Capítulo 2

Participación privada en la industriapetrolera venezolana

l. Antecedentes. Evolución de la participaciónprivada

Desde sus comienzos, la industria petrolera venezolana se ha de­sarrollado con la participación de los privados. De hecho, los pioneros oprecursores de nuestra industria petrolera fueron particulares. Desde lacélebre Petrolia del Táchíra (1886), hasta los esquemas o modalidadesactuales de participación privada -pasando por las tres primera cuartaspartes del siglo XX en las cuales la industria petrolera venezolana fue to­talmente transnacional-, la iniciativa particular ha formado parte de laevolución de la industria de los hidrocarburos, del desarrollo de la na­ción y de su sociedad en las distintas épocas históricas.

La evolución de la participación privada en la industria petroleravenezolana podría dividirse en varias etapas tentativas:

l. El período pre Industrial

Puede identificarse desde el otorgamiento de las primeras conce­siones para la explotación de hidrocarburos. en el siglo XIX. hasta el co­mienzo de la explotación a escala industrial hacia el año 1914.

Laprimera concesión de la historia del país para explotar hidrocar­buros fue otorgada a un particular, el 24 de agosto de 1965 por el Estadodel Zulia,al señor Camilo Ferrand, tenfa un término de 10 años y abarca­ba todo ese estado. La segunda concesión petrolera de la historia delpaís, le fue adjudicada al señor Manuel Olavarría, por un lapso de 25

121

122 111 losé Ro.{ae/ lanoniVargas

años, y comprendía todo el Estado de Nueva Andalucía (territorio de los

actuales estados Sucre y Monagas).

Estos otorgamientos fueron consecuencia del régimen político fe­deral instaurado en la nación en 1864, en virtud del cual las antiguasprovincias pasaron a ser entidades autónomas que, como tales, teníanderecho a legislar y a disponer en materia mineras. Esto fue posible has­ta 1881, cuando se promulgó una nueva Constitución Nacional y delegóen el poder central la administración de las minas. Desde allí, éstas pa­saron a ser regidas por un sistema uniforme de explotación, el cual pre­

valece desde entonces.

Pero de todas esas concesiones iniciales otorgadas a particularespor el Estado venezolano en el siglo XIX -bajo distintos regímenes depropiedad pública, sería la de Manuel Antonio Pulido, la realmente tras­cendente. Esta concesión para la explotación de petróleo le fue conce­dida a Pulido en 1978 por el Gran Estado de los Andes, para un área decien hectáreas cerca de Rubio (Estado Táchíra). Pulido constituyó la la­mosa compañía Peteolia del Táchlea, "la cual tuvo el gran mérito deproducir por primera vez petróleo en Venezuela, obteniéndolo de la cé­lebre formación del Cretáceo Superior denominada Mito Juan, situadaen el campo la Alquitrana, cerca de San Crístóbal'".

Esta primera etapa pre industrial se extenderá hasta 19I 3, cuandoel15 de agosto de ese año la NewYori alld Berrnúdez CompallY descubre elCampo Guanaco (Cuenca de Maturín, 60 km de Maturín), al terminar conéxito el pozo Bababui-I en la concesión Valladares de 1910. "Será el pri­mer campo petrolero del siglo xx. de la época que pudiera llamarse co­mercial y de explotación a gran escala de nuestras riquezas hidrocarbu­rfleras". El petróleo era muy pesado; eventualmente se terminaron untotal de 16 pozos productores y, además, otros 20 pozos de menos de30 metros de profundidad.

Vallenilla, Luis: Auge, Declinación, del Petróleo Venezolano, 1973, p.24.

El cuadrilátero petrolero. Bases de la polltlea petrolera venezolana \\\ 123I

2. La industrialización

En su primera parte, dominada por las empresas transnacionales,se iniciará con la explotación del Campo Guanaco (1913). Aun cuandolas compañías petroleras extranjeras operaban en el país desde la se­gunda mitad de la década de los ochenta del siglo XIX, su predominio sehizo patente en la medida que el potencial petrolero del país fue cre­ciendo y fueron necesarios mayores capitales y tecnología para su ex­plotación. Laconsolidación del comienzo de esta etapa industrial se dioel14 de diciembre de 1922 con el reventón violento del pozo Los Barro­sos-z (hoy R-4) en el campo La Rosa, Estado Zulia. La concesión explo­tatoria del campo estaba en manos de la Venez"elan Oil.Concessions2•

Este prolongado período -de unos noventa años, aproximada­mente-, dominado por la participación de las empresas extranjeras entoda la cadena productiva de la industria, finalizaña con la estatizaciónde la industria petrolera venezolana durante el gobierno del PresidenteCarlos Andrés Pérez, en el año 1975.

Durante esta etapa se completó el reconocimiento de casi la tota­lidad del potencial hídrocarburífero y energético del país, la industriapetrolera adquirió la fisonomía industrial, la diversificación y la enverga­dura que tiene actualmente y se consolidó el desarrollo de un sistemajurídicoespecializado para el sector hidrocarburos, el cual experimentósus cambios recientes más notables a partir de la Leyde Hidrocarburosdel año 200 l.

3. La estatización

La estatización de la industria petrolera nacional mediante la LeyOrgánica que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidro­carburos, de agosto de 1975, abrió una nueva etapa para la participa­ción de los particulares. Desde entonces, fueron revocadas todas lasconcesiones otorgadas a particulares y la "nacionalización pactada" de­nunciada por luan Pablo Pérez Alfonso, restringió la participación de los

2 Martínez, Anibal: Cronología del Petróleo Venezolano, 2000, p. 13.

124 III José Rafael Za"o"i Vargas

privados, especialmente de las corporaciones transnacionales. a los su­puestos Contratos de Asesoría Técnica, durante la transición del controlde la industria por funcionarios venezolanos.

La discusión acerca de las características de esos contratos y susrepercusiones pecuniarias para la República son motivo de amplia con­

troversia todavía en el presente.

Cabe recordar que por Decreto Presidencial N° 1123, del 30 deagosto de 1975, se creó la empresa estatal Petróleos de Venezuela

Sociedad An6nlma (PDVSAl, a la cual se le encargó la planificación.coordinación y supervisión de la industria petrolera nacional. El primerpresidente del Directorio fue Rafael Alfonso Ravard.

4. La apertura petrolera o el "retomo de las transnaclonales'

La cuarta etapa de la participación privada en la industria petroleranacional -la cual podría denominarse como "el retorno de las transna­cionales"-, tuvo su inicio con el proceso denominado "Apertura Pe­trolera", impulsado por PDVSA entre 1992 y 1997. A través de la figurade las Rondas de Negociación (o lícltatorias), PDVSAcontrató con capi­

tales nacionales y foráneos la participación de éstos en los distintos

segmentos de la cadena productiva, particularmente "aguas arriba".

Las figuras jurídico-económicas creadas para tales efectos fueron:Convenios Operativos. Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas yAsociaciones Estratégicas. También a partir del año 2001, se llevaron acabo procesos Iicitatorios para el otorgamiento de concesiones a capi­tales privados. para la exploración y explotación de campos de gas na­tural no asociado.

5. Las empresa mixtas

El último o quinto período que puede ser identificado en la revisiónde las modalidades o formas de participación de los capitales privadosen la industria petrolera en Venezuela -y que se encuentra todavía endesarrollo-, comienza con la terminación de las figuras jurídico-econó­micas que generó la llamada "Apertura Petrolera" y su sustitución por lamodalidad de las Empresas Mixtas. a partir del pasado I de enero delaño 2006.

Elcuadrilátero petrolero. Ba.sls de la po/ftica petrolera venezolana \\\ 125

las Empresas Mixtas, es una modalidad o figura jurídico-económi­ca de participación de los privados en la industria petrolera venezolana,particularmente en los eslabones "aguas arriba" de la cadena producti­va, mediante la cual el Estado Venezolano, a través de su empresa pe­trolera estatal, se asocia con empresas privadas pero con el predominioaccionario del Estado.

No obstante. es conveniente reseñar que la participación privadatambién ha estado presente en la industria petrolera nacional a través dela prestación de servicios de apoyo -estudios exploratorios, perforaciónde pozos, encementamiento de pozos. acondicionamiento de pozos,transporte de hidrocarburos y personas, distribución de productos deri­vados de hidrocarburos, etc.-, los cuales son expresiones distintas a latradicional de las concesiones de exploración y producción de hidrocar­buros.Loque realmente ha variado. son las modalidades de participaciónprivada en áreas consideradas como estructurales/medulares de la indus­tria y del negocio petrolero (tanto aguas arriba como aguas abajo).

Finalmente, el objetivo de este capítulo es revisar las modalida­des de participación privada en la industria petrolera venezolana du­rante las dos últimas etapas arriba señaladas: Apertura Petrolera yEmpresas Mixtas.

2. La apertura petrolera

El entorno en el cual se decldl6 la apertura

la Apertura petrolera, fue nombre con el cual se dio a conocer elproceso de reinserción de la inversión privada :"nacional y extranjera­en segmento aguas arriba (exploración/producción) en la Industria Pe­trolera. Petroquímica y Carbonífera Nacional (IPPCN) después de la es­tatización de la industria en 1975.

De acuerdo a la alta gerencia de petróleos de Venezuela SociedadAnónima (PDVSA); la apertura petrolera pretendía cambiar el rol quehasta entonces había tenido el petróleo en la economía y en la sociedadvenezolana. así como transformar totaimente PDVSA para que se adap­tara a las exigencias de competitividad de un mundo globalízado. Esa

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estrategia. que pretendía ser modernizadora. buscaba fortalecer la posi­ción de PDVSA en el mundo a través de la apertura a la inversión privadade sus operaciones aguas arriba yaguas abalo''. mediante la figura deloutsourcing de las actividades no medulares y la apertura en la distribu­ción y mercadeo interno de productos derivados del petróleo.

Para el momento. principios de la década de los noventa del siglopasado. la adopción de la apertura. como proceso de transformación dela industria petrolera venezolana. estaba aparentemente condicionadopor la convergencia de cambios provenientes de dos diferentes fuentes:el externo o mundial y el interno o nacional. Entre los factores externostenemos: los cambios mundiales que se manifiestan por las tendenciasde la globalización y los cambios en el mercado petrolero. Los internos.que venían dados por la crisis económica general del país. la situaciónde la industria petrolera nacional y la concepción que sobre el negociopetrolero compartía la alta gerencia de PDVSA para ese momento. Acontinuación se lleva a cabo una explicación más amplia con relación alos factores señalados:

Factores externos

Cloballzacl6n

la globalízacíón está provocando un proceso de transformación yreestructuración de la economía mundial. Este fenómeno ha sido impul­sado por la tendencia a la eliminación de las barreras al comercio -aran­celarias y no arancelarias- dando paso a nuevas reglas de negociación ycomercialización de bienes en el ámbito mundial. Igualmente. la revolu­ción tecnológica está produciendo cambios en la forma de pensar y vi­vir. Los cambios constantes de la tecnología y los mercados generan uncontexto dinámico. en permanente construcción. que modifica cons­tantemente las opciones y retos que se presentan a los diferentes acto-

3 El término"aguasarriba" se refiere a la exploración y explotación de cru­do. y "aguasabajo" está relacionado con la refinación del crudo en unavariada gamade productos. así como su distribución y mercadeo.

Elcuadrilátero petrolero. Bases de /0 política petra/era venezolana \\\ 127

res. El reto de las empresas es transformarse para no perecer y el de lospaíses modernizarse para acortar la brecha hacia el desarrollo.

Mercado petrolero

El petróleo es una de las principales fuentes de energía para el siste­ma industrial moderno. La utilización del petróleo y sus derivados es de­terminada por su relativo menor costo en comparación con otras fuentesde energía como la eléctrica, nuclear, solar, etc., convirtiéndose en laprincipal fuente de energía utilizada. logrando el 45% de toda la energíautilizada en los últimos cinco años. Esta importancia del petróleo comofuente de energía, ysu "caprichosa" forma de distribución geográfica en elmundo, hacen que su precio y la política marchen juntos. El mercado pe­trolero desde los años cincuenta hasta los ochenta siguió un patrón decomportamiento que fue denominado "montaña rusa": Un exceso deoferta generaba períodos de precios e inversiones bajas; mientras queuna demanda y agotamiento creciente permiten un aumento.

Por ejemplo. en la década de los setenta, la oferta no podía mante­nerse a la par de la demanda, y en los años ochenta, la oferta superaba ala demanda por amplio margen. Durante la primera parte de la décadade los noventa, el precio del petróleo ha sido sumamente volátil debidoa la estrecha relación entre la oferta y la demanda manteniéndose el80% del tiempo entre un rango de US$ 17 y US$ 22 por barril (P/B)4.Cuando en marzo de 199ó el precio del barril superó los US$ 25 p/b lospaíses dentro de la OPEp5 con capacidad ociosa de producción abrieronel chorro. Ellos esperaban que la demanda mundial de petróleo siguieracreciendo sostenidamente. en particular por parte de los países en de­sarrollo, por lo tanto debería haber un aumento sostenido de la capaci­dad de producción que equipare ese aumento en la demanda.

Para entonces, tanto países OPEPcomo No OPEP,estaban compi­tiendo para atraer a las empresas que tienen la capacidad de inversión ytecnologías necesarias para instalar lanueva capacidad de producción.

4 Precio delWestTexas Intermediate (WT1).

S Organización de Países Exportadores de Petróleo.

128 111 losé Rafael Zanoni Vargas

Entre los países exportadores de petróleo que iniciaron un proceso deestímulo para que las empresas petroleras internacionales invirtieran enla exploración y el desarrollo de sus recursos petroleros, están: Argelia,China. Indonesia. Malasía, Nigeria, La República Islámica del Irán, Vene­zuela. Vietnam. Yemen y los Estados sucesores de la ex Unión Soviéti­ca6. Sin embargo. la inesperada CrisisAsiática y la incorporación al mer­cado de I millón b/d de-nuevas exportaciones Iraquíes, produjo una so­bre oferta que ocasionando una caída estrepitosa de los precios y se de­bió recurrir nuevamente a los acuerdos de recortes de producción paraeliminar la sobreoferta.

