Contratos petroleros, contrarreloj

De acuerdo con Google Maps, la ruta más corta para llegar al sector El Horcón, en el sur del lago de Maracaibo, estado Zulia, es por Valera, en el estado Trujillo. El trayecto toma entre 3 y 4 horas. Desde Maracaibo, bordeando el lago hasta el municipio Colón y Santa Bárbara del Zulia, son 6 horas por carretera. Por vía acuática, hay que abordar una lancha en Puerto Concha y navegar por el río hasta desembocar en el lago. Por vía aérea, el punto de entrada es El Vigía; desde allí, otras dos horas hasta el municipio Colón.

Cualquiera que sea la ruta, el trayecto es largo, sin servicios estables y con escasa actividad fuera del ámbito rural.

El Horcón entró al radar el 16 de junio, cuando Repsol suscribió un acuerdo para extender sus operaciones en la zona de Barúa-Motatán, donde ya participa con 40% en la empresa mixta Petroquiriquire junto a Petróleos de Venezuela (PDVSA). La producción de Petroquiriquire fue de 35.000 barriles en mayo, según registros oficiales.

Hasta esa fecha, El Horcón apenas aparecía en reportes oficiales. Dos pozos exploratorios perforados allí fueron abandonados en 2016 sin resultados comerciales. El área no tiene data sísmica actualizada ni infraestructura relevante —algo infrecuente en Venezuela, donde más de un siglo de explotación petrolera dejó yacimientos rodeados de urbanismos, carreteras y aeropuertos.

La extensión territorial de Petroquiriquire deja muchas preguntas abiertas. El Horcón es, por ahora, un "hueso" para Repsol. La geología del piedemonte andino y del sur del lago es compleja; perforar pozos exploratorios en esa zona es costoso y de resultado incierto.

Lo que tampoco está claro son los términos del acuerdo. La reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos amplió la discrecionalidad del Ministerio para autorizar rebajas de regalía, impuesto integrado e impuesto sobre la renta según las características de cada proyecto. Esas condiciones no se han hecho públicas para Horcón, ni para los acuerdos firmados con Chevron, BP o Shell —esta última regresa al país más interesada en el gas costa afuera para procesarlo en Trinidad y Tobago que en construir infraestructura en tierra firme. Sin acceso a los contratos, no es posible comparar modelos, compromisos de inversión ni tratamiento fiscal por proyecto.

La reforma, publicada el 29 de enero en la Gaceta Oficial Extraordinaria N.º 6.978, estableció un plazo de 180 días para que el Ministerio evalúe y adecúe los negocios petroleros vigentes: empresas mixtas, contratos de participación productiva, acuerdos de servicios y alianzas estratégicas técnico-financieras. El plazo vence el 28 de julio.

Hasta ahora, el número de adecuaciones anunciadas públicamente es reducido frente al universo de contratos vigentes. Las compañías que no migren antes del vencimiento no perderán automáticamente sus derechos contractuales, pero podrían quedar fuera de los beneficios fiscales contemplados en la reforma —o enfrentar nuevas negociaciones en un momento de menor certeza regulatoria.

El principal problema es que ese plazo llega sin reglamento. Ese instrumento es el que debe definir los criterios para modificar contratos, autorizar rebajas tributarias y establecer las condiciones económicas aplicables a cada tipo de proyecto. Sin él, las empresas no pueden evaluar con precisión qué implica migrar ni qué obtienen a cambio.

Mientras ese reglamento no se publique, el nuevo esquema fiscal no puede medirse en términos reales. Estimaciones del sector privado apuntan a que el government take o cargas fiscal podría bajar del 94% actual hasta 77% en campos maduros, 54% en greenfields o nuevos proyectos y 68% en desarrollos costa afuera. Si esos números se confirman en el reglamento, Venezuela pasaría a ser competitiva frente a Brasil, Guyana, Argentina y Colombia en los portafolios de las grandes compañías. Por ahora son proyecciones; no hay contratos publicados que las respalden.

Los especialistas tributarios del sector prefieren no adelantar posiciones. Esperan ver el reglamento, los contratos definitivos y la lista de empresas que hayan aceptado la migración.

El doblete sísmico del 24 de junio no afectó las operaciones petroleras de forma significativa. Chevron, Eni, Repsol y Shell confirmaron personal localizado y activos operativos. Pero con el gobierno enfocado en la emergencia nacional, la probabilidad de que el reglamento de la LOH se publique antes del 28 de julio es aún menor.

El punto de referencia que circula en algunos análisis de mercado es Siria. Tras la caída del régimen de Al-Assad en diciembre de 2024, el nuevo gobierno tardó menos de dos meses en suscribir sus primeros acuerdos energéticos preliminares y alcanzó su primer contrato comercial operativo —con ConocoPhillips y Novaterra Energy— en junio de 2026. Si ese calendario sirve como parámetro, Venezuela, con una transición más compleja y un marco sancionatorio todavía vigente, difícilmente mostrará contratos operativos consolidados antes de que concluya el año.

El Horcón sigue quedando lejos.