Venezuela necesita una tercera Apertura Petrolera

Por Diego G. González Cruz

Rigurosamente, el proceso de Apertura petrolera en Venezuela comenzó oficialmente en el año 1967, con la Reforma Parcial de la Ley de Hidrocarburos, que tiene como antecedente el reemplazo de la política de no más Concesiones (Constitución de 1961, artículo 97), iniciada en el trienio 1945-1948, y continuada a partir de 1959.

En la Exposición de Motivos de la Reforma se comienza aclarando (…) que para llevar adelante las actividades petroleras a través de la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP) o de otras empresas del Estado, se concibió una nueva figura jurídica, la cual se ha dado en llamar “Contratos de Servicios” figura esta diferente a la Concesión que confiere al particular un derecho real inmueble sobre el yacimiento.

Además, diferencia también los “Contratos de Servicios” de las concesiones, la intervención operativa y la participación económica del Estado que se aspira sea superior en los primeros…1 La Reforma quedó plasmada en el articulo 3ro. Literal b) de la misma: (…) A los organismos antes mencionados estará permitido, para la realización de tal ejercicio, celebrar convenios y promover empresas mixtas y formar parte de ellas, siempre que los términos y condiciones que se estipulen en cada Contrato sean más favorables para la Nación que los previstos para las concesiones en la presente Ley.

Estos convenios no conferirán derechos reales sobre los yacimientos… Vale destacar que esta reforma no elimino la figura de la concesión, que sigue apareciendo en ese Art. 3ro. (Parágrafo tercero). Como se observa en la Reforma de la Ley de Hidrocarburos de 1943, aparecieron los términos “Convenios”, “Contratos” y “Empresas Mixtas” que veremos más adelante. Promulgada la Reforma de la Ley en 1967, en 1968 la CVP publicó la Bases para celebrar dichos Contratos. 18 compañías participaron con 11 ofertas.

Finalmente en 1971 se suscribieron tres Contratos con la Occidental de Venezuela, uno con la Compañía Shell de Venezuela (Shell Surca) y uno con la Mobil Oil Company de Venezuela (Mobil Maracaibo) en cinco Bloques del Sur del Lago de Maracaibo2 . La Occidental anunciaría sus hallazgos de petróleo en 1972/1973. Para 1973 se habían abandonado 13 pozos exploratorios de los Contratos de Servicios. En 1974 Shell renunció a su Bloque, y la Occidental renuncia a uno de sus tres Bloques. En 1974 la Mobil tendría éxito en su Bloque 3 .

Así terminan las actividades de los Contratos de Servicios, ya la estatización de la Industria Petrolera Nacional (IPN) era un hecho. 1 Dr. Bendahan, Daniel (1969) La Legislación Venezolana sobre Hidrocarburos (pág. 151 y siguientes), Empresas el Cojo, Caracas. 2 Vallenilla, Luis (1998), “Auge, Declinación y Porvenir del Petróleo Venezolano”, 3ra. edición, Ediciones Porvenir (Pág. 322 y siguientes). La 1ra. edición fue de Tiempo Nuevo en 1973, Caracas. 3 Martínez, Aníbal R. (2005), “Cronología del Petróleo Venezolano”, 9na. edición, Fundación Juan José Aguerrevere, Colegio de Ingenieros de Venezuela. BP 164

A partir del 1ro de enero de 1976 comienzan a operar las 14 empresas estatizadas, coordinadas por el “Holding” Petróleos de Venezuela, S.A., PDVSA, que se reducirían a tres para convertir al “Holding” en una operadora a partir de 1998. En la Ley que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos, su polémico Art. 5to dejaba una “ventana abierta” para la participación del capital privado en la Industria Petrolera Nacional (IPN): este señalaba (…) El Estado ejercerá las actividades señaladas en el artículo 1ro de la presente Ley directamente por el Ejecutivo Nacional o por medio de entes de su propiedad, pudiendo celebrar los convenios operativos necesarios para la mejor realización de sus funciones, sin que en ningún caso estas gestiones afecten la esencia misma de las actividades atribuidas.

