Una empresa mixta creada con Cuba en 2010 terminó siendo el laboratorio de los contratos que entregaron a privados la operación del negocio petrolero sin tocar la ley. El modelo que la reforma de 2026 legalizó no lo reveló Pdvsa: lo destapó una regulación canadiense.
Durante la etapa de control partidista estatal de Pdvsa, los contratos de producción compartida constituyeron una figura jurídica sin nombre: acuerdos secretos firmados bajo la Ley Antibloqueo, operados por el Centro Internacional de Inversión Productiva (CIIP) y ejecutados por Pdvsa como si la ley que reservaba al Estado el negocio petrolero no existiera. Una reforma petrolera clandestina, una privatización funcional. La Gaceta Oficial Extraordinaria 6.978, del 29 de enero de 2026, los convirtió en figura legal: la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos restituyó la participación privada directa en la actividad petrolera, autorizó la operación y legalizó el reparto de la producción. La ingeniería jurídica que operaba en la penumbra terminó siendo política petrolera oficial.
Antes de la reforma –apresurada y presionada por la extracción de Nicolás Maduro y Cilia Flores por la Fuerza Delta de Estados Unidos–, los contratos de producción compartida no aparecían en ninguna ley ni figuraban en gacetas. Eran acuerdos redactados en secreto, firmados bajo el amparo de la Ley Antibloqueo y ejecutados por operadores comprometidos a no dejar rastro. Pdvsa los llamaba «acuerdos operativos»; el CIIP los presentaba como «mecanismos de inversión»; en los campos petroleros los técnicos los conocían simplemente como «lo que hay que hacer para producir».
La ficción funcionó sin que nadie preguntara demasiado. Los privados entraban, perforaban, cobraban en petróleo y se iban. El Estado mantenía la fachada de control de la industria petrolera que Hugo Chávez impuso 20 años antes, hasta que la reforma, como una corrección del pasado, legitimó cierta participación privada directa en el negocio petrolero.
La reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos no creó los Contratos de Participación Productiva (CPP): los blanqueó. Les dio nombre –Contratos de Participación Productiva, según la denominación oficial–, forma y legitimidad después de haberlos usado sin admitirlos. La cesión de soberanía dejó de ser un secreto y el reparto de la producción dejó de ser una anomalía.
El primer rastro impreso aparece en 2021, con los acuerdos operativos ampliados. Pdvsa permitía a privados invertir, operar y cobrar en petróleo sin cambiar la ley, con efectos concretos: inversión externa, control operativo delegado y recuperación de costos en petróleo. En 2022, el esquema se volvió más audaz: Petroquiriquire cedió la operación de varios campos bajo un mecanismo que repartía producción como si la ley ya hubiese cambiado. Y en 2023, cuando se acordó la entrada de capital canadiense en Vencupet –una operación cerrada en enero de 2024–, el modelo dejó de ser un experimento doméstico para convertirse en una práctica reconocida por actores extranjeros, aun cuando no existía en el ordenamiento legal venezolano.
El corredor cubano
En las publicaciones oficiales nunca apareció el contrato que sustenta a Vencupet desde 2010, cuando fue creada como una sociedad entre Pdvsa y Cuba Petróleo (Cupet), la estatal petrolera cubana, como una forma de asistir al régimen de los hermanos Castro sin la exposición que implicaban las asociaciones con las compañías internacionales. Dentro de los acuerdos firmados era una empresa mixta para operar campos maduros; en la práctica, funcionaba como un corredor político: Cuba recibía acceso a infraestructura, equipos y crudo venezolano, y Venezuela asumía los costos operativos y el deterioro de los campos.
