Verità e menzogne sul testo modificato
La riforma parziale della Legge Organica sugli Idrocarburi (LOH) è al centro del dibattito in Venezuela, dato che, da diversi angoli della politica, sono state effettuate un insieme di interpretazioni del testo, in molti casi mediante pregiudizi politici e tergiversazioni deliberate.
Il testo approvato è una riforma che si erge sulla legge base promulgata nel 2002 dall’allora presidente Hugo Chávez mediante poteri abilitanti a legiferare.
Poi, nel 2006, la LOH fu nuovamente modificata per dare corpo legale allo schema di imprese miste, nel quadro del processo di rinazionalizzazione degli asset petroliferi, specialmente nella Fascia Petrolifera dell’Orinoco.
La riforma del 2026 ratifica e, in alcuni aspetti, approfondisce elementi essenziali delle legislazioni precedenti.
Ma, senza dubbio, crea le basi legali per un adattamento strategico completo dell’industria degli idrocarburi venezuelani, considerando elementi del contesto presente: la persistenza di un ciclo esteso e avverso di sanzioni illegali sulle attività degli idrocarburi, e le necessità di investimento, aggiornamento e crescita di questa attività — la di maggior importanza economica in Venezuela.
LA “PRIVATIZZAZIONE” DI PDVSA
La nuova LOH riafferma che Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), o la cosiddetta “impresa di proprietà esclusiva dello Stato venezuelano e sue filiali”, è di carattere intrasferibile e inalienabile, preservando il dominio pubblico e la proprietà della nazione sulla stessa, in accordo con quanto segnalato nell’Articolo 141 della Costituzione Nazionale, citato nella riforma nel suo Articolo 1.
Il nuovo testo non tocca questo principio essenziale, poiché rimane identico a quanto stabilito nelle leggi del 2002 e 2006, in congruenza con la Costituzione Bolivariana.
LE ATTIVITÀ PRIMARIE
Nell’ambito degli idrocarburi, si conoscono come attività primarie — comunemente chiamate upstream — i processi che abbracciano l’esplorazione, estrazione, raccolta, trasporto e stoccaggio iniziale di petrolio greggio e gas naturale.
Queste fasi cercano giacimenti, perforano pozzi e gestiscono la produzione dal sottosuolo fino ai centri di lavorazione, che potrebbero essere raffinerie o terminal per il suo invio e/o commercializzazione, il quale già sarebbe parte dell’insieme delle attività secondarie.
La nuova Legge ratifica l’ampliamento del margine di partecipazione in attività primarie, che prima era esclusivamente nelle mani delle imprese dello Stato, affinché partecipino anche imprese private nazionali o estere.
Questo è davvero nuovo? Decisamente no. Il riferimento a “ratificare” allude a riaffermare qualcosa che già esiste.
La presenza in Venezuela di imprese estere come Chevron, Repsol o CNPC è possibile per gli attributi esistenti dalla riforma del 2006, che sancì il regime di imprese miste garantito dalla LOH. Queste imprese estere partecipano in attività primarie direttamente nei campi venezuelani.
Allo stesso modo, la Legge Antiblocco facilitò accordi che permisero l’investimento privato in questi processi mediante i Contratti di Partecipazione Produttiva (CPP).
La partecipazione privata in attività primarie era già consolidata e appariva in un’altra legge complementare in materia: l’ora abrogata Legge di Regolarizzazione della Partecipazione Privata nelle Attività Primarie (2006). Non esisterebbe quella legge se non esistessero attività da regolare.
In cosa si traduce questo in concreto? Nel fatto che il Venezuela potrebbe, per esempio, realizzare contratti di esplorazione avanzata di idrocarburi con imprese che possiedano tecnologie che PDVSA non ha. O che qualche impresa privata possa assumere la gestione operazionale di un campo, per diverse ragioni finanziarie o tecniche.
In questo modo, secondo il nuovo Articolo 23, le attività primarie si eseguiranno per tre tipi di imprese classificate secondo il tipo di proprietà: quella statale (PDVSA), le imprese miste e “imprese private domiciliate nella Repubblica Bolivariana del Venezuela, nel quadro di contratti sottoscritti con imprese di esclusiva proprietà della Repubblica o sue filiali”.