Elcolapso de los precios demostró ser muy doloroso para los paí­ses que todavía tienen una alta dependencia del ingreso por exporta­ción de crudo y el aumento en la producción difícilmente podría com­pensar la pérdida en los precios.

La complejidad del mercado petrolero radica en su volatilidad. Losprecios están variando rápida e inesperadamente con cambios en laoferta y demanda. Cuando los precios son muy altos afectan las econo­mías de los países consumidores de crudo y cuando son muy bajos a lospaíses exportadores y dependientes el ingreso petrolero. La racionali­dad nos dice que los precios deberían estar en un nivel donde haya ar­monía entre países consumidores y productores. Es decir. lo suficiente­mente bajos para evitar la entrada de productores ineficientes o promo­ver la sustitución por otras fuentes de energía, y lo suficientemente altospara compensar la justa retribución del capital extraído a los países pro­ductores. Sin embargo. la pregunta sería: ¿Cómo lograr este justo precioy acuerdos creíbles que armonicen el mercado a lo largo del tiempo?

Factores Internos

La crisis general

La crisis económica generalizada que vivió Venezuela durante ladécada de los noventa se debió al agotamiento del modelo de desarro-

6 Estudio económico y social ONU. 1997

El ,uodrilátero petrolero. Bases de la pollti'o petrolera venezolana \\\ 129

110 interno que se puso en práctica desde el comienzo de la actividad pe­trolera. Los planes de desarrollo del país se han basado. históricamente.en el gasto público obtenido por el ingreso fiscal producto de la ventadel petróleo. Durante varias décadas la economía se desarrolló ampara­da en una política comercial proteccionista que generó un alto grado deineficiencia en el aparato productivo interno. La falta de competenciageneró bajos niveles de productividad, altos costos de producción y lacuestionable calidad de los productos nacionales. De hecho. cuando en1992 se emprende un programa para la transformación del país -cono­cido como El Gran Viraje- se puso en evidencia la poca competitividadde buena parte de la oferta nacional.

Por ejemplo, algunas de las consecuencias de esa crisis fueron:fuerte devaluación de la moneda nacional, enorme inflación puntualacumulada. caída del nivel de vida. enorme crecimiento de la pobreza ycrecimiento de la economía informal y desempleo.

En la actualidad, para el país se hace cada vez más diffcil sostenerla economía en base a la renta petrolera. Se hace necesario desarrollarventajas competitivas. que no es otra cosa que la utilización de la manode obra. los recursos y el capital en forma eficiente para producir pro­ductos y servicios valiosos. Sinembargo. para conseguir el desarrollo in­dustrial, el país debe asociarse de una manera más proactiva a las ten­dencias de la globalización mediante una planificación estratégica quepermita aprovechar las oportunidades y minimizar los riesgos. En estesentido es necesario para el desarrollo de ventajas competitivas replan­tearse el papel del Estado. aumentar la capacidad de los empresariosnacionales. y desarrollar actitudes innovadoras. tecnologías y acceso amercados a veces reforzadas por vínculos externos a través de las inver­siones extranjeras directas y las formas de cooperación comercial trans­nacional sin aporte de capital.

130 111 Josi Rafael lanoni Vargas

Situación del sector petrolero

Lademanda mundial de petróleo se orienta. principalmente. haciaconsumo de crudos livianos y medianos. mientras que los crudos pesa­dos y extra pesados son menos atractivos debido al alto costo de refina­ción. A pesar de que el pafs es uno de los países con mayores reservasde hidrocarburos del mundo. la composición de sus reservas es desfa­vorable porque la mayoría de esas reservas son de crudos de baja cali­

dad (pesados y extra pesados). Igualmente. es desfavorable el hecho deque estamos produciendo mucho de lo que menos tenemos (crudos li­vianos) y poco de lo que más tenemos (crudos pesados). Este hecho.nos enfrenta a un rápido agotamiento de los crudos de mayor calidad ymenor costo. Por esto. Venezuela a través de PDVSAasumió la Aperturapara afrontar este reto. bien sea mediante la búsqueda de crudos demayor calidad para aumentar sus reservas. o mediante la transforma­ción. producción y colocación de sus crudos pesados.

De acuerdo a la percepción y acciones de la alta gerencia de

PDVSA en tiempos de la apertura petrolera. la voracidad fiscal de unEstado venezolano. con un criterio rentista y de corto plazo. estuvoatentado hacia la industria petrolera. Durante años. la industria estuvosobregravada 7 y sus inversiones fueron paralizadas a fin de pagar im­puestos y abastecer el mercado interno de gasolina y petróleo a preciossubsidiados. En 1991-1992. la compañía se endeudó tan sólo para cu­brir costos. Todo esto reducía el flujo de caja de PDVSAy el capital dis­ponible para la inversión productiva. Por esto. la decisión de reducir lacarga tributaria de PDVSA, fue crucial para liberar recursos a nuevas in­versiones que aumentarán la capacidad de producción y mejorarán lacalidad de los productos. Esta reducción se realizó en varias etapas:

1. Se incorporó un mecanismo de ajuste por inflación en la ley de im­puesto de 1991 que entró en vigencia en 1993; en el caso de

7 La industria petrolera paga el 67.7% de renta gravable (mayorque cual­quieraotra industria)y los ingresos de exportaciónsecalculaban sobrelabasedeprecio de realización aumentadoen 20% (Valor Fiscal de Exporta­ción).

El Uladrilótero petrolero. Bases de /0 política petrolera venezolana \\\ 131

POVSA. esto representó, aproximadamente, 500 millones de dóla-, ,res adicionales después de impuestos.

2. Mediante un proyecto de ley según el cual el Valor Fiscal de Expor­tación (VFE)8, fue reducido por etapas. de 120%en 1992 a I04%en1995y 100%en 1996. Es decir. en 1996 PDVSAcontabilizó sus ex­portaciones del precio obtenido (el precio de realización de la ces­ta el cual es vendido el crudo venezolano) para fines tributarios (vs.120%de 1992). Esto representó un ahorro de impuesto de aproxí­madamente 2.600 millones de dólares. que se aplicó al ñnancía­miento de programas de inversión de la industria,

3. Se aumentaron los precios de la gasolina en el mercado interno.aunque en enero de 1997 se aumentó el impuesto a la gasolina deBs. 9/litro a Bs. 35l1itro. lo cual significa que PDVSA estaba ven­diendo la gasolina con pérdidas en el mercando interno.

Estos cambios tributarios. permitieron que PDVSApudiera cubriren 1996. con su propio flujo de caja. el 100%de sus inversiones, Sin ern­bargo, PDVSAescogió adoptar una estrategia de desarrollo similar a sushomólogas transnacionales. fomentando una mayor producción en elpaís y en el exterior. una mayor capacidad de procesamiento interna yexterna. y la ampliación de canales de distribución en mercados forá­

neos, pudiendo diversificar el riesgo y la aparente explotación de lasventajas fiscales en los países que recibirán la inversión venezolana.

Desde su creación como Empresa propiedad del Estado (EPA).PDVSA se definió como una entidad comercial que debería operar bajoprincipios corporativos para evitar los vicios comunes de la EPA. talescomo exceso de empleos. falta de ganancias. ausencia de competencia.etc. De hecho. eso funcionó hasta convertir a PDVSAen una de las em­presas más importantes del mundo. Sin embargo. esto por sí sólo no le

permitiría a PDV5A. de acuerdo a la concepción del negocio de alta ge­

rencia de ese momento. reforzar su posición internacional. entones. se

8 ElVFE secomenzóa aplicara partir de 1970 en laetapade pre-nacíonait­zación y no tenía vigencia una vez nacionalizada la industria. Pero semantuvosólo paraextraerla máxima cantidad de dinero de PDVSA.

132 lIt losé Rafael lanon;Vargas

decide acometer un proceso de transformación y modemización ínter­na para aumentar su competitividad. Toda la industria desde la produc­ción de gas y petróleo hasta el transporte, proceso, refinación y merca­deo fueron reestructurados para enfrentar el reto de tener un sectormás descentralizado y competitivo acorde a un mundo globalizado. Eneste sentido, PDVSAdiseñó una variedad de opciones que permitió laparticipación de capital privado en la industria petrolera y dio paso al re­greso de las grandes transnacionales petroleras.

3. Las modalidades de la apertura

La apertura Petrolera fue la privatización de algunas actividades dePDVSA. Esdecir, se permitió a inversionistas privados, nacionales y ex­tranjeros, participar en la estrategia de expansión e inversión de PDVSAa través de las figuras juñdico-económicas de los Convenios Operativos,Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas y Asociaciones Estraté­gicas (aplicables a la Faja Petrolífera del Orínocoj.

Adicionalmente, se utilizó la modalidad del outsourcing de las activi­

dades no medulares y la apertura para la distribución y comercializaciónde combustibles. Sin embargo, la importancia económica de la industriapetrolera para Venezuela y las complejidades políticas y culturales quela rodea hicieron que el camino de la apertura fuera muy cuestionado ydebatido. Uno de los aspectos más controversiales estuvo relacionadocon el marco legal y la viabilidad que éste daba a la apertura.

Para iniciar el proceso de apertura, PDVSAtuvo que adecuarse al,régimen legal vigente y sustentar la necesidad de dicho proceso paraque el Congreso diera su aprobación. Sin embargo, aún están vigenteslos cuestionamientos que éste proceso generó en sus opositores.

A partir de 1976, el sector petrolero estuvo regulado por diversasleyes y reglamentos, hasta que se produjeron cambios al ordenamien­to jurídico a partir del año 1999 con la promulgación del Decreto conrango de LeyOrgánica de Hidrocarburos Gaseosos y la nueva Consti­

tución Nacional. Los instrumentos más relevantes del marco jurfdicoanterior eran:

Elcuadrilátero petrolero. Bases de lapolltica petrolera venezolana \\\ 133

• Constitución de la República de Venezuela (1961).

• Ley Orgánica que Reserva al Estadode la Industriay Comerciodelos Hidrocarburos (Ley de Nacionalización).

• Ley de Hidrocarburos.

Con la Leyde Nacionalización el paísasumió. a travésde la crea­ciónde PDVSA. totalmente el esfuerzo de explotar. producir, transpor­tar, almacenar, refinary comercializar los hidrocarburosSinembargo, elartículo 5° de la Leyprevió la celebración de convenios operativosquenoafectasen la esencia de lasactividades atribuidas al Estadoa los en­tesdesupropiedady establecióen suúnico aparteque, en casos espe­ciales, sepodrán celebrarconveniosde asociación con entesprivados.Es decir. este artículo establece que las actividades reservadas puedenser desarrolladas directamentepor PDVSA o medianteotras dos formas:

l. A través de contratos de operación entre PDVSA y compañías pri­vadas.

2. A través de asociaciones entre PDVSA y compañías privadas paradesarrollar proyectosespeciales, previa aprobación de ambas Cá­maras del Congreso de la República. Estas asociaciones debíancumplir tres condiciones paraseraprobadas:- Serun proyecto de interés público.

- Teneruna duración limitada.

- El Estadodebía mantenerel control de la asociación.

También había unaserie de actividades relacionadas con el sectorpetrolero que quedaban abiertas a la participación del sector privadocomo fueron:

• Transporte internacional de hidrocarburosen banqueros.

• Transporte deequipos y materiales usados enlaactividad petrolera.

• Apoyo en telecomunicaciones e informática.

• Provisión en espaciode oficinas.

• Producción, manejo y prestación de servicios como: agua. vapor.generación deelectricidady subproductosno petroleroscomo co­que, sulfuro y vanadio.

• Transformación industrial de productos refinados.

J34 111 José Rafael Zilnoni Vargas

• Actividades operativas bajo convenio de operacióncon filialesdePDVSA.

• Distribución y venta de productos petroleros en el mercadovene­zolano bajo contratos con filiales de PDVSA.

• La Industria Petroqufmica.

Elestado a través de PDVSA. sólo se reservaba lassiguientes acti­vidades:

• Exploración y produccióndehidrocarburosen el territorio venezo-lano.

• Refinación y manufactura de hidrocarburos.

• Transporte vfa tuberfas.

• Almacenamiento y mercadeo en Venezuela.

• Exportaciónde hidrocarburos producidosen Venezuela.

Quienes asumieron oponerse a la apertura petrolera.basaron susargumentos en la violaciónde la Constitución y la ley de Hidrocarburosdel año 1967. a la Leydenacionalización y a la LeyOrgánica deAdminis­tración Central. el decreto 1123 del 30-08-75. que creóa la empresa es­tatal PDVSA. con el fin de cumplir y ejecutarla polftica de hidrocarburosque dictarael EjecutivoNacionala través del extinto Ministerio deEner­gfa y Minas (MEM). asf como los decretos números250 del 23-08-79 y855 del 24-09-85. que reafirmaban el control y la direcciónde la polfticade hidrocarburospor parte del Estad09. Sinembargo. a pesar de los ar­gumentos antagónicos la apertura fue aprobada por el entonces Con­greso de la República.

El artfculo quinto de la LORElCH permitfa la participación privadaen la industria bajo ciertascondiciones. a través de conveniosoperati­vosy asociaciones estratégicas. Desde la nacionalización los conveniosoperativos habfansido usados por PDVSA en la contratación de terce­ros para la ejecuciónde diferentesactividades talescomo: perforación.

9 Juicio sobre La Apertura, UCV. El Universal 24-09-1995.

Elcuadriláttro petrolero. Bases de la política petrolera venezolana \\\ 135

proyectos de construcción, servicios especializados y muchos otros.Ahora bien, con la apertura se permitía que todos estos acuerdos pudie­ran ser usados por todos los participantes en la actividad. Es decir, hoylas compañías que se insertaron podían, con la debida aprobación, de­sarrollar sus propias actividades petroleras.

