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Rentabilidad y fiscalidad petrolera en Venezuela: evaluación
económica de la reforma legal
Oil profitability and fiscal regime in Venezuela:
economic assessment of the legal reform
DOI: https://doi.org/10.5281/zenodo.21810276
Recibido: 2026-05-12 Aceptado: 2026-06-15
Sánchez Piñerúa, Carlos Ernesto
1
Correo: cesanchezp1996@gmail.com
Orcid: https://orcid.org/0009-0000-3737-766X
Resumen
Este artículo analiza el impacto del marco fiscal petrolero venezolano en la rentabilidad de tres
proyectos (brownfield, off-shore y greenfield), comparando el régimen previo (2006-2026) con la
reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos mediante modelos de flujo de caja y simulaciones
de Montecarlo. Los resultados muestran que en el marco anterior la rentabilidad se ubicó en
25,41% de los escenarios, influenciada por distorsiones como la CEPEYE, que elevaban el
government take sobre el 90%. Bajo el nuevo régimen con alícuotas máximas, la viabilidad
empeora bajando al 5,93%, elevándose el break-even a 78,20 USD/Bbl. Visto esto, el estudio
consideró activar la cláusula de equilibrio económico-financiero contemplada en la ley.
Concluyendo que las alícuotas deben ajustarse de forma dinámica según la complejidad técnica
del campo. Así, dicha cláusula debe ser un componente estructural y permanente, y no una
excepción, para viabilizar proyectos de alto riesgo.
Palabras clave: government take, flujo de caja libre, eficiencia de inversión, Ley Orgánica de
Hidrocarburos.
Abstract
This article analyzes the impact of the Venezuelan oil fiscal framework on the profitability of three
types of projects (brownfield, offshore, and greenfield) by comparing the previous regime (2006–
2026) with the reform of the Organic Hydrocarbons Law, using cash flow models and Monte Carlo
simulations. The results show that in the previous framework, profitability was at 25.41% of the
scenarios, influenced by distortions such as CEPEYE, which raised the government take above
90%. Under the new regime with maximum tax rates, viability deteriorates—dropping to 5.93%—
while the break-even price rises to USD 78.20 per barrel. In light of this, the study considered
invoking the economic-financial equilibrium clause provided for in the law, concluding that tax rates
should be adjusted dynamically based on the technical complexity of the field. Consequently, this
1
Economista. Esp. en Política y Comercio Internacional del Petróleo. Mg. en Finanzas. Universidad Central de
Venezuela. Caracas, Venezuela.
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clause should serve as a structural and permanent component—rather than an exception—to
ensure the viability of high-risk projects.
Keywords: government take, free cash flow, investment efficiency, Organic Hydrocarbons Law.
Introducción
La industria de hidrocarburos exige inversiones intensivas, largos plazos y alta
incertidumbre, por lo que, las decisiones de inversión dependen de indicadores financieros (VPN,
TIR) fuertemente condicionados por el entorno fiscal (Benninger et al., 2024). Los regímenes
fiscales buscan equilibrar un dilema central: maximizar la captura de la renta estatal y, a la vez,
mantener estímulos para atraer capital (Johnston, 1994; Tordo et al., 2010). La literatura
demuestra que los sistemas rígidos o con alta carga temprana desalientan la inversión —
especialmente, en proyectos complejos como off shore o crudo extra pesado—, mientras que los
esquemas flexibles y progresivos preservan la viabilidad del proyecto (Smith, 2020; Benninger et
al., 2024). A nivel global, la competencia por capital ante la volatilidad de precios a la baja ha
impulsado reformas hacia la flexibilización tributaria (Mohamed et al., 2022).
En Venezuela, el régimen de 2006 redujo la atracción de inversiones debido a su elevada
carga fiscal (Smith, 2020). En respuesta, la reforma legal de 2026 introdujo cambios para
flexibilizar el sistema y facilitar el capital privado, cuya efectividad requiere evaluación cuantitativa.
Por ello, este trabajo analiza el impacto de distintas configuraciones fiscales sobre la rentabilidad
de tres proyectos tipo (Greenfield, Brownfield y Off-shore). Mediante modelos de flujo de caja
libre, se estiman los indicadores financieros y el government take bajo tres escenarios: marco
anterior (2006-2026), esquema general de alícuotas máximas vigentes (2026) y configuración
optimizada según los incentivos de la ley reformada. Así, el estudio aporta evidencia para diseñar
un régimen competitivo que equilibre la renta pública con la atracción de inversión privada.
1. Fundamentos teóricos
1.1. Antecedentes de investigación
Diversos autores han analizado la relación entre los regímenes fiscales petroleros y la
rentabilidad de los proyectos upstream, bajo investigaciones tipo explicativas y métodos
cuantitativos cuasi experimentales, para ilustrar su impacto en la atracción de inversión y en la
distribución de la renta entre el Estado y los inversionistas.
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En este sentido, Khelil (1995), en su estudio relacionado con los sistemas fiscales para el
petróleo, examinó la forma como éstos influyen en la competencia internacional por captar capital
para actividades de exploración y producción, identificando al government take como el factor
determinante en la competitividad de una jurisdicción.
Al analizar 226 regímenes fiscales, el estudio demostró que la carga impositiva efectiva y
las tasas de remuneración estatal guardan una estrecha relación con las condiciones geológicas
del país. En consecuencia, concluye que, aunque los gobiernos busquen maximizar su captura
de renta, una carga fiscal excesiva desalienta la inversión y frena el desarrollo de los yacimientos
técnicamente más complejos.
Otro aporte relacionado con la participación del gobierno en la exploración y producción de
petróleo, lo hacen Marten, Whittaker y de Bourio (2015), estos autores concluyeron que el
government take debe interpretarse según el precio del petróleo, el riesgo, los costos y la
temporalidad de los flujos de caja. Por ello, un mismo esquema fiscal impacta de forma diferente
a proyectos con distintas características técnicas y geológicas, exigiendo evaluaciones
económicas integrales. Asimismo, los regímenes fiscales flexibles y adaptables a la volatilidad
del mercado estimulan una mayor atracción de capital y tecnología.
Por su parte, Smith (2020) analizó el marco fiscal petrolero venezolano modelando diversos
proyectos (incluyendo la Faja del Orinoco) mediante flujos de caja descontados para evaluar su
viabilidad a través de indicadores como VPN, TIR y government take.
Los resultados evidenciaron que la elevada carga impositiva reducía la rentabilidad y el
atractivo para el capital privado, afectando principalmente a los desarrollos con alta inversión
inicial y largos períodos de recuperación. Por ello, el autor propuso implementar regalías de
escala variable (sliding scale royalty) vinculadas a los precios, la rentabilidad y la productividad
durante la fase inicial de los proyectos.
1.2. Base teórica
Para este trabajo de investigación, se tomó en cuenta un conjunto de conceptos de
matemática financiera que son recurrentes para la evaluación económica de proyectos.
Utilidad operativa
La utilidad operativa se refiere a los beneficios económicos estrictamente por las
operaciones principales de las empresas. La utilidad operativa de una empresa en el período “n”
se puede calcular mediante la siguiente ecuación:
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donde,
UO: Utilidad operativa en el período “n”.
I: Ingresos en el período “n”.
OPEX: gastos operativos en el período “n”.
Reg: Regalías a favor del Estado en el período “n”.
Dp: Depreciación de activos en el período “n”.
Imp: Impuestos y contribuciones especiales pagadas al Estado en el período “n” antes del
cálculo de la utilidad operativa.
Flujo de caja libre
El flujo de caja libre de una empresa en el período “n” viene representado por la siguiente
fórmula:
donde,
FCL: Flujo de caja libre en el período “n”.
UO: Utilidad operativa en el período “n”.
CAPEX: Intereses de deuda en el período “n”.
INT: Inversiones de capital en el período “n”.