Niente di nuovo sotto il sole.
SULLE IMPRESE MISTE
Le imprese miste restano ratificate nella nuova LOH come parte del modello di gestione e associazione di PDVSA con altre imprese, nazionali o estere. Questo era già segnalato nella LOH del 2006, e lo spirito di quell’epoca viene riaffermato ora.
Queste sono denominate come “imprese in cui la Repubblica o un ente pubblico possiedano una partecipazione maggiore del cinquanta per cento (50%) del capitale sociale, che gli conceda il controllo azionario”, secondo l’Articolo 23 della legge riformata.
Visto questo, non è vero che PDVSA si sottoporrà ora a un processo di “privatizzazione di fatto” delle sue filiali sotto la denominazione di imprese miste, né che concederà maggioranza azionaria in dette imprese. Questo è impossibile secondo la nuova LOH.
Pertanto, non c’è danno alla situazione azionaria delle miste costituite nel presente o che saranno formate in futuro.
I CONTRATTI DI PARTECIPAZIONE PRODUTTIVA
La nuova legge riconosce le figure di contratti che possono essere effettuati da PDVSA e le sue imprese filiali, secondo il nuovo Articolo 40.
Come è stato spiegato, i Contratti di Partecipazione Produttiva (CPP) transitano dalla Legge Antiblocco e prendono forma mediante la figura di “Contratti per lo Sviluppo delle Attività Primarie”.
Si tratta di contratti ampi — di servizi, esplorazione ed estrazione di prodotti — sotto una modalità denominata “gestione integrale dell’esercizio delle attività primarie”. La parte privata, in quei contratti, sia nazionale che estera, è denominata come “operatrice”.
Questo è qualcosa di veramente nuovo? Assolutamente no. PDVSA era stata abilitata a realizzare contratti con imprese private, nazionali o estere, in attività primarie. Ciò spiega, per esempio, la presenza in Venezuela di transnazionali come Halliburton e Baker Hughes, che prestano servizi petroliferi.
Tuttavia, e qui viene l’importante, questa legge sì concede incentivi aggiuntivi che si traducono in una maggiore responsabilità e autonomia operazionale delle imprese che figurano nei contratti, dipendendo dalle particolarità dei progetti.
I Contratti per lo Sviluppo delle Attività Primarie sono specialmente disegnati per “campi verdi”, o aree con risorse nel sottosuolo che fino ad ora non hanno sviluppato infrastruttura né contano su investimento.
La LOH, come corrisponde allo spirito di ogni legge, è stata riformata in accordo con le particolarità del momento. Il testo del 2026 riconosce diverse condizioni oggettive.
Primo, che le condizioni del 2002 e 2006 sono cambiate significativamente nell’affare petrolifero. Cioè, gli investimenti sono più costosi, il mercato è più volatile e c’è competizione con nuove tecnologie nella disputa per la matrice energetica (transizione energetica). In prospettiva di lungo termine, quel contesto rende più cari gli investimenti, diminuisce i guadagni e incrementa i rischi.
Secondo, che sull’industria degli idrocarburi nazionali pesa un accumulo di 10 anni di misure di sanzioni coercitive, strategie di disinvestimento in Venezuela, congelamento di risorse — sia liquidi che beni di capitale — e danno diretto dei meccanismi di finanziamento (petrobonos) di PDVSA e della nazione.
Terzo, che la maggioranza delle riserve di petrolio venezuelano sono di greggio pesante ed extra-pesante, il quale richiede nuove tecnologie e costosi investimenti per essere estratto e diluito per la sua commercializzazione.
Queste condizioni impongono una realtà: né PDVSA né lo Stato venezuelano dispongono delle condizioni per investire con grande muscolo finanziario in nuovi sviluppi e campi verdi. Pertanto, si concedono più incentivi per attrarre nuovi investimenti in quei giacimenti da sviluppare.
Questo non implica perdita di sovranità; implica creare vantaggi comparativi per attrarre investimenti dove sia necessario.