En cuanto a las formas de participación privada a través de la aper­tura petrolera, fueron creadas las siguientes modalidades:

Convenios operativos para la reactivación de camposmarginales

Bajoesta figura las filiales de PDVSA contrataron a compañía priva­das que invirtieron recursos financieros y ejecutaron, desde entonces,actividades que PDYSA y sus filiales estimaron necesarias en materia dedestreza operacional, tecnología y mercados. Los convenios operativosincluyeroncontratos tipo leasillg y eran aplicables a todos aquellos sec­tores del negocio donde terceros podían aportar soluciones en materiade kllowliow operacional. tecnología, financiamiento y mercados. Esoscontratos no implicaban la propiedad sobre las reservas, sino la ejecu­ción de ciertas actividades operacionales que se consideraron legal­mente fuera del espectro de actividades reservadas al Estado. Por esarazón, presuntamente esos contratos no requerían revisión ni aproba­ción por parte del Congreso Nacional.

El objetivo básico de ese programa era desarrollar la producciónadicional de crudos livianosy medianos en campos marginales activos oinactivos a través de convenios operativos con empresas nacionales einternacionales. Estos contratos eran de poco riesgo, porque se sabíaque el petróleo estaba allíy se catalogaban los campos como margina­les porque para PDYSA existían, aparentemente, otras posibilidadesmás atractivas, que la explotación de esos campos. Para una empresaprivada que pagaba una tasa de Impuesto Sobre la Renta de 34%, y sinregalía, podían ser rentables.

El programa de apertura se dio inicialmente con esos conveniosOperativos, hechos realidad en 1992, se licitaron campos que se encon­traban inactivos, por su baja rentabilidad, entre inversionistas privados,con el propósito de iniciar su producción petrolera.

136 111 Josi Raf.elZononi V.rgllS

CUADRO 4

Proll"ama de reactlvacl6n de campos marginales

Consorcio Ganador

Tecpetrol- Corex- Wascana - Nomeco

Occidental de hidrocarburos

Shell

Sarnson - Vepica - Petrolago-INq.5020

Pennzoil- Vlnncler

Chevron

Campos Asign!s!a!.!:do~s!!.- ",..~""",,,,-,,,,,,,,,,,,,,,-, _

Occidente

Colón

Desarrollo Zulia Occidental

UrdanetaOeste

Falcón Oeste

Falcón Este

Boscán

MosbacherEnergy

Teikoku

Telkoku

Centro

GuáricoOccidental

GuáricoOriental

sanvi - Güere

Oriente

Ouíamare - LaCeíba Astra - Ampolex - Tecpetrol- Sipetrol

lusepín Total - Amoco

Ouíriquire Maxus- BP- Otepi

Pedernales BPOritupano - Leona Pérez Compane- Norcen - Corod

----!.!raeoa - Bombal- rueupíta Benton VineclerFuente: Informe anual de PDVSA 1996.

Los convenios tenfan una duración de 20 años e indufan la realiza­ción de una serie de inversiones de acondicionamiento de yacimientos y

la construcción de infraestructura. Aunque los contratistas no tenfanningún derecho sobre los beneficios económicos resultantes de las ven­tas de la producción. recibfan un porcentaje de cada barril producido enel área como contraprestación de sus servicios. Una variante de estosconvenios fue el establecimiento de la alianza Maraven-Chevron. Estaunión, con una duración de 20 años, comprendfa el desempeño de acti­

vidades en áreas de baja rentabilidad para la industria petrolera.

En primer lugar. prevefa la firma de un contrato de operación delcampo Boscán, Estado Zulia. para aumentar la producción de 80 mil a

El cuadrilátero petrolero. Bases de la polltiea petrolera venezolana \\\ J37

115 mil bId. En segundo lugar, abarcaba dos acuerdos para el suminis­tro, a precio de mercado, de crudos pesados a las refinerías de Pasea­goula y Perth Amboy, ambas ubicadas en la costa este de los EstadosUnidos. Y finalmente, incluía la formación de una asociación comercialpara elprocesamiento y comercialización de asfalto en la costa oeste deese país.

Luego, a principios de 1997, se inició la tercera ronda de Conve­nios Operativos (Cuadro 5) donde se licitaron un total de 20 áreas y seintrodujeron cambios, como:

1. Lasempresas seguirían recibiendo una cantidad por barril por con­cepto de compensación por operaciones y capital invertido, perose les pagaríaúnicamente por aquella producción que sobrepasaraun nivel previamente convenido, y dicha participación se basaríaen una escala variable vinculada al rendimiento sobre el patrimo­nio. Es decir, el estipendio a pagar a las empresas ganadoras esta­ría en función a un incremento sobre "la producción base", a ma­yor producción, a partir de la base predeterminada, mayor sería laganancia del contratista, 10 que tendería a aumentar su competiti­vidad y competencia.

2. Cinco (5) de las áreas, denominadas categoría uno, fueron reserva­das para empresas venezolanas como operadoras (también po­dían participar en las 15 restantes). Esta característica es única yrepresentaba la determinación absoluta de PDVSAy sus filiales defomentar empresas petroleras nacionales privadas.

3. Los 20 campos licitados eran diversos en sus dimensiones, carac­terísticas y años en operación. Por ejemplo, el campo Mene Gran­de donde está el primer pozo comercial de Venezuela (Zumaque 1),

fue perforado en 1914, mientras que Boquerón, en la región Orien­tal. fue descubierto en 1989.

4. En la Tercera Ronda de Convenios Operativos se cubrieron aspec­

tos muy diversos de la perforación y desarrollo de yacimientos.Algunos son relativamente someros, tales como Dación, Kaki (me­nos de 10.000 mil pies de profundidad), mientras que otros talescomo Boquerón o Cretácico Sur son profundos (más de J5.000pies de profundidad).

CUADRO 5 '"Tercera Ronda de Convenios Operativosco:::;

Campos Consorcio % Monto Ofrecido Total Reservas (mm de bl . ~Oriente de Venezuela S'...

Boquerón Unión Texas Petroleum IEE.UU.) 66,6733,33 $ 174.783.787 12 ""PreussagEnergíe GMBH (Alemania) ~

"<>Onado Cra. Gral. de Combustible (Argentina) 7426 $ 90.231.123 20 ~.

Carmanah Resources (Canadá) ~<el

CasmaAnaco Cosa (Venezuela) 305020 $ 27.577.329 29 aCartera de Inversiones (Venezuela)Phoenix lnt. (Venezuela)

Acema Corepli (Venezuela) 5050 $ 41.000.021 33Pérez Companc (Argentina)

Dación Lasmo PCL IGran Bretaña) 100 $ 453.005.256 289

Caracoles China Petroleum Corp. (China) 100 $ 240.721.999 218

Kaki Inelectra (Venezuela) 305614 $ 60.001.359 135Arco (EE.UU.)Polar (Venezuela!

Maulpa Inelectra (Venezuela) 305614 $ 61.309.000 119Arco (EE.UU.)Polar (Venezuela)

Mata Pivensa (Venezuela) 5050 $ 90.777.777 101PBETrading (Venezuela!

CUADRO 5 (ColltilllUld6.. )

Campos Consorcio % Monto Ofrecido Total Reservas (mmde ~L

Occidentede Venezuela

LaVela CA2 Phillips (EE.UU.) 5050 $ 1.000.000 54 !:2....Arco (EE.UU.) l:::s:.s:..

Cabimas Preussag EnergieGMBH (Alemania) 100 $ 500.000 28:::l.~

"'Ll.r652 Chevron (EE.UU.) 30302020 $ 251.311.777 520 aStatoil (Noruega) 1Arco (EE.UU.) a

~

Phillips (EE.UU.) 13B2X~70/80 Pan Canadian (Canadá) 50S0 $ 1.313.298 168

g¡~

Penzoil (EE.UU.) t-Intercampo Norte China Nat. PetroleumCorp. (China) 100 $ 118.000.888 196 ¡¡¡-

MeneGrande Repsol (España) 100 $ 330.012.345 100 'l::;.

Bachaquero No hubo ofertaS·'i

la Concepción Pérez Compane (Argentina, Operadora) 100 $ 153.000.021 44 aWilliamsComp. lne (EE.UU.)

~¡¡:

Ambrosio Phillips Petroleum Ca.(EE.UU.) 100 $ 31.100.066 114 ;i::1

TOTAL $ 2.171.659.344 2180 ~6"::ss:.

~-w""

J40 lIt José RJJ.fael Zanoni Vargas

Para dar impulso al desarrollo de instituciones educativas. PDVSAfirmó acuerdosde operación bajo esta mismamodalidad con lasuniver­sidadesUCV. UDOy WZ. quienes asumieron las operaciones de Soco­roro. lobo-z y Mara Este respectivamente.

Asociaciones estratégicas

Con el propósito de aprovechar la existencia de grandes reservasde crudo extrapesado'? y gas. PDVSA firmó contratos con compañíasprivadas. bajo la figura jurldico-económica de Asociaciones Estratégi­cas. de acuerdo al artículo 5° de la derogada Ley de Hidrocarburos.

Para los proyectos desarrollados bajo la modalidad de asociacio­nesestratégicas el Gobierno hizo una excepción en el régimen imposi­tivo (correspondía al sector hidrocarburos de 67.7%.según el ordena­miento jurídico para la fecha. Ley de [SLR). Como consecuencia, esasasociaciones disfrutaron del mismo tratamiento fiscal que una corpo­ración operando en cualquier otro sector económico del país. EIISLRque se aplicó. hasta fecha reciente (abril del año 2006)era de 34%. se­gún lo establecido en la Ley de Impuesto sobre la Renta aprobada en1994.

Teóricamente, las asociaciones estratégicas estarían sujetas alpago de regalía de J6.67%sobre el valor de cada barril de hidrocarburoproducido. no obstante. el MEM tenía la facultad de reducir esatasaconla finalidad de incrementar el atractivo de desarrollar determinado yaci­miento.

El objetivo de estos proyectos era la producción y transformacióndel crudo extrapesado de la Faja Petrolíferadel Orinoco en productos fi­nales o semielaborados apetecidos en el mercado. La Faja del Orinocoesun inmenso depósito de crudos pesadosy extrapesadoscon reservas

10 Son petróleos espesos y muy viscosos quenopueden serproducidos pormétodos clásicos. Su densidad varia entre 10 y 25 ApI lzanoni. [.R. pág.nI. .

El cuadrilátero petrolero. Bases de la política petrolera venezolana \\\ 141

recuperables I I calculadas en unos 270 mil millones de barriles. convir­tiéndola en la mayor acumulacián de petróleo en sitio que hay en el

mundo l2.

A principios de la década pasada las empresas petroleras interna­cionales hablan mostrado un interés muy discreto por los crudos de laFaja, porque aunque el costo de producción era relativamente bajo.para convertirlos en crudos convencionales sintéticos había que invertirmás de 10 dólares por barril en el sólo proceso de mejoramiento. Lasnuevas tecnologías de coquificación retardada. bajaron significativa­

mente los costos de refinación. permitiendo reducir. de los 10 dólarescomo mínímo que se hablaba a principios de la década de los noventa. aunos 3 dólares.

El proyecto de conversión en su globalidad debla ser aceptablepara los socios y para la nación. PDVSA debía recuperar. a través delaporte de socios. lo que invirtió en el desarrollo de la Faja y aplicar nue­vos esquemas que le permitieran minimizar sus aportes de capital en elcorto plazo.

Para diversificar los riesgos económicos asociados a esta conver­sión y. al mismo tiempo. garantizar el acceso a nuevos mercados. se

idearon proyectos integrados de asociación entre filiales de PDVSAy so­

cios internacionales. Actualmente existen seis proyectos previstos para

ser desarrollados bajo esta modalidad de asociación estratégica de loscuales sólo cuatro han entrado en funcionamiento, inicialmente los blo­ques (campos) en los cuales se había dividido la Faja eran conocidoscomo de Petrozuata. Sincor. Cerro Negro y Hamaca. A partir del año2006 sus nombres cambiaron. y ahora se conocen como Boyacá. ¡unfn.Ayacucho. Carabobo.

II Uamadas también reservas probables. están ligadas a las posibilidadesde extensión de los campos y al desarrollo y reevaluaciones de los yaci­mientos. debido al progreso técnico (Zanoni, fR., pág. 26).

12 Después de la nacionalización. la industria petrolera estatal inició unagresivoprogramade exploración en la Faja y se estiman que perforaronunos mil pozos. que ínñuyeron paraqueVenezuela en 1986revisara yele­vara el volumen de sus reservas probadas.

142 /11 /osi Rafatl Zanoni Vargas

CUADRO 6

Producción estimada en asociaciones estratégicas

Asociación Producción Mb/d Zona InversionesMb/d mejorado total (mm$)

Arco/ Phillips,l Texaco/ PDV 200 180 Hamaca 3.450

SA 120 100 Cerro Negro 2.500

Mobil/Veba OeV PDVSA 120 105 Zuata 2.760

Conoco/PDVSA 200 170 Zuata 5.250

(Petrozuata) 170 150 Faja 4.900

TotaV StatoiV PDVSA 90 75 Zuata

(Sincor)

CPI/EXXON 1°)

MfN/COASTAL 1°)

TOTAL 900 770 18.760(-) en proceso.

Asociaciones bajo el esquema de ganancias compartIdas

Laconcesiónde contratos deganancias compartidasen crudos li­vianos y medianos. fue ofrecida por primera vez desde la nacionaliza­ción de la industria petrolera ocurrida en 1976, dando derechos de ex­ploración y producciónal sectorprivado.por esto. fuela modalidadmásdebatida en el proceso de apertura.

Lamotivación fundamental de la aperturaen áreas nuevas, obede­ció a la necesidad de atraer tecnologías nuevas. tanto en el área de ex­ploración como enel de producción,y fueronparte de la estrategia paradesarrollar. enun marcoespecial de concepciónde los negocios. lasre­servas de crudos livianosy medianos. atrayendoel interés de capitalesprivadosnacionales yextranjeros. Porejemplo. la exploraciónen los pri­meros tiempos de las operaciones petroleras. décadas de alrededorde191 5 a 1940. se concentraban en los bordes de las cuencas someras.donde las formaciones petrolíferas aflorabany tenían presencia palpa­bleen los menes, y quecon la ayuda de geología de superficie erarelati­vamente fácil llevara cabo la exploración. En esta etapa se perforaban

Elcuadrilátero petrolero. Bases de la política pelrolera venezolana \\\ 143

pozossomeros de 1.000 a 4.000pies, y el costo deestospozosexplora­torios apenas llegaba a 20.000 barrilespor pozo.

