Raimond Gutiérrez… La reforma parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos

Como es del conocimiento público, el jueves 29 de enero de 2026 fue aprobada por la Asamblea Nacional la reforma parcial a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, la cual representa un giro pragmático de la política petrolera de los últimos 20 años. Para explicar en qué consistió dicha reforma, inicialmente compararemos lo que establecía la ley anterior de 2006 con la actual de 2026.

Como premisa general en el marco de las operaciones y comercialización del petróleo, la ley anterior estatuía el dominio del Estado por órgano del Poder Ejecutivo, mientras que la actual propugna una apertura a las empresas privadas. En cuanto a las regalías (impuestos), la ley de 2006 establecía un porcentaje fijo del 30 % y, por el contrario, la ley actual redujo ese porcentaje entre el 20 y 15 %. Respecto a la venta de crudo, la ley anterior establecía que solo podía realizarla el Estado, en cambio, la actual establece que la venta puede ser hecha directamente por las empresas privadas. Sobre el riesgo financiero, la precedente establecía que era asumido en su totalidad por el Estado, en tanto que la vigente establece que es exclusivo de las operadoras privadas.

Más específicamente, en lo atinente a la gestión técnica y operativa de los proyectos petroleros, la ley anterior a la reforma establecía que la conducción integral de las operaciones estaba reservada a PDVSA, a diferencia de la vigente, que establece que las operadoras privadas ejercerán esa conducción integral. Sobre la comercialización directa de hidrocarburos, la de 2006 establecía la exclusividad estatal para la venta de crudo, en comparación con la de 2026, que establece que las operadoras privadas y socios minoritarios pueden vender petróleo directamente sin exclusividad estatal. En relación con los modelos de negocio y contratación, en la derogada se establecía que el Estado asumía todo el riesgo financiero, aunque la vigente introduce los contratos de participación productiva, un modelo de negocio donde la industria privada asume la gestión y el riesgo total. Y en cuanto a los incentivos y la seguridad jurídica, la ley antecedente se caracterizaba por la protección estatal, determinando que la resolución de los conflictos sería resuelta por los tribunales nacionales y que la protección de activos e inversión estaban sometidas a leyes previas de expropiación; por el contrario, la ley actual admite el arbitraje independiente y la mediación internacional para la resolución de los conflictos, y deroga leyes previas de expropiación para blindar los bienes y la inversión de las empresas privadas nacionales e internacionales, sustituyendo el anterior principio de jurisdicción exclusiva de tribunales nacionales.

En lo que respecta a los contratos de participación productiva o CPPs, esel modelo que representa el cambio estructural más característico de la reforma parcial. A diferencia de las «Empresas Mixtas» tradicionales, los CPPs operan bajo las siguientes premisas:

Gestión Integral Privada: la operadora privada tiene autonomía total en la toma de decisiones técnicas, contratación de servicios y ejecución presupuestaria, sin pasar por la burocracia de los comités de PDVSA.

Transferencia de Riesgo: el Estado no aporta capital ni asume deudas en el proyecto. Si el yacimiento no produce el petróleo esperado, la pérdida es asumida 100 % por el inversionista privado.

Pago en Especie: las empresas pueden cobrar su inversión y dividendos directamente con la producción de crudo, lo que garantiza el flujo de caja frente a posibles problemas de liquidez estatal.

Incentivos y Beneficios Fiscales para Inversión Extranjera: para hacer competitiva la faja petrolífera y los campos maduros, la nueva normativa y la Ley de Inversiones Extranjeras ofrecen: reducción discrecional de regalías como mencionamos, por lo cual el Ejecutivo puede bajar la tasa del 20 % al 15 % para proyectos que demuestren alta complejidad técnica o baja rentabilidad inicial.

Exenciones de aranceles: se eliminan los impuestos de importación para maquinaria y tecnología de punta necesaria para la recuperación secundaria de pozos.

Estabilidad jurídica: los contratos incluyen cláusulas de «estabilidad fiscal», lo que significa que, si se crean nuevos impuestos nacionales durante la vigencia del contrato, estos no se aplicarán a la empresa contratante para no alterar su modelo de rentabilidad.

Arbitraje y blindaje de activos: el punto más crítico para la banca internacional era la seguridad de los bienes. En torno a ello, la reforma de 2026 establece la renuncia a la inmunidad de la jurisdicción, dado que en contratos específicos, el Estado renuncia a ser juzgado solo en tribunales dependientes del Tribunal Supremo de Justicia, permitiendo que tribunales como los de la Cámara de Comercio Internacional (ICC, por sus siglas en inglés) actúen como mediadores.

Protección contra Expropiación: se derogan los artículos que permitían la toma de activos por «utilidad pública» sin un proceso de indemnización previa al valor de mercado y en moneda convertible.

En fin –como lo hemos dicho en otras oportunidades– ojalá que toda esa reforma sirva para apuntalar la economía nacional de forma tal que cambie para bien la depauperada economía familiar y personal; en el entendido de que también es urgente y necesario un cambio político sustancial, con elecciones libres, competitivas y verificables por organismos multilaterales internacionales y organizaciones no gubernamentales de prestigio mundial. De otro modo, de muy poco nos valdrá la consabida reforma y sus implicaciones en la industria de hidrocarburos (petróleo líquido, gas natural y carbón mineral).