En 2016, Cupet cedió sus acciones y la empresa quedó enteramente en manos venezolanas, una salida que tampoco se anunció. Los campos asignados a Vencupet –Adas, Lido, Limón, Leona, Oficina Norte y Oficina Central, todos en tierra firme de los estados Anzoátegui y Monagas–, cuando entraron en producción en 1960, alcanzaron un pico de unos 60.000 barriles diarios. Después de ese pico, la producción disappeared de los registros públicos. Durante cuatro décadas no hubo cifras oficiales que permitieran seguir la caída, solo rastros dispersos en informes internos y testimonios técnicos que hablan de pozos agotados, estaciones de flujo deterioradas y equipos que nunca fueron reemplazados.
Vencupet le costó a Venezuela miles de millones de dólares sin que nadie lo advirtiera. Cupet no aportó capital ni tecnología, se limitó a extraer petróleo hasta 2016 con recursos venezolanos. Dejó atrás una empresa vaciada: equipos obsoletos, estaciones de flujo colapsadas, tuberías corroídas y una producción que había caído a entre 800 y 1.000 barriles diarios en 2015, el último año de actividad antes de la parálisis total.
La infraestructura colapsada y el nivel de funcionamiento de los campos no aparecían en ningún balance. Pdvsa nunca publicó cifras, balances ni auditorías. La caída de producción no apareció en ningún informe público. Los campos quedaron paralizados, pero la empresa Vencupet siguió existiendo en los papeles, sin auditorías ni reportes, convertida en un vehículo operativo de bajo perfil dentro del mapa petrolero, útil para mover recursos sin la visibilidad de las grandes empresas mixtas.
El contrato que destapó Canadá
El consorcio canadiense New Stratus Energy completó en enero de 2024 la compra de 50% de GoldPillar International Fund –un fondo registrado en las Islas Vírgenes Británicas–, que había adquirido 40% de Vencupet propiedad de Pdvsa. La operación se cerró en secreto del lado venezolano, mediante un esquema que cedía producción de un modo que la ley no permitía. Ese documento no lo reveló Pdvsa ni el gobierno de Maduro. Pero, obligada por las regulaciones bursátiles de Canadá, New Stratus tuvo que reportar a sus accionistas que manejaba campos venezolanos, recuperaba su inversión con petróleo y tomaba decisiones técnicas que por la ley de Chávez eran exclusivas del Estado venezolano.
Vencupet nació como un corredor político, se sostuvo en la opacidad y terminó convertido en un laboratorio para contratos que repartían la producción, delegaban decisiones técnicas y garantizaban retorno en crudo. El modelo circulaba entre Pdvsa, la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP) y el CIIP como contratos ordinarios, pero en los campos se aplicaba un esquema completo de operación privada: cuadrillas externas, decisiones técnicas fuera de Pdvsa y barriles asignados al socio para cubrir la inversión, aunque la ley exigía empresas mixtas y prohibía la delegación directa de actividades primarias.
La estructura quedó documentada: GoldPillar aportaría una línea de crédito de 60 millones de euros y actuaría, a través de una filial, como contratista exclusivo para reactivar hasta 246 pozos. Recuperaría su capital con la venta del petróleo extraído.
En enero de 2026, la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos legalizó lo que venía funcionando en los campos como Contratos de Participación Productiva. El modelo de contrato no cambió: quedó amparado en artículos de ley que describen exactamente lo que se venía haciendo.
La opacidad de Pdvsa
Desde 1976, Pdvsa operaba con un nivel de autonomía que dejaba fuera del escrutinio público buena parte de su información técnica y financiera. Los contratos de servicios, los acuerdos de suministro, los costos reales de producción y las compras de equipos se manejaban dentro de la empresa, sin acceso de la Asamblea Nacional ni de la Contraloría General de la República.
Las filiales en el exterior –Citgo, Nynas, Ruhr Oel, las empresas de trading, los terminales– tenían estructuras propias, con reportes limitados y balances que no se integraban de manera transparente al Estado venezolano. Durante las décadas de los ochenta y noventa, Pdvsa publicó anuarios y boletines, pero se omitían márgenes, costos, auditorías completas y detalles contractuales.