Dp: Depreciación de activos en el período “n”.
Imp: Impuestos y contribuciones especiales pagadas al Estado en el período “n” después del
cálculo de la utilidad operativa.
Tasa de descuento
Aunque el valor nominal del dinero se mantiene, su valor real se degrada con el tiempo
debido a la tasa de interés, el riesgo de inversión y la inflación (Blank & Tarquin, 2015). Por lo
tanto, la tasa de descuento se utiliza para actualizar el valor real de los flujos de caja proyectados
al presente.
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Valor presente neto
Se refiere al valor descontado de los flujos de efectivo que se generarán en un futuro al
emprender un proyecto, tras una inversión inicial en la actualidad (Garay, U. & González, M.,
2014, p. 30). Por lo general, esta variable suele calcularse mediante la siguiente expresión:
donde,
VPN: Valor presente neto.
I: Inversión inicial.
FCL: Flujo de caja libre en el período “n”.
k: Tasa de descuento.
Los criterios para ejecutar un proyecto en función del nivel de VPN son las siguientes: a)
cuando se acepta el proyecto y b) cuando se rechaza el proyecto.
Tasa interna de retorno
Se trata de aquel valor de la tasa de descuento donde el VPN es igual a cero. Es decir, la
TIR es aquel valor en el que se cumple la siguiente condición:
donde,
VPN: Valor presente neto.
I: Inversión inicial.
TIR: Tasa interna de retorno.
FCL: Flujo de caja libre en el período “n”.
Los criterios para la selección de un proyecto con respecto al TIR son los siguientes: a)
cuando se acepta el proyecto y b) cuando se rechaza el proyecto.
Eficiencia de la inversión
Se trata de la relación entre el beneficio económico neto a generar sobre la base del
volumen de inversiones desde el período inicial “0” al período final “N”:
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donde,
ROI: Eficiencia de la inversión (retorno sobre la inversión).
VPN: Valor presente neto.
CAPEX: Gastos de capital en el período “n”.
Los criterios para ejecutar un proyecto en función de este indicador son las siguientes: a)
cuando se acepta el proyecto y b) cuando se rechaza el proyecto.
Retorno de la inversión
Se comprende como aquel período que toma un negocio para recuperar el capital invertido
inicialmente, a través de los flujos de caja generados. En este sentido, el flujo de caja libre
acumulado en ese período es igual a cero.
Government take
Según el Glosario Energético de Schlumberger (2023), el government take es el total de
ingresos (impuestos, regalías y participación estatal) que un gobierno anfitrión recibe de la
producción de hidrocarburos. Para esta investigación, el indicador se calculará como la relación
entre los ingresos del Estado derivados de la renta petrolera y los ingresos netos de las empresas
operadoras desde el período 0 hasta el período N, expresado algebraicamente de la siguiente
forma:
donde,
GT: Government take.
VP: Valor presente neto.
Imp: Impuestos y contribuciones especiales pagadas en período “n”.
Reg: Regalías en el período “n”.
I: Ingresos en el período “n”.
OPEX: Gastos operativos en el período “n”.
CAPEX: Inversiones de capital en el período “n”.
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1.3. Marco fiscal petrolero 2006 – 2026
Para los efectos de la valoración económica de los proyectos de producción petrolera, se
tomaban en consideración aquellas regalías, impuestos y tributos, cuya base imponible guardara
relación directa o indirecta con la proyección de flujo de caja libre.
Tabla 1. Conceptos fiscales y de regalías para valoración económica de proyectos (2006 – 2026).
Concepto
Base imponible
Alícuota
Base jurídica
Regalías
Valor de los
hidrocarburos extraídos
30,00%
Artículo 44 de la Ley Orgánica de
Hidrocarburos, publicada en Gaceta
Oficial N° 38.493
Impuesto de
extracción
Valor de los
hidrocarburos líquidos
extraídos
33,33%
Artículo 48 de la Ley Orgánica de
Hidrocarburos
Contribución
especial por precio
extraordinario
Diferencia entre precio
promedio de cesta
venezolana y precio
base para el
presupuesto nacional
20,00%
Artículo 7 de la Ley que crea la
Contribución Especial por Precios
Extraordinarios y Precios Exorbitantes
en el Mercado Internacional de
Hidrocarburos
Contribución
especial por precio
exorbitante
Diferencia entre precio
promedio de cesta
venezolana y límite
inferior de categoría de
precios exorbitantes
80% / 90% /
95%
Artículo 9 de la Ley que crea la
Contribución Especial por Precios
Extraordinarios y Precios Exorbitantes
en el Mercado Internacional de
Hidrocarburos
Contribución al
Fondo de Ciencia,
Tecnología e
Innovación
(FONACIT)
Ingresos brutos
0,5%
Numeral 3 del Artículo 31 del Decreto
con Rango, Valor y Fuerza de Ley
Orgánica de Ciencia, Tecnología e
Innovación
Impuesto sobre la
Renta (ISLR)
Enriquecimientos
obtenidos
50%
Literal “b” del artículo 53 del Decreto
con Rango, Valor y Fuerza de Ley de
Impuesto sobre la Renta
Contribución al
Fondo Nacional
Antidrogas (FONA)
Utilidad o ganancia
operativa
1%
Artículo 32 de la Ley Orgánica de
Drogas
Contribución al
Fondo de
Desarrollo
Endógeno
Utilidades antes de
impuesto
1%
Numeral 10 de los Términos y
Condiciones para la Creación y
Funcionamiento de las Empresas
Mixtas y el Modelo de Contrato
Contribución al
Fondo Nacional de
Deportes, Actividad
Física y Educación
Física
(FONADEFAF)
Utilidad neta o ganancia
contable anual
1%
Artículo 68 de la Ley Orgánica de
Deporte, Actividad Física y Educación
Física
Ventaja especial
Valor de los
hidrocarburos extraídos
50%
Literal b del Numeral 6 de los Términos
y Condiciones para la Creación y
Funcionamiento de las Empresas
Mixtas y el Modelo de Contrato
Fuente: Elaboración propia.
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Ley Orgánica de Hidrocarburos
Según los artículos 44 y 48 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (2006), el marco fiscal
establecía las siguientes pautas para la regalía y el impuesto de extracción:
• Regalía (Art. 44): El Estado tenía derecho a una participación del 30% de los volúmenes
extraídos. Sin embargo, si la explotación del campo no era económicamente viable, el Ejecutivo
Nacional podrá rebajar hasta 20%.
• Impuesto de extracción (Art. 48): Se fijó en un tercio (33,33%) del valor de los hidrocarburos
líquidos extraídos, permitiendo deducir lo pagado por regalía (incluyendo ventajas especiales).
Para estimular proyectos con recuperación secundaria o según las condiciones del mercado, el
Ejecutivo podría reducir este impuesto hasta un mínimo del 20%.
Ley que crea la Contribución Especial por Precios Extraordinarios y Precios Exorbitantes
en el Mercado Internacional de Hidrocarburos (CEPEYE)
Esta ley (2013) permitía al Estado capturar las ganancias imprevistas de las empresas
mixtas durante las bonanzas petroleras para mitigar distorsiones económicas mediante dos tipos
de contribuciones:
• Precios Extraordinarios (Art. 3 y 7): Ocurren cuando el precio promedio mensual supera el
fijado en la Ley de Presupuesto, pero es menor o igual a 80 USD/Bbl. Se aplica una alícuota del
20% sobre la diferencia entre ambos precios.
• Precios Exorbitantes (Art. 4 y 9): Se aplica cuando el promedio supera los 80 USD/Bbl,
aplicándose una escala impositiva progresiva:
• 80% sobre el excedente de 80 USD/Bbl.
• 90% sobre el excedente de 100 USD/Bbl.
• 95% sobre el excedente de 110 USD/Bbl).