En casos especiales y cuando así convenga al interés público el Ejecutivo Nacional o los referidos entes podrán, en el ejercicio de cualquiera de las señaladas actividades, celebrar convenios de asociación con entes privados con una participación tal que garantice el control por parte del Estado y con una duración determinada. Para la celebración de tales convenios se requerirá la previa autorización de las Cámaras en sesión conjunta, dentro de las condiciones que fijen, una vez que hayan sido debidamente informadoras por el Ejecutivo Nacional de todas las circunstancias pertinentes.

Tendrían que pasar 16 años para que ese Art. 5to comenzara a ponerse en práctica. El PODE 2011 (pág. 75) presenta la relación de todo el proceso de Apertura. En la 1ra Ronda (1992) se otorgaron tres Campos, en la 2da Ronda (1993) 11 Campos, y en la 3ra Ronda (1997) 18 Campos, además se entregarían tres Campos para ser operados por las Escuelas de Petróleo de las tres universidades donde hay las carreras de petróleo, geología y geofísica.

Una excepción fue el Campo Boscan (ahora Boscanven) que la filial Maraven lo negoció con Chevron para su operación en 1996. Esos Campos otorgados serian operados por el sector privado durante 20 años. Ocurriría también la firma por el Congreso Nacional de las cuatro exitosas Asociaciones Estratégicas de la Faja del Orinoco (1993-1999), bajo la figura mundialmente conocida como de “Profit Sharing Agreements”, donde el dueño del recurso tiene que correr con un porcentaje de las inversiones y gastos-CAPEX y OPEX).

Finalmente se licitarían 10 áreas, se recibieron ofertas para ocho y se asignarían cuatro áreas bajo la figura de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, también como “Profit Sharing Agreements”. La Ceiba en occidente, operada por Mobil, pasó luego a ser 100% operada por PDVSA, y las tres del Delta del Orinoco se conformaron como Empresas Mixtas (las conocidas Empresas Mixtas Costa Afuera). De las razones que tuvo el gobierno para cancelar los Convenios era que estos no pagaban regalías, nada más absurdo, porque el petróleo que producían no les pertenecía, se lo entregaban totalmente a PDVSA.

También que no pagaban ISLR, algo elemental porque si no obtenían ganancias antes del ISLR en algunos años, como iban a pagarlo. Otra excusa fútil fue que los Convenios no cumplían con los recortes ordenados por la OPEP, cuando eso era una decisión de Pdvsa, que produjeran más o menos. En 2005 el Ministerio de Energía comenzó a estudiar la extinción de dichos Convenios, y en 2006 le dio instrucciones a Pdvsa para finiquitarlos, y pasar a la figura de Empresas Mixtas, hecho aprobado por la Asamblea Nacional, el 31 de marzo de 2006, incluido la forma que iban a tener los nuevos Contratos, apareciendo en la Gaceta Oficial No. 38.410.

Los activos de las empresas en Convenios pasaron a las Empresas Mixtas. En esa fecha se formaron 21 Empresa Mixtas. El 26 de febrero de 2007, por Decreto 5.200, con Rango, Valor y Fuera de Ley, las Asociaciones Estratégicas de la Faja del Orinoco y los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, pasaron a ser Empresas Mixtas. 11 de las empresas que operaban en la Faja migraron a la nueva figura, se negaron a hacerlo ExxonMobil en Cerro Negro y ConocoPhillips en Petrozuata, lo que originó los arbitrajes conocidos, que perdió la estatal.

Un caso aparte fue lo ocurrido con la Orimulsión® que en 2001 el gobierno firmó un acuerdo de cooperación en materia de Orimulsión® entre Bitúmenes del Orinoco Bitor  la china Cnodc filial de Cnpc; se constituiría la empresa Sinovensa, después en 2008 se crearía Petrolera Sinovensa, S.A. para producir crudos de la Faja. Por decisión del Ministerio de Energía en 2006 BP 164.

El 8 de octubre de 2017  cesó la producción de Orimulsión®, produciéndose agrias discusiones con las empresas que usaban el producto para la generación de electricidad en varios países. Pdvsa, en algunos casos, tuvo que suplir fueloil en reemplazo de la Orimulsión®. El proceso de Apertura se completó con la asignación de tres Bloques en la Plataforma Deltana, y cinco Bloques en Paraguaná (Proyecto Rafael Urdaneta).

