El 3 de enero de 2026, Venezuela se enmudeció. La operación militar estadounidense que culminó con el traslado de Nicolás Maduro, presidente no reconocido por Washington, a una prisión en Nueva York para enfrentar cargos penales no solo alteró el equilibrio de poder interno, sino que transformó, en cuestión de días, un escenario político aparentemente estancado, con impactos inmediatos sobre el presente y el futuro del país y de su industria petrolera.
En el vacío de poder generado por esa intervención, el 5 de enero Delcy Rodríguez, hasta entonces vicepresidenta, fue juramentada como presidenta interina ante la Asamblea Nacional para garantizar la continuidad del Estado. Ese mismo impulso institucional se tradujo muy pronto en decisiones concretas: apenas cuatro días después, el 9 de enero firmó el Decreto N.º5.207, eximiendo del IVA y otros tributos a las importaciones y ventas de combustibles derivados de hidrocarburos, así como a insumos y aditivos para mejorar la calidad de la gasolina. Aunque pasó relativamente desapercibido en medio de la conmoción política, ese decreto fue uno de los primeros actos normativos en materia energética y fiscal de su administración transicional, más que una simple medida tributaria: un movimiento técnico orientado a reconfigurar el marco legal del sector petrolero en función de una posible flexibilización de sanciones externas.
Veinte días más tarde, la serie de transformaciones adquirió otra magnitud: el 29 de enero la Asamblea Nacional aprobó y Delcy Rodríguez promulgó la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, modificando el marco fiscal y contractual del sector petrolero para atraer inversión extranjera. Esta reforma fue acompañada, de manera casi simultánea, por acciones de la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) de Estados Unidos, que comenzaron a emitir licencias generales para aliviar parcialmente el régimen de sanciones energéticas, marcando una inédita coordinación entre cambios normativos internos y acciones regulatorias desde Washington.
Convergencia histórica de intereses energéticos entre Venezuela y EE.UU.
No es la primera vez que los intereses energéticos de Venezuela y Estados Unidos convergen en un momento de alta tensión política, nacional e internacional. En 1943, Venezuela emprendió una reforma histórica de su Ley de Hidrocarburos, en plena Segunda Guerra Mundial, para exigir mayores beneficios tributarios y regalías derivados de la explotación de su petróleo por parte de compañías extranjeras.
Documentos diplomáticos del Foreign Relations of the United States muestran que el Departamento de Estado actuó entonces como intermediario político entre Caracas y las grandes petroleras internacionales, con el fin de que estas aceptaran las exigencias venezolanas sin poner en riesgo el suministro de crudo a los aliados en un momento crucial de la guerra, procurando evitar una ruptura similar a la provocada por la expropiación petrolera mexicana de 1938, cuando fueron nacionalizados los activos de 17 compañías extranjeras, principalmente estadounidenses y británicas, que controlaban esa industria.
Ocho décadas después, aunque en condiciones muy distintas, esa convergencia vuelve a presentarse. Esta vez, Washington interviene para facilitar el acceso de empresas petroleras, principalmente estadounidenses, a los vastos yacimientos venezolanos, con el objetivo de asegurar su propia seguridad energética en un contexto global incierto.
La diferencia esencial es que, mientras en 1943 Venezuela negociaba desde una industria vigorosa y en expansión, en 2026 lo hace desde la urgencia de revertir un colapso productivo autoinfligido.
Recursos estratégicos en un nuevo orden energético hemisférico
El interés de EE. UU. y otras potencias mundiales en Venezuela provienen de la concentración en su territorio de las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, estimadas en 303 mil millones de barriles. Un potencial que podría ser aún mayor, según un estudio del U.S. Geological Survey, que las calcula en una media de 513 mil millones de barriles técnicamente recuperables en la Faja del Orinoco, con un rango entre 380 y 652 mil millones.
Con esas cifras, el potencial venezolano rivaliza con las reservas probadas de los mayores productores individuales del Medio Oriente. Si a ello se suman las reservas de Canadá, cercanas a 163 mil millones de barriles, de EE.UU., (48,325 mil millones) y el crecimiento de Brasil (16,800 mil millones) y Guyana (11 mil millones), el hemisferio occidental se perfila como unnuevo polo de recursos de alcance global.