Ley Orgánica de Ciencia Tecnología e Innovación (2022)
De acuerdo con la Ley Orgánica de Ciencia, Tecnología e Innovación (2022), las empresas
del sector hidrocarburos debían aportar al Fondo Nacional para la Ciencia, Tecnología e
Innovación (FONACIT) una alícuota del 0,5% sobre los ingresos brutos mensuales, al tratarse de
entidades de capital público cuya actividad está contemplada en la Ley Orgánica de
Hidrocarburos (Art. 29, 30 y 31).
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Ley Orgánica de Drogas
En el artículo 32 la Ley Orgánica de Drogas (2010), se estipula que “las personas jurídicas
privadas, consorcios y entes públicos […] están obligados a liquidar el uno por ciento (1%) de su
ganancia o utilidad en operaciones del ejercicio ante el Fondo Nacional Antidrogas”.
Términos y Condiciones para la Creación y Funcionamiento de las Empresas Mixtas y el
Modelo de Contrato
Los Términos y Condiciones para las Empresas Mixtas (2009) establecen las siguientes
obligaciones financieras a favor de la República:
• Ventaja Especial (Condición 6ª, literal b): Un pago equivalente a la diferencia entre el 50% del
valor de los hidrocarburos extraídos y la suma total de los pagos efectuados en concepto de
regalías, impuesto sobre la renta (ISLR) y cualquier otro tributo.
• Aporte al Fondo de Desarrollo Endógeno (Condición 10ª): Una inversión obligatoria del uno
por ciento (1%) de las utilidades antes de impuestos.
Ley Orgánica del Deporte, Actividad Física y Educación Física
De acuerdo al artículo 68 de la Ley Orgánica de Deporte, Actividad Física y Educación
Física (2011), se crea el Fondo Nacional para el Desarrollo del Deporte, la Actividad Física y la
Educación Física, el cual se constituía por el uno por ciento (1%) sobre la utilidad neta o ganancia
de las organizaciones públicas y privadas con fines de lucro, cuando ésta supere las veinte mil
unidades tributarias (20.000 U. T).
Ley de Impuesto sobre la Renta
Según el artículo 11 de la Ley de Impuesto sobre la Renta (2015), se consideran
contribuyentes las personas jurídicas dedicadas a la explotación de hidrocarburos, actividades
conexas, refinación, transporte y comercialización del recurso o sus derivados. En consecuencia,
el artículo 53 (literal b) establece que a estos contribuyentes se les aplicará una tasa proporcional
fija del cincuenta por ciento (50%) sobre sus enriquecimientos netos.
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1.4. Nuevo marco fiscal tras la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (2026)
La reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (Gaceta Oficial Extraordinaria N° 6.978 del
29 de enero de 2026) introdujo modificaciones, exenciones y derogaciones que simplifican el
régimen fiscal. Como resultado, la proyección del flujo de caja libre para la producción de crudo
queda estructurada prácticamente en tres conceptos fiscales: (i) Regalías. (ii) Impuesto integrado
de hidrocarburos. (iii) Impuesto sobre la renta (ISLR).
Ley Orgánica de Hidrocarburos (2026)
Tabla 2. Conceptos fiscales y de regalías para valoración económica de proyectos a partir de la reforma
de la Ley Orgánica de Hidrocarburos.
Concepto
Base imponible
Alícuota
Regalías
Valor de los
hidrocarburos líquidos
extraídos y no
reinyectados
Hasta el treinta por
ciento (30%)
Impuesto
integrado de
hidrocarburos
Ingresos brutos
devengados
mensualmente del
valor de los
hidrocarburos líquidos
extraídos y no
reinyectados
Hasta el quince por
ciento (15%)
Impuesto sobre
la renta (ISLR)
Enriquecimientos
netos
Cincuenta por ciento
(50%) con posibilidad de
reducción, de acuerdo a
los mismos criterios para
la fijación de las regalías
Fuente: Elaboración propia
1.5. Regalías
Según el artículo 51 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos reformada (2026), el Estado tiene
derecho a una participación de hasta el treinta por ciento (30%) como regalía sobre los
hidrocarburos extraídos y no reinyectados, fijada según la naturaleza, inversiones, viabilidad
económica y competitividad internacional del proyecto.
Esta modificación aborda dos aspectos fundamentales:
• Flexibilidad técnica: Discrimina la alícuota según la complejidad geológica y el capital fijo
requerido.
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• Eficiencia operativa: Evita la doble tributación sobre los volúmenes de gas asociado que son
reinyectados al yacimiento.
1.6. Impuesto integrado de hidrocarburos
Por otro lado, se establece en el artículo 55 la creación del impuesto integrado de
hidrocarburos, cuya base imponible viene dado por los ingresos brutos devengados del valor de
los hidrocarburos líquidos extraídos. Prácticamente, este nuevo concepto sustituye la
aplicabilidad conjunta del:
• Impuesto de extracción
• Impuesto al consumo propio
• Impuesto al consumo general
• Impuesto al registro de exportación
Impuesto superficial
Según el artículo 56 de la ley reformada, la alícuota del impuesto integrado de hidrocarburos
será de hasta el quince por ciento (15%). Su porcentaje se determinará durante la ejecución del
proyecto utilizando los mismos criterios empleados para fijar la regalía: la naturaleza del
desarrollo, las inversiones de capital requeridas, la viabilidad económica y la necesidad de
asegurar la competitividad internacional.
Impuesto sobre la renta
Aunque el Impuesto sobre la Renta (ISLR) para el sector hidrocarburos se rige por su ley
específica, el artículo 58 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos faculta al Ejecutivo Nacional —a
través del Ministerio de Finanzas y previa consulta al Ministerio de Hidrocarburos— para reducir
su alícuota. Esta rebaja se otorga en función de los mismos criterios aplicados a la regalía y al
impuesto integrado (naturaleza, inversiones, viabilidad y competitividad) con el objetivo de
garantizar la rentabilidad económica de los proyectos.
Exenciones
Según el artículo 59 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, se establecen exenciones de
impuestos y contribuciones especiales para las actividades reguladas por dicha ley. Para efectos
de la proyección del flujo de caja libre en proyectos de producción petrolera, destaca la exención
del pago de los aportes al FONACIT, FONA y FONADEFO.
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Derogaciones
Asimismo, dentro de las disposiciones derogatorias de la reforma de la Ley Orgánica de
Hidrocarburos, se engloban a aquellos marcos normativos que establecen contribuciones y
ventajas especiales a favor de la República, entre ellos:
• La Ley que crea Contribuciones especiales por precios extraordinarios y exorbitantes en el
mercado internacional de los Hidrocarburos:
• Contribuciones por precios extraordinarios.
• Contribuciones por precios exorbitantes.
• Términos y condiciones para la creación y funcionamiento de las empresas mixtas:
• Numeral sexto: Ventaja especial (shadow tax).
• Numeral décimo: Contribución al fondo de desarrollo endógeno
2. Metodología
2.1. Tipo y enfoque de investigación
Esta investigación es de tipo cuantitativo con alcance explicativo y diseño cuasi-
experimental, ya que analiza el impacto de marcos fiscales preexistentes y vigentes sobre
indicadores económicos mediante modelos determinísticos y estocásticos, sin manipular
deliberadamente las variables independientes. Asimismo, adopta un enfoque comparativo inter-
temporal al contrastar el régimen fiscal aplicado entre 2006 y enero de 2026 con el derivado de
la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos.
2.2. Unidades de análisis
Las unidades de análisis se corresponden con tres tipologías representativas de campo
petrolero, seleccionadas con el propósito de capturar la diversidad geológica, técnica y
económica de las actividades upstream venezolano: (i) campo onshore brownfield situado en la
cuenca de Maracaibo, con crudo mediano (API 21-25°) y bajo costo operativo unitario; (ii)
desarrollo offshore del Lago de Maracaibo, con crudo mediano-pesado (API 14-18°) y costo
operativo unitario elevado; y (iii) proyecto greenfield de crudo pesado y extrapesado (API 7-11°)
con perfil tecnológico análogo a los desarrollos de la Faja Petrolífera del Orinoco. Los perfiles de
producción, gastos operativos (OPEX) e inversiones de capital (CAPEX) de cada uno de los
proyectos se obtuvieron de los planes de negocio elaborados por PDVSA – CVP (2008).