Per determinare se in questo tipo di contratti c’è perdita di sovranità o no, o se sono lesivi per la nazione, è necessario osservare quanto detto nell’Articolo 43:
“Una volta conclusa la vigenza del contratto per lo sviluppo delle attività primarie, l’impresa operatrice dovrà restituire gli attivi affittati e trasferire la proprietà, libera da qualsiasi gravame, all’impresa di esclusiva proprietà della Repubblica o sue filiali (PDVSA), di tutti i beni incorporati, costruiti o acquisiti durante la vigenza del contratto, inclusi tutti i dati ottenuti, generati, processati e interpretati, senza che questo generi obbligo di pagamento o indennizzo alcuno”.
La nuova LOH è chiara e, infatti, assomiglia a quella del 1946 nel riferire la reversione dei beni alla Repubblica al terminare i contratti, senza necessità di un processo di nazionalizzazione che implichi alti costi per la nazione. Questa è una differenza enorme se si confronta con il quadro legale degli Accordi Operativi degli anni ’90, che implicarono alte indennizzazioni e costosi processi giudiziari al prodursi la nazionalizzazione del 2006. Basta ricordare i casi di Exxon e ConocoPhillips.
LA COMMERCIALIZZAZIONE DEI PRODOTTI
Questo è uno degli elementi più sottolineati — e, in certo modo, controversi — che figurano nella nuova LOH, specialmente per essere soggetto a interpretazioni tendenziose.
Ora si autorizza, via contratti, che imprese private nazionali o estere assumano, in modo condiviso o totale, alcuni processi chiave della commercializzazione dei prodotti fuori dal paese, questo sì, “a loro esclusivo costo, conto e rischio”, dice testualmente la norma.
Nuovamente figura qui il principio di una legge costruita sulle realtà oggettive del momento, e questo allude concretamente al regime di sanzioni coercitive illegali che esiste sul Venezuela.
La realtà è che sul Venezuela non è stata tolta nessuna sanzione. Nemmeno si possono confondere la concessione di licenze da parte del Dipartimento del Tesoro USA con una rimozione di sanzioni unilaterali. Queste misure ostili sono una realtà, sono di lungo respiro, sono profondamente accumulate e non esistevano contemplate né nel 2002 né nel 2006.
È noto che la commercializzazione di prodotti da parte di PDVSA, fuori dal Paese, ha significato il congelamento di beni e persino il sequestro di imbarcazioni e il furto di prodotti.
Ora la legge protegge il Venezuela da questo rischio, creando finestre e direttive affinché altri attori assumano il rischio, l’esposizione a misure finanziarie ostili, sanzioni e simili.
Cosa implica ciò? Alcune imprese che realizzino un contratto con PDVSA potrebbero, in alcuni casi, assumere in modo minoritario o maggioritario la commercializzazione degli idrocarburi, realizzando con autonomia il processo di gestione commerciale, secondo segnala l’Articolo 41, come parte delle retribuzioni favorevoli alle operatrici.
Se un’impresa privata può assumere la commercializzazione di alcuni prodotti in alcuni campi specifici, in che modo si beneficia la nazione? L’Articolo 42 segnala che
“(…) come controprestazione per l’uso di detti attivi e aree, l’impresa operatrice pagherà alle imprese di esclusiva proprietà della Repubblica o sue filiali una percentuale del volume di idrocarburi fiscalizzati che sarà fissata nel rispettivo contratto”.
Inoltre, a ciò si sommerebbero imposte e licenze.
Nuovamente, in riferimento alla sovranità e al non pregiudizio del patrimonio nazionale, l’Articolo 40, nel suo paragrafo 3, segnala:
“La Repubblica conserverà la proprietà sui giacimenti di idrocarburi sui quali le imprese operatrici svilupperanno le attività…”.
Mentre l’Articolo 68 riferisce tassativamente:
“La commercializzazione diretta autorizzata non implicherà, in nessun caso, il trasferimento della titolarità dei giacimenti né l’autorizzazione per la costituzione di garanzie reali su giacimenti o su diritti di sovranità”.
La legge è assolutamente chiara su questo punto. Lo Stato venezuelano esternalizza e trasferisce ad altri i rischi dell’attività commerciale, mentre si beneficia in modo diretto dalle attività delle operatrici, preservando integralmente il dominio pubblico sui giacimenti e le risorse.
IMPOSTE E LICENZE
La legge del 2002 e la sua riforma del 2006 mantenevano un regime di licenze ferree, applicato a tutti i progetti.