Hoy, el Medio Oriente concentra aproximadamente 848 mil millones de barriles de reservas probadas, cerca de la mitad del total mundial. Sin embargo, la combinación de reservas probadas y recursos técnicamente recuperables en el continente americano sugiere que, bajo condiciones de estabilidad e inversión tecnológica, el centro de gravedad energético empieza a desplazarse hacia el hemisferio occidental. En este marco, la convergencia de 2026 de EE.UU., con Venezuela no parece un hecho coyuntural, sino el preludio de un nuevo equilibrio energético hemisférico.
La arquitectura jurídica de la reactivación: la Apertura Petrolera 2.0
La historia de la reapertura petrolera de 2026 no comienza en 2026. Comienza en el ciclo normativo que definió el ascenso y la ruptura del modelo anterior.
La Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2001 consolidó jurídicamente la apertura petrolera 1.0 iniciada en los años noventa, basada en esquemas asociativos con capital privado que permitieron expandir la producción en un contexto de precios bajos. Su arquitectura buscaba algo más que atraer inversión: pretendía blindar institucionalmente un modelo mixto orientado a la eficiencia operativa y a la expansión sostenida. Durante ese ciclo, la producción venezolana superó los 3 millones de barriles diarios hacia 1997, reflejo del impacto expansivo de los esquemas asociativos. (Gráfico 1), reduciendo la discrecionalidad política y ofreciendo reglas estables para el capital internacional.
Las consecuencias trascendieron lo productivo. La llamada “nacionalización” desencadenó una ola de arbitrajes internacionales que ordenaron indemnizaciones multimillonarias, entre ellas el laudo a favor de ConocoPhillips, que otorgó aproximadamente US $8.400 millones por expropiación ilegal, más US $286 millones por acciones discriminatorias vinculadas al Acuerdo de Asociación de Petrozuata, elevando el total a cerca de US $8.7 mil millones. En el caso de ExxonMobil, otro tribunal arbitral concedió aproximadamente US $2.0 mil millones por la expropiación de activos en la Faja del Orinoco.
La reforma de 2026 surge en un escenario opuesto: contracción productiva, deterioro de infraestructura y presión geopolítica. No responde a expansión de renta, sino a su reducción; no amplía control estatal, sino que intenta reconstruir y reducir su capacidad operativa.
En ese contexto, la LOH 2026 incorpora incentivos como el impuesto integrado con tope del 15 % y mantiene la regalía con techo legal del 30 %, pero faculta al Ejecutivo a modularla por proyecto y fase conforme a criterios definidos por la ley: naturaleza del yacimiento, inversión requerida, economicidad y competitividad, en coherencia con el principio de equilibrio económico-financiero del artículo 26.
Asimismo, la reforma suprime o integra dentro del nuevo esquema fiscal una serie de cargas que habían sido incorporadas o reforzadas en el ciclo de la reforma de 2006, previstas tanto en la LOH como en leyes especiales conexas. Entre ellas se encontraban las contribuciones por precios extraordinarios y exorbitantes del mercado internacional, los aportes al Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN), el impuesto sobre la renta con alícuotas diferenciadas para actividades petroleras, el impuesto a las grandes transacciones financieras, la contribución al deporte prevista en la Ley Orgánica del Deporte, la Actividad Física y la Educación Física, los aportes obligatorios a fondos sociales, así como diversos tributos municipales, incluyendo el impuesto sobre actividades económicas y tasas por servicios administrativos y logísticos, que impactaban la estructura de costos de las empresas mixtas.
Además, el artículo 36 introduce un cambio sustancial al permitir que el accionista minoritario de la empresa mixta pueda comercializar directamente la totalidad o una cuota de su producción, previa autorización del Ejecutivo, rompiendo con el esquema anterior que obligaba a entregar el crudo a PDVSA para su comercialización. El énfasis vuelve así a la viabilidad económica, la rentabilidad de los proyectos y la estabilidad contractual.
