Ruta del nuevo modelo petrolero venezolano: Entre flexibilidad fiscal y el laberinto regulatorio
Cristina Tovar, presidenta de la Asociación Venezolana de Hidrocarburos, identifica siete áreas críticas que concentran los debates en las mesas de negociación: la aproba
En el marco del foro "Una mirada al panorama Legislativo 2026", Cristina Tovar ofreció un análisis detallado sobre la implementación del nuevo marco regulatorio de los hidrocarburos en Venezuela. Durante su intervención, Tovar abordó la complejidad de la transición contractual, las metas de producción del país y los retos fiscales y operativos que enfrentan las empresas del sector bajo las nuevas reglas de juego.
Metas de producción y el auge de los Contratos de Participación Productiva (CPP)
Tovar inició su exposición repasando las metas de corto plazo trazadas por el Ministerio y la vicepresidencia ejecutiva de planificación de PDVSA. El año comenzó en enero con una producción promedio de 943,000 barriles diarios. Aunque las proyecciones oficiales apuntan a un promedio anual de 1,230,000 barriles y a un pico de producción de 1,370,000 barriles para el cierre del ejercicio, la producción real para el mes de agosto se estimaba en torno a los 1,245,000 barriles diarios, cifra que varía según los recálculos por diluentes y condensados realizados por especialistas.
Un aspecto clave en este comportamiento es el cambio en el modelo de participación. Tovar destacó que se observa una migración progresiva desde las empresas mixtas tradicionales (bajo la Ley de 2006) hacia los Contratos de Participación Productiva (CPP), una modalidad nacida bajo la Ley Antibloqueo y formalizada en la nueva legislación.
La carrera contra el reloj regulatorio
La transición hacia el nuevo marco legal ha estado marcada por la complejidad de los tiempos regulatorios. Tras el anuncio de la ley el 29 de enero, transcurrieron entre cinco y seis meses hasta la publicación de su reglamento el 7 de julio, acompañado por las resoluciones 024 (arquitectura fiscal aguas arriba) y 002 (impuestos integrados aguas abajo).
Tovar recordó que la ley otorgaba un plazo de 180 días para transicionar los contratos existentes, el cual vencía el 28 de julio. Debido a la complejidad técnica y administrativa, este plazo no se cumplió en su totalidad, aunque el proceso de firma de nuevos acuerdos y transiciones sigue en marcha.
Los 7 focos de complejidad en las negociaciones contractuales
Para entender por qué los procesos de firma se han ralentizado, Tovar identificó siete temas críticos que concentran la mayor complejidad en las mesas de negociación:
1. El Plan de Negocio
Considerado el "corazón de cumplimiento" de cualquier contrato, define las reservas, inversiones, cronogramas y metas de producción. Su incumplimiento acarrea la pérdida de beneficios fiscales o la ejecución de garantías. Tovar advirtió que, aunque existe una ventana de revisión de 90 días para su aprobación, en este caso no aplica el "silencio administrativo positivo", lo que genera incertidumbre si el Estado no responde a tiempo.
2. Arquitectura Fiscal Diferenciada
El nuevo esquema abandona la regalía estática del 30% y clasifica los proyectos según su nivel de riesgo (Greenfield, crudo extrapesado, Brownfield, etc.). A mayor riesgo, menor es la carga fiscal. Sin embargo, Tovar alertó sobre posibles roces con los municipios: bajo el esquema de downstream, los servicios petroleros especializados pagarán un impuesto del 5% sobre ingresos brutos al Ministerio de Hidrocarburos y dejarán de tributar a nivel municipal. Asimismo, persiste el desafío financiero de la acumulación de créditos fiscales de IVA que quedan atrapados en las exportaciones.
3. Autogeneración Eléctrica
Una de las mayores sorpresas del reglamento (ya que no estaba contemplada en la ley) es la obligación de los operadores de asumir su propia autogeneración, cogeneración o interconexión eléctrica. Esto traslada el riesgo de interrupción del servicio al sector privado y abre interrogantes sobre quién financia la inversión y cómo se recupera.
4. Monetización del Gas Asociado
El marco regulatorio busca dar valor comercial y ambiental al gas asociado para evitar su quema en los tradicionales "mechurrios". Tovar mencionó la propuesta del "condominio eléctrico", donde varios proyectos podrían compartir infraestructura de generación usando gas asociado, aunque admitió que aún falta definir las reglas de juego con Corpoelec y el Ministerio de Electricidad.
5. Planes de Comercialización
El privado puede comercializar bajo condiciones, pero debe presentar un plan que priorice el mercado interno y demostrar que el precio de exportación obtenido es superior al que conseguiría PDVSA. Tovar señaló que este nivel de intervención estatal resta flexibilidad comercial a los operadores en comparación con jurisdicciones como Brasil, Colombia, Guyana o Noruega.
6. Cláusulas de Equilibrio Económico
Se introducen mecanismos de revisión contractual cada 5 años (máximo 3 veces) ante variaciones de precios o CAPEX. No obstante, el sistema venezolano es dual y discrecional: ante un desequilibrio, el Estado puede optar por ofrecer una extensión de áreas en lugar de una rebaja de regalías.
7. Arbitraje y Ley Aplicable bajo Sanciones
En el entorno de licencias de la OFAC, se genera una dualidad jurídica compleja. Mientras las licencias exigen que el derecho estadounidense gobierne el contrato (validez, pagos, terminación), el derecho venezolano rige la operación física local (permisos, regulaciones ambientales y laborales). Esta falta de coincidencia con los borradores de cláusulas actuales dificulta las negociaciones de arbitraje.
Balance de "investabilidad": Un camino en marcha
A pesar de las trabas, Tovar ofreció un balance positivo sobre la "investabilidad" del país en comparación con el año anterior. Actualmente, el proceso de transición abarca la revisión de 44 empresas mixtas y aproximadamente 33 memorandos de entendimiento (MOU) y contratos de participación productiva.
Aunque el Ejecutivo ha anunciado hasta 50 acuerdos estratégicos en más de 76 áreas productivas, Tovar concluyó que pasar de las intenciones (MOU) a los contratos definitivos requiere tiempo, alta capacidad técnica de los negociadores y la resolución de cuellos de botella institucionales, de infraestructura eléctrica y de canales de pago internacionales.