La LOH del 2026, invece, stabilisce un quadro flessibile. Riferisce un massimo di licenze equivalente al 30%, mentre ogni progetto avrà la propria caratterizzazione per determinare il margine di licenze, in accordo a una politica discrezionale del Ministero degli Idrocarburi, secondo informazioni tecniche.
Cosa significa questo? Che un campo verde non dovrebbe pagare le stesse licenze di un campo maturo, o che un campo in fase di produzione espansiva — che non ha ancora raggiunto il suo picco massimo di barili giornalieri — non dovrebbe pagare le stesse licenze di un campo in esaurimento o in franco declino.
I parametri tecnici si applicheranno sia a sviluppi incipienti, dove non c’è infrastruttura, che a campi già consolidati. Ovviamente, i campi da sviluppare sono suscettibili di pagare meno licenze.
Le ragioni che reggono questo criterio sono fondamentalmente tecniche, secondo segnala il nuovo Articolo 51:
“(…) prendendo in considerazione la natura del progetto; i requisiti di investimenti di capitale; l’economicità del progetto; e la necessità di assicurare la competitività internazionale”.
Qui prevalgono i fattori di fattibilità per attrarre nuovi investimenti e favorire nuovi sviluppi, basati su un criterio di “equilibrio economico”, dice la legge, il quale può applicarsi in modo favorevole alla nazione una volta che i progetti saranno più redditizi, o in modo favorevole a un’operatrice se le condizioni tecniche e del contesto commerciale li rendono meno redditizi.
Questo criterio è chiaramente disegnato per fornire continuità operazionale ai progetti. Anche se le condizioni del contesto cambino — come è accaduto questi anni tra sanzioni e licenze —, le licenze possono aggiustarsi per preservare l'”equilibrio economico” in ogni campo, evitare la paralisi, il disinvestimento e mitigare i rischi.
L’Articolo 51 segnala:
“L’Esecutivo Nazionale, per organo del Ministero con competenza in materia di idrocarburi, resta abilitato a modificare la percentuale della licenza entro il limite previsto in questo articolo, quando si dimostri che risulta necessario per garantire l’equilibrio economico del progetto, nei termini previsti in questa Legge”.
Quello che prima si conosceva come Imposta di Estrazione è riferito ora come Imposta Integrata sugli Idrocarburi, che raggiunge fino al 15%, ma soggetto a modifica dipendendo dagli stessi fattori tecnici che reggono l’ammontare delle licenze.
LA RISOLUZIONE DELLE CONTROVERSIE
La riforma della LOH contempla la risoluzione delle controversie in tre tappe o livelli: primo, promuovendo l’accordo amichevole tra le parti; secondo, mediante arbitraggi internazionali indipendenti; e, terzo, mediante tribunali stabiliti nella Repubblica.
In nessuna parte la riforma della LOH stabilisce la facoltà di tribunali esteri sugli affari relazionati agli idrocarburi proprietà della nazione. Non c’è menzione su questo, e qualsiasi indicazione in quel senso è completamente falsa.
Sull’arbitraggio internazionale indipendente, l’Articolo 8 lo menziona come “meccanismi alternativi di risoluzione delle controversie”. È necessario spiegare questo.
Gli arbitraggi indipendenti sono attività realizzate da studi legali o ditte specializzate in temi specifici, accettate da entrambe le parti. Sono contrattate per canalizzare negoziazioni, dibattere controversie, stabilire decisioni e organizzare accordi in modo privato e tempestivo.
Non si può confondere questo con mettere le questioni venezuelane sul tavolo di un giudice democratico o repubblicano a New York, come era usuale prima della legge del 2002.
In caso che PDVSA ricorra a un arbitraggio indipendente, la LOH stabilisce che i criteri per tal caso si reggeranno conforme a quanto segnalato nel Decreto con Rango, Valore e Forza di Legge Organica della Procura Generale della Repubblica e la Legge di Arbitraggio Commerciale, secondo il nuovo Articolo 8. Cioè, non c’è una separazione degli organi dello Stato di fronte a questi affari.