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2.3. Construcción de los modelos de evaluación económica
Para cada proyecto y el portafolio consolidado, se construyó un modelo determinístico de
flujo de caja libre que proyecta el valor presente de los flujos incorporando regalías, impuestos y
contribuciones de cada régimen fiscal. El modelo calcula el valor presente neto (VPN), la tasa
interna de retorno (TIR), la eficiencia de inversión, el período de recuperación y el government
take, utilizando los criterios de aceptación convencionales de la evaluación financiera. La tasa de
descuento se fijó en 12%, alineada con la práctica internacional para proyectos petroleros.
2.4. Simulación de Montecarlo
Para incorporar la incertidumbre por la volatilidad del petróleo, se aplicó una simulación de
Montecarlo con 10.000 iteraciones sobre los modelos de flujo de caja para cada régimen fiscal.
La variable de entrada es el precio promedio de la cesta venezolana, modelado mediante una
distribución normal truncada (media de 55 USD/Bbl, desviación típica de 15 USD/Bbl y límites
entre 30 y 120 USD/Bbl) para reflejar el comportamiento histórico y los ciclos recientes del
mercado. Las variables de salida son las distribuciones de probabilidad de los cinco indicadores
económicos y la frecuencia de los escenarios aceptados o rechazados.
2.5. Optimización fiscal con base en la cláusula de equilibrio económico
Para analizar la cláusula de equilibrio económico-financiero de la ley reformada, se diseñó
un problema de optimización determinístico resuelto con el algoritmo de Gradiente Reducido
Generalizado (GRG no lineal) en el Solver de Excel. El objetivo es maximizar el government take
para cada nivel de precio de la cesta venezolana (entre 40 y 120 USD/Bbl). Esto se realiza
modificando las alícuotas de regalía, impuesto integrado de hidrocarburos e ISLR (variables de
decisión), sujeto a sus topes máximos legales (30%, 15% y 50% respectivamente) y al
cumplimiento de metas de eficiencia de inversión mínima diferenciadas por tipo de campo.
2.6. Herramientas computacionales y tratamiento de datos
Los modelos de flujo de caja libre, las simulaciones de Montecarlo y los ejercicios de
optimización se desarrollaron en Microsoft Excel, complementados con scripts en lenguaje
Python para el procesamiento estadístico y la generación de los gráficos de dispersión,
histogramas de frecuencia y diagramas comparativos.
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3. Resultados
El análisis asociado a las discusiones y recientes modificaciones de la Ley Orgánica de
Hidrocarburos) arroja conclusiones sobre el cambio de rumbo que vive la industria en el país.
3.1. Medición de rentabilidad económica de proyectos de producción petrolera: ejercicios
ilustrativos
Para este apartado, se ha recolectado información del perfil de producción de tres campos
petroleros, con su respectiva proyección de gastos operativos (OPEX) e inversiones de capital
(CAPEX) para un ejercicio económico de 20 años.
Tabla 3. Información de proyectos petroleros.
Campo
Proyecto A
Proyecto B
Proyecto C
Tipo de campo
Brownfield
Offshore
Greenfield
Plateau de producción (MBD)
60
55
25
Reservas probadas
desarrolladas (MMBls)
294
277
148
Costo operativo (USD/Bls)
11,6
18,51
17,39
Tipo de crudo
M
M-P
P-XP
Grado API (°)
21-25°
14-18°
7-11°
Fuente: PDVSA (2008).
En este sentido, el proyecto “A” consiste en la explotación de un campo maduro o brownfield
en la cuenca de Maracaibo, cuyo potencial de producción es de 60 mil barriles diarios (MBD) de
crudo mediano (ver gráfico 1) y la inversión inicial sería de 450 millones de dólares
estadounidense (MMUSD) en el primer año.
Gráfico 1. Perfil de producción, gastos operativos e inversiones de capital por año para
proyecto de producción de campo maduro.
Fuente: PDVSA (2008).
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Por otro lado, en el proyecto “B”, se expone la información de un campo costa afuera u off-
shore del Lago de Maracaibo, cuyo potencial de producción es de 55 MBD entre crudo mediano
y pesado (ver gráfico 2) y la inversión inicial sería de 300 MMUSD en el primer año.
Gráfico 2. Perfil de producción, gastos operativos e inversiones de capital por año
para proyecto de producción de campo offshore.
Fuente: PDVSA (2008).
Seguidamente, en el proyecto “C”, se señala las características de un campo greenfield de
la Faja Petrolífera del Orinoco, cuyo potencial de producción es de 25 MBD entre crudo pesado
y extrapesado (ver gráfico 3) y la inversión inicial sería de 567 MMUSD en el primer año.
Gráfico 3. Perfil de producción, gastos operativos e inversiones de capital por año
para proyecto de producción de campo greenfield.
Fuente: PDVSA (2008).
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4. Análisis de resultados con premisas del marco fiscal anterior (2006-2026)
El presente apartado expone el análisis de los resultados financieros y macroeconómicos
obtenidos bajo las directrices del marco fiscal que rigió el periodo 2006-2026.
4.1. Evaluación de proyectos a precio de 55$/barril
Para evaluar los proyectos petroleros bajo el marco fiscal anterior (2006-2026), se
establecieron las siguientes premisas financieras:
• Variables de mercado y descuento: El precio de la cesta venezolana y el precio base del
presupuesto nacional se fijan en 55 USD/Bbl, utilizando una tasa de descuento del 12%.
• Obligaciones previas a la ganancia operativa: Se deduce la regalía, los impuestos de la Ley
Orgánica de Hidrocarburos (pre-reforma), las contribuciones por precios
extraordinarios/exorbitantes y el aporte al FONACIT.
• Obligaciones posteriores a la ganancia operativa: Se desembolsan el Impuesto sobre la Renta
(ISLR), la ventaja especial y los aportes al FONA, FONADEFO y al Fondo de Desarrollo
Endógeno. En la tabla 4 y el gráfico 4, se ilustran los resultados económicos de la ejecución de
los tres proyectos estudiados bajo las premisas señaladas y la aplicación del marco fiscal vigente
antes de enero de 2026.
Tabla 4. Resultados de evaluación económica de proyectos de producción
petrolera con base en precio de 55 USD/barril (con premisas fiscales antes de
la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Indicador
Proyecto “A”
Proyecto “B”
Proyecto “C”
Valor presente neto
(MMUSD)
595
-431
-1.840
Tasa interna de
retorno
34%
<0%
N/A
Eficiencia de inversión
19%
<0%
<0%
Retorno de inversión
(años)
5
N/A
N/A
Government take
88%
>100%
>100%
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
Bajo el marco fiscal de 2006-2026 y en un escenario de precios estables, los resultados
demuestran que:
• Campos maduros (Brownfield): Eran rentables y atractivos a pesar del elevado government
take.
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• Campos off-shore y greenfield: No resultaban económicamente viables debido a la alta carga
impositiva.
• Portafolio consolidado (Tabla 5): La inversión conjunta en los tres tipos de campos no era
rentable.
Gráfico 4. Flujo de caja libre acumulado y descontado por proyecto petrolero con base a precio de
55$/barril (con premisas fiscales antes de la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
Tabla 5. Resultado de la evaluación económica consolidada de tres proyectos de producción
petrolera con base a precio de 55$/barril y premisas fiscales previas a la reforma de la Ley
Orgánica de Hidrocarburos.
