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Cuba tiene desde este lunes una nueva ley que establece las reglas del juego para la explotación de su petróleo y su gas. La Gaceta Oficial Ordinaria 85 publicó el Decreto-Ley 135 «De Petróleo y Gas», firmado el 3 de septiembre, y su reglamento, el Decreto 184, aprobado por el Consejo de Ministros el 29 de septiembre. Ambas normas entrarán en vigor en solo una semana, el 19 de octubre.
La nueva legislación deroga la Ley de Minerales Combustibles de 1938 y la Ley 635 de 1959, que constituían el marco legal principal para este sector. En sus considerandos, el propio Decreto-Ley 135 reconoce que esas normas no se correspondían con el marco constitucional y resultaban “inaplicables” en el contexto actual.
Durante décadas, una de las industrias más estratégicas del país funcionó sobre un andamiaje legal anterior a la Revolución, completado con resoluciones y contratos caso a caso.
Pedro Abigantus León, director de Inversiones y Negocios de Petróleo y Gas del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), presentó la norma en conferencia de prensa, según informó Cubadebate.
El funcionario explicó que el objetivo es crear condiciones jurídicas para aumentar de forma progresiva la producción de crudo y gas, elevar las reservas y cubrir en la mayor medida posible la demanda nacional de combustibles.
Para redactar la ley se estudiaron las regulaciones de 18 países, se consultó a 31 instituciones, que hicieron 389 observaciones; 347 fueron incorporadas.
Cuatro modalidades
El artículo 21 del decreto-ley define cuatro modalidades de participación en la exploración y explotación:
- El contrato de producción compartida, variante que se usa desde los años 90 con compañías extranjeras. Puede durar hasta 40 años, prorrogables por diez más.
- La concesión petrolera, que representa la mayor novedad. Dura hasta 30 años, también con diez de prórroga posible.
- El contrato de servicios petroleros.
- Otras modalidades de asociación previstas en el ordenamiento jurídico.
En la producción compartida, el inversionista recupera sus costos con una parte del crudo y reparte el resto con la parte estatal.
En la concesión, la mayor novedad de este nuevo decreto, el concesionario explora y explota por su cuenta y riesgo. El Estado le transfiere la propiedad de los hidrocarburos que extraiga en el punto de fiscalización, a cambio de cánones, regalías y tributos.
Irenaldo Pérez Cardoso, director adjunto de la Unión Cuba-Petróleo (Cupet), dijo en la presentación que esta fórmula puede resultar más atractiva para ciertos inversionistas. A su juicio, la nueva ley es “mucho más abarcadora, mucho más precisa” que la anterior.
El decreto establece que “los yacimientos de petróleo, gas y sustancias que los acompañan, que se encuentren en el subsuelo del territorio nacional, cualquiera que sea su estado físico, son de propiedad socialista de todo el pueblo y se rigen por los principios de inalienabilidad, imprescriptibilidad e inembargabilidad”.
Licitaciones
Las concesiones se adjudicarán por licitación abierta, y solo excepcionalmente por licitación restringida. El reglamento añade que el interesado puede pedir un área concreta. Si nadie más se presenta a la convocatoria, el área se le adjudica a quien la solicitó, siempre que cumpla los requisitos.
Los contratos de producción compartida, en cambio, pueden adjudicarse por licitación o directamente.
Antes de negociar, todo aspirante, nacional o extranjero, debe acreditarse ante la Oficina Nacional de Recursos Minerales (ONRM) y la acreditación tiene tres categorías —según la altura o la profundidad que alcanza el agua medida de forma vertical desde el fondo (de un canal, río, tubería o lecho marino) hasta su superficie—: más de 300 metros, hasta 300 metros o en tierra.
La ONRM tiene 45 días para emitir el certificado, que será válido por tres años, pero las entidades estatales no están obligadas a negociar contratos, porque esa es una “facultad discrecional”. Tampoco se garantiza que se otorgue una concesión.
Cualquier título de exploración o explotación requiere la aprobación previa del Consejo de Estado y el otorgamiento por el Consejo de Ministros, y puede ser denegado por motivos de seguridad nacional, aunque la norma no detalla los criterios.
Los números del negocio
El reglamento fija por primera vez de forma pública el régimen fiscal del sector.
En las concesiones, las regalías se calculan sobre la producción bruta:
| Zona | Petróleo | Gas |
| Tierra y aguas someras (hasta 300 m) | 12 % a 15 % | 8 % |
| Aguas profundas | 5 % a 8 % | 4 % |
La valoración del crudo toma como referencia el West Texas Intermediate, con ajustes por gravedad API y contenido de azufre. A esto se suma un canon de superficie anual: en tierra y aguas someras es de 50 dólares por kilómetro cuadrado durante la exploración y 500 durante la explotación. En aguas profundas baja a 10 y 100 dólares. El canon se reduce a la mitad al este del meridiano 77°55′ oeste, aproximadamente a la altura de la ciudad de Camagüey. Es un incentivo para la mitad oriental del país, menos explorada.