Conviene menzionare che, nella pratica, molte imprese preferirebbero realizzare accordi amichevoli o arbitraggi in casi di controversie con PDVSA, invece di ricorrere a tribunali venezuelani. La LOH concede incentivi per costruire fiducia — sicurezza giuridica — diretta alle imprese affinché investano in Venezuela, ma sottolinea la necessità di lavorare con trasparenza ed evitare attriti e controversie, poiché, secondo la LOH, l’ultima parola continua a ricadere in tribunali venezuelani.
Verdades y mentiras sobre el texto modificado
Reforma parcial de la Ley de Hidrocarburos: una revisión analítica
La reforma parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH) está en el centro del debate en Venezuela, dado que, desde diversos ángulos de la política, se han efectuado un conjunto de interpretaciones del texto, en muchos casos mediante sesgos políticos y tergiversaciones deliberadas.
El texto aprobado es una reforma que se erige sobre la ley base promulgada en 2002 por el entonces presidente Hugo Chávez mediante poderes habilitantes para legislar.
Luego, en 2006, la LOH fue nuevamente modificada para dar cuerpo legal al esquema de empresas mixtas, en el marco del proceso de re-nacionalización de activos petroleros, especialmente en la Faja Petrolífera del Orinoco.
La reforma de 2026 ratifica y, en algunos aspectos, profundiza elementos esenciales de las legislaciones anteriores.
Pero, sin lugar a dudas, crea las bases legales para una adaptación estratégica completa de la industria de hidrocarburos venezolanos, considerando elementos del contexto presente: la persistencia de un ciclo extendido y adverso de sanciones ilegales sobre las actividades de hidrocarburos, y las necesidades de inversión, actualización y crecimiento de esta actividad —la de mayor importancia económica en Venezuela.
LA “PRIVATIZACIÓN” DE PDVSA
La nueva LOH reafirma que Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), o la denominada “empresa de propiedad exclusiva del Estado venezolano y sus filiales”, es de carácter intransferible e inalienable, preservando el dominio público y la propiedad de la nación sobre la misma, de acuerdo con lo señalado en el Artículo 141 de la Constitución Nacional, citado en la reforma en su Artículo 1.
El nuevo texto no afecta este principio esencial, pues permanece idéntico al establecido en las leyes de 2002 y 2006, en congruencia con la Constitución Bolivariana.
LAS ACTIVIDADES PRIMARIAS
En el ámbito de los hidrocarburos, se conocen como actividades primarias —comúnmente llamadas upstream— los procesos que abarcan la exploración, extracción, recolección, transporte y almacenamiento inicial de petróleo crudo y gas natural.
Estas etapas buscan yacimientos, perforan pozos y gestionan la producción desde el subsuelo hasta los centros de procesamiento, que podrían ser refinerías o terminales para su despacho y/o comercialización, lo cual ya sería parte del conjunto de actividades secundarias.
La nueva Ley ratifica la ampliación del margen de participación en actividades primarias, que antes estaba exclusivamente en manos de las empresas del Estado, para que participen también empresas privadas nacionales o extranjeras.
¿Es esto realmente nuevo? Definitivamente no. La referencia a “ratificar” alude a reafirmar algo que ya existe.
La presencia en Venezuela de empresas extranjeras como Chevron, Repsol o CNPC es posible por los atributos existentes desde la reforma de 2006, que refrendó el régimen de empresas mixtas amparadas en la LOH. Estas empresas extranjeras participan en actividades primarias directamente en los campos venezolanos.
Asimismo, la Ley Antibloqueo facilitó acuerdos que permitieron la inversión privada en estos procesos mediante los Contratos de Participación Productiva (CPP).
La participación privada en actividades primarias ya estaba consolidada y aparecía en otra ley complementaria en la materia: la ahora derogada Ley de Regularización de la Participación Privada en las Actividades Primarias (2006). No existiría esa ley si no existieran actividades que regular.
¿En qué se traduce esto en lo concreto? En que Venezuela podría, por ejemplo, realizar contratos de exploración avanzada de hidrocarburos con empresas que posean tecnologías que PDVSA no tenga. O que alguna empresa privada pueda asumir la gestión operacional de un campo, por diversas razones financieras o técnicas.