Indicador
Valor presente
neto (MMUSD)
Tasa interna de
retorno
Eficiencia de
inversión
Retorno de
inversión (años)
Government
take
Resultado
conjunto
-1.695
-3%
-8%
N/A
>100%
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
4.2. Análisis de sensibilidad
Para este apartado se realizará un análisis de sensibilidad utilizando las mismas premisas
anteriores, pero aplicando las reducciones hipotéticas de las alícuotas de regalía e impuesto de
extracción que permitía la ley antes de su reforma. Esto servirá para evaluar la efectividad de
dichos estímulos fiscales.
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En la tabla 6 se describen tres escenarios de sensibilidad para la ejecución conjunta de los
tres campos petroleros, resultando todos no rentables:
• Escenario 1 (Sin cambios): Manteniendo las alícuotas originales de regalía e impuesto de
extracción, el Valor Presente Neto (VPN) es de -1.695 MMUSD, por lo que se debe rechazar la
inversión.
• Escenario 2 (Rebaja de regalía): Al reducir la regalía al 20% y mantener el impuesto de
extracción, el VPN se sitúa en -1.692 MMUSD, manteniendo la decisión de no invertir.
• Escenario 3 (Rebaja de ambos tributos): Al disminuir la regalía al 20% y el impuesto de
extracción al 23,33%, el VPN mejora levemente a -1.604 MMUSD; sin embargo, sigue siendo
negativo y la inversión consolidada se rechaza.
Tabla 6. Valor presente neto de tres proyectos de producción petrolera con base a precio de
55USD/barril y diversos escenarios fiscales y de regalías (premisas previas a la reforma de
la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Escenarios
Regalías
Impuesto de
Extracción
Ventaja
especial
VPN del
portafolio
(MMUSD)
Escenario 1:
Status quo
30%
33,33%
50%
-1.695
Escenario 2:
Reducción de
regalías
20%
33,33%
50%
-1.692
Escenario 3:
Reducción de
regalías e impuesto
de extracción
20%
20%
50%
-1.604
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
Los estímulos fiscales previos a la reforma eran insuficientes para viabilizar un portafolio
petrolero diversificado debido a dos defectos estructurales de compensación tributaria:
• Defectos en el Escenario 2 (Regalía vs. Extracción): Reducir la regalía por sí sola no
funcionaba. Al disminuir la alícuota de la regalía, se reducía el monto deducible para el impuesto
de extracción, lo que aumentaba automáticamente el pago final de este último tributo y anula el
beneficio.
• Defectos en el Escenario 3 (Efecto Shadow Tax): Reducir conjuntamente la regalía y el
impuesto de extracción tampoco era suficiente. El alivio fiscal se neutralizaba porque el ahorro
aumentaba la base imponible del Impuesto sobre la Renta (ISLR) y activaba el pago de la Ventaja
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Especial (que garantiza al Estado el 50% del valor de los hidrocarburos). Así, el Estado
recuperaba por otras vías el ingreso que dejaba de percibir. De esta manera, tras estas dos
anomalías en el marco fiscal, se puede afirmar que el sistema de incentivos señalados en la Ley
Orgánica de Hidrocarburos (antes de su reforma) no reducía la carga impositiva efectiva, sino
que redistribuye la renta petrolera entre los distintos instrumentos fiscales, limitando el impacto
positivo de dichas medidas sobre la rentabilidad de los proyectos
4.3. Simulación de Montecarlo
Para analizar la rentabilidad del portafolio ante la volatilidad de los precios bajo el marco
fiscal anterior, se introduce el método de simulación de Montecarlo bajo los siguientes supuestos:
• Configuración de la simulación: Se realizan 10.000 iteraciones utilizando una tasa de
descuento del 12%.
• Variable de entrada (Precio): El precio promedio de la cesta venezolana varía aleatoriamente
entre 30 y 120 USD/Bbl, modelado con una distribución normal de media 55 USD/Bbl.
• Variables de salida (Indicadores): Se mide el impacto en el VPN, TIR, eficiencia de la inversión,
retorno de inversión y government take.
• La tasa de descuento será de 12%.
• Premisa fiscal de cálculo: El precio base del presupuesto nacional se fija en 55 USD/Bbl.
La simulación de Montecarlo (10.000 iteraciones) bajo el marco fiscal previo a enero de
2026 arroja un panorama desfavorable para el portafolio de inversiones:
• Proyectos viables (25,41%): Solo en uno de cada cuatro escenarios se genera un VPN
positivo, una TIR superior al 12%, eficiencia de inversión positiva y un government take menor al
100%.
• Proyectos rechazados (74,59%): En casi tres de cada cuatro escenarios el portafolio no logra
recuperar la inversión dentro del horizonte de 20 años, resultando económicamente inviable.
Tabla 7. Resultados de simulación de Montecarlo en función a los indicadores económico del portafolio
en estudio (premisas fiscales antes de la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Criterio de
decisión
VPN
TIR
Eficiencia
de la
inversión
Retorno de
la
inversión
Government
take
% de
simulaciones
Aceptación
> 0
>12%
>0%
< 20 años
< 100%
25,41%
Rechazado
< 0
< 12%
< 0%
= 20 años
> 100%
74,59%
Fuente: Cálculos propios con base a PDVSA (2008).
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Al examinar el comportamiento de cada uno de los indicadores económicos evaluados, los
valores más frecuentes confirman la inviabilidad económica del portafolio bajo los supuestos
establecidos:
Gráfico 5. Histograma de frecuencia del valor presente neto (premisas fiscales antes
de la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
• Tasa Interna de Retorno (TIR): En la mayoría de los escenarios, la TIR se ubica muy por debajo
de la tasa de descuento del 12%. De hecho, en el 57,01% de las simulaciones la TIR no es
matemáticamente calculable debido a que los flujos son tan profundamente negativos. En los
casos donde sí se pudo calcular, el valor más recurrente fue 15,77%.
Gráfico 6. Histograma de frecuencia de la tasa interna de retorno (premisas fiscales
antes de la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
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• Retorno de la inversión (Payback): El plazo de recuperación más frecuente es de 20 años
(el límite del horizonte evaluado), alcanzado en el 74,59% de los escenarios donde el
portafolio directamente no logra recuperar el capital. Por el contrario, en los escenarios
donde la inversión sí se recupera con éxito, el tiempo de retorno más recurrente es de 7
años.
• Government take: El valor más recurrente es de 93,36 con una frecuencia del 13,09% de las
simulaciones.
Gráfico 7. Histograma de frecuencia del government take (premisas
fiscales antes de la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
Gráfico 8. Gráfico de dispersión entre recaudación por CEPEYE y precio
promedio de la cesta venezolana.
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
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Los gráficos de dispersión revelan cómo el marco fiscal anterior limitaba la viabilidad
económica del portafolio conjunto ante las variaciones del mercado:
• Comportamiento de las CEPEYE (Gráfico 8): Al superar el umbral de 55 USD/Bbl, la
recaudación por precios extraordinarios y exorbitantes crece exponencialmente.
• Impacto estructural: Este aumento acelerado absorbe una proporción cada vez mayor de
la renta petrolera adicional durante las bonanzas internacionales, impidiendo que el
inversionista capte los beneficios de los precios altos.
Este mecanismo, si bien resulta eficaz para apropiar la renta extraordinaria en períodos de
bonanza, introduce una distorsión que limita la capacidad del inversor para acumular excedentes
de capital, razón por la cual, el gráfico 9 señala que, ante el crecimiento de los precios de la cesta
venezolana, la eficiencia del portafolio crece de forma “desacelerada”.
Adicionalmente:
• Precio de equilibrio (Gráfico 9): El portafolio necesita un precio mínimo de 65,69 USD/Bbl
para generar rentabilidad. Al estar la media histórica reciente por debajo de este nivel, el marco
fiscal anterior situaba las inversiones en una zona de alto riesgo.
