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María Alejandra Cabeza Rodríguez.- Venezuela abrió su sector petrolero en julio de 2026. El nuevo marco regulatorio, con un régimen fiscal escalonado y la habilitación de operadores privados, ya atrae inversiones por 1.400 millones de dólares y proyecta un crecimiento del 30 % en la producción para el próximo año. La pregunta es inevitable: ¿puede el mismo modelo aplicarse al sector eléctrico?
El sistema eléctrico venezolano atraviesa una crisis estructural. Las pérdidas en transmisión y distribución alcanzan el 30-35 %, frente al 15 % a nivel regional. El costo de capital (WACC) se sitúa entre el 14 y el 18 %, duplicando el de los mercados normales. La demanda eléctrica ha caído en 8.500 megavatios desde 2013, no por eficiencia, sino por el colapso del aparato productivo.
La reforma petrolera no resuelve por sí sola los problemas eléctricos, pero puede servir como una plantilla regulatoria.
El Reglamento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (9 de julio de 2026) rompe con el monopolio estatal. Introduce un régimen fiscal escalonado para yacimientos contaminados, activos maduros y operaciones offshore. Habilita operadores privados en toda la cadena y elimina a Pdvsa como ente rector. Son elementos transferibles, con adaptaciones.
El sistema eléctrico depende en un 78 % de la energía hidroeléctrica, concentrada en el Complejo Guri (10.200 MW). Esa dependencia genera vulnerabilidad ante sequías prolongadas. El parque térmico (18 GW nominales) opera al 15-20 % de su capacidad: apenas 3,6 GW están activos, dejando 14 GW ociosos. Las pérdidas en transmisión y distribución superan el 30 %, muy por encima del 15 % a nivel regional.
El modelo petrolero ofrece enseñanzas: un régimen fiscal diferenciado por riesgo, operadores privados, contratos en dólares con blindajes offshore y un regulador independiente. Pero la electricidad es un servicio público esencial. La regulación debe garantizar el acceso universal, la calidad y la protección del usuario.
Para que el modelo funcione, se requieren tres adaptaciones:
Primero, un ente regulador independiente con facultades para fijar tarifas costo-reflejo y supervisar el mercado.
Segundo, instrumentos económicos que mitiguen el alto WACC: fondos de garantía multilateral (BID, Banco Mundial); certificados blancos, que crean un mercado de ahorro energético; una empresa petroquímica que modernice motores podría vender sus ahorros certificados a otra que necesite cumplir metas de eficiencia; y esquemas ESCO, donde empresas de servicios energéticos financian la inversión y se cobran con el ahorro generado.
Tercero, alineación con la integración regional (SINEA, SIEPAC), que potencia la eficiencia y la resiliencia.
Brasil redujo su intensidad energética en un 25 % desde 2005, gracias a un mandato regulatorio y a un mercado. Chile creó un mercado de certificados de eficiencia. Colombia aplica un régimen fiscal escalonado similar al del venezolano. México explora certificados blancos y fondos de garantía. Son lecciones aplicables.
El modelo petrolero ofrece una plantilla, pero no resuelve los problemas institucionales de Venezuela. Los inversores exigirán cinco condiciones: transparencia contractual, independencia del regulador, estabilidad fiscal, resolución confiable de controversias y auditoría internacional. El desafío no es geológico ni técnico. Es institucional.
La apertura petrolera no es la solución, pero puede ser el punto de partida. Si Venezuela adapta sus principios de seguridad jurídica, flexibilidad fiscal y operadores privados, podría reducir las pérdidas al 15 %, atraer inversión privada, integrarse a los mercados regionales y convertirse en un referente.
La reforma regulatoria es necesaria, pero no suficiente. Venezuela debe reconstruir su capacidad técnica, resolver sus pasivos ambientales y demostrar coherencia. El desafío es político e institucional. Mientras no resolvamos eso, ni el gas de Paria ni la reforma petrolera serán suficientes.
