Por más de un siglo, la historia política de Venezuela ha girado alrededor de una misma pregunta: quién controla el petróleo y bajo qué reglas. En 2026, esa pregunta vuelve a plantearse con fuerza, pero en un contexto radicalmente distinto. La reforma de la Ley de Hidrocarburos ejecutada por el interinato de Delcy Rodríguez, junto con la Licencia General 46 del Departamento del Tesoro de Estados Unidos y el mecanismo de custodia financiera conocido como Foreign Government Deposit Funds (FGDF), ha reabierto el sector petrolero venezolano. Pero ¿quién lo controla?

Para entender lo que está en juego, conviene mirar el presente a la luz de dos momentos históricos que marcaron el rumbo del país: las concesiones otorgadas durante la dictadura de Juan Vicente Gómez a comienzos del siglo XX y la nacionalización petrolera de 1976. La comparación revela un patrón inquietante: Venezuela vuelve a producir petróleo, pero bajo un régimen legal que combina apertura, centralización del poder y una forma inédita de tutela externa.

Del control parlamentario a la discrecionalidad administrativa

El corazón de la reforma de 2026 no reside en la retórica de la modernización, sino en una transformación institucional de fondo: la supresión del control parlamentario sobre los contratos petroleros y, con ello, la desactivación de facto del carácter estratégico del petróleo como instrumento de soberanía y desarrollo nacional. Durante décadas, ese control funcionó como un filtro público imperfecto, pero relevante. Obligar a que los contratos pasaran por el Parlamento imponía costos políticos, dejaba registros y ofrecía un mínimo de trazabilidad en un país con instituciones judiciales débiles.

La nueva ley elimina ese contrapeso y concentra todo el poder contractual en manos del Ejecutivo, a través del Ministerio de Hidrocarburos. No lo reemplaza con auditorías externas obligatorias, ni con la publicación íntegra de contratos, anexos y adendas, ni con un regulador autónomo. El resultado es un proceso más expedito, pero también más opaco. El contrato petrolero deja de ser un acto político-público y pasa a ser uno administrativo cerrado, fuera del ojo público.

En términos de gobernanza, esto implica que el mismo ministerio diseña el contrato, aprueba al operador, define los incentivos fiscales, puede modificar términos y supervisa su cumplimiento. Se rompen así principios básicos de separación entre regulador, contratante y supervisor. La apuesta es política: atraer inversión disciplinando al propio Ejecutivo por la necesidad de resultados: incremento de la producción petrolera. El riesgo es estructural: arbitrariedad legal después del hecho.

Operación privada y el control de la caja

La reforma también permite que las compañías privadas (IOC) no solo operen técnicamente los campos, sino que comercialicen directamente el crudo. En teoría, esto puede ser una modernización necesaria en una industria que fue devastada por las administraciones de Chávez y Maduro. En la práctica, desplaza el centro del poder hacia quien controla el flujo de caja.

En el negocio petrolero, la soberanía no reside solo en la propiedad formal del subsuelo, sino en el control del llamado money pipe: quién vende, cuándo cobra y cómo fluye el dinero. Si el operador privado administra la comercialización y luego transfiere al Estado regalías o impuestos previamente pactados, el Estado deja de controlar el flujo primario: extracción y venta, y pasa a depender de lo que recibe después.

La titularidad jurídica queda en el papel; el poder efectivo se mueve hacia quien maneja la caja diaria. Sin auditorías externas ni reglas de transparencia robustas, ese espacio se convierte en un terreno opaco de negociación permanente.

Flexibilidad fiscal: inversión rápida, reglas débiles

Otro eje central de la reforma ejecutada por Delcy Rodríguez es la flexibilización fiscal. Regalías e impuestos pueden reducirse por decisión del Ejecutivo, proyecto por proyecto. Esto puede atraer inversión de corto plazo —campos maduros, recuperación secundaria—, pero no constituye un régimen fiscal estable. Se parece más a un sistema de exenciones negociadas caso por caso.

La diferencia no es semántica. Un régimen fiscal moderno se basa en fórmulas claras y previsibles. Aquí, el inversionista no planifica sobre reglas, sino sobre relaciones de negocio. Además, la aparición de un nuevo impuesto de hidrocarburos aún no reglamentado introduce una incertidumbre adicional: nadie modela con precisión un proyecto cuando parte de la carga fiscal está “pendiente de definición”.