Con la huelga petrolera de 2002 y el despido de cerca de 20.000 trabajadores, la estructura cambió y se redujo aún más la capacidad de registro y control ciudadano sobre la empresa. Los anuarios dejaron de publicarse con regularidad. Las auditorías externas se suspendieron. La información operativa se centralizó en el Ejecutivo. Los convenios internacionales con Cuba, Irán, Bielorrusia, Rusia y China se firmaron sin divulgación pública ni la autorización del Parlamento. Las empresas mixtas creadas a partir de 2006 nunca publicaron balances completos. Los fondos paralelos –misiones y programas de presunta asistencia social– absorbieron los ingresos sin control parlamentario.
A partir de 2014, con la caída de la producción, la información fue más fragmentaria. Los inventarios, las deudas, los compromisos de suministro y los costos de extracción dejaron de aparecer en documentos públicos. Los contratos de servicios se firmaron sin licitación. Las empresas de maletín entraron en la cadena de suministros. Las cifras de producción no se reportaban o se reportaban con retrasos. La estructura de Pdvsa se dispersó en filiales, empresas mixtas y vehículos operativos con niveles variados de opacidad.
Con la Ley Antibloqueo, aprobada en 2020 por la Asamblea Nacional Constituyente (ANC), la confidencialidad de la información quedó amparada por un marco legal. La ANC, convocada por Nicolás Maduro en 2017, fue desconocida por la Asamblea Nacional electa en 2015, la oposición venezolana, la mayoría de los constitucionalistas y más de 40 gobiernos democráticos. Fue convocada sin el referéndum consultivo previsto en la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela; sus bases comiciales y los resultados fueron ampliamente cuestionados.
Bajo esa ley, los contratos se firmaron en secreto. El CIIP manejó activos sin reportes públicos. Las operaciones se ejecutaron mediante acuerdos que no pasaron por la Asamblea Nacional. La información sobre producción, costos, inventarios y compromisos quedó dispersa, al igual que la identidad de las empresas privadas que entraron a operar los campos petroleros.
El modelo Vencupet –sin reportes operativos, sin auditorías– se generalizó cuando la Ley Antibloqueo permitió al Ejecutivo firmar contratos bajo confidencialidad, manejar activos en secreto y modificar regímenes de participación sin pasar por la Asamblea Nacional. El CIIP se convirtió en el punto de cruce. La Ley Antibloqueo amparaba la confidencialidad; el CIIP ejecutaba; Pdvsa y la CVP operaban; y los privados entraban a los campos mediante acuerdos que no aparecían en la Gaceta Oficial.
La ingeniería financiera del CIIP
El Centro Internacional de Inversión Productiva nació en octubre de 2020 bajo la Ley Antibloqueo con tres mandatos: captar inversión extranjera, administrar activos estratégicos del Estado –petróleo, minería, industria, turismo– y monitorear las sanciones para eludirlas. Tenía firma, control y confidencialidad, sin obligación de publicar contratos ni rendir cuentas. Quedó bajo tutela directa de la vicepresidenta Delcy Rodríguez, quien lo operó a través de Félix Plasencia hasta que Maduro, en enero de 2024, lo sustituyó por Alex Saab.
El CIIP asumió atribuciones dispersas entre ministerios, filiales y empresas mixtas: firmaba contratos, administraba activos, manejaba flujos de crudo, creaba vehículos operativos y operaba bajo confidencialidad. Con esas tres piezas –firma, control, secreto– reescribió las reglas de la industria petrolera sin necesidad de cambiarlas por la vía legal. Los contratos que antes pasaban por Pdvsa empezaron a canalizarse por el CIIP. Los acuerdos que requerían aprobación parlamentaria se firmaron sin que la Asamblea los conociera. Los proyectos se adjudicaron en reuniones cerradas, sin licitación.