Gráfico 9. Gráfico de dispersión entre eficiencia de inversión y precio promedio de la
cesta venezolana (previo a reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
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• Carácter regresivo de la Ventaja Especial (Gráfico 10): Ante una caída en los precios del
crudo, la recaudación por ventaja especial no disminuye proporcionalmente a los ingresos brutos,
sino que se incrementa exponencialmente.
Gráfico 10. Gráfico de dispersión entre recaudación por ventaja especial
y precio promedio de la cesta venezolana.
Fuente: Cálculos propios con base a PDVSA (2008).
• Impacto en el Government Take (Gráfico 11): Como consecuencia de esa regresividad,
cuando el mercado es adverso y los ingresos se contraen, la participación del Estado aumenta
de forma exponencial, limitando los proyectos en épocas de precios bajos.
Gráfico 11. Gráfico de dispersión entre government take y precio promedio de la cesta
venezolana (previo a reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
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Por lo tanto, esto se interpreta como una de las carencias de la legislación previa a la
reforma para ofrecer mecanismos de adaptación del sistema fiscal a las coyunturas de declive
del mercado petrolero internacional, lo que compromete el desarrollo de un portafolio diversificado
de campos petroleros.
4.4. Análisis de resultados con premisas del marco fiscal vigente (2026)
Para evaluar el impacto de la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos sobre los
indicadores de rentabilidad, se recalculan los escenarios utilizando las siguientes premisas del
marco fiscal vigente (2026):
• Precios: Se mantiene el precio de la cesta venezolana y el precio base presupuestario en 55
USD/barril, con una tasa de descuento del 12%.
• Premisas financieras y fiscales: Alícuotas máximas permitidas por ley.
En la tabla 8 y el gráfico 12, se señalan los resultados económicos de la ejecución de los
tres proyectos estudiados bajo las premisas presentadas en este apartado que están sujetas a la
legislación vigente desde enero de 2026.
Tabla 8. Resultados de evaluación económica de proyectos de producción petrolera con base en precio
de 55USD/barril (con premisas fiscales después de la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Indicador
Proyecto “A”
Proyecto “B”
Proyecto “C”
Valor presente neto
(MMUSD)
345
-255
-1.695
Tasa interna de
retorno
24%
N/A
N/A
Eficiencia de inversión
11%
-7%
-49%
Retorno de inversión
(años)
6
N/A
N/A
Government take
92%
>100%
>100%
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
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Gráfico 12. Resultados de evaluación económica de proyectos de producción petrolera con base en
precio de 55USD/barril (con premisas fiscales después de la reforma de la Ley Orgánica de
Hidrocarburos).
Fuente: Cálculos propios con base a PDVSA (2008).
Por lo tanto, al comparar el marco fiscal vigente (2026) con el anterior, se concluye que la
aplicación de los topes máximos en las alícuotas de regalía, impuesto integrado de hidrocarburos
e ISLR genera el siguiente impacto:
• Campos maduros (Brownfield): Experimentan un deterioro en sus indicadores de rentabilidad,
aunque continúan siendo económicamente viables.
• Campos Off-shore y Greenfield: Mantienen indicadores económicos negativos, lo que perpetúa
su inviabilidad financiera bajo las nuevas condiciones. Asimismo, en la tabla 9, se visualizan los
resultados consolidados de los indicadores económicos, donde se evidencia que la inversión
conjunta para un portafolio de negocio con estos tres tipos de campo no es rentable
económicamente, bajo las premisas fiscales llevadas en la reforma de la Ley Orgánica de
Hidrocarburos.
Tabla 9. Resultado de la evaluación económica consolidada de tres proyectos de producción petrolera
con base a precio de 55USD/barril y premisas fiscales tras la reforma de la Ley Orgánica de
Hidrocarburos.
Indicador
Valor
presente
neto
(MMUSD)
Tasa interna
de retorno
Eficiencia de
inversión
Retorno de
inversión
(años)
Government
take
Resultado
conjunto
-2.072
N/A
-19%
N/A
>100%
Fuente: Cálculos propios con base a PDVSA (2008).
Se propone aplicar una simulación de Montecarlo para evaluar cómo afectan las variaciones
del precio del petróleo venezolano a la rentabilidad del portafolio, bajo los siguientes parámetros:
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• Alcance: 10,000 simulaciones.
• Precios entre 30 y 120 $/Bbl (distribución normal con media de 55USD/Bbl).
• Tasa de descuento: 12%.
De esta manera, el método de simulación de Montecarlo manifiesta que, en el 5,93% de las
10.000 iteraciones, el portafolio de inversión en los campos petroleros estudiados suele ser
rentable; por el contrario, en el 94,07% de los escenarios, la ejecución conjunta de los proyectos
resultaría en pérdidas económicas, bajo la aplicación de los límites máximos a las alícuotas de la
regalía, el impuesto integrado y el ISLR mencionados en la vigente Ley Orgánica de
Hidrocarburos.
Tabla 10. Resultados de la simulación de Montecarlo en función a los indicadores económicos del
portafolio (premisas fiscales después de la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Criterio de
decisión
VPN
TIR
Eficiencia
de la
inversión
Retorno
de la
inversión
Government
take
% de
simulaciones
Aceptación
> 0
>12%
>0%
< 20 años
< 100%
5,93%
Rechazado
< 0
< 12%
< 0%
= 20 años
> 100%
94,07%
Fuente: Cálculos propios con base a PDVSA (2008).
La simulación de Montecarlo demuestra que el marco fiscal vigente hace inviable el
portafolio de inversión, aumentando significativamente el riesgo de pérdidas en comparación con
el régimen anterior. Bajo el marco fiscal vigente (Alícuotas máximas): El portafolio solo es rentable
en el 5.93% de los casos, generando pérdidas en el 94.07% de los escenarios.
Comparativa de marcos fiscales:
• La probabilidad de éxito cayó del 25.41% al 5.93%.
• La probabilidad de pérdidas subió del 74.59% al 94.07%.
Análisis de resultado: Aunque la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos redujo la
cantidad de tributos, la aplicación de las alícuotas máximas (regalía, impuesto integrado e ISLR)
genera una carga impositiva efectiva mucho mayor, destruyendo la viabilidad económica de los
proyectos.
En consecuencia, al examinar el comportamiento de cada uno de los indicadores
económicos evaluados, se obtienen los siguientes valores:
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• Tasa Interna de Retorno (TIR): Se evidencian 6.287 simulaciones en el que la TIR no es
matemáticamente calculable (TIR<<<12%), porque el VPN resulta tan profundamente
negativo. Dentro del subconjunto de 3.713 simulaciones, donde la TIR resulta calculable,
el valor más frecuente se ubica en torno al 2,77%, por debajo de la tasa de descuento.
• Retorno de la inversión: El valor más frecuente es de 20 años, alcanzado en el 94,07% de
los escenarios. Por otro lado, entre los escenarios donde sí se produce la recuperación
de la inversión, el valor más recurrente es de 10 años.
• Government take: El valor más recurrente es de 111,58% con una frecuencia del 9,28%
de las simulaciones
Gráfico 13. Histograma de frecuencia del valor presente neto (premisas fiscales
después de la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Fuente: Cálculos propios con base a PDVSA (2008).
Gráfico 14. Histograma de frecuencia de la tasa interna de retorno (premisas fiscales
después de la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
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Gráfico 15. Histograma de frecuencia del government take (premisas fiscales
después de la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
En el gráfico 16, el análisis del precio de break-even (punto de equilibrio) confirma el
endurecimiento de las condiciones económicas para el portafolio debido al cambio legal:
• Break-even actual: Se ubica en 78.20 USD/Bbl al aplicar las alícuotas máximas de la
legislación vigente.
• Impacto del nuevo marco fiscal: El umbral mínimo para que el proyecto sea viable se
incrementó en 12.51 USD/Bbl en comparación con el marco anterior (donde el breakeven
era de 65.69 USD/Bbl).
