La Tabla
El Departamento del Tesoro de Estados Unidos emitió la Licencia General N.º 46, una modficación sustancial al régimen de sanciones que regula las operaciones con petróleo venezolano. Por primera vez desde la imposición de las restricciones en 2019, Washington autoriza todas las actividades de la cadena petrolera, desde la extracción hasta la comercialización internacional, aunque bajo un esquema de control jurídico y financiero sin precedentes. Hasta ahora, solo se permitían operaciones mínimas destinadas a evitar daños a la infraestructura o riesgos para la seguridad industrial.
La nueva licencia habilita a entidades estadounidenses establecidas a participar en la producción, transporte, refinación, almacenamiento y venta de crudo venezolano. Sin embargo, cada una de estas actividades queda condicionada a un conjunto de requisitos formales que reconfiguran por completo la relación comercial con PDVSA. Entre ellos destaca la obligación de que todos los contratos se rijan por leyes estadounidenses y que cualquier disputa se resuelva exclusivamente en tribunales de Estados Unidos.
Otro cambio estructural es el manejo de los pagos. Cualquier monto destinado a personas o entidades bloqueadas debe canalizarse a través del fondo especial creado por la Orden Ejecutiva del 9 de enero de 2026, firmada por el presidente Donald Trump, lo que garantiza que los ingresos no queden bajo control directo del Gobierno venezolano.
Aunque la licencia amplía el margen operativo, mantiene prohibiciones estrictas: no se permiten pagos en oro ni en criptomonedas emitidas por Venezuela, ni transacciones con actores vinculados a Rusia, Irán, Cuba, Corea del Norte o China. Además, se exige un sistema de reportes periódicos al Departamento de Estado y al Departamento de Energía, detallando volúmenes, destinos, valores y cualquier pago al Estado venezolano.
Entre los elementos menos visibles pero cruciales figuran la autorización para contratar seguros marítimos, servicios portuarios y swaps de crudo o diluyentes, aspectos logísticos que determinan la viabilidad real de las operaciones. La Licencia 46 abre la puerta a un flujo petrolero más amplio, pero bajo un marco que centraliza el control en manos de Washington y redefine las reglas del juego para PDVSA y sus contrapartes.
Las nuevas reglas de juego del negocio petrolero en Venezuela
La Asamblea Nacional de Venezuela aprobó este jueves por unanimidad el proyecto de reforma parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos en su segunda discusión.
"Felicito al pueblo de Venezuela.
Solo cosas buenas vendrán después del sufrimiento, solo cosas buenas para todos y para todas, que debemos construir juntas y juntos, independientemente de cómo pensemos, [para] la prosperidad de nuestra República",
sostuvo al término de la votación el presidente del Legislativo, Jorge Rodríguez, en medio de aplausos.
El dirigente socialista
felicitó los esfuerzos de la Comisión de Energía y Petróleo del Parlamento y a los trabajadores del sector hidrocarburífero, así como el compromiso de la bancada oficialista y las bancadas opositoras para contribuir al debate y sistematizar las más de 120 propuestas que recibieron por parte de la población.
Adaptación a los nuevos tiempos
El proyecto de reforma a esta ley, aprobada en 2006, fue
presentada por la mandataria encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, durante su mensaje anual a la nación. Las modificaciones incorporan nuevos mecanismos de exploración, explotación y comercialización de petróleo y gas natural venezolano.
Este instrumento legal se sustenta en tres grandes pilares: modificaciones sobre las empresas operadoras, flexibilización de las regalías y el aumento de las garantías jurídicas para los inversores.
En esta norma, que consta de 18 artículos, se definen las tres modalidades de operación, a saber: empresas de exclusiva propiedad del Estado, mixtas con participación mayoritaria estatal y privadas domiciliadas en Venezuela bajo contrato.
"Una ley clara"
Tras la primera discusión comenzó la consulta pública del proyecto de ley con distintos sectores del país, que han hecho 80 propuestas, según el diputado Orlando Camacho. La presidenta interina, Delcy Rodríguez, que estuvo al frente de uno de estos encuentros,
afirmó que el país espera "
captar importantes flujos de la inversión nacional e internacional".
"Necesitamos adaptar la ley a esta nueva realidad. Es una norma respetuosa de nuestra soberanía y de nuestros principios, que incorpora todos los nuevos modelos de gestión", expresó.
Sobre la necesidad de la reforma al instrumento legal, manifestó que era un "buen plan para el futuro del país" y para la "consolidación de la cooperación energética internacional", a través de "una ley clara, con seguridad jurídica, con normas adaptadas a las prácticas internacionales" del sector energético.