A la fecha el único Bloque exitoso (produciendo) es Cardón IV, operado por ENI y Repsol, porque de la Plataforma Deltana todavía no sale un pie cubico de gas. El gobierno continúa deshojando la margarita con el antiguo Cristóbal Colon, hoy el Mariscal Sucre, así con la firma de memorándum de entendimiento con Gazprom, Galp, ENI y Petronas para evaluar el área costa afuera de la Blanquilla-Tortuga. Después, hubo entrega de decenas de campos a “dedo”4 y otras entregas menores.

Detalles del proceso de “Apertura” se puede leer en el excelente libro del colega Franco D’Orazio: Análisis económico aplicado a la industria petrolera (2007), Editorial Libros en red5 . El día después: Para rescatar y relanzar la Industria Petrolera Nacional, que es mucho más que Pdvsa, se tendrá que retomar el proceso de Apertura, esta vez definiendo muy bien la figura de los “Production Sharing Agreements-PSA” (el dueño del Recurso no aporta Capital ni Gastos, y solo recibe un % de las ganancias, que se acuerda para cada Contrato).

En la nueva legislación de hidrocarburos, y en el plazo muy corto mientras tanto usar la figura de los “Contratos” señalados en el Art. 25 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos-LOH vigente (2006), y porque no la figura de las Empresas Mixtas (Art. 22 de la LOH), con voluntad política y dejando a las empresas particulares trabajar, y la CVP reactivada en 2003, que cumpla con el objetivo para lo cual se formó: (…) una filial de propósitos especiales que tendrá bajo su responsabilidad la administración y control de todos los negocios con terceros Estaba claro, una empresa administradora no una operadora.

Y por supuesto, la Casa Matriz dejando de ser operadora en el menor tiempo posible. Así también aplicar los Arts. 57 y 58 de la LOH para permitir que las E.M. comercialicen el crudo que produzcan. Los particulares aceptarían con gusto recibir el 49% de su participación en las E.M., pero que los dejen trabajar independientemente. A continuación paso a transcribir las propuestas que hemos hecho desde el Centro de Estudios de Energía de Venezuela (CEEV) de Cedice-Libertad, que ofrecimos al país y al mundo para discusión, y que próximamente presentaremos en un Conversatorio en este Centro de Libertad.

En Exploración y Producción hay oportunidades principales, a corto y mediano plazo, aun con la legislación actual. A corto plazo: a. Proceder a desarrollar las reservas probadas no desarrolladas de petróleo (32,084 millardos de bls.) y gas (163,3 tcf). Estas reservas de petróleo y gas no desarrolladas son más que 4 Barriles de Papel # 90, “Viva la Soberanía y la Independencia” 5 Franco D’Orazio: http://www.librosenred.com/autores/francodoraziopessia.htmlhttp://www.librosenred.com/autores/francodoraziopessia.html BP 164 .

Las reservas probadas de México, Brasil, Ecuador, Colombia y Perú sumadas. Más detalles en el Cuadro No. 1. En estas reservas probadas no desarrolladas, están incluidos los miles de pozos inactivos, clasificados por el Ministerio de Petróleo y Minería como “Cerrados Capaces de Producir”, que habrá que reemplazar por pozos con nuevas tecnologías de perforación y producción. Cuadro No. 1 Reservas Probadas Desarrolladas y no Desarrolladas Tipo de Crudos Total Reservas Probadas Total Reservas Desarrolladas % de Desarrolladas Cifras en millardos de barriles 2016 Gas humedo 2 1 50,0 Condensados 2.497 535 21,4 Liviano 10.743 1.711 15,9 Mediano 9.538 1.911 20,0 Pesados 18.217 4.755 26,1 Total Convencionales 40.997 8.913 21,7 Faja del Orinoco 261.253 4.031 1,5 Reservas totales 302.250 12.944 4,3 Gas Natural, tcf 202,7 39,4 19,4