Análisis de resultado: El nuevo régimen fiscal con máximas alícuotas eleva drásticamente
el precio mínimo de petróleo requerido para que las inversiones dejen de dar pérdidas.
Gráfico 16. Gráfico de dispersión entre eficiencia de inversión y precio promedio de la cesta venezolana
(premisas fiscales después de la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
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El gráfico 17 muestra que bajo el marco fiscal vigente (2026), el government take mantiene
el mismo comportamiento que en el régimen anterior: aumenta exponencialmente a medida que
baja el precio del petróleo. Sin embargo, la causa económica es totalmente distinta:
• Régimen anterior: El aumento del government take en precios bajos era causado por la ventaja
especial.
• Marco fiscal actual (2026): El fenómeno ocurre por el efecto conjunto de la regalía y el impuesto
integrado de hidrocarburos, los cuales se calculan sobre la venta bruta y no sobre la utilidad neta.
Gráfico 17. Gráfico de dispersión entre government take y precio promedio de la cesta venezolana
(premisas fiscales después de la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
Análisis de resultado: Al aplicar los impuestos sobre los ingresos brutos, la carga fiscal
efectiva se dispara cuando los precios caen, asfixiando financieramente a los proyectos cuando
operan con márgenes estrechos o pérdidas.
En este sentido, la aplicación de las alícuotas máximas vigentes (regalía, impuesto
integrado e ISLR) empeora drásticamente todos los indicadores de rentabilidad en comparación
con el escenario fiscal previo a la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos.
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4.5. Optimización de alícuotas bajo marco fiscal vigente (2026)
Ante la inviabilidad económica de aplicar las alícuotas máximas, se introduce un análisis de
sensibilidad basado en las cláusulas de equilibrio económico (Art. 26 de la Ley Orgánica de
Hidrocarburos). Para ello, se utiliza el Solver de Excel con el fin de optimizar las alícuotas, fijando
metas de Eficiencia de Inversión (EI) mínima según el perfil de riesgo y costo de cada proyecto:
• Proyecto A (Brownfield - Crudo Mediano): Menor riesgo y bajo costo de producción (11.6
USD/Bbl). Se le exige una EI mínima del 20%.
• Proyecto B (Offshore - Crudo Mediano-Pesado): Riesgo y costo intermedio (18.51
USD/Bbl). Se le exige una EI mínima del 25%.
• Proyecto C (Greenfield - Crudo Pesado/Extrapesado): Mayor riesgo tecnológico (análogo
a la Faja del Orinoco). Se le exige una EI mínima del 30%.
Premisa clave: A mayor riesgo técnico y financiero en la ejecución del proyecto, mayor es
el retorno mínimo exigido para justificar la inversión.
De este modo, se plantea el siguiente ejercicio de optimización a través del solver de
Microsoft Excel:
Este problema algebraico se interpreta como: “Definir el nivel de regalía (R), impuesto
integrado de hidrocarburos (IIH) e ISLR para maximizar el nivel de government take, sujeto a la
eficiencia de inversión equivalente al nivel X%”. En consecuencia, se iterará este ejercicio de
acuerdo al nivel mínimo de eficiencia de inversión para cada proyecto:
• Proyecto “A”: Campo brownfield
• Proyecto “B”: Campo offshore
• Proyecto “C”: Campo greenfield
4.6. Resultados por tipo de campo
Los ejercicios de optimización de Solver, validados mediante simulaciones de Montecarlo
(10,000 iteraciones por nivel de precio entre 30 y 120 USD/Bbl), demuestran el funcionamiento
práctico de la cláusula de equilibrio económico del marco fiscal 2026.
Los hallazgos se estructuran de la siguiente manera:
• Resultados individuales organizados por tipo de campo.
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• Comparativa consolidada para analizar las diferencias estructurales y de perfil de riesgo
entre los tres proyectos evaluados.
Proyecto A: Brownfield onshore (Eficiencia de inversión mínima: 20%):
Tabla 11. Optimización de government take para desarrollo de campo brownfield.
Precio
(USD/Bbl)
Government
take (%)
Regalía (%)
Impuesto integrado
de hidrocarburos (%)
ISLR
(%)
Eficiencia de
inversión (%)
40
74%
9,7%
4,9%
50%
20%
50
82%
21,0%
10,5%
50%
20%
60
88%
29%
14,3%
50%
20%
70
86%
30%
15%
50%
29%
90
82%
30%
15%
50%
54%
100
81%
30%
15%
50%
66%
110
80%
30%
15%
50%
78%
120
79%
30%
15%
50%
90%
Fuente: Cálculos propios con base a PDVSA (2008).
El análisis de optimización determina que este campo, debido a sus bajos costos, es el más
resiliente al marco fiscal vigente:
• Soportabilidad fiscal: Admite la aplicación total de las alícuotas máximas a partir de precios
cercanos a los 65 USD/Bbl.
• Activación de la cláusula de equilibrio: Por debajo de los 65 USD/Bbl, las tasas se reducen
progresivamente. En el escenario crítico de 40 USD/Bbl, la regalía baja al 9.7% y el IIH al
4.9%, mientras que el ISLR se mantiene fijo en 50%.
• Comportamiento del Government Take: Presenta una curva cóncava con un tope del 88%
a los 60 USD/Bbl. Disminuye hacia precios bajos por los ajustes de la cláusula de
equilibrio, y hacia precios altos porque la rentabilidad del proyecto crece más rápido que
la recaudación del Estado.
Proyecto B: Off-shore (Eficiencia de inversión mínima: 25%):
Tabla 12. Optimización de government take para desarrollo de campo offshore.
Precio
(USD/Bbl)
Government
take (%)
Regalía
(%)
Impuesto integrado
de hidrocarburos (%)
ISLR
(%)
Eficiencia de
inversión (%)
40
18%
0,2%
0,1%
13%
25%
50
60%
2,0%
1,0%
50%
25%
60
74%
13%
6,3%
50%
25%
70
81%
20%
10%
50%
25%
90
86%
30%
15%
50%
26%
100
84%
30%
15%
50%
35%
110
83%
30%
15%
50%
44%
120
82%
30%
15%
50%
53%
Fuente: Cálculos propios con base datos PDVSA (2008).
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Debido a su complejidad técnica y altos costos de producción, este proyecto muestra una
alta sensibilidad fiscal y requiere un fuerte alivio tributario para ser viable:
• Soportabilidad fiscal: Las alícuotas máximas de la ley solo pueden aplicarse plenamente
en escenarios de precios altos, a partir de los 90 USD/Bbl.
• Activación de la cláusula de equilibrio:
• Entre 50 y 90 USD/Bbl: Se reducen gradualmente las tres tasas, bajando la regalía
hasta el 2.0% y el IIH al 1.0% (con ISLR al 50%).
• Menos de 50 USD/Bbl: Se requiere reducir drásticamente el ISLR para mantener la
rentabilidad mínima, cayendo al 39% (a 45 USD/Bbl) y hasta el 13% (a 40 USD/Bbl).
• Comportamiento del Government Take: Alcanza su máximo del 86% a los 90 USD/Bbl,
pero sufre una caída abrupta en escenarios de precios bajos, llegando a apenas un 18%
cuando el crudo cotiza a 40 USD/Bbl.
Proyecto C: Greenfield (Eficiencia de inversión mínima: 30%):
Tabla 13. Optimización de government take para desarrollo de campo greenfield.
Precio
(USD/Bbl)
Government
take (%)
Regalía
(%)
Impuesto integrado
de hidrocarburos (%)
ISLR (%)
Eficiencia de
inversión (%)
40
6%
0,2%
0,1%
10%
8%
50
8%
0,2%
0,1%
20%
14%
60
10%
1%
0,5%
30%
20%
70
15%
2%
1%
40%
26%
90
41%
9%
5%
50%
30%
100
56%
15%
8%
50%
30%
110
65%
20%
10%
50%
30%
120
70%
24%
12%
50%
30%
Fuente: Cálculos propios con base a datos PDVSA (2008).