Los contratos de participación productiva
En el texto se incluye la implementación de los llamados Contratos de Participación Productiva (CPP), donde las empresas propiedad del Estado y sus filiales pueden firmar convenios para el desarrollo de actividades primarias (exploración, extracción, recolección, transporte, almacenamiento, procesamiento, mejoramiento, refinación, industrialización y comercialización) con empresas privadas en el país, que asumen la gestión integral de los costos, cuenta y riesgos.
Con esta modalidad, el Estado no adquiere deudas y la retribución para las operadoras es la participación porcentual de los volúmenes fiscalizados. Además, conserva la propiedad sobre los yacimientos de hidrocarburos sobre los cuales las empresas operadoras desarrollarán las actividades primarias.
Así, al finalizar el contrato, todos las instalaciones y bienes construidos pasan a propiedad del Estado sin indemnización.
Este modelo se estableció en la Ley Antibloqueo (2020) y ha sido considerado "exitoso", puesto que el país suramericano, bajo ese esquema jurídico, captó 900 millones de dólares del sector hidrocarburos con la producción de 1,2 millones de barriles de crudo.
Así, la reforma da luz verde para que los accionistas comercialicen de forma directa su propia inversión, siempre que el precio de la venta sea mayor al obtenido por las empresas estatales y los ingresos sean declarados al Banco Central de Venezuela (BCV), al Ministerio con competencia en hidrocarburos y al sistema impositivo petrolero.
Las regalías
En segundo lugar, se propone un mecanismo que garantice la viabilidad de proyectos económicos en aquellos campos no desarrollados, conocidos como 'greenfields' (campos verdes), que "requieren un equilibrio para poder construir el régimen fiscal", expuso el presidente de la Comisión Permanente de Energía y Petróleo de la Asamblea, Orlando Camacho.
Camacho precisó que esos campos necesitan grandes inversiones, por lo que se propone que haya "alguna flexibilidad en las regalías" para que resulte más atractiva la inyección de recursos.
La regalía del Estado seguirá en 30 % sobre los volúmenes de hidrocarburos extraídos, pero el Ejecutivo puede reducirla hasta 20 % para empresas privadas que realicen actividades primarias; y hasta 15 % para empresas mixtas, cuando se demuestre que el proyecto no es económicamente viable con la tasa plena.
La regalía puede restituirse a 30 %, "cuando se demuestre que la economicidad del yacimiento pueda mantenerse con dicha restitución".
Por otro lado, el Impuesto de Extracción de un tercio se establece sobre los hidrocarburos líquidos extraídos, calculado sobre la misma base de la regalía y con posibilidad de deducir la regalía pagada. Este impuesto será devengado de manera mensual, junto con la regalía prevista por la empresa operadora que haga la extracción.
Este gravamen también puede reducirse por un tiempo estipulado hasta 20 % en los contratos con privados y 15 % con las empresas mixtas, cuando así lo decida el Ejecutivo. Entre las razones que pueden alegarse para la reducción de la tasa está la escasa rentabilidad de un yacimiento.
Garantías jurídicas
En tercer lugar, se propone aumentar las garantías jurídicas para la inversión en el sector de los hidrocarburos. Para ello, se ratifica que las controversias puedan solventarse en tribunales locales y se incorpora la mediación a través de mecanismos independientes, de acuerdo con lo establecido en la Constitución.
En el modelo de contrato se dispone la retribución mediante participación porcentual sobre volúmenes fiscalizados, el arrendamiento de activos estatales con pago de canon, la restitución de activos sin indemnización al concluir el contrato, el régimen tributario con empresas estatales como agentes de percepción y la cláusula de restablecimiento del equilibrio económico-financiero.
Necesidad de un cambio
En su exposición, Camacho llamó a recordar que el escenario energético internacional ha evolucionado "hacia un entorno de alta competitividad", en el que "los capitales fluyen hacia jurisdicciones que ofrecen no solo recursos probados, sino también marcos regulatorios predecibles y adaptables".
En ese sentido, el legislador consideró que, si bien la Ley Orgánica de Hidrocarburos supuso un "avance fundamental" para el país suramericano, tras 20 años "es necesario adoptar un nuevo instrumento que conforme a la evolución de los mercados de los hidrocarburos", que "se enfrenta a una transición energética acelerada y una volatilidad de precios".
Para él, el proyecto aprobado en su primera discusión es una "necesidad imperativa" para "permitir el desarrollo conjunto entre sectores públicos y privados", con la finalidad de incrementar el volumen de petróleo.
En su criterio, el enfoque del instrumento legal es la "paz productiva" y en el trilema energético, que busca equilibrar tres objetivos fundamentales: seguridad en el área (suministro fiable), equidad (precios asequibles) y sostenibilidad ambiental (reducción de emisiones).
Las sanciones y el paro petrolero
Durante su intervención en la sesión para debatir el proyecto de reforma, el diputado Jesús Faría expresó que debía tomarse en cuenta el bloqueo impuesto por EE.UU. contra la industria petrolera venezolana, que "generó un trastorno muy profundo en el desarrollo nacional desde 2017 con las primeras sanciones imperiales que apuntaban en contra de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)".