De esta manera, según el nuevo Artículo 23, las actividades primarias se ejecutarán por tres tipos de empresas clasificadas según su tipo de propiedad: la estatal (PDVSA), las empresas mixtas y “empresas privadas domiciliadas en la República Bolivariana de Venezuela, en el marco de contratos suscritos con empresas de exclusiva propiedad de la República o sus filiales”.
Nada nuevo bajo el sol.
SOBRE LAS EMPRESAS MIXTAS
Las empresas mixtas quedan ratificadas en la nueva LOH como parte del modelo de gestión y asociación de PDVSA con otras empresas, nacionales o extranjeras. Esto ya estaba señalado en la LOH de 2006, y el espíritu de aquella época se reafirma ahora.
Estas son denominadas como “empresas en las que la República o un ente público posean una participación mayor del cincuenta por ciento (50 %) del capital social, que le otorgue el control accionario”, según el Artículo 23 de la reformada ley.
En vista de esto, no es cierto que PDVSA se someterá ahora a un proceso de “privatización de facto” de sus filiales bajo la denominación de empresas mixtas, ni que otorgará mayoría accionaria en dichas empresas. Esto es imposible según la nueva LOH.
Por lo tanto, no hay afectación a la situación accionaria de las mixtas constituidas en el presente o que sean conformadas en el futuro.
LOS CONTRATOS DE PARTICIPACIÓN PRODUCTIVA
La nueva ley reconoce las figuras de contratos que pueden ser efectuados por PDVSA y sus empresas filiales, según el nuevo Artículo 40.
Tal como se ha explicado, los Contratos de Participación Productiva (CPP) trascienden desde la Ley Antibloqueo y toman forma mediante la figura de “Contratos para el Desarrollo de Actividades Primarias”.
Se trata de contratos amplios —de servicios, exploración y extracción de productos— bajo una modalidad denominada “gestión integral del ejercicio de las actividades primarias”. La parte privada, en esos contratos, sea nacional o extranjera, es denominada como “operadora”.
¿Es esto algo realmente nuevo? Absolutamente no. PDVSA ha estado facultada para realizar contratos con empresas privadas, nacionales o extranjeras, en actividades primarias. Ello explica, por ejemplo, la presencia en Venezuela de transnacionales como Halliburton y Baker Hughes, que prestan servicios petroleros.
Sin embargo, y aquí viene lo importante, esta ley sí otorga incentivos adicionales que se traducen en una mayor responsabilidad y autonomía operacional de las empresas que figuran en los contratos, dependiendo de las particularidades de los proyectos.
Los Contratos para el Desarrollo de Actividades Primarias están especialmente diseñados para “campos verdes”, o áreas con recursos en el subsuelo que hasta ahora no han desarrollado infraestructura ni cuentan con inversión.
La LOH, tal como corresponde al espíritu de toda ley, ha sido reformada acorde a las particularidades del momento. El texto de 2026 reconoce varias condiciones objetivas.
Primero, que las condiciones de 2002 y 2006 han cambiado significativamente en el negocio petrolero. Es decir, las inversiones son más costosas, el mercado es más volátil y hay competencia con nuevas tecnologías en la disputa por la matriz energética (transición energética). En perspectiva de largo plazo, ese contexto encarece las inversiones, disminuye las ganancias e incrementa los riesgos.
Segundo, que sobre la industria de hidrocarburos nacionales pesa un acumulado de 10 años de medidas de sanciones coercitivas, estrategias de desinversión en Venezuela, congelamiento de activos —tanto líquidos como bienes de capital— y afectación directa de los mecanismos de financiamiento (petrobonos) de PDVSA y la nación.
Tercero, que la mayoría de las reservas de petróleo venezolano son de crudo pesado y extrapesado, el cual demanda nuevas tecnologías y costosas inversiones para ser extraído y diluido para su comercialización.
Estas condiciones imponen una realidad: ni PDVSA ni el Estado venezolano cuentan con las condiciones para invertir con gran músculo financiero en nuevos desarrollos y campos verdes. Por lo tanto, se otorgan más incentivos para atraer nuevas inversiones en esos yacimientos por desarrollar.
Esto no implica pérdida de soberanía; implica crear ventajas comparativas para atraer inversiones donde es necesario.