La arquitectura financiera del CIIP permitió que operadores privados entraran a campos petroleros sin figurar como accionistas y que los barriles destinados al repago se manejaran fuera de los mecanismos tradicionales de control.
El orden del cobro
La mecánica interna del reparto, los porcentajes de cada eslabón y el funcionamiento de los fideicomisos integraban un circuito diseñado para que nadie pudiera reconstruirlo o penetrarlo.
El dinero no llegaba al Estado. Llegaba a una estructura. Y esa estructura tenía un orden: el operador cobraba primero; el intermediario después; el CIIP más tarde; la estructura política al final; el país, casi nunca. El operador recibía su pago en barriles: el CIIP le asignaba una parte de la producción del campo para recuperar la inversión, un porcentaje que se movía entre 40% y 60% de la producción incremental. En campos paralizados, donde casi todo el flujo era incremental, el operador controlaba la mayor parte. Vendía el crudo a través de intermediarios y cobraba fuera, en cuentas que no aparecían en ningún balance.
El intermediario no aparecía en los contratos ni tenía relación formal con Pdvsa. Pero sin él el esquema no funcionaba. Su comisión se movía entre uno y cuatro dólares por barril; con un flujo de 30.000 barriles diarios, podía superar los 3 millones de dólares al mes. El CIIP no cobraba comisión: cobraba control. Administraba los fideicomisos donde entraban los ingresos y retenía entre 10% y 20% de los flujos para gastos administrativos, operativos o estratégicos. Esos recursos no pasaban por Pdvsa, ni por el Ministerio de Economía y Finanzas, ni por la Asamblea Nacional.
La estructura política cobraba al final, y es el eslabón del que existe menos constancia y más testimonios. No había cuentas oficiales, ni documentos, ni porcentajes fijos. El dinero salía de los fideicomisos del CIIP hacia empresas vinculadas a operadores políticos, contratos de asesoría y proveedores sin relación con el campo. Los montos variaban entre 5% y 15% de los flujos totales. En un esquema de 1.000 millones de dólares anuales, eso significaría hasta 150 millones de dólares destinados a la estructura política.
La secuencia casi nunca cambiaba: el operador cobraba en barriles, el intermediario en comisiones, el CIIP en control, los políticos en secreto, y el Estado recibía lo que quedaba, y muchos meses no quedaba nada.
La única ventana verificable
Vencupet ofrece la única ventana con cifras comprobables, precisamente porque su socio canadiense estaba obligado a reportar. Los datos permiten dimensionar el flujo de un solo campo marginal.
La reactivación arrancó de forma modesta. La producción pasó de 116 barriles diarios en enero de 2024 a 260 para el 4 de marzo, con una meta inmediata de 1.000 barriles para fines de abril. El plan de inversión de 2024 apuntaba a unos 3.500 barriles diarios al cierre del año, y la gerencia estimaba un potencial de unos 7.400 barriles diarios. El programa completo contemplaba reactivar 246 pozos.
Las cifras parecen menores hasta que se traducen en dinero. A precios promedio del crudo venezolano –de mediana calidad, vendido con descuento, en una franja de entre 45 y 65 dólares por barril– incluso la meta inicial de 1.000 barriles diarios equivalía a entre 45.000 y 65.000 dólares diarios: cerca de 2 millones de dólares al mes.
El potencial de 7.400 barriles elevaría ese flujo por encima de los 10 millones de dólares mensuales. Un campo casi inactivo, recuperado por un operador privado, estaba diseñado para mover decenas de millones de dólares al año –y Vencupet es solo uno de los activos pequeños del esquema–.
Los campos que replicaban el modelo tenían una producción mucho mayor. Petroquiriquire operaba alrededor de 20.000 barriles diarios; Petrozamora pasó de unos 25.000 a comienzos de 2024 a más de 55.000 a comienzos de 2025; otros bloques de Monagas y Anzoátegui sumaban miles más. Si solo una porción de esos campos manejaba 30.000 barriles diarios bajo el esquema de repago en crudo, el flujo que se movía fuera de los balances públicos equivalía a decenas de millones de dólares mensuales.