Esas medidas punitivas provocaron la salida de capitales, lo que "debilitó la producción", además de la prohibición sobre la venta de petróleo venezolano a otros países.
Por su parte, el parlamentario Miguel Pérez Abad recordó que tras el paro petrolero alentado por el sector empresarial opositor y Washington, entre 2001 y 2002, hubo pérdidas para el país de más de 13.000 millones de dólares, lo que hizo que el PIB cayera 24 %. "Un escenario catastrófico en ese momento", expresó.
Del mismo modo, reconoció que se necesita mucho capital para explotar el crudo pesado y extrapesado, por lo que estimó necesario un estímulo a las inversiones, ya que de los 270.000 millones de barriles de la Faja Petrolífera del Orinoco, solo se ha explotado 2,8 % en 88 años.
"Hacer esas inversiones requiere más de 100.000 millones de dólares en los próximos cinco años. De esa cifra, 80.000 estarían relacionados con la perforación, explotación, distribución, mientras que 20.000 tienen que ver con la infraestructura", precisó.
El juego sucio de Trump: El robo de petróleo de Venezuela por parte de EE. UU. se trata realmente de China
El ejército estadounidense ha incautado su séptimo petrolero vinculado a Venezuela, y todos menos uno de los barcos confiscados desde diciembre estaba involucrados en envíos de crudo a China.
En Davos, Trump se jactó abiertamente de "recoger" (léase: robar) 50 millones de barriles de petróleo venezolano, prometiendo venderlo y "dividir" las ganancias.
El esquema es simple: descargar crudo a corredores de materias primas y depositar el dinero en una alcancía controlada por el gobierno de EE. UU. en Qatar. Venezuelanalysis informa que los bancos privados venezolanos han recibido 300 millones de dólares, presumiblemente la parte de Caracas de los 500 millones de dólares en petróleo robado que EE. UU. vendió la semana pasada.
¿Dónde está China en todo esto?
Además de ser efectivamente excluida de ~650k bpd de petróleo venezolano por la agresión de EE. UU., China enfrenta otro problema: cobrar la asistencia de préstamos a Caracas (por un valor de ~10.000 millones de dólares, según AidData). La Casa Blanca le dijo a Reuters que la cuenta de Qatar no transferirá dinero a China.
Mientras tanto, el destino de la empresa conjunta CNPC-PDVSA Sinovensa y su capacidad de ~100k bpd es incierto, y Washington está intimidando a Caracas para que realice reformas que darán a los extranjeros la libertad de operar campos de forma independiente a través de un nuevo modelo de contrato mientras Trump presiona a las grandes petroleras estadounidenses para que regresen.
¿Cómo puede responder Pekín?
La pérdida de petróleo venezolano no hundirá a China.
Sus asociaciones con Rusia, Irán y los productores del Golfo dejan más que suficiente capacidad para sus necesidades.
Pero la pérdida de acceso al crudo pesado venezolano, más el preocupante precedente establecido por la agresión de EE. UU., justifica una respuesta enérgica que puede incluir:
- restricciones de exportación selectivas de minerales críticos (REE, metales tecnológicos). El momento es clave: golpear a EE. UU. antes de que encuentre fuentes alternativas
- incluir a las empresas energéticas estadounidenses en su lista de "entidades poco fiables" si se unen al reparto de las riquezas petroleras de Venezuela
- acelerar su expansión naval en los mares del Sur y Este de China para evitar la intimidación de EE. UU. en su patio trasero
- fortalecer las alianzas en el Sur Global, incluida Latinoamérica
- acelerar el impulso hacia el petroyuan y privar a EE. UU. de su "privilegio exorbitante"
EEUU. comenzará a producir menos petróleo a partir de 2027
La Agencia de Información Energética de EE. UU. (EIA) estima que la producción de crudo en EE. UU. alcanzó un máximo alrededor de 13,6 millones de barriles por día en 2025 y que puede mantenerse en un nivel similar durante 2026 antes de comenzar a bajar en 2027, con una caída proyectada a unos 13,3 millones de barriles por día para ese año.
Estimamos que la producción de crudo en EE. UU. estableció un nuevo récord de 13,6 millones de barriles por día en 2025. Pronosticamos que la producción total de crudo promediará de nuevo unos 13,6 millones de barriles por día este año. En 2027, esperamos que la producción disminuya a 13,3 millones de b/d, un 2% menos que nuestra previsión para 2026, afirma en el artículo de su web.
Si esto lo sumamos al hecho de que los países están sustituyendo sus reservas en dólares por oro, lo lógico es pensar que el criptodólar va a llegar demasiado tarde.
