom— podrían añadir entre 250,000 y 300,000 barriles diarios en el corto plazo. PDVSA prevé que los CPP aporten otros 700,000 barriles diarios en el mediano plazo, aunque Fernández cuestionó si existe capital suficiente para ello.
Ochoa coincidió en que las ganancias estarán concentradas al inicio y se limitarán en gran medida a las empresas ya presentes en el país. “Esta ley beneficia a las compañías que ya están dentro de Venezuela”, dijo. “Hace muy poco para atraer nuevos inversionistas de gran escala”.
La reforma reduce las regalías del 30% al 20% y elimina varios cargos gubernamentales, incluidos impuestos vinculados a precios extraordinarios y contribuciones a fondos deportivos, científicos y de pensiones. Sobre el papel, esto reduce la participación del Estado.
En la práctica, señaló Fernández, Venezuela sigue siendo una de las jurisdicciones petroleras con mayor carga fiscal del mundo. La ley introduce un impuesto integrado de hidrocarburos que incluye un nuevo gravamen de hasta 15% sobre los ingresos de los operadores, independientemente de su rentabilidad.
“A los precios actuales, la participación del Estado es de alrededor del 83%”, explicó Fernández. “Incluso eliminando algunos cargos, seguiría estando entre 77% y 80%. Eso no es competitivo”.
De La Cruz ilustró la distribución con un barril de petróleo de 100 dólares: unos 80 dólares van al Estado, dejando cerca de 20 dólares para el socio privado. Durante el punto más alto de las sanciones estadounidenses, añadió, las empresas tenían derecho a su parte pero no cobraban, lo que generó enormes atrasos.
Resolución de deudas
Un efecto inmediato de la reforma es la resolución de esas deudas. De La Cruz afirmó que solo Chevron acumuló más de 3.200 millones de dólares en obligaciones impagas por parte de PDVSA. Bajo el nuevo marco, Chevron puede cobrarlas directamente a través de exportaciones.
Con las licencias estadounidenses anteriores, Chevron exportaba hasta 220,000 barriles diarios a refinerías de la Costa del Golfo. Bajo el régimen actual, las exportaciones están limitadas a unos 120,000 barriles diarios vinculados al pago de deuda y a su participación accionaria, mientras el resto es comercializado por Venezuela.
Las refinerías del Golfo —configuradas para procesar el crudo pesado venezolano— podrían llegar a recibir entre 700,000 y 800,000 barriles diarios, según De La Cruz. El consumo interno venezolano, en contraste, se mantiene entre 200,000 y 220,000 barriles diarios. Añadió que Citgo, la refinería venezolana en Estados Unidos, está comprando crudo venezolano por primera vez en años.
La ley permite resolver disputas a través de tribunales o mecanismos alternativos, incluido el arbitraje, pero los analistas discrepan sobre si esto ofrece una protección real.
Ochoa sostuvo que el arbitraje internacional está implícitamente permitido y ya figura en los contratos revisados de Chevron. Fernández discrepó, argumentando que la ausencia de un lenguaje explícito deja un margen excesivo de discrecionalidad a las autoridades venezolanas.
“Venezuela no tiene tratados bilaterales de inversión efectivos con Estados Unidos”, dijo Fernández. “Sin un arbitraje explícito, la seguridad jurídica sigue siendo débil”.
También persisten preocupaciones sobre la concentración de la producción bajo los CPP en un reducido grupo de empresas. Investigaciones del portal Armando.info muestran que cuatro compañías vinculadas a un mismo grupo concentran casi el 60% de la producción bajo CPP —unos 150.000 a 160.000 barriles diarios— pese a una inversión de capital limitada.
“Es obsceno”, dijo el experto radicado en Venezuela. “Este es el riesgo de corrupción más flagrante de toda la reforma”.
Los analistas consultados criticaron además que la ley no aborde la producción de gas, la refinación ni la petroquímica, que siguen bajo estricto control estatal. A pesar de una capacidad nominal de refinación de 1.3 millones de barriles diarios, Venezuela continúa enfrentando escasez de gasolina y gas doméstico, mientras el potencial exportador de gas está limitado por las normas de precios internos.
“Estos son cuellos de botella estructurales”, dijo Fernández. “El petróleo por sí solo no puede resolver la crisis energética de Venezuela”.
Aunque la reforma podría estabilizar temporalmente el sector, críticos dentro del país sostienen que concede un control excesivo a Washington —en particular porque el Departamento del Tesoro de Estados Unidos determina de facto qué empresas pueden exportar petróleo.
La ley desmonta elementos clave del marco de hidrocarburos de Chávez, al permitir la comercialización privada, reducir la propiedad estatal obligatoria y reconocer implícitamente que las expropiaciones del pasado fueron un error. Pero los analistas coinciden en que se queda corta frente a una liberalización plena.