La aritmética es necesariamente aproximada, pero el orden de magnitud –construido sobre cifras de producción que sí son públicas– apunta a un circuito que movía cientos de millones de dólares al año al margen del control del Estado.
El mecanismo funcionaba porque cada pieza estaba aislada. Pdvsa extraía. El CIIP asignaba. Los operadores recibían. Los intermediarios liquidaban. Los fideicomisos administraban. Ningún documento mostraba el recorrido entero. El petróleo salía del país sin que el país lo viera.
Los fideicomisos, el sistema circulatorio
Los fideicomisos eran el corazón silencioso del CIIP. No estaban en Venezuela, ni en Pdvsa, ni en el Ministerio de Economía y Finanzas: eran estructuras creadas en el exterior, administradas por bancos que no aparecían en ningún documento público y operadas bajo cláusulas de confidencialidad que impedían saber quién depositaba, quién retiraba y quién autorizaba los movimientos.
El dinero de los cargamentos no llegaba a cuentas del Estado, sino a esos fideicomisos: los intermediarios liquidaban los cargamentos y enviaban los fondos; los operadores recibían su parte directamente desde allí; el CIIP administraba el resto. No había auditorías, ni reportes, ni balances. Solo instrucciones de pago.
Esos vehículos financieros se abrían en jurisdicciones donde la identidad de los beneficiarios no es pública: Panamá, Curazao, Barbados, Emiratos Árabes Unidos y Turquía. Cada proyecto tenía su propio vehículo; cada vehículo, su cuenta; cada cuenta, su administrador. La fragmentación no era un accidente: era el diseño. Ninguna institución venezolana podía ver el mapa completo.
Los fideicomisos sobrevivían al deterioro de todo lo demás: cuando Pdvsa no podía pagar a proveedores, ellos seguían moviendo dinero; cuando la producción oficial caía, seguían recibiendo ingresos. Un sistema paralelo, protegido por la confidencialidad y sostenido por los barriles que no aparecían en los balances.
De la capa política se sabe aún menos. Las órdenes de pago salían del CIIP sin nombres de funcionarios ni conceptos claros, como pagos de facturas de empresas registradas en Panamá, Turquía, Emiratos Árabes Unidos o Barbados que no proveían equipos ni prestaban servicios pero cobraban montos sin guardar proporción con alguna actividad verificable. Los relatos internos describen reuniones –no técnicas, sino políticas– donde se decidía qué empresas recibirían los pagos. El CIIP actuaba como bisagra entre el Ejecutivo y el banco.
Impunidad por diseño
El sistema era invisible. No tenía una oficina, ni un organigrama, ni un documento que lo explicara. Era una suma de piezas dispersas que solo cobraban sentido cuando se seguía el rastro del petróleo que no aparecía en los balances.
La dispersión era la clave: el operador en un país, el intermediario en otro, el fideicomiso en un tercero, el banco en un cuarto, la empresa de fachada en un quinto, el contrato bajo la ley de un sexto, el cargamento rumbo a un séptimo, y Venezuela en ninguno. Ninguna institución del Estado tenía la visión completa y cada pieza estaba diseñada para ocultar la siguiente.
Vencupet fue la primera grieta. No porque Venezuela revelara algo, sino porque New Stratus tuvo que informar a un regulador extranjero cuántos barriles producía, cuánto invertía, cuánto recuperaba y bajo qué contrato operaba. El documento, publicado en Canadá, dejó ver un esquema que llevaba años funcionando en silencio.
El país no perdió el control de su industria petrolera de un día para otro: lo fue cediendo en fragmentos, en contratos confidenciales, en cargamentos triangulados, en fideicomisos externos, en decisiones tomadas lejos de cualquier institución pública. La impunidad fue su diseño.