En este perfodo se hicieron intentos por investigar estructurasgeológicas máscomplejas, pero la falta de elementos tanto tecnológi­cos y sísmicos como de perforación, hizo que fracasaran. lAJego en ladécada de los 50hastalos 80,con laapariciónde la sísmica bidimensio­nal-aunque no erade gran calidad la ínterpretacíón-, permitió identifi­caralgunos domosy estructuras de fallamientosencillo, que fueronpre­cisamente los grandes descubrimientos en el lagode Maracaibo. En laactualidad lasexploraciones debenserenáreas nuevas, frenteamonta­ñas estructuralmente muycomplejas y llanuras deltaicasde profundida­deselevadas. Los pozos exploratoriostienen profundidades muysupe­riores a lasde lasépocas anteriores, pueden pasar másalláde los 20milpies y suscostos algunas veces exceden los 10millonesde dólaresporpozo.Y, a pesarde los avances tecnológicosen los últimos años, tantoenel campode la sfsmica como en el casode la perforación, han permi­tido mejorarla percepciónde algunas áreas dondese tenían interpreta­ciones someras o sencillas. no seha eliminadoel riesgo. másaún.esunnegocio de mayores riesgos y de mayores costos de lo que fue en elpasado.

Los argumentos técnicos y financieros prevalecieron para que elesquema de ganancias compartidasfuera aprobadopor el Congreso dela República en sesión conjunta de lascámaras. el 4 de julio de 1995. Elmarco de condiciones. aprobadopor el Congreso permitió dejarles a lasempresas privadas el riesgo asociado a la actividad exploratoria deáreas nuevas y en el casoquehubieses descubrimientos comerciales, seconcretaría la participación financiera de la filiar de PDVSA, la Corpora­ción Venezolana de Petróleo (CVP). a fin de proceder a su desarrollo ycompartir con el Estado los beneficiosderivados de la explotación.

La participaciónprivada en la industria petroleraseorganizóa tra­vés de un procesode licitación pública, que fueron lasde mayoraten­ción el año 1996. donde cinco consorciosinternacionales y tres empre­sas individuales, para un total de 14compañías, ganaron el derecho aexplorar y eventualmente explotar ocho áreas ubicadas en el Oriente.Centro y Occidentedel país.

144 111 José Rafael Zllnoni Vargas

En caso de que se encontraran cantidades rentables de petróleoy/o gas, la empresa privada firmarfa una sociedad de capital mixto (jointventurel con las filiales de PDVSA. compartiendo las ganancias de la so­ciedad y recibiendo también un reembolso por los gastos incurridos enel proceso de exploración.

En resumen, el proceso era el siguiente:

l. El MEM determinó las áreas a ser ofrecidas y seleccionó la filial dePDVSAque manejaría el proceso de licitación. La filial de PDVSAacargo del proceso era la CVP.

2. La clasificación determinó el número de áreas por las que la em­presa podían licitar y el máximo porcentaje de participación accío­naria que podían tener dentro del consorcio que licitara una deter­

minada área.

3. Las compañías preclasificadas que desearan optar por una o másáreas, presentaron sus ofertas a PDVSA. las cuales consideran elPEG13 que estaban dispuestas a otorgar.

El esquema de participación de capitales privados diseñado a talefecto. permitió dejarle a las empresas el riesgo asociado a la actividadexploratoria. En caso de que hubiera un descubrimiento. se concreta­rían las asociaciones con la filial de PDVSA para proceder a su desarro­llo. PDVSAdecidirfa su participación hasta un 35% en un consorcio conel inversionista. con la compañía que se encargará de producir y comer­cializar los hidrocarburos. Los inversionistas se comprometieron a en­tregar al Estado. la regalía de 16.67% y el Impuesto sobre la Renta, cuyatasa para las actividades de extracción de crudo era de 67.7%. Asimis­mo, se comprometieron a entregarle al Estado un porcentaje determi­nado de los beneficios resultantes de la producción. La experiencia in-

13 PEG: Participacióndel EstadoenlasGanancias, representa un porcentajede las utilidades netasantes del impuesto. yes una oferta del consorcioinversionista durante el proceso de licitación. la cual es utilizada comocriterio de selección de la compañla .ganadora en la licitación de cadaárea. Encaso de que dos inversionistasofrezcan el mismo PEG, la selec­ción se basa en el ofrecimiento de un bono único de dinero.

Elcuadrilátero petrolero. BlIses de la polítiCII petrolera venezolana \\\ 145

temacional indica que corresponderfa al Estado un 75-85% de las ga­nancias y el porcentaje restante a.los inversionistas privados.

En el caso de Venezuela los datos de los costos de producción es­perados permiten generar rentabilidades competitivas con otras opcio­nes de inversión petrolera en el mundo (Cuadro 7).

CUADRO 7

Resumen de ventajas

PDVSA Inversionista

IMantlene el control de los recursos Regias estables en las inversiones denaturalesdel país. los acuerdos.

Lasubsidiaria tiene laopciónde partí- Retorno de inversión competitivociparen el [oínt venture. comparado con otros países.

Contendrá los activos finalizado el Recuperación acelerada de costo.contrato.

Cualquier ganancia adicional será li­mitada poruna fórmula de retornoso­bre los activos que retribuirá las ga­nanciasal Estado.

Control directo de toda la operacióncomo los recursos permanecen encontrol del Estado el inversionista tie­ne elderecho entendido para explotarestos recursos.

Si la exploración resultaba en el descubrimiento de un yacimientono explotable comercialmente. el Estado previó una reducción del pagode la regalía con base en una escala variable según los niveles de renta­bilidad.

El MEM YPDVSA licitaron públicamente, en enero de 1996, a con­sorcios y empresas nacionales y extranjeras de solidez financiera y pres­tigio, el derecho de asociarse con la CVP para el inicio de las actividadesde exploración y explotación de crudos convencionales. en diez nuevasáreas (Cuadro 8).

En la ronda Iicitoria se recibieron ofertas en ocho áreas. los cam­pos ElSombrero y Catatumbo no recibieron ninguna oferta de parte delas empresas participantes. En cinco se obtuvo el máximo PEG.del 50%y cuatro de ellas pagaron bonos de desempate por un total de US$

146 lIt Josi Rafael Zanoni Vargas

CUADRO 8

Crudos convencionales, en diez nuevas áreas

Área Consorcio Oferta Tamaño Reservas Capacidad deGanador PEG· (Km') Probables(1) Prodllcci6n (~

La Ceiba Mobil, Vebal 50% 1.742 791 160Oel,Nippon

Golfo de Paria Conoco 50% 1.134 600 135Oeste

Guanare Elf Aquítaíne, 50% 1.898 825 180Conoco

Golfo de Paria Enro, Inelectra 29% 1.080 630 130Este

Guaraplche BP,Amoco, 50% 1.960 990 200Maxus

San Carlos Pérez 40% 1.171 405 95Companc

Punta Amoco 50% 2.046 700 134Pescador

Delta Centro u.s s, 41% 2.138 820 160Norcen,Benton

Fuente: PDVSA 1996.

2.240 millones. En el área del Golfo de Paria Este, la empresa venezola­na INELECTRA resultó ganadora aJ presentar la mejor oferta en consor­cio con la empresa norteamericana ENRO.

Se estimaba que con el esquema de ganancias compartidas se al­

canzaría una producción de unos 500 mil barriles diarios a mediados de

la primera década del siglo XXI yuna inversión inicial en exploración pe­

troJera que sobrepasaría los mil millones de dólares.

Contratación de servicios (Outsourclng)

La industria petrolea en sus inicios, tuvo que desarrollar toda unainfraestructura para garantizar operaciones óptimas. Se dedicó a cons-

El cuadrilátero petrolero. Bases de la pallUca petrolera venezolana \\\ 147

truír sistemas de generación y distribución de energía eléctrica, suminis­tro de agua, comisariatos, viviend<jP. etc.

En el nuevo esquema de funcionamiento de la industria petroleravenezolana la alta gerencia de PDVSA,optó por concentrarse en las acti­vidades medulares del negocio petrolero aguas arriba y abajo, y dejar aterceros ciertas tareas o funciones específicas, presumiblemente a me­

nor costo y con igual calidad. Por ejemplo, bajo esta modalidad, la in­

dustria contrató a empresas privadas nacionales o extranjerasl" para laconstrucción y operación de diversas actividades como:

• La generación y suministro de electricidad. vapor, agua, hidrógenoy nitrógeno.

• Manejo de productos especiales.

• Servicios portuarios.

• üneas y plantas compresoras de gas.

• Servicios de informática y telecomunicaciones.

• Servicio de transporte.

• Mantenimiento de equipos especializados, otros.

En tal sentido. existían convenios firmados con empresas privadasnacionales que operan bajo este esquema.

• En la Refinería de Cardón, la empresa Electricidad de Caracas, aco­metió la construcción de una nueva planta eléctrica para suminis­trar 82 megavatios a las diferentes unidades de proceso y luego 30megavatios a la Refinería de Amuay.

• La empresa Gases Industriales de Venezuela fue contratada para laconstrucción de la unidad productora y de los tanques de respaldopara el suministro de nitrógeno a la Refinería Cardón y en la Refine­ría de Amuay se contrató para el suministro de hidrógeno a la em­presa Boc Gases de Venezuela.

14 Después de los cambiosen el régimen legislativo para las inversiones ex­tranjerasde 1992, las restricciones para invertir en Venezuela son míni­masy los inversionistastienen trato nacional.

148 /11 José Rafael lanon; Vargas

• Intesa suministraba. hasta el paro petrolero de diciembre2002-enero 2003. todas las necesidades de informática de PDVSA.

• Adicionalmente se piensa contratar otros proyectos (Cuadro 9).

CUADRO 9

Outsourclng. Proyectos principales

Nombre del Proyecto

Unea de Gas(Anaco-Margarita/ Anaco-Barquisimetol

ACCRO'S mmSistemade distribución de gasen ciudad

Terminal de José {fases IIVM

Terminalde Güiria

Sistema eléctrico de la región este

ProyectoPIGAP 11 inyección de gas

Comprensiónde gaseste

Comprensiónde gasoeste

furrial inyecelónde gasFuente, PDV5A.

MontoMM$

367

834

133

293

680

320

728

598

542

120

Participación de pequeños Inversionistas

Con el objetivo de permitir la participación de todos los venezola­nos en el negocio petrolero se creó. en marzo de 1997, la Sociedad deFomento de Inversiones Petrolera (SOFlP). Esta filial de PDVSA, consti­tuyó una iniciativa para lograr la incorporación del ciudadano común ala industria petrolera. La misión de SOFIP era promover nuevas opcio­nes de inversión y ahorro dentro del proceso de Apertura Petrolera. per­mitiendo además democratizar las oportunidades de inversión y fortale­cer el mercado de capitales.

La primera emisión de SOFlP correspondió al mercado de BonosPetroleros. equivalentes a 20.000 millones de bolívares y garantizadospor PDVSA. Los Bonos fueron adquiridos a partir de 100 mil bolívares ysus intereses se pagaban trimestralmente. sobre la tasa competitiva quese actualizaba cada noventa días. Además. si el inversionista lo desea-

El cuadrilátero petro'ero. Bases de la polla", petrolera ",maolana \\\ 149

bao podía recuperar su inversión al final del trimestre. o esperar hasta suvencimiento en tres años. la en}isión fue colocada totalmente entremás de 35.000 compradores particulares y corporativos y la ventaja queotorgaba el "Bono Petrolero' se puede resumir en:

• Seguridad: estaba totalmente garantizado por PDVSA:

• Liquidez: se podía recuperar el dinero cada tres meses.

• Rendimiento: tasa de interés competitiva.

• Participación: todos los residentes en Venezuela. cónyuge e hijos.

Por otra parte. PDVSA contribuyó con la elaboración de la Ley deEntidades de Inversión Colectiva y caja de Valores. aprobadas en 1996.para que funcionaran los portafolios diversificados. con mecanismos decustodia seguros y eficientes. a la disposición de todos los estratos delahorro nacional y pudiendo negociar la acciones en la bolsa de valores.

Esto representa un avance en lo referente a mecanismos de financia­miento disponibles en el mercado de capitales venezolano. Esta Ley re­gula la creación de entidades de inversión colectiva como un incentivopara convertir los ahorros en inversión productiva. al canalizar impor­tantes flujos de recursos en manos de pequeños inversionistas hacia elmercando de capitales.

Para aprovechar los mecanismos de inversión amparados bajoesta Ley. PDVSAtenía prevista la creación de Entidades Petroleras de

Inversión Colectiva (EPIC) para financiar distintas facetas del negocio.

la primera de estas entidades era Exploración y Producción EPIC S.A..un fondo de capital de riesgo cuyos recursos se utilizarían para financiarproyectos especificos de PDVSA. Los accionistas de EPlCserían perso­nas naturales. fondos mutuales y de pensiones e inversionistas institu­cionales. que en su conjunto tendrían un 90% de la participación accío­naria de la sociedad de inversión colectiva. y SOFIP. el restante 10%.

SOFIP. de esta forma. harta realidad. dentro del esquema de parti­cipación privada que se planteó la alta gerencia de PDVSA en aquellaOportunidad. la participación del ciudadano común en la industria pe­trolera y pretendió establecer mecanismos idóneos para participar ennegocios tales como Convenios Operativos. Orímulsión, carbón. Petro­química. Gas natural. el Proyecto de Exploración y Producción en áreas

150 /11 losé Rafael Zanoni Vargas

nuevas bajo el esquema deGanancias Compartidas e igualmente en lasactividades relacionadas con el Suministro de Bienes y Servicios a laIndustria Petrolera.

Las participaciones de EPlC serfan de renta variable y representa.rfan opcioneseconómicas superiores a los 500millones de dólares. de­bido aqueen suinicio sugestióncon lacomprade hasta 10%de partici­paciónde los campos licitados en la 1II Ronda deConvenios Operativos.y las inversiones involucradas allí eran de 5 millardos de dólaresen 20años,deacuerdo a loscálculosinicialesde PDYSA, aunqueelmonto po­día llegara duplicarse y EPIC alcanzar el millardo de dólares. Tambiénestaba planteado que EPIC entraraen las asociaciones de la Corpora­ción Venezolana de Petróleo (CVP) con empresas y consorcios privadospara laexploraciónariesgobajo el esquema de Ganancias Compartidasy otros programas de inversión.