Este proyecto representa el caso más extremo de sensibilidad económica debido a su
elevadísima intensidad de capital y la complejidad técnica de extraer crudo extrapesado (estilo
Faja del Orinoco):
• Soportabilidad fiscal: Las alícuotas máximas vigentes son prácticamente inaplicables; solo
podrían cobrarse a precios superiores a los 120 USD/Bbl.
• Activación de la cláusula de equilibrio: Requiere un alivio fiscal agresivo y permanente en
casi todo el rango de precios:
• Regalía: Oscila entre apenas 0.2% (a 40 USD/Bbl) y 23.7% (a 120 USD/Bbl).
• IIH: Se reduce a rangos de entre 0.1% y 11.6%.
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• ISLR: Debe recortarse drásticamente en precios bajos, entre 10% y 50%.
• Comportamiento del Government Take: Es el más bajo de los tres campos evaluados. No
es cóncavo, sino que crece de forma lineal y constante: desde un mínimo del 6% (a 40
USD/Bbl) hasta un máximo del 70% (a 120 USD/Bbl).
Análisis comparativo consolidado
La comparación de los tres proyectos (gráfico 18) revela cómo responde cada perfil de
inversión bajo el régimen de alícuotas optimizadas:
• Zona de protección (Menos de 60 USD/Bbl): Los tres proyectos operan en sus niveles
mínimos de eficiencia exigida (20%, 25% y 30%). Esto demuestra que la cláusula de
equilibrio económico funciona eficazmente como un escudo para proteger al inversionista
en escenarios de precios bajos.
• Zona de despegue (Más de 60 USD/Bbl): Al subir los precios, la rentabilidad de los campos
tradicionales reacciona positivamente:
• El Proyecto A (Brownfield) escala hasta alcanzar un 90% de eficiencia a 120 USD/Bbl.
• El Proyecto B (Offshore) sube de forma moderada hasta un 53% de eficiencia.
• El caso crítico (Proyecto C - Greenfield): Se mantiene estancado en su piso del 30% de
eficiencia en todo el rango de precios (hasta los 120 USD/Bbl).
Análisis de resultado: La complejidad técnica y los altos costos del proyecto Greenfield son
tan severos que, incluso reduciendo los impuestos a sus niveles mínimos, la rentabilidad marginal
no logra despegar.
Gráfico 18. Gráfico de dispersión entre eficiencia de inversión y precio promedio de la cesta venezolana
por campo (premisas fiscales después de la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
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El Gráfico 19 consolida la trayectoria de la recaudación estatal para los tres proyectos,
estableciendo una jerarquía clara basada en la complejidad de cada campo:
• Proyecto A (Brownfield): Permite la mayor recaudación del Estado, capturando entre el
74% y 90% de la renta en todo el rango de precios.
• Proyecto B (Offshore): Muestra una recaudación intermedia entre el 18% y 86%.
• Proyecto C (Greenfield): Ofrece el menor margen de recaudación, entre 6% y 70%.
Principio de Política Fiscal: A mayor costo unitario y complejidad técnica del yacimiento,
menor es el margen de renta disponible para el Estado si se quiere preservar la rentabilidad
mínima del inversionista.
Análisis de resultado: Aplicar las alícuotas máximas vigentes (30% regalía, 15% IIH y 50%
ISLR) de forma uniforme a todos los campos es económicamente inviable para los proyectos
Greenfield y Offshore. Esto ratifica la necesidad obligatoria de aplicar de manera diferenciada la
cláusula de equilibrio económico (Art. 26 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2026).
Gráfico 19. Gráfico de dispersión entre government take y precio promedio de la cesta venezolana por
campo (premisas fiscales después de la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos).
Fuente: Cálculos propios con base PDVSA (2008).
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4.7. Implicaciones para el diseño de los contratos
Los resultados del análisis definen tres lineamientos clave de política fiscal para el diseño
de los nuevos contratos petroleros:
• La flexibilidad como regla, no como excepción: La cláusula de equilibrio económico-
financiero debe ser un componente contractual estructural y permanente para proyectos
de alto riesgo (Offshore y Greenfield Extrapesado), y no una medida coyuntural.
• Fiscalidad diferenciada por tipo de campo: Las alícuotas contractuales deben ajustarse
según la naturaleza y complejidad técnica del yacimiento, respetando estrictamente los
pisos de rentabilidad mínima exigidos (Eficiencia de Inversión del 20% para Brownfield,
25% para Offshore y 30% para Greenfield).
• Ajuste dinámico y multivariable: La reactivación del equilibrio financiero debe modificar
la regalía, el IIH y el ISLR de forma simultánea y combinada. Concentrar el alivio fiscal en
un solo impuesto es ineficiente, ya que la combinación óptima varía según el precio del
crudo y el perfil del proyecto.
Conclusión
El análisis cuantitativo de la investigación sintetiza el marco fiscal en seis puntos clave:
Ineficiencia del régimen anterior (2006 - Ene 2026): El marco previo limitaba los proyectos
de alta inversión debido a la acumulación de impuestos (regalía, extracción, CEPEYE, ISLR y
shadow tax / ventaja especial). Los alivios fiscales individuales eran inútiles, ya que la reducción
de un tributo aumentaba automáticamente la base imponible de los otros, anulando el beneficio.
Inviabilidad de las alícuotas máximas de 2026: A pesar de que la reforma de 2026 simplificó
la estructura tributaria, aplicar de forma uniforme las alícuotas máximas legales (30% regalía,
15% IIH y 50% ISLR) provoca un deterioro aún mayor en la rentabilidad de las inversiones que el
régimen anterior.
Rol crítico del equilibrio económico: La cláusula de equilibrio económico-financiero (Art. 26,
51, 52 y 58 de la LOH reformada) es el mecanismo indispensable del nuevo marco. Permite
flexibilizar las tasas por tipo de campo y ajustar dinámicamente la recaudación estatal
(government take) al ciclo de precios del crudo.
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Jerarquía fiscal por complejidad de campo: Existe un límite físico para la recaudación: a
mayor costo y complejidad técnica del yacimiento, menor es el margen de renta que el Estado
puede extraer. Por ello, la aplicación uniforme de tasas máximas es inviable en proyectos de
crudo extrapesado (Greenfield) u Offshore, haciendo obligatoria la aplicación diferenciada de la
ley.
Lineamientos para el diseño contractual: Para atraer inversión internacional, la política
fiscal en los contratos debe seguir tres reglas:
- Permanencia: El equilibrio financiero debe ser un componente contractual estructural
para proyectos de alto riesgo, no una excepción de emergencia.
- Diferenciación: Las tasas deben respetar los pisos mínimos de eficiencia exigidos para
cada tipo de campo.
- Simultaneidad: Los alivios fiscales deben aplicarse modificando la regalía, el IIH y el
ISLR, dado que la combinación óptima de éstas varía según el precio del mercado.
Balance estado-Inversionista: La investigación ofrece los datos cuantitativos necesarios
para diseñar un régimen fiscal competitivo en Venezuela, demostrando técnicamente cómo
equilibrar la recaudación del Estado con los incentivos que necesita el capital privado para
desarrollar la industria.Texto aquí
Referencias
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Contribución Especial por Precios Extraordinarios y Precios Exorbitantes en el Mercado
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Conforme a lo estipulado en el Código de ética y buenas prácticas publicado en PetroRenova
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Sánchez Piñerúa, Carlos Ernesto (2026). Rentabilidad y fiscalidad petrolera en Venezuela: evaluación
económica de la reforma legal. PetroRenova Indexed, Revista Científica de la Energía. Vol. 2, núm.
3(6-43), julio-septiembre, 2026. https://doi.org/10.5281/zenodo.21810276