Para determinar si en este tipo de contratos hay pérdida de soberanía o no, o si son lesivos a la nación, es necesario observar lo dicho en el Artículo 43:
“Una vez concluida la vigencia del contrato para el desarrollo de las actividades primarias, la empresa operadora deberá restituir los activos arrendados y transferir la propiedad, libre de cualquier gravamen, a la empresa de exclusiva propiedad de la República o sus filiales (PDVSA), de todos los bienes incorporados, construidos o adquiridos durante la vigencia del contrato, incluidos todos los datos obtenidos, generados, procesados e interpretados, sin que esto genere obligación de pago o indemnización alguna”.
La nueva LOH es clara y, de hecho, se parece a la de 1946 al referir la reversión de bienes a la República al finalizar los contratos, sin necesidad de un proceso de nacionalización que implique altos costos a la nación. Esta es una diferencia enorme si se compara con el marco legal de los Convenios Operativos de los años 90, que implicaron altas indemnizaciones y costosos procesos judiciales al producirse la nacionalización de 2006. Basta recordar los casos de Exxon y ConocoPhillips.
LA COMERCIALIZACIÓN DE PRODUCTOS
Este es uno de los elementos más destacados —y, en cierta forma, polémicos— que figuran en la nueva LOH, especialmente por estar sujeto a interpretaciones tendenciosas.
Ahora se autoriza, vía contratos, que empresas privadas nacionales o extranjeras asuman, de manera compartida o total, algunos procesos clave de la comercialización de los productos fuera del país, eso sí, “a su exclusivo costo, cuenta y riesgo”, dice textualmente la norma.
Nuevamente figura aquí el principio de una ley construida sobre las realidades objetivas del momento, y esto alude concretamente al régimen de sanciones coercitivas ilegales que existe sobre Venezuela.
La realidad es que sobre Venezuela no se ha levantado ninguna sanción. Tampoco se pueden confundir el otorgamiento de licencias por parte del Departamento del Tesoro estadounidense con un levantamiento de sanciones unilaterales. Estas medidas hostiles son una realidad, son de largo aliento, están profundamente acumuladas y no existían contempladas ni en 2002 ni en 2006.
Es sabido que la comercialización de productos por parte de PDVSA, puertas afuera del país, ha significado el congelamiento de activos e incluso el secuestro de embarcaciones y el robo de productos.
Ahora la ley protege a Venezuela de este riesgo, creando ventanas y directrices para que otros actores asuman el riesgo, la exposición a medidas financieras hostiles, sanciones y similares.
¿Qué implica eso? Algunas empresas que realicen un contrato con PDVSA podrían, en algunos casos, asumir de manera minoritaria o mayoritaria la comercialización de los hidrocarburos, realizando con autonomía el proceso de gestión comercial, según señala el Artículo 41, como parte de las retribuciones favorables a las operadoras.
Si una empresa privada puede asumir la comercialización de algunos productos en algunos campos específicos, ¿de qué manera se beneficia la nación? El Artículo 42 señala que
“(…) como contraprestación por el uso de dichos activos y áreas, la empresa operadora pagará a las empresas de exclusiva propiedad de la República o sus filiales un porcentaje del volumen de hidrocarburos fiscalizados que será fijado en el respectivo contrato”.
Además, a esto se sumarían impuestos y regalías.
Nuevamente, en referencia a la soberanía y al no menoscabo del patrimonio nacional, el Artículo 40, en su párrafo 3, señala:
“La República conservará la propiedad sobre los yacimientos de hidrocarburos sobre los cuales las empresas operadoras desarrollarán las actividades…”.
Mientras que el Artículo 68 refiere taxativamente:
“La comercialización directa autorizada no implicará, en ningún caso, la transferencia de la titularidad de los yacimientos ni la autorización para la constitución de garantías reales sobre yacimientos o sobre derechos de soberanía”.
La ley es absolutamente clara sobre este punto. El Estado venezolano exterioriza y traslada a otros los riesgos de la actividad comercial, mientras se beneficia de manera directa de las actividades de las operadoras, preservando integralmente el dominio público sobre los yacimientos y recursos.
IMPUESTOS Y REGALÍAS
La ley de 2002 y su reforma de 2006 mantenían un régimen de regalías a rajatabla, aplicado a todos los proyectos.