4. Los planes y las inversiones originadaspor la apertura

Toda la anterior política petrolerasediseña para un pafsque viviódurante variosañosuna profunda crisiseconómica, política -la menosvisible- y social. Con un Estado profundamente debilitado. institucio­nes deterioradas. y donde los indicadores apuntaban hacia una consi­derablepérdidade la confianza en la democracia. Estecontexto. dondese materializa la aperturapetrolera. tenía como fin aumentarla capaci­daddeproducciónde PDYSA. almismotiempo queseaumentarla el vo­lumende crudo vendido pararecuperar espacios perdidosen el merca­do petrolero mundial.

Lo anterior significaba un aumentoen la inversión y actividad pro­ductiva de la industria que generaría un ambiente propicio en el pafspara dinamizarel desarrollodel resto de las fuerzas productivasnacio­nales. Esdecir.seesperaba queel flujo deinversiones en la industriape­trolera. produjera un efecto cascada en sectores conexos y relaciona­dos a la industria. talescomo: servicios de ingeniería, tubulares. quími­cos. repuestos. comisariato y otros. Este efecto continuarfa y deberfaseguir dinamizando la inversión. producción y consumode otros secta-

El cuadrildtero petrolero. Bases de la política petrolera venezolana \\\ 151

rescomo construcción, hierro. transporte, servicios e incluso agricultu­ra. En otras palabras. con la ant~ior política petrolera se buscaba au­mentar la confianza en el país y su democracia, a través del relanzamíen­to productivo de su principal industria y del resto la economfa .

En el año 1998. la demanda mundial de petróleo no aumento deacuerdo a las previsiones, desacelerándose drásticamente debido a di­versos factores. Una oferta mundial acelerada por las expectativas, so­brepasó ampliamente a la demanda que se quedó rezagada, producien­do un derrumbe de los precios del crudo a niveles Inesperados.

A finales de la década de los noventa (1999), Venezuela estrenanuevo gobierno, con una concepción totalmente diferente de la adrní­nistración de los hidrocarburos. del funcionamiento de la industria pe­trolera y de la participación privada. Las nuevas autoridades del Estadoy del gobierno retoman las políticas petroleras que tradicionalmente ha­bían prevalecido en la acción gubernamental con relación negocio pe­trolero. y que. con una marcada búsqueda de la maximización de la ren­ta petrolera dieron origen a hitos históricos como la creación de laOPEP. De la política de maximización de volúmenes que predominó du­rante el segundo gobierno de RafaelCaldera. a la tradicional administra­ción de la producción para fomentar el aumento de los precios.

5. De los convenios operativos a las empresas mixtas

Las críticas a los convenios operativos

Las empresas Mixtas. son la modalidad jurídico-económica quesustituyó a los convenios operativos. El Estado venezolano propicióeste cambio o "migración" porque consideró que la Apertura condu­cía a la privatización de la Industria ya la pérdida de la Soberanía Na­cional.

Uno de los principales cuestionamientos que se le hacen. está re­ferido a las obligaciones económicas que contrajo PDVSA con los con­cesionarios de las operaciones:

I . Con respecto a los costos de operación;

2. Con respecto a los costos de capital;

152 lIt losé RJItael Zanoni Vargas

3. Con respecto a los incentivos para estimular una mayor produc­ción;

4. Con respecto al reconocimiento del financiamiento de capital, es

decir, de las deudas adquiridas para la realización de ínversionesü,

la sumatoria de todo lo anterior redundaba en incrementos de loscostos de producción d.e PDVSAal ritmo del aumento de los precios in­temacionales del petróleo. Adicionalmente. la regalía -la cual era de 16V.- era asumida por PDVSA y el precio del barril producido se incremen­taba hasta un 110/135%16.

Así. por ejemplo, durante el primer trimestre del año 2005, lostreinta y dos convenios operativos produjeron 499 MBD. con un valorde mercado de US$ 34,67 p/b. las contratistas facturaron para sus ser­vicios, en promedio, 18,17 US$p/b, o sea, el equivalente del 52%. Por el

contrario, los barriles producidos por PDVSAcon esfuerzo propio cues­

tan alrededor de US$ 4 p/b. De acuerdo con el artfculo 5to de la Ley deNacionalización -por el cual se posibilitó nuevamente a partir de 1992 lareinserción de los capitales privados a la industria petrolera venezolanaen actividades "aguas arrfbat-, los Convenios operativos no debíanafectar la esencia de la actividad reservada al Estado l7. la discrimina­ción de la problemática de los convenios ronda por ronda es lasiguiente:

15 Convenios Operativos: Una privatización disfrazada, MEPIPDYSA,Caracas. 2006, p. 10.

16 Ihfd.

17 Ramírez, Rafael: Informe Presentado por el Ministro de Energía y Petróleoante la comisión Especial de la Asamblea Nacional de la República Boli­varianade Venezuela. que InvestigalasDenuncias Formuladas por el Ciu­dadano Presidente de la República Bolivariana de Venezuela Hugo RafaelChávez Frías y Detectadas por el Ministerio de Energía y Petróleo sobrelasIrregularidades Cometidasen la Formulación. Celebracióny Ejecuciónde los Convenios Operativos de Intemacionalización, realizados entrePetróleosde Venezuela. S.A. y Varias Empresas Petroleras entre los años1992-1997., Caracas, 25 de mayo de 2005.

El cuadrilátero petrolero. Bases de la polltiea petrolera venezolana \\\ 153

Enel caso de losconvenios de la Primera Ronda -tres-Ios "serví­cios' cobrados por loscontratistas sumaron -para el mismo perío­do arriba señalado-, 80%<fel valorde laproducción. Seprodujeron34 MBD, deun valorpromedio de 30,29 US$ plb y facturaron parasus "servicios" 24,09 US$ plb. Con ello, tomando en cuenta quePDVSA tiene que pagar 30% de Regaifa -no la contratista- y quePDVSA tieneunosgastos deadministración quepueden estimarseen 3,33% delprecio, PDVSA habría perdido, decontinuaresa situa­ción-int'errumpida el 12 de abril de 2005-, unos9,7 MMUS$18.

Con relación a la Segunda Ronda -once convenios operatívos-, seprodujeron 192 MBO, de un valor promedio de 37,68 US$ p/b con unafacturación promedio de 24,81 US$ p/b, o sea el 66%.

A primera vista lucenentonces algomás ventajosos. Sinembargo,estoesde nuevo el promedio. Elhechoesqueen algunos conve­nios operativos la Meritocracia incorporó verdaderas bombas detiempo, unosincentivos que se activarían unavez quesealcanza­ranciertos volúmenes. y ello ocurrióbásicamente durante losúlti­mosdosaños. Deallfquehayconvenios quefacturan hasta el 93%del precio. En ciertos convenios los Incentivos facturados sumanmedio millón dedólares dtaríos!",

Acerca de la Tercera Ronda, es decir diecisiete convenios, produ­cen unos 162MBO,con un valor promedio de US$35,75, del cual factu­ran el 53%, o sea, 19,06US$ p/b. Esta mejora en cuanto al porcentajeque recibía el Estado fue producto del aumento de la regalía en la nuevaLey de Hidrocarburos. la cual la incrementó a 30%. Estos contratos con­templaban para efecto del porcentaje que correspondía a las operado­ras privadas el descuento de la regalía que pagaría POVSA, por ende, alincrementarse la regaifa sería menos lo percibido por el operadorw,

18 Ihld., p. 18.

19 Ih/d., p. 19.

20 lh/d., p. 20.

154 /// fosi Rafael lanoniVargas

De todo lo antes señalado se desprende, en parte, que los conve­nios operativos fueron diseñados de tal manera que no pagaran regalía.yque ésta fuera recargada a PDVSA.Pero también se estructuraron paraque no pagaran impuesto sobre la renta; veamos.

Los convenios operativos lesionaban también los aportes al fiscopor parte de los concesionarios y de PDVSA.de manera directa. medran­te el establecimiento de una tasa de ISLR no petrolera de 34% Yla exen­

ción a los operadores privados del pago de regalía reconocimiento deinversiones, deudas y gastos y cancelación de estímulos. los cuales re­caían sobre PDVSA. Esta a su vez, lo deducfa de sus aportes al TesoroNacional.

Al parecer, los convenios operativos se estructuraron para evitar ominimizar las implicaciones fiscales, como la regalía o el fSLR.

Larevisión de los convenios operativos arrojó dos resultados: quelas compañías estaban declarando a la tasa no petrolera de 34%.cuando en realidadproducían petróleo y lescorrespondía 50%. Lagran mayorfade lascompañías no pagaban ISLR alguno debido aque. por medio de manipulaciones contables, registraban pérdi­das fiscales año tras año. Se calcula que la evasión de estas em­presasdel ISLR entre 2000 y 2004ascendió a unos 2 millardos dedólares".

Algunos de los ilícitos fiscales más comunes identificados por elSENIAT fueron:

I . Subcapitalización de las empresas con el consecuente endeuda­miento de la casa matriz.

2. Pérdidas por diferencias cambiarias originadas por préstamos enmoneda extranjera.

3. Gastos por intereses derivados de préstamos con fa casa matriz.

4. Pérdida de años anteriores y créditos de impuestos indexados porel valor de la unidad tributaria.

2I Convenios Operativos: Una prlvatlzad6n disfrazada, Op. Cit, p. 24.

CUADRO 10Costo de los Convenios Operativos

-:Pérdidas paraPrad. Valor prod Pago empresas %

Total , Total (US$) . lanación (US$)

Ronda 298.800.000 196.800.000 68 4.000.000

74.640.000 2.171.500.000 1.676.000.000 77 249.000.000

Elcuadrilátero petrolero. il<lses de la polltiea petrolera venezolana \\\ 155

5. Incumplimientode lo previstoen el artículo 53. literal b de la leydeISIR.

Otro de los cuestionamientas relevantes, está referido al tipo depolíticapetrolerade lascuales los conveniosoperativoseranunaexpre­sión. Losconvenios operativos, eran parte de una estrategia de expan­sióndela producción petroleranacional(políticavolumétrica) sinconsi­derar los niveles de precios y los compromisos del país. Es decir, quesonconsiderados como parte de la política anti OPEP del segundo go­biemo de Rafael Caldera.

Entérminos de costos, de acuerdoal MEP/PDVSA, hastael primersemestre del año 2005,. los convenios operativos produjeron 499 milbarriles diarios, con una valor promedio de mercado de US$ 34,6. lascontratistas facturaron para sus servicios aproximadamente US$18.17 por barril, es decir 52% del precio mencionado. En cambio losbarriles extraídospor PDVSA con esfuerzopropio contaron unos US$ 4por barril22•

1(1992,3convenios)

11 (1993.12convenios)

111 (1997.17 64.750.000 1.851.100.000 1.004.600.000 54 5.000.000convenios)Fuente: MEPIPDVSA 2006.

Deacuerdoal Informedel Comisario de PDVSA del año 1999-2000.Rafael DaríaRamírez Coronado.

22 Ihld.

156 /11 Josl RD.f••/ ZOnon; V.rgas

PDVSA desembolsó durante el año 2000 la cantidad de 2,15 millar.dos de dólares por concepto de honorarios de operación, honora.rios de capital y otros estipendios, mientras que durante 1999,estedesembolso fue de 1,27 millardos de dólares es decir, hubo un in­cremento en el 2000 de 885 millones de dólares equivalente a70%... Al respecto es pertinente señalar que según nuestra pollticade protección de precios mediante el régimen de cuotas OPEP, laseventuales disminuciones de la cuota de producción podrían origi­nar reducción de las ganancias de la Corporación, debido al mayorcosto de los crudos producidos en los convenios de la Iy 11 rondaslos cuales tendrían prioridad de comercialización con respecto a laproducción propia2l .

Por otra parte, es también un cuestionamiento relevante a los con­venios operativos el tipo de moneda con el cual PDVSA pagaba sus obli­gaciones a las operadoras. Laalta gerencia de PDVSA para la época de laapertura petrolera convino en que a las contratistas siempre se les pa­gara en dólares. De acuerdo a análisis posteriores, tal situación era lesi­

va a los intereses de la Nación y facilitaba procedimientos ysituacionesirregulares por parte de los contratistas.

Las operadoras le entregaban los barriles y PDVSA, la corporaciónlos vendía en el merado internacional, y en NuevaYork se hacían losdepósitos en las cuentas de las empresas. Es decir que casi toda laoperación (financiera) se hada fuera de Venezuela (... ) los dólarescancelados a las compañías (... ) nunca se declaraban en el BancoCentral de Venezuela.

Paralelamente, estas empresas presentaban una contabilidad se­gún la cual operan con préstamos hasta el 100% lo que significaquesu aporte propio de capital era simplemente cero. Luego cargabanaltos intereses como costos y transfieren así las ganancias al exte­rior, pagando impuestos mínimos (... ) Estos créditos provenían enla mayoría de lo casos de sus propias casas matrices. En algunoscasos esas deudas habían sIdo asumidas en euros para luego alegar

23 Ramírez, RafaelDarío:Informedel Comisario de PDVSA, Ejerciciosecon6­micos de los años 1999 y 2000.

Elcuadrilátero petrolero. Bases de la polftica petrolera venezolana \\\ 157

pérdidas multimillonarias por la devaluación del dólar frente a la di­visa europea>.

CUADRO 11Desventajas de los convenios operativos

--_._---------------------_, ra. Ronda (1992) 2da. Ronda (1993) 3ra. Ronda (1997)

• Altos costos operati- • Altos costos opera ti- • Primeros 4-5 añosvos vos IMTF y Opfee ele- VNH = estipendio en

• Tasas de interés Prime vados e indexados. general opuesto a VII+ 2,5. • Incentivos indexados. rondas

• No contempla plan de sin estar dentro del • Ingresos Nación. ba-desarrollo. MTF. jos; menos del 30%en

• Pago según cesta de • Exploración a riesgo general.crudo de mayor grave- de PDVSA. • Mayor esfuerzo adrní-dad. • Campos no marginales nistrativo.