En materia de solución de controversias, el artículo 8 reconoce expresamente los mecanismos alternativos, incluyendo mediación y arbitraje, junto a la jurisdicción nacional. La ley no impone el arbitraje ni excluye los tribunales venezolanos, pero abandona la lógica de prohibición implícita que caracterizó el ciclo posterior a 2006.
En conjunto, estas modificaciones configuran lo que puede entenderse como una Apertura Petrolera 2.0: no una repetición del modelo de los años noventa, sino una reconstrucción condicionada por un entorno jurídico y geopolítico hemisférico distinto, en el que la viabilidad económica, la seguridad jurídica y la compatibilidad regulatoria se convierten en ejes centrales de la política energética.
Licencias y condicionalidad: la habilitación externa de la Apertura 2.0
En el entorno en el cual se impulsa la Apertura Petrolera 2.0, la reforma de la LOH 2026, por sí sola, resulta insuficiente. Por ello, el Departamento del Tesoro de Estados Unidos, a través de la OFAC, ha emitido desde el 29 de enero de 2026 una serie de licencias generales que flexibilizan parcialmente el régimen sancionatorio aplicable al sector petrolero venezolano.
Estas licencias no implican un levantamiento general de sanciones, sino una habilitación gradual y condicionada. En particular, la GL 46 y GL 46A que autorizan actividades vinculadas al comercio de petróleo venezolano, pero mantienen límites estructurales: no permiten nuevos contratos de exploración o inversión upstream; prohíben pagos en oro, criptomonedas o esquemas no comercialmente razonables; excluyen transacciones con personas o entidades vinculadas a países sancionados como Rusia, Irán, Corea del Norte o Cuba, y en ciertos casos entidades asociadas a China, y exigen que las operaciones se sometan a la legislación estadounidense. Las GL49 y GL50 del 13 de febrero van más allá, habilitando contratos de inversión y operaciones upstream de entidades calificadas.
Más que una coincidencia, lo ocurrido sugiere una sincronización estratégica de facto: mientras Venezuela restablecía las condiciones jurídicas para la reactivación de su industria petrolera, las licencias estadounidenses delimitan el perímetro operativo dentro del cual esa reactivación puede materializarse.
Acceda a un resumen de las licencias emitidas por la OFAC sobre: contenido, límites e impacto operativo, aquí.
Reactivación condicionada
El nuevo marco, que combina la LOH 2026 y las licencias de la OFAC, ofrece a Venezuela la posibilidad de recuperar el funcionamiento de su industria petrolera, atraer capital y restablecer flujos comerciales, dentro de un entorno de compatibilidad regulatoria construido en tiempo récord. Para Estados Unidos, esta arquitectura reduce vulnerabilidades energéticas externas y refuerza su seguridad regional, sin renunciar a la capacidad de modular el régimen de sanciones como instrumento de política exterior.
Adicionalmente, los acontecimientos posteriores al 3 de enero permitieron a Washington reposicionarse en un espacio donde Rusia y China habían ampliado su influencia durante las últimas dos décadas, sin necesidad de confrontación directa.
Sin embargo, el alcance real de esta nueva etapa dependerá de factores que trascienden el diseño fiscal y la habilitación externa. Requerirá estabilidad institucional, funcionamiento efectivo del Estado de derecho y capacidad de construir consensos duraderos sobre el rumbo energético y democrático del país.
Si esas condiciones se consolidan, la Apertura Petrolera 2.0 podrá convertirse en un catalizador de recuperación económica, modernización productiva, bienestar social y plena autonomía para dirigir su política energética. Venezuela cuenta además con un activo estratégico adicional: una matriz eléctrica históricamente sustentada en generación hidroeléctrica que, en su mejor momento, superó el 70 % de la generación total. Su recuperación resulta indispensable para reactivar la industria petrolera, fortalecer la seguridad energética interna y proyectar nuevamente al país como referente regional en generación limpia, en coherencia con el artículo 1 de la LOH reformada, que incorpora la protección ambiental y la adecuación progresiva a la transición energética como principios rectores del sector.