La LOH de 2026, en cambio, establece un marco flexible. Refiere un máximo de regalías equivalente al 30 %, mientras que cada proyecto tendrá su propia caracterización para determinar el margen de regalías, acorde a una política discrecional del Ministerio de Hidrocarburos, según información técnica.
¿Qué significa esto? Que un campo verde no debería pagar las mismas regalías que un campo maduro, o que un campo en fase de producción expansiva —que aún no ha alcanzado su pico máximo de barriles diarios— no debería pagar las mismas regalías que un campo en agotamiento o franco declive.
Los parámetros técnicos se aplicarán tanto a desarrollos incipientes, donde no hay infraestructura, como a campos ya consolidados. Obviamente, los campos por desarrollar son susceptibles de pagar menos regalías.
Las razones que rigen este criterio son fundamentalmente técnicas, según señala el nuevo Artículo 51: “(…) tomando en cuenta la naturaleza del proyecto; los requerimientos de inversiones de capital; la economicidad del proyecto; y la necesidad de asegurar la competitividad internacional”.
Aquí prevalecen los factores de viabilidad para atraer nuevas inversiones y fomentar nuevos desarrollos, basados en un criterio de “equilibrio económico”, dice la ley, el cual puede aplicarse de manera favorable a la nación una vez que los proyectos sean más rentables, o de manera favorable a una operadora si las condiciones técnicas y del entorno comercial los hacen menos rentables.
Este criterio está claramente diseñado para brindar continuidad operacional a los proyectos. Aunque las condiciones del entorno cambien —tal como ha ocurrido estos años entre sanciones y licencias—, las regalías pueden ajustarse para preservar el “equilibrio económico” en cada campo, evitar la parálisis, la desinversión y mitigar los riesgos.
El Artículo 51 señala:
“El Ejecutivo Nacional, por órgano del Ministerio con competencia en materia de hidrocarburos, queda facultado para modificar el porcentaje de la regalía dentro del límite previsto en este artículo, cuando se demuestre que resulta necesario para garantizar el equilibrio económico del proyecto, en los términos previstos en esta Ley”.
Lo que antes se conocía como Impuesto de Extracción es referido ahora como Impuesto Integrado de Hidrocarburos, que alcanza hasta un 15 %, pero sujeto a modificación dependiendo de los mismos factores técnicos que rigen el monto de las regalías.
LA RESOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS
La reforma de la LOH contempla la resolución de controversias en tres etapas o niveles: primero, promoviendo el arreglo y acuerdo amistoso entre las partes; segundo, mediante arbitrajes internacionales independientes; y, tercero, mediante tribunales establecidos en la República.
En ninguna parte la reforma de la LOH establece la facultad de tribunales extranjeros sobre los asuntos relacionados con los hidrocarburos propiedad de la nación. No hay mención sobre eso, y cualquier señalamiento en ese sentido es completamente falso.
Sobre el arbitraje internacional independiente, el Artículo 8 lo menciona como “mecanismos alternativos de resolución de controversias”. Es necesario explicar esto.
Los arbitrajes independientes son actividades realizadas por bufetes o firmas especializadas en temas específicos, aceptadas por ambas partes. Son contratados para canalizar negociaciones, debatir controversias, establecer decisiones y organizar arreglos de modo privado y oportuno.
No se puede confundir esto con colocar los asuntos venezolanos en la mesa de un juez demócrata o republicano en Nueva York, tal como era usual antes de la ley de 2002.
En caso de que PDVSA acuda a un arbitraje independiente, la LOH establece que los criterios para tal caso se regirán conforme a lo señalado en el Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley Orgánica de la Procuraduría General de la República y la Ley de Arbitraje Comercial, según el nuevo Artículo 8. Es decir, no hay un deslinde de los órganos del Estado frente a estos asuntos.
Conviene mencionar que, en la práctica, muchas empresas preferirían realizar arreglos amistosos o arbitrajes en casos de controversias con PDVSA, en lugar de acudir a tribunales venezolanos. La LOH otorga incentivos para construir confianza —seguridad jurídica— dirigida a las empresas para que inviertan en Venezuela, pero destaca la necesidad de trabajar con transparencia y evitar fricciones y controversias, pues, según la LOH, la última palabra sigue recayendo en tribunales venezolanos.