• Pago de regalía por lBoscán. Oritupano). • Reconocimiento gas­PDVSA del gas consu- • No contempla plan de tos ambientales y fue-mido. . desarrollo. ra de estipendio.

• Contractualmente no· Contractualmente no' Fórmula del valor delsujeto a cuota OPEP. sujeto a cuota OPEP. crudo no incluye inde-

• Pago de regalía por xacíón del flete.PDVSA del gas consu- • Mínimo estipendiomido. (30%) debería ser au-

• Reconocimiento de toajustable o menor.pagos según precios • Reconocimiento dede cesta de produc- estipendio fijodel 30%ción. luce alto en convenios

o extensiones de altarentabilidad.

Fuente: MEPIPDVSA 2006.

Finalmente. la inclusión de una cláusula en los contratos de losconvenios operativos en la cual se estableda el arbitraje internacional oforáneo para la resolución de las controversias que pudieran habersepresentado entre las contratistas y POYSA, es otro de los cuestiona-

24 Convenios Operativos, Op. Cit.,p. 28.

158 111 Josi RJ¡fael Zanoni Vargas

mientas severos que ha recibido la modalidad de participación privada

expresada en los convenios.

En los contratos con las operadoras PDVSAaceptó que las contro­versias fueran resultas ante y por tribunales de Nueva York, en descono­cimiento de la relevancia del ordenamiento jurídico venezolano y susinstancias legales.

6. Las empresas mixtas

Las empresas mixtas, son la figura jurídico-económica que sustitu­yó a la figura de los Convenios Operativos, a partir del 10 de enero delaño 2006, para el desarrollo de las actividades 'aguas arriba' (explora­ción y producción), con la participación de empresas privadas Los con­venios de asociación fueron firmados entre las empresas que ya eranoperadoras de los campos y la Corporación Venezolana del Petróleo(CVP), en nombre de PDVSAy el Estado venezolano.

El conjunto de las Empresas Mixtas, operan sobre un área de44.603 Km2,Io cual representa el 4% del territorio nacional; explotan el6% de las reservas probadas; aportan el 16%de la producción nacionalde crudos (es decir unos 500 mil barriles diarios) y el 15%del presupues­to de divisas25. De acuerdo al Ministerio de Energía y Petróleo(MEP)/PDVSA, la creación de las Empresas Mixtas Venezuela ahorraráunos 31 mil millones de dólares que eran erogados a favor de las empre­sas privadas bajo la figura de los Convenios Operativos; y habrá una dis­minución de los costos de producción en los campos objeto de asocia­ción entre PDVSAy las compañías privadas. Según estimaciones oficia­les, el costo de producción bajo la figura de los Convenios Operativos seubicaba en los US$ 18.17 por barril. mientras que los costos de produc­ción de PDVSApor esfuerzo propio se ubican en los US$ 4 por barril.

Por otra parte. la figura de las empresas mixtas tiene sustento legalen el artículo 12 de la Constitución de la República Bolivariana de Vene-

25 Empresas Mixtasal Servicio del Pueblo. MEP/pDVSA, Caracas, 2006. p. 13.

El cuadrilátero petrolero. Bases de la política petrolera venezolana \\\ 159

CUADRO ]2

Datos técnicos en áreas de explotaci6n,~oncepto

Reservas crudo (MMBls)

Reservas gas (MMMPCG)

Potencial crudo (MBDI

Producción crudo IMBD)

Producci6n gas (MMPCGD)

Presupuesto inversiones (MM$)

Presupuesto operaciones (MM$)

gg~os activosF/A

Occidente2005

3.502

3.610

379,2

289

294.2

415

255

11

Oriente'.:.:.;, 2006' .

1.498

9.681

302,5

263.7

875,3

488

722

15

.¡'.' Global·r ..... :• ~ :, 4

5.000

13.291

618

552,7

1.169.5

803

977

26

zuela. el cual establece: "Losyacimientos de hidrocarburos. cualesquie­raque sea su naturaleza. existentes en el territorio nacional. bajo el le­cho del mar territorial. en la zona económica exclusiva y en la platafor­ma continental. pertenecen a la República. son bienes del dominio pú­blico y por 10 tanto, inalienables e irnprescnptibles'<s,

Yen el artículo 3 de la Ley Orgánica de hidrocarburos, el cual seña­la, de manera similar a la Constitución:

Losyacimientos de hidrocarburos existentesen el territorio nacio­nal. cualesquiera que sea su naturaleza, existentes en el territorionacional. incluidos aquellos que se encuentran bajo el lecho delmar territorial. la plataforma continental. en la zonaeconómicaex­clusiva y dentro de las fronteras nacionales pertenecen a laRepú­blicay son bienesdel dominio público por lo tanto. inalienables eímprescnptibíes-".

26 Constitución de la Republica Bolivariana de Venezuela. 1999.

27 Ibid.

160 /// )osiRafael lonon; Vargas

Ambos artículos subrayan la condición pública de los yacimientosy la imposibilidad de transferir su propiedad a manos privadas.

Finalmente el artículo 22 de la ley prescribe:

Las actividades primarias indicadas en el artfculo 9, serán realiza­das por el Estado, ya directamente por el Ejecutivo Nacional o me­diante empresasde su exclusiva propiedad. Igualmente podrá ha­cerlo mediante empresasdonde tenga control de sus decisiones,por mantener una participación mayor del cincuenta por ciento(50%) del capital social, las cualesa los efectos de este Decreto Leysedenominan empresasmixtas. Lasempresasque sedediquen a larealización de actividades primarias serán empresas operadoras".

Por otra parte, es también parte de una política del Estado venezo­

lano para la regularización de la actividad petrolera aguas arriba deacuerdo al ordenamiento jurfdico vigente. conocida como "Plena Sobe­ranía Petrolera -.

La migración de las empresas privadas. nacionales y extranjeras,de la figura de Convenios Operativos -y condición de operadores- a

empresas asociadas al Estado venezolano resultó en la constitución de

21 empresas mixtas con participación accionaria variante, pero en nin­

gún caso superior a la participación del Estado a través de la empresapetrolera estatal, PDVSA (Cuadro 13).

7. La transición

El proceso previo a la migración de las empresas privadas de una

figura jurfdico-económica a otras estuvo caracterizado por los siguien­tes aspectos:

• Emisión. el 12 de abril de 2005. de un instructivo (con efecto re­troactivo al 10 de enero), que limitó los pagos a los Convenios

28 Decreto con Rango de Ley Orgánicade Hidrocarburos, Gaceta Oficial dela República Bolivariana de Venezuela N° 37.323del 13de noviembre de2001.

CUADRO 13

Empresas mixtas que se constituyeron-- -- ____ o

NO Empresas Asociados Composición Accionaría Campo Extensión Estadoa explotar (Km')

~

PETROPERl¡Á CVl'BP 0IP6O% OZO 2.401.40 ZUti. ~

"BP40&..e,::l.

2 BOQUERÓN S.A. OIP-BP-PE1 0IP6O% Boqueron 59.87 Monagas;;:lO

BP26.666% <lPEl13.334% "!

3 PETROBOSCÁN SA CVP-CHEVRON- 0IP6O% Boscán 627.82 Zulia <l¡;¡-

NEBOSCAN CH. 39.2% ~NEBOSCAN 08% g'

4 PETROINOEPENOIENTE CVP-CHEVRON CVP78.4% lL-652 86.53 ztlla ~

CHEVRON 25.2% ""-~

5 PETRONADO CVP-CGC- CVP6O% Onado 158.90 Monagas¡¡¡-

BPE-I<NQCS ccc 26.004% ~BPE8.356% ""¡¡O

I<NOC 5.640% -eCaracoles Anzoátegul

!>.6 PETROCARACOL S.A. CVP-CNPC.BV CVP75% 205.92 <l

CNPC25% lntercampoNorte 34.84 Zulla ¡;¡-¡¡

7 PETRORlNOCO SA CVP-IN 0IP6O% Unidad MonagasSur 244.23 Monagas 1<'"1N,40%

~8 LAGOPETROL CVP-HOCOlrEP-ClP ti 0IP80% 39.46 Zuli.'"HOCOL 17% ..

EP2% ~CIPIII% -e--

CUADRO 13 (Colltlll",u/611) ......N° Empresas Asociados ComposidÓll Accionana Campo Extensión Estado :::::

a explotar (Km'! a~...

9 KAKI SA. CVP-INEMAKA- CVP6O% Kaki 135.27 Anzoáte¡ul~POlAR INEMAKA 22.667% Maulpa ...

POlAR 17.333% ~

10 PE'lROCURAGUA SA CVP-oPEN-C1P CVP-6O% Casma 100.72 Mona¡asl;;''"OPEN 12% Anaco <>O!.

CIP 28%~

11 PETROWARAO SA CVP-PERENCO CVP.6O'l> Pedernales 131.25 O.Amacuro .¡¡..PERENCO 40% Ambrosio 219.53 Zulla ~

12 PETROlERA MATA SA CVP-PETROBRA5-1M CVP.6O% Mata 162.35 AnzoáteguiPf:TROBRAs 29.2%

1M. 10.8%

13 PETROVEN-BRAS SA. CVP-PETROBRAS COROIL CVP6O'l> 213.21 AnzoátegulPf:TROBRAS-29.2% Monagas

COROIL 10.8%'

14 PETRORITUPANO SA CVP-PETROBRA5- CVP6O'l> Oritupano 1.373.27 Anzoáte¡uiAPC-COROD Pf:TROBRAS 18% Leona Monagas

APC 18%COROO4%

15 PETROWAYU SA CVP-PETROBRA5- CVP6O% LaConcepd6n 214.36 ZuliaPERENCO PETROBRAS 36%

PERENC04%

16 PETROOUIRIOUIRE SA CVP-REPSDL CVP6O'l> Quiamare 836.26 MonagasPEPSOL 4O'Ir. La Cetba 123.23 Zulia

Ouiriquire

CUADRO 13 (COIlt/lluaci611)

N° Empresas AsocIados Composición Accíonaria Campo Extensión Estadoa explotar (l(m~l

17 PETROREGIONAL DEL CVP-SHELL CVP6O% Urdanera Oeste 798,63 Zulia!.AGOSA SHEl.L40%

18 PETROCABIMAS SA CVP-SUELOPET CVP6O% 135.72 ZuliaSUfl..OPET40%

19 BARlPE1'ROL CVP-TECPETROlr CVP6O% Col6n 1.299.80 ZullaWNDIN-PERENCO TECPE1ROL 17.5%

LUNDIN 5%PERENCO 17.5%

20 PETROGUÁRICO SA CVP-TElKOKU CVP70% Guá.ricoOriental 2.228,43 GuáricoTElKOKU30% 5anvi Guere "

21 PETROMIRANDA CVP-VlNCClER CVP6O% Falc6n Este! 1.165,62 FalcónVlNCClER 40% Falcón Oeste 2.337,64

Fuente: Contratos de Empresas mixtas entre la Corporación Venezolana del petróleo en nombre de PDVSA ylas empresas privadas que anteriormenteexplotaban bajo la figura de los convenlos operativos. Asamblea Nacional. Comisión Permanente de EnergíayMinas. 26 de abril de 2006.

AbrevJaclones:

PEJ:PFJ Venezuela. CVP: Corporación Venezolana de Petr61eo. CGC: Compañía General de Combustible. BPE: Banco Popular de Ecuador. CNPC:China Nacional Petoleum Company. lMPC: Korea Nacional on Cororation. HV: Harvest Vlnccler CA HOCOL: Hocol Venezuela BV. EP:EhcopekPetróleo. INEMAI<A: Inemaka Exploratíon & Production Company LID. POlAR:Inversiones Polar. OPEN:()peradones de Producctón y Explorad6nNacionales 5A C1P: Cartera de Inversiones Petroleras. PERENCO: PerezcoVenezuela Petróleo yGas EIVE.S.L. PETROBRAS: Petrcbrás Energía Ve­nezuela. 1M: Inversora Mata SA APC:APCVenezuela S.R.L. COROD: Corod Producción SA REPSOL: RepsolYPF Venezuela 5A . SHELL: ShellExploratian and Producctlon Investments B.V. SUELOPET: Suelopetml Exploration & Producd6n CA TECPETROL: Tecpetrol de Venezuela S.A.LUNDIN: Lundín Latina de Petróleos SA PERENCO: Perezco Oil and Gas Internacional Umited. TEIKOKU: TeikokuOil de Venezuela CA.

164 111 Josi Rafael lanon;Vargas

Operativos, con efecto inmediato y en cualquier circunstancia a66,67%.

• Firma de Acuerdos de Transición entre PDVSAy las empresas prl­vadas operadoras de los Convenios Operativos.

• Modificación del proceso de pago a las contratistas de los Conve­nios. En lugar de la cancelación del 100%de la factura en dólares,se pagó 50% de la' factura en bolívares.

• Conformación de los Comité Ejecutivos Transitorios para cada unode los Convenios Operativos, compuestos por cinco (5) integran­tes: (3) tres representantes de PDVSAy dos (2) de las contratistas.Cada Comité, se encargó de preparar los planes de negocio de lafase inicial de cada Empresa Mixta, del diseño de las estrategiasoperativas, de establecer los programas de trabajo y de prepararsepara tomar el control de todos esos negocios a partir del 10 de

enero de 2006.

• Prohibición de "migración" de figura jurídico-económica a aquellasempresas privadas que mantuvieran moras con el Servicio Nacio­nallntegrado de Administración Tributaria (SENJAT).

• Consultas ante la Asamblea Nacional para la conformación de lasEmpresas Mixtas29•

Por otra parte, la estructura de las Empresas Mixtas, una vez con­formadas, habría de quedar constituidas por una Junta Directiva de tres(3) directores de PDVSAy dos (2) de la empresa asociada.