Una auditoría en reserva
Hoy el esquema está en pausa. Para finales de 2025, Pdvsa había asignado 20 Contratos de Participación Productiva a 16 empresas que producían en conjunto unos 227.000 barriles diarios. En febrero de 2026, apenas semanas después de que la reforma los legalizara, el Ministerio de Petróleo suspendió temporalmente 19 de esos contratos y ordenó que Pdvsa retomara el control exclusivo de la comercialización del crudo extraído. La directiva de la estatal examina los términos de ganancia, las exigencias de licencias de la OFAC y el cumplimiento de los planes de inversión en los pozos asignados.
Operadores como Vulcan Energy Technology —una empresa con sede en el estado Anzoátegui, sin experiencia demostrable en el sector, que recibió el campo Cariña de la Faja Petrolífera del Orinoco— tienen la habilitación suspendida. El reparto da la medida de a quién benefició el esquema: según documentos de Pdvsa, de esos 227.000 barriles diarios, la empresa Nabep del magnate estadounidense Harry Sargeant III asumió cerca de un tercio de la producción.
La auditoría existe, pero sus términos, su alcance y sus resultados son tan reservados como los contratos que examina. El esquema que nació en la penumbra sigue siendo revisado en la penumbra.
La revisión, además, tiene un límite que la propia ley impuso. La reforma dio a las empresas mixtas y a los CPP anteriores un plazo de 180 días para adecuarse al nuevo marco, y blindó esa transición con una garantía expresa: la adecuación no puede desmejorar las condiciones económicas y operativas pactadas con los privados. Lo que se firmó en secreto quedó protegido por escrito.
El nuevo régimen fiscal completa el giro. La regalía fija de 30% que estableció la ley de 2006 se convirtió en una participación de «hasta 30%», negociable proyecto por proyecto y sin el piso de 20% que antes limitaba las rebajas. Un Impuesto Integrado de Hidrocarburos –de hasta 15% sobre los ingresos brutos, con alícuota que el Ejecutivo fija para cada proyecto– sustituyó a los gravámenes anteriores. Y una cláusula de equilibrio económico obliga al Estado a restituir la posición del inversor si un cambio legal o fiscal afecta la economía del contrato. La renta petrolera dejó de ser una tasa: se volvió una negociación.
En los medios, los voceros del Gobierno defienden los CPP como una «estrategia energética audaz»: el privado asume la gestión integral a su costo y riesgo, y el Estado recibe ingresos sin endeudarse. Juristas como Allan Brewer-Carías responden que esos contratos nacieron confidenciales, al margen de los controles de la Asamblea Nacional. Entre la autonomía que exigen los operadores y el control que el Estado dice retener, la tensión sigue abierta.
Vencupet fue la maqueta de un mecanismo que llevaba entre siete y diez años operando en silencio, afinándose en cada crisis, ajustándose a cada sanción, sobreviviente a cada ministro. El petróleo salía, el dinero circulaba, la estructura se financiaba, el Estado quedaba fuera. Una empresa mixta nacida para asistir a Cuba terminó sirviendo de modelo para entregar a privados la operación del petróleo venezolano sin tocar la ley —hasta que, en 2026, la ley se cambió para que ese modelo dejara de ser un secreto y pasara a ser la norma.
Lo que queda ahora es reconstruir cómo se montó esa arquitectura desde dentro: quiénes la sostuvieron, qué documentos la hicieron posible y qué actores la movieron en silencio mientras el país colapsaba. De los beneficiarios de ese reparto —el testaferro, el intermediario, la familia del poder, el militar, el extranjero de fachada, el operador histórico y el socio nuevo de la transición— se ocupan las siguientes entregas de esta serie. Porque el modelo ya tiene nombre legal. Falta ponerle nombre a quienes se quedaron con la renta. (Equipo investigación EN)
