Rentabilidad y fiscalidad petrolera en Venezuela: evaluación económica de la reforma legal
DOI:
https://doi.org/10.5281/zenodo.21810276Palabras clave:
government take, flujo de caja libre, eficiencia de inversión, Ley Orgánica de HidrocarburosResumen
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.
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