Los convenios o acuerdos transitorios fueron firmados por PDVSAy las empresas privadas en varias fechas. En un primer momento, 17 deagosto de 2005, participaron un contingente importante de compañías:Repsol VPF (campos Mene Grande, Outríquíre y Guárico Occidental),

China Nacional Petroleum Corporation (campos Caracoles e Intercarn­po Norte), Harvest Vinccler (campo Monagas Sur), Hocol (camposB-2.68/69 y B-2X.70/80I, Vinccler Oil & Gas (campo Falcón Estel.Inema-

29 Empresas Mixtas al Serviciodel Pueblo, Op. Cil. Pp. 7-8.

El cuadrilátero petrolero. Bases de la polftica pelro/era venezolana \\\ 165

ka (campos Kaki y Maulpa). Suelopetrol (campo Cabimas) y Open(camoCasma-Anaco).

El 28 de septiembre se suscribieron los acuerdos con Petrobráspara los campos acema, Mata, Oritupano-Leona y la Concepción. Pos­teriormente, ele de octubre. firmaronlasempresas Perezco (Ambrosio yPedernales), Tecpetrol (campo Colón) y Teíkoku OH (campos GuáricoOriental y Savi Güerel, El 19 de diciembreaceptaron las nuevas condi­ciones las empresas Eni (campo Dación, Total OH & Gar (campo Iuse­pfn), West Falcón Samsom Hydrocarbons (Falcón Oeste) y Chevron(campos llró52 y Boscán).

Finalmente, antesde la finalización del año, el 30 de diciembre sefirmócon Repsol VPF el conveniode transicióncorrespondiente al cam­po Ouiriquire-La Celba, después que la estadounidense Exxon-MobUdecidiera vendersu participación a Repsol.

El acuerdo de Transición Implicó:

l. Ratificación del límite de pago a los contratistas de 67%.2. Obllgaclón de solventar fielmente el pago deIISLR.3. Compromiso escrito de aceptaclón de la migraclón a

Empresas Mixtas.

4. La Ley de Jurisdicción o de rechazo al arbitraje internacio­nal.

Deacuerdo al análisis del Ministerio de Energfa y Petróleo IPDV5A.seconcluye:

l . Prevé la constitución deunaEmpresa Mixta conformea la LOH. in­tegrada por unaempresa estatalcomo accionista mayoritaria y porla ex operadora como sociaminoritaria.

2. Establece reglas básicas queregirán la Empresa Mixtay la forma deconducir susoperaciones en estricto cumplimiento con las leyesvenezolanas.

166 111 Josi Ro.fael lanoniVargas

3. Confirma la extinción del Convenio Operativo.

4. Reconoce el papel de la Empresa Mixta como operadora y la auto­riza a contratar servicios, en la medida que tales contratos no alte­ren su condidón básica de operadora.

5. Restringe la transferencia de las acciones del accionista minorita­rio. tanto en forma directa como indirecta. porvfa de un cambio decontrol del propio acdonista minoritario, sin autorizadón expresadel ministerio de Energfa y Petróleo.

6. Incluye términos y condiciones entre los cuales destacan:

Regaifa adidonal de 3.33%. cuyo destino será determinado porel Ejecutivo Nadonal.

Regaifa "sombra" que asegure que la suma de la regaifa de 30%,la regalía adidonal de 3.33% y el ISLRserá igual. como mfnimo yen cada ejerdcio fiscal. a 50I % de los ingresos brutos de laEmpresa Mixta.

Una renta superficial adidonal para estimular la renunda a áreasociosas.

7. Incorpora como anexos los diversos documentos (originales. ver­siones preliminares o resúmenes). relativos a proceso de conver­sión. revisados y aprobados por el MEP.

Cabe destacar. que una caracterfstica resaltante de la figura de lasEmpresas Mixtas está asociada a la comercialización del crudo extrafdo.Aunque el éste será propiedad de las operadoras de las Empresas Mix­tas, sólo podrá ser comercializado por el Estado venezolano a través dePDVSAu otro ente estatal.

Otro aspecto significativo de reseñar, corresponde al capital socialde la Empresa, el cual está formado por dos (2)clases de acciones: Clase

A. pertenecientes a una empresa con 100% de capital estatal. comoPDVSA; y Clase B, serán de la ex contratista o socio minoritario.

De acuerdo con los estatutos de la Empresa Mixta. el accionistamayoritario (esdecir. el Estado) tendrá el poder de tomar las deci­sionesqueconsidere necesario al respectode lasoperaciones delacompañfa. Porejemplo. La aprobación de todos los programas detrabajo y presupuestos anuales. siempre que éstos se encuentren

El cuadrilátero petrolero. Bases de la polltiea petrolera venezolana \\\ 167

en concordancia con el plan de negocio acordado al inicio en elContrato de Conversión. También lo referidoa todas aquellas deci­siones cuya aprobación tc, requiera especfficamente una mayoríacalificada, siemprequeéstasno fueran contrariasa los intereses dela Empresa Mixta3D•

Pese a la preeminencia del socio mayoritario (el Estado) en lasEmpresas Mixtas. los estatus contemplan algunas consideraciones queintentan preservar los intereses y derechos de los accionistas minorita­rios, particularmente a través de la exigencia de una mayoría calificadapara la asunción de ciertas decisiones. tales como:

o Cambios en los estatutos.

o Aumento o reducción del capital en forma proporcional.

o Creación de fondos de reservas en exceso requeridos por la ley.

o Renuncia de reclamos o transacciones superiores al millón de uni­dades tributarias.

o Fusión. disolución o liquidación de la empresa o transferencia desus activos.

• Modificaciones al contrato de Entrega de Hidrocarburos.

o Selección de auditores externos.

o Renuncia de derechos sustanciales.

Con relación a la política de dividendos de la Empresa Mixta, estáprevista la distribución de todas las utilidades liquidadas disponibles,una vez cubiertas las necesidades de reservas, planes de inversión yobligaciones financieras, fiscales y de otra índole (Cuadro 14).

De acuerdo a MEP/PDVSA, las diferencias fundamentales (de tipoconceptual) entre los extintos Convenios Operativos y las EmpresasMixtas son (Cuadro 15):

30 Ibld., p. 21

168 lit ¡osi Ro.fael Zanoni Va,gas

CUADRO 14Inversiones y gastos de las empresas mixtas

2005 2006 2007 2008 2009 20\0 .2011 2012

Inversiones 578 902 803 631 555 469 278 200(MM$)

Gastos 3.630 977 950 883 839 819 768 715(MM$)Fuente, MEPIPDVSA.

CUADRO 15Diferencias entre convenios operativos y empresas mixtas

ConvenIos Operativos Empresas Mixtas

Responden a razonamientos de em- Responden a razonamientos de em­presas transnacionales; maximizarga- presas públicas. maximizando ganan­nancias de PDVSA a costa del Estado y cías para el Estadoel fisco

Altos costos operativos indexados a Reducción de los gastos e incrementolos precios del barrilde petróleo. de regaifa e impuestos.

Proyectos con terceros en condícío- Proyecto con terceros de acuerdo connes desfavorables para el país. las leyes vigentes.

Noalineados con el plan de desarrollo Alineada con el plan de desarrollo deldel pals. país - Siembra Petrolera.

El Estado no tenía acceso directo a Participación mayoritaria del Estado ycontabilidades de actividades petrole- restringida a exploración y produc-ras. ción.

Mercados tradicionalesclientes)

Fuente, MEPIPDYSA.

(geográficos. Mercadeo acorde a poñticas dePDVSA (diversificación de mercados yclientes).

Elcuadrilátero petrolero. Bases de la po/(tica petrolera lItnezolana \\\ 169

El sentIdo social de las empresas mixtas

De acuerdo al nuevo concepto del Estado en cuanto a la partici­pación de la inversión privada en la industria petrolera venezolana. yparticularmente en el segmento aguas arriba del negocio. las Empre­sas Mixtas tienen entre sus objetivos orientar la producción petroleraen función de una estrategia de desarrollo nacional, financiamiento deproyectos que beneficien a las comunidades y recursos para proyectoscíentíñcos.

De acuerdo a cifras oficiales, durante el año 2005, los antiguosconvenios operativos ejecutaron un presupuesto social de 12,08 millo­nes de dólares. Para el año 2006, una vez reorientado el gasto social delas nuevas empresas constituidas por la asociación entre PDVSA y lasempresasprivadas. el gasto social podría alcanzar unos 76,4 millones dedólaresu.

Para el Estado venezolano, los convenios operativos trabajabancon programas sociales de bajo impacto, "se dedicaban a planes deaststencíalísmo, patrocinios y donativos muy puntuales que no tenían

mayor repercusión en la calidad de vida de las comunidades, además se

vinculaban muy poco en los planes del sector gubernamental (alcaldíasy gobernacionesl u organismos del Ejecutivo Nacíonal'P.

Pararevertir esa situación la Gerencia de Desarrollo Sustentable dela CVP, realizó un trabajo en conjunto con las empresas que funciona­ban bajo la figura de los convenios operativos. Mientras en el año 2003los convenios operativos aportaron 6 millones de dólares en materia deinversión social, para el año 2004 esto había aumentado a 10 millonesde dólares; mientras que el año 2005 fueron de unos 15,28 millones dedólares (habiéndose ejecutado aproximadamente un 79%)33.

Las empresas mixtas introducen un nuevo sistema para la partici­pación privada que es necesario considerar en toda su dimensión y pre-

31 Avances de la Nueva PDVSA, caracas. abril 2006, p.8

32 Ibld.

33 Ibld.

170 1/1 José Rafael Zonon; Vargas

císar lasnuevas realidades y compromisosque coloquenal estado. parasucontrol y manejo.

Enestadirecciónesnecesario destacaral menoslos siguientes as­pectos. en el desarrollode los planesy actividades de estasempresaspueden convertirse en grandes problemasy fuentesde conflictos.

Eneste sentido adquieren relevancia. las condicionespara el ejer­cicio de la propiedad por parte del estado, la administración de estosentesy las relaciones fiscales.

En cuandoa la propiedad.quedala incertidumbrerelativa a quelaconstitución de Empresas Mixtas signifiquecesiónde derechos depro­piedad sobre la cuota (49%) de participación de los sociosnacionales oextranjeros. con lo cual la tradicionalpropiedad total queel estadoejer­cesobreel sub-suelo (reservas) quedacompartiday vulnerada. pasandoaserdeun activo perteneciente a todos los venezolanos unapropiedadcompartida que puedeser usada por los socioscomo una muestra delincrementode susactivos reales, que dado el caráctertransnacional dela mayorfa de ellos le ampliarfan su capacidad de negociación interna­cional obteniendo así una privilegiada ventaja en la Asociación con elEstadoVenezolano y que podrfa comprometer las reservas petrolerasde la Nación.ElEstadoy quienesensu nombreejercen estarepresenta­ción debe serguardianes de la propiedad nacionalsobreel recursoy elMinistro de Energía y Petróleo un férreocontrolador de lasposibilidadesde manipulacióny uso indebido por parte de las transnacionales parano repetir los capítulos vividos con la AperturaPetrolera.

En la administraciónde estas Cornpañlas Mixtas, debe haber per­fectaclaridad. transparencia e idoneidaden lasoperaciones de procura.compra y venta. Dado el carácter transnacional de nuestrossocios lasmanipulaciones en estas operaciones pueden convertirse en prácticasperjudiciales para el fisco nacional.

Las compras que realicen estas compañías serán costos que de­ben reflejarsusbalances y si estos serealizan a filiales o compañías denuestrossociosseapuntaran como ingresos en suscuentas. con lo quenuestrossocios no tendrán una participación total en los gastosde lasEmpresas. todo lo cual sereflejará en los dividendosyen la baseimpo­nible. actuando el estadocomo un ente subsidiadorde las compras de

El cuadrilátero petrolero. Bases de la polltiea petrolera venezolana \\\ 171

lasEmpresasMixtas. Todo ello obliga a una procura y lista de vendedo­res que no tengan vinculación con los socios y a una contraloría estricta,de las relaciones comerciales de dichas empresas así como una granidoneidad y honestidad de los representantes venezolanos.

El otro aspecto a destacar es el relativo a la ñscalidad, la maneracomo se determinará la base imponible y el reparto de los dividendos.todo lo cual debe ser severamente controlado por el SENIATa fin de evi­tar los ilícitos fiscales que se cometieron en el proceso de Apertura.

Talesobservaciones. no invalida la existencia de las Empresas Mix­tas,sólo tienen el valor de constituirse en elementos para que ellas seanadministradas y controladas socialmente y para que su actividad redun­deen beneficio de todos los venezolanos; en este sentido el papel clavecorresponde al Ministro de Energía y Petróleo como representante delos venezolanos propietarios del petróleo.

8. Migración de las asociaciones estratégicasa empresas mixtas

En los años 1993y 1997 el Congreso Nacional aprobó. también enel marco del Articulo 5 de la Ley Orgánica que Reserva al Estado laIndustria y el Comercio de los Hidrocarburos (LOREICHl. la formaliza­ción de las llamadas Asociaciones Estratégicas. concebidas en el men­cionado texto legal bajo la figura de Convenios de Asociación" comouna asociación con empresas privadas para la realización. en casos es­peciales y cuando asl conviniera al interés público. de actividades de ex­plotación de hidrocarburos. reservadas al Estado.

Entre los proyectos aprobados se encuentran:

• Proyecto Cristóbal Colón. con la participación de PDVSAa travésde su filial Lagoven: Shell, Exxon y Mitsubishi. para la explotación

del gas natural en cuatro yacimientos en el caribe y Golfo de Paria.en el oriente del país.

• Proyecto para la Comercialización de Orirnulslón, con la participa­ción de PDVSAa través de su filial Bitor (Bitúmenes del Orinoco) yMitsubishi.

172 lIt losé Rafael Zanoni Vargas

• Sincory Petrozuata (autorizadas en 1993); Arneriven y CerroNegro(autorizadas en 1997) para la explotación de la Faja Petrolffera delOrinoco.

• De acuerdo con la Ley los contratos de asociación debfan contarcon la previa aprobación del poder legislativo (ambas cámaras ensesión conjunta). tener una duración determinada y el EjecutivoNacionaldebíamanteneruna participación accionaria tal que ga­rantizara el control de la actividad por parte del Estado.

Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orlnoco

Loscuatro Convenios de Asociación parael Mejoramientode Cru­do Extrapesado de la Faja Petrolffera del Orinoco, producen hoy unos660 MBD de crudo extrapesado. que resultan enuna producción cerca­na a los 600 MBDde crudo mejorado.

Las que hoy conocemos como Sincory Petrozuata fueron autori­zadas por el Congreso Nacionalen 1993; Arneriven y Cerro Negrofueronautorizadas en 1997. todas las autorizaciones estuvieron enmarcadasen el articulo 5to de la LeyOrgánica que Reserva al Estadola Industriayel Comercio de los Hidrocarburos. que estaba vigentepara la época.

Críticas fundamentales a esos convenios

Masivos sacrificios fiscales:

1% de regalía, 34% de ISiR, aplicandola tasa no petrolera, siemprey cuando tuvieranganancias contables, que todavfa no ha sido el caso.Sólo han pagado, hastaahora, sumas irrisorias.

La reducción de la regaIfa desde 16 2/3% a 1%, se hizo medianteunainterpretación a conveniencia del articulo 4J de la Leyde Hidrocar­burosde 1943. dondeseestablecfan reducciones temporales de la rega­Ifa para proyectosen desarrollo. que por sugradode madurez asflo re­quiriesen. seaplicó esta excepción contempladaen la ley para proyec­tos maduros. en desarrollo. a unasAsociaciones. que todavía estabanformulados como Proyectos. Pornueve añosiba adurar la reduccióndela regaifa al uno por ciento.

El cuadrilátero petrolero. Bases de fa polítiC4 petrolera venezolana \\\ 173

Participaci6n minoritaria del Estado:En el marco de la ínterpretacígn que la sentencia de la Corte Su­

premade lustícíaen 1990hizo del artículo 5to de la LORElCH,en cuantoal "Control del Estado", meramente como un control jurídico, en todaslasAsociaciones PDVSA tiene una, Participación accionaria minoritaria.

De esta manera, en Sincor, el socio principal siempre fue Total(47%); el segundo socio, luego fue Statoil (15%); mientras que PDVSAtienía el restante 38%. En Petrozuata ConocoPhillips poseía 50,1%, yPDYSA, el 49,9% restante.

Correctivos de acuerdo a la política petrolera actual

De acuerdo a la política petrolera actual del Estado venezolano yen correspondencia con lo señalado por la actual Leyde Hidrocarburos,el Presidente de la República dictó el Decreto con Rango,Valor y Fuerzade Ley de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociaciónde la Faja Petrolífera Del Orinoco, así como de 105 Convenios de Explo­ración a Riesgo y Ganancias Compartidas. El decreto señala en su ar­tículo N° 1:

Las asociaciones existentes entre filialesde Petróleos de Venezue­la, S.A. y el sectorprivadoqueoperanen la Faja Petrolffera del Orí­noco, y en las denominadas de Exploración a Riesgo y GananciasCompartidas, deberán ser ajustadas al marco legalque rige la in­dustria petrolera nacional. debiendo transformarse en empresasmixtasenlos términosestablecidos enla LeyOrgánica deHidrocar­buros.

En consecuencia de lo antesprevisto, todas lasactividades ejerci­daspor asociaciones estratégicas de la Faja Petrol/fera delOrínoco,constituidaspor lasempresas Petrozuata, S.A.; Sincrudos de Orien­te, S.A., Sincor, SA, Petrolera CerroNegro S.Ay Petrolera Hamaca,C.A; los convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Comparti­das de Golfo de Paria oeste, Golfo de Paria Este y la Ceiba, asfcomo lasempresas o consorciosque se hayan constituido en eje­cución de los mismos; la empresa OrifuelsSinovensa, S.A. al igualque las filialesde estas empresas que realicen actividades comer­ciales en laFaja petrolffera delOrinoco,y entoda lacadena produc­tiva, serán transferidas a lasnuevas empresas mixtas.

174 lIt José Rafael lanoniVargas

Por su parte el artículo N° 2 destaca:

LaCorporaciónVenezolana del Petróleo,SA, u otra filial de Petró­leos de Venezuela, S.A., que se designeal efecto, será la empresaestatal accionista de las nuevas Empresas Mixtas, correspondién­dole como mlnimo, en cada una de ellas, unaparticipaciónacciona­rla del sesenta por ciento (60%). El Ministeriodel Poder Popular parala Energla y Petróleodeterminará en cada caso, la valoración de laEmpresa Mixta, la participaciónaccionarla de la filial de Petróleos deVenezuela, S.A. designada a efecto, y los ajustes económicos.

Para dar cumplimiento a tal disposición, el Ministerio de Energía yPetróleo (MEP) firmó memorandos de entendimiento con las empresasrelacionadas con las asociaciones estratégicas de la Faja Petrolífera delOrinoco para la transferencia de las operaciones.

Posteriormente, a partir del 10de mayo pasado el Estado venezo­lano asumió el control total de los yacimientos de la Faja del Orinoco. Sefirmaron memorandos de entendimientos con 10 de las 13 empresas

que operaban en esos yacimientos del oriente del país. Entre las que nose sumaron al nuevo esquema de asociación estuvieron la estadouni­dense Conoco Phllips y la italiana Eni Dación.

9. PDVSA como instrumento de la nueva políticapetrolera nacional

El sector petrolero en la actualidad se encuentra bajo la direccióndel Ministerio de Energía y Petróleo que formula las políticas y linea­mientos generales y que administra el negocio a través de una empresaestatal PDVSAy empresas mixtas.

Con la reestructuración institucional que ha vivido el país, toda laacción del estado está sometida y guiada por los lineamientos del plannacional de desarrollo que definen dos bases prioritarias para la ac­

ción en el sector: El ejercer la soberanía sobre los hidrocarburos y fo­

mentar el desarrollo nacional; mediante un aumento de la contribu­ción al fisco y la utilización del ingreso petrolero como un instrumentopara el desarrollo nacional. Bajo estos postulados el Ministerio de

El cuadrilátero petrolero. Bases de/a polltica petrolera venezolana \\\ 175

Energfa debe fortalecer y controlar a PDVSA, a los fines de cumplir conlos siguientes objetivos:

o Alinear el Plan de Negocios de la IPN con el Plan de Desarrollo Na-

cional.

o Cumplir con el marco legal y fiscal establecido en las nuevas leyes.

o Defender los precios y los recursos en el seno de la OPEP.

o Impulsar el desarrollo endógeno nacional.

• Desarrollar el capital Nacional.

o Mejorar la cesta de exportación petrolera.

o Reorientar la estrategia internacional.

o Propiciar la industrialización de los Hidrocarburos.

o Maximizar el uso de los recursos.

Dicha política petrolera se ha estructurado sobre la base de dos

grandes lemas: La plena soberanía petrolera y la siembra del petróleo.

El Ministro de Energía y Petróleo define de esta manea. la nuevaPDVSA y la política petrolera.

La polftica petrolera que desarrollamosactualmente no esnadadelotro mundo. se trata de pagar lo justo, para que las empresasnospaguenlo que nos deben. para que produzcamos bien nuestro pe­tróleo. Esta esuna estrategiaque bien la podrían haber desarrolla­do Arabia Saudita. Kuwaito los Emiratos Árabesporque esuna po­lítica nacional. Lo que pasaesque la IVRepública era tan antínacío­nal que ni siquiera hacíaeso. Tampoco se trata de que PDVSA sóloproduzca petróleo de maneraeficiente y le paguenal fisco impues­tos y regaifas.

Lorevolucionario de la política petrolera actual es que por primera

vez ese ingreso petrolero va directo al pueblo y que PDVSA dejó de serun enclave aislado. con gerentes merítocrátícos, sin conciencia social.¿Cuál es la diferencia de la nueva PDVSA y la vieja PDVSA? La nuevaPDVSA tiene dentro de sus funciones cumplir con el artículo 15 de la leyde hidrocarburos que establece que debe impulsar los planes de desa­rrollo de la Nación. En nuestro presupuesto hay una partida para los pia­nes de desarrollo social que se ubica entre 4 ó 6 mil millones de dólares.

176 lIt José RiJfa.f Zanon; Vargas

Nunca antes ninguna empresa petrolera hizo lo que estamos haciendonosotros. Antes la vieja PDVSA junto a las transnacionales iban y pinta­ban una escuela y esa era la labor social. Eso se acabó.

En la nueva PDVSA estamos trabajando para que nuestros geren­tes apoyen directamente nuestros programas y proyectos sociales. Paraeso estamos venciendo nuestras propias barreras.

La Fuerza Armada'fue un elemento fundamental en la derrota delsabotaje petrolero.

En la nueva PDVSA nos interesa que nuestros gerentes al mismotiempo que son eficientes con su trabajo participen de forma activa enla batalla contra la pobreza, en las Misiones Sociales, en los planes dedesarrollo social. en los gabinetes móviles, entre otros. Para la nuevaPDVSA es importante el hombre integral. el hombre de la revolución bo­livariana. La nueva PDVSA tiene un compromiso con el país. activo. rnilí­tante, con los problemas que subsisten. Aquí no existe una etnia tecno­crática, de espaldas al pueblo.

No es casual que sea el Ministerio de Energía y Petróleo. el Presi­dente de Petróleos de Venezuela, no se trata de un capricho. Se trata deun concepto que se utiliza en todos los países productores de petróleode la OPEP.

Ahora el Estado venezolano encabeza la operadora nacional paraque esté alineada con el Ejecutivo Nacional.

Esto es necesario porque un país como Venezuela con una activi­dad petrolera de 80%de la actividad económica del país. el Estado debetener un estricto control de la industria petrolera y, por supuesto, el jefedel Estado debe estar al frente de nuestra política petrolera".

)O. Cambios de la política petrolera venezolanadel período )999·2007

Con la nueva administración, Venezuela inició un cambio de rum­bo en la explotación petrolera del país. primeramente como ya lo había­mos manifestado anteriormente anuncio su absoluto respaldo' a laOPEP apoyando los programas de techos y cuotas petroleros aproba-

El cuadrilátero petrolero. Bases de la pollti," petrolera venezolana \\\ 177

dos por la Organización. Garantizada la estabilidad de mercado. la segu­ridad de ingresos petroleros paraíll país -los más altos de toda la histo­ria- y ante la presencia de una demanda petrolera creciente. una ofertapetrolera no-OPEP desacelerada que posiblemente comience a dismi­nuir próximamente. niveles estancados de reservas remanentes y unapercepción de escasez que se propaga -hechos que han devuelto elcontrol del mercado petrolero a los productores de petróleo-, Venezue­la decidió imprimirle al negocio petrolero venezolano un cambio derumbo.

Estas son las más resaltantes de sus acciones:

• Devolvió al Ministerio de Energía y Petróleo. antes Ministerio deEnergfay Minas (MENPETI.la jerarquía y facultades que tenía antesde la nacionalización en 1975. restableciendo su capacidad profe­sional y técnica apoyándose en el personal de PDVSA.

• Ha fortalecido la gestión energética del MEM aumentando su gra­do de supervisión y control. promoviendo la nacionalización delsector eléctrico que se encontraba. hasta ese momento. bajo eldominio privado.

• Ha mejorado sustancialmente la integración regional tratando deimplantar un sistema de relaciones energéticas de mayor conteni­do social;

- Brindando orientación profesional a otros países de Sur Améri­ca en sus proyectos de nacionalización energética.

- Cooperado COI) varios países de Sur América y del Caribe en lamejoría de su situación presupuestaria como consecuencia delos nuevos precios del petróleo.

- Promoviendo asociaciones de productores-consumidores de

gas a nivel regional y mundial (OPE?GAS YGas del Sur),

- Desarrollando proyectos energéticos de carácter bilateral, en algu­nos casos extendidos a paísesde la OPEP y a otros continentes.

• Ha buscado un acercamiento mayor con otros países de la OPEP.tratando de encontrar sinergias. o complementariedades que ayu­den a catapultar unas relaciones económicas más humanas dentrodel mundo Sur-Sur.

CUADRO 111 .....Evolución de las variables petroleras venezolanas 2001-2004 ::::

Pl'B Petrolero Divisas Exportac. Producción Precios Reservas Perforación i'"

Millardos Bs MiIIlardos S Millones bId Millones bid S/b Millardos barriles Total Exploratoria ~"j¡¡'

2001 14079,7 17,2 2,7 3.3 20,2 78 798 31~

N..2002 22197,5 13,8 2,4 3.0 22,0 77 278 25 "'"'l.2003 32963,8 13,6 2,2 2,8 24,8 77 116 13 ~

.el2004 56598,6 20,6 2,4 3,1 32,9 81 116 18 ..

~

Fuente: MEM. 2004.

El ,.adrildtero petrolero. Bases de la polltica petrolera venezolana \\\ 179

• Ha convertido a PDVSA en instrumento clave para desarrollo e im­plementación de sus proyectgs de orientación social.

• Desmanteló la estrategia de maximización petrolera auspiciadapor la PDVSA del gobierno anterior:

- Deteniendo la explotación perversa de los hidrocarburos de laFajabajo el esquema de Orimulsíón, sistema que envilecfa el es­quema de precios petroleros del país. Esta modalidad de explo­tación genera mucha actividad produce un combustible muycontaminante a un alto costo de producción y pocos beneficiostangibles.

- Cerró el proceso de desnacionalización denominado'Apertura'en sus distintas modalidades de Convenios de Operaciones yConvenios de Asociaciones, divulgándolo como la Segunda Na­cionalización Petrolera de Venezuela.

- y finalmente y congeló la expansión de los negocios bajo la lla­mada lnternacionalización.

ParaVenezuela el mantenimiento de su estrategia petrolera actualesun verdadero reto. ya que para sea exitosa en su totalidad. se necesi­ta que los precios petroleros se mantengan a los niveles actuales o con­tinúen creciendo. Le favorece la percepción de una pronta llegada alpico mundial de producción mientras que le perjudicarla la aparición yutilización en gran escala de fuentes alternas de energía de recientearranque como lo constituyen los desarrollos acelerados de losbio-combustíbles y los bío-díesel. La búsqueda de fuentes alternas de

energía continúa en todos los frentes debido a los atractivos que pre­senta el precio de un barril petrolero por encima de los 60 dólares.