La evidencia comparada resulta ilustrativa. Entre 1973 y 1981, Nigeria operó bajo arreglos contractuales y fiscales marcados por alivios discrecionales, renegociaciones recurrentes y una elevada dependencia de intermediación política, lo que erosionó la previsibilidad institucional del sector petrolero. El resultado fue inversión intermitente, corrupción elevada y una renta que no se tradujo en bienestar sostenido. Irak, después de 2003, bajo gobiernos intensamente tutelados por Estados Unidos, la flexibilización contractual buscó atraer capital en un contexto de Estado frágil: la producción creció, pero la institucionalidad no la acompañó. Venezuela hoy se parece más a esos modelos que a un sistema fiscal moderno: reglas frágiles, discrecionalidad alta y poder concentrado.

Arbitraje ambiguo, riesgo real

La ley introduce el arbitraje como mecanismo de resolución de disputas, pero sin especificar claramente si será nacional o internacional, ni bajo qué reglas. Para un inversionista serio, el arbitraje internacional institucionalizado —como el de la Cámara de Comercio Internacional (ICC), la Corte de Arbitraje Internacional de Londres (LCIA) o el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (ICSID, Banco Mundial)— es un seguro básico en países con justicia politizada. Un arbitraje ad hoc negociado con el mismo ministerio que es parte de la disputa no reduce el riesgo; lo incrementa.

Aquí, la palabra “arbitraje” mejora el titular, pero la letra pequeña define si el capital llega de forma estructural o solo como apuesta de corto plazo.

Reservas no son bienestar

El discurso del interinato insiste en que la reforma permitirá convertir reservas en bienestar. La historia petrolera sugiere cautela. Las reservas no se comen. Para transformarlas en bienestar se necesita inversión sostenida, logística, diluyentes, electricidad, seguridad, talento y estabilidad contractual. La reforma puede destrabar contratos; no garantiza gobernanza.

El principal cuello de botella hoy no es el capital —existe capital dispuesto a entrar si hay rentabilidad— ni siquiera la capacidad operativa, deteriorada pero recuperable. Es la confianza. Sin reglas creíbles y protección del flujo de caja, el capital entra poco, caro y con horizonte corto. Primero confianza; luego capital; después operación.

Gómez, Delcy y la tutela del siglo XXI

La comparación histórica es reveladora. Bajo Juan Vicente Gómez, el petróleo venezolano se desarrolló mediante concesiones amplias a compañías extranjeras. El Estado cedía control operativo y jurídico a cambio de renta y estabilidad. En 1976, la nacionalización invirtió ese esquema: el Estado retomó el control total de la industria y de la renta.

El modelo de 2026 introduce una lógica distinta. El Estado mantiene la titularidad formal del recurso, pero transfiere el control operativo y contractual y, a través del FGDF, admite una custodia externa del excedente. No se trata ni de la concesión clásica de comienzos del siglo XX ni de la soberanía rentista de los años setenta. Es un arreglo híbrido: soberanía jurídica acompañada de una dependencia funcional efectiva.

La Licencia General 46 de la OFAC permite que el petróleo venezolano vuelva al mercado estadounidense, pero bajo condiciones estrictas: contratos regidos por ley estadounidense, exclusión de ciertos actores geopolíticos y pagos canalizados a cuentas bajo control del Tesoro de Estados Unidos. El petróleo fluye; la caja espera.

¿Fortaleza política o fractura futura?

En el corto plazo, la reforma fortalece al Ejecutivo. Le da velocidad en la toma de decisión, margen de maniobra y narrativa de reactivación. Pero también causa fracturas: dentro del chavismomadurismo, entre quienes dependen del control de la renta y quienes apuestan por normalizar con privados; y en la sociedad, donde una apertura sin transparencia alimenta el relato de “entrega de la soberanía”.

La historia petrolera venezolana es implacable con los atajos. Sin controles públicos, auditoría independiente y reglas estables, la inversión puede llegar. El bienestar, no necesariamente.

Conclusión

Venezuela vuelve a producir y a exportar. Pero la pregunta decisiva no es cuántos barriles, sino quién manda sobre ellos. En petróleo, quien cobra primero manda. Y hoy, entre la discrecionalidad del Ejecutivo y la custodia externa del excedente, el control real del recurso ha quedado definitivamente fuera del alcance del ciudadano venezolano.

El país sigue siendo dueño del petróleo en los papeles. Pero ya no decide plenamente sobre él. Ese es el dilema del nuevo ciclo del petróleo venezolano. Y su desenlace, como siempre, dependerá menos del crudo que de las reglas.

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