Las regalías tienen además mecanismos de ajuste:
- Precios altos. Si el precio internacional supera en más de un 30 % el promedio de los últimos cinco años, la regalía puede subir hasta un 10 %.
- Precios bajos. Si el precio cae en la misma proporción, puede aplicarse una bonificación de hasta un 3 %.
- Sobreproducción. Si se supera la meta contractual en más de un 20 %, la regalía puede aumentar hasta cinco puntos.
- Agotamiento. Si el campo entra en declinación acelerada, puede reducirse hasta tres puntos para estimular la recuperación secundaria.
- Refinación nacional. El crudo que se procese en refinerías cubanas recibe una bonificación del 2 %.
En los contratos de producción compartida, la porción destinada a recuperar costos no puede superar el 65 % de la producción bruta en tierra y aguas someras, ni el 75 % en aguas profundas.
Se supo también que los contratos vigentes conservan sus condiciones hasta que venzan y, al prorrogarse, deberán ajustarse a los nuevos topes.
El Estado puede comprar con prioridad, a precios de mercado, los volúmenes que necesite para la seguridad energética nacional.
El sector privado nacional entra, con condiciones
El artículo 13 del reglamento establece que las mipymes, empresas privadas de más de 100 trabajadores y cooperativas no agropecuarias cubanas podrán participar por sí mismas en la exploración y explotación mediante concesiones y necesitarán también el aval del MINEM y la aprobación del Consejo de Ministros.
Según Cubadebate, la apertura alcanza toda la cadena de valor, incluidos servicios, suministros y comercialización. En ese tramo la norma menciona también a los trabajadores por cuenta propia.
Pérez Cardoso aclaró que la participación privada puede llegar a la refinación, el almacenamiento y la venta de combustibles, pero los activos estratégicos seguirán bajo control estatal: los pozos, las grandes infraestructuras críticas, las refinerías y las principales instalaciones de almacenamiento, como la base de supertanqueros de Matanzas.
Algunas otras instalaciones sí podrían negociarse con inversionistas nacionales o extranjeros, en condiciones que dependerán del capital aportado.
El directivo de Cupet destacó que varias empresas privadas nacionales se asocien para emprender proyectos de mayor envergadura. Reconoció, sin embargo, que esas fórmulas todavía requieren normas complementarias, sobre todo en materia de contratación y asociación entre privados. Habló de un avance gradual, con posibles proyectos piloto.
La industria, explicó Pérez Cardoso, ya no es la que Cupet controlaba casi por completo, sino que hoy existen actores privados que importan combustible, lo transportan en camiones y tienen sus propios almacenes. Para ellos se preparan procedimientos de certificación todavía pendientes.
Transparencia, gas quemado y seguros
La norma incluye compromisos poco habituales en un sector históricamente opaco:
- Publicación de concesiones. El texto íntegro de cada acuerdo de concesión se publicará en la Gaceta Oficial y en el sitio web de la ONRM.
- Licitaciones públicas. La ONRM llevará un registro público de los interesados en cada licitación y publicará las preguntas y respuestas de las reuniones aclaratorias.
- Fin de la quema de gas. Se prohíbe ventear y quemar gas en antorcha en condiciones normales de operación, una práctica común en los campos cubanos. Los operadores actuales tienen un año para presentar un plan y tres para eliminarla o reducirla. Ante una avería, tienen 72 horas para resolverla antes de que se paralicen las operaciones.
- Responsabilidad objetiva. En las actividades de alto riesgo, el operador responde por los daños sin que haya que probar culpa: basta demostrar el nexo causal.
- Preferencia nacional. Las empresas cubanas de bienes y servicios tendrán primera opción en las contrataciones, igual que las aseguradoras nacionales en las pólizas y los residentes permanentes en el empleo dentro de los negocios con inversión extranjera.
El petróleo que no alcanza
Cuba busca petróleo desde el siglo XIX, pero su industria moderna nació de una emergencia. En 1989, la isla consumía unas 13 millones de toneladas de petróleo al año, casi todo proveniente de la Unión Soviética. El derrumbe de la URSS cortó ese flujo, y el país volvió la vista hacia su propio subsuelo.
En los años 90, Cuba abrió la exploración al capital extranjero mediante contratos de riesgo y de producción compartida y llegó a firmar 16 contratos con compañías de Europa y Canadá. Entre 1991 y 1999 recibió unos 600 millones de dólares de inversión extranjera en el sector, según datos citados por EFE.
La pieza clave fue la canadiense Sherritt International, que inició sus operaciones petroleras en 1992. Sus primeros años se dedicaron a reacondicionar unos cien pozos en los campos de Varadero, Boca de Jaruco, Periféricos y Pina. Después vino un cambio tecnológico decisivo: pozos horizontales y altamente desviados que, perforados desde tierra, alcanzan yacimientos situados bajo el mar en la llamada Franja Petrolera Norte, entre La Habana y Varadero. Otras compañías, como la también canadiense Pebercan, se sumaron en campos vecinos.
El resultado fue una década de crecimiento sostenido hasta tocar techo en 200. La producción subió durante diez años consecutivos y tocó techo en 2003, cuando, según la Oficina Nacional de Estadística e Información (ONEI), se extrajeron 3,68 millones de toneladas de crudo.
Desde entonces, la curva ha ido bajando. En 2023, la ONEI reportó 2,31 millones de toneladas, un 37 % menos, según el análisis de Jorge Piñón, investigador del Instituto de Energía de la Universidad de Texas.
La propia Sherritt, que en 2013 producía unos 20 mil barriles diarios en sus tres campos, vio desplomarse su producción a partir de 2017, cuando expiró el contrato de Varadero Oeste.
Hoy Cuba extrae unos 40 mil barriles diarios, que cubren alrededor de un tercio de su consumo.
Cuba insiste en la refinación de su propio crudo en medio de la crisis energética
El espejismo del Golfo
La gran esperanza estuvo durante años en las aguas profundas de la Zona Económica Exclusiva cubana en el Golfo de México: 112 mil kilómetros cuadrados divididos en 59 bloques.
El Servicio Geológico de Estados Unidos calculó que esas aguas podían contener entre 5 mil y 9 mil millones de barriles de crudo. Cupet llegó a hablar de 20 mil millones.
La prueba llegó en 2012 y fue un fracaso. La plataforma Scarabeo 9, construida con menos de un 10 % de componentes estadounidenses para esquivar el embargo, perforó tres pozos ese año:
- Repsol, en mayo, al noroeste de La Habana.
- Petronas y Gazpromneft, en julio, frente a Pinar del Río.
- PDVSA, en octubre, en el pozo Cabo de San Antonio 1X.
Ninguno encontró petróleo en cantidades comerciales. Repsol renunció a sus bloques y la plataforma abandonó Cuba ese noviembre. Un intento posterior de la rusa Zarubezhneft en aguas someras frente a Cayo Coco tampoco dio resultados.
Piñón matizó entonces que no eran pozos secos: el petróleo existía, pero no era rentable extraerlo con la tecnología y los precios de la época. Desde entonces, el área cubana del Golfo espera.
Melbana: la promesa que no llegó
En tierra firme, la apuesta más visible de la última década fue la australiana Melbana Energy (antes MEO Australia). En 2015 firmó con Cupet un contrato de producción compartida para el Bloque 9, unos 2344 kilómetros cuadrados en la costa norte, entre La Habana y Varadero.
- 2021. El pozo exploratorio Alameda-1, cerca de Martí, en Matanzas, encontró zonas saturadas de petróleo.
- 2023. El Alameda-2 fluyó hasta 1903 barriles diarios en su punto máximo. Su crudo, de unos 18 grados API, era más ligero y con menos azufre que el habitual en la franja. Para Piñón, un crudo así tendría más valor refinado en gasolina y diésel que quemado en una termoeléctrica.
- 2024. Melbana anunció un prospecto de 90 millones de barriles. Para entonces, la angoleña Sonangol había entrado al proyecto con un 70 % a cambio de financiar la mayor parte de la perforación.
A principios de 2025 el ambiente era optimista, pero a finales de ese año se supo que el pozo Amistad-2 resultó “decepcionante” y el Alameda-2 fue cerrado. En abril de 2026, Sonangol perdió su participación tras incumplir aportes por 23,5 millones de dólares.
El golpe final llegó el 18 de junio de 2026, desde Washington una semana después de que el Departamento de Estado incluyera a Cupet en su lista de entidades sancionadas. Melbana suspendió toda participación financiera, técnica y administrativa en el Bloque 9.
¿Qué se hace hoy con el crudo cubano?
El petróleo de la Franja Norte es mayormente pesado o extrapesado, con alto contenido de azufre y metales. Un directivo de Cupet explicó que ese crudo solo sirve para generar electricidad y producir cemento, lubricantes y asfalto.
En la práctica, buena parte termina en las calderas de las termoeléctricas. Alrededor del 85 % de la generación de esas plantas depende del crudo nacional, con un costo muy alto, pues el contenido de azufre corroe calderas y economizadores y obliga a paradas y limpiezas constantes.
En 2026, con las importaciones de crudo cortadas por el bloqueo petrolero y la generación distribuida casi paralizada por falta de diésel y fueloil, viejas plantas como la termoeléctrica Antonio Guiteras, que queman crudo nacional, se han convertido en el principal sostén del sistema eléctrico.
El gas asociado se aprovecha en las plantas de Energas en Boca de Jaruco y Puerto Escondido, la empresa mixta de la que Sherritt también se retiró este año.
Los obstáculos
El propio Pérez Cardoso durante la presentación del Decreto Ley advirtió que con esto no se eliminan todos los obstáculos existentes para atraer capital. Mencionó el escenario geopolítico y las restricciones asociadas al bloqueo estadounidense, que siguen limitando las posibilidades de inversión.
Desde enero, el bloqueo petrolero de Washington ha cortado las importaciones de crudo y ha hecho que las dos compañías que marcaron la historia petrolera cubana de los últimos treinta años se hayan replegado en el mismo año: Sherrit y Melbana.
El decreto-ley no menciona a Cupet. Habla de una “entidad petrolera nacional” que designará el Consejo de Ministros y que actuará en toda la cadena de valor.