Fuente: Informe de Gestión PDVSA 2016, y cálculos propios. b. Otorgar los Contratos de Servicio a particulares necesarios para operar algunas áreas y para toda la actividad de servicios de infraestructura de las operaciones. c. Otorgar los permisos necesarios a los particulares nacionales e internacionales para la recolección, procesamiento y venta del gas natural asociado producido. Para lo anterior habrá que revisar los precios del gas en el mercado interno. d. Aumentar el factor de recobro de los yacimientos. Hoy están en promedio por debajo del 30% y a nivel mundial ya el promedio pasa del 50%. e. Otorgar los más de 600 Prospectos exploratorios existentes en tierra y costa afuera para su exploración y eventual desarrollo. f. Proceder a desarrollar las reservas no desarrolladas del Campo Faja del Orinoco.

A cada licenciatario se le permitirá el libre uso de algunas de las 17 tecnologías para explotarlas y BP 164 Algunas de las 6 formas para comercializar la producción de crudo y de gas natural, todo dentro de las Normas de Conservación de los Yacimientos y del Ambiente, que establezca el Ente regulador. Cada licenciatario decidirá qué hacer en su Bloque. En Gas Natural “aguas abajo” hay tres oportunidades principales, que permite la actual Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos: a. Otorgar los permisos necesarios para la construcción y mantenimiento de la infraestructura de transporte (gasoductos principales y secundarios) requerida para modernizar e incrementar la distribución de gas metano. b. Otorgar los permisos necesarios para la distribución y comercialización de gas por tubería en las principales poblaciones del país.

El “Proyecto Gas” tiene identificados los requerimientos de cada población. c. Otorgar los permisos necesarios para el almacenamiento y distribución del “gas de bombona” (GLP). En Mercado Interno la oportunidad obvia es otorgar los permisos que requieran los empresarios particulares para llenar el país de estaciones de servicio y conveniencias. Para ello habrá que revisar los precios de los combustibles en el mercado interno.

En Comercio y Suministro la oportunidad es otorgar los permisos que se requieran para que los particulares, nacionales y extranjeros, puedan comercializar crudos y productos, tanto a nivel nacional como internacional. Así, en Adiestramiento en materias de hidrocarburos y de energía en general hay muchas oportunidades. Venezuela se puede convertir en el “hub” de esta actividad para América Latina.

Paralelamente: a. Se requerirá que desde el gobierno nacional se envíen al mundo señales de estabilidad y legalidad que generen confianza. Se debe satisfacer a cabalidad los compromisos contractuales con los socios, para evitar demandas y hacer frente a los crecientes arbitrajes, situación que además de afectar el prestigio y la seriedad de Venezuela, impacta la productividad de la industria petrolera. b. Dar los pasos necesarios para impulsar la Industria Petrolera Nacional (IPN), en todas las fases del Negocio: Exploración y Producción (EyP), Manufactura (refinación, mejoramiento y procesamiento), Gas Natural, Comercio nacional e internacional, y Negocios en el Exterior; considerando que en la legislación actual solo las actividades de EyP están reservadas al Estado. c. Promover la creación de empresas privadas para industrializar las corrientes de refinación, así como nuevas petroquímicas.

Habrá que revisar, dentro de la Ley, aquellos acuerdos internacionales que sean lesivos al país. e. Dar los pasos necesarios para comenzar el proceso de ajustes del precio de todos los combustibles, y la revisión de la política de subsidios. f. Es necesario revisar la relación Estado-Sociedad con respecto a la renta que produce la actividad de los hidrocarburos, para que esta vaya directamente a los ciudadanos. El excedente económico que se origine en la actividad de hidrocarburos, que corresponde a la Nación, será destinado totalmente a la creación de un FONDO, que será el Fondo de Ahorro, Patrimonio e Inversión de los venezolanos6 .

Su rendimiento será asignado directamente a cada venezolano a través de cuentas individuales. Los ciudadanos y las empresas de la Apertura pagarán los respectivos Impuestos sobre la renta de esos ingresos. El Fondo será administrado en forma autónoma por una representación calificada de venezolanos, y su administración estará en manos de entes financieros nacionales e internacionales de la máxima solidez. El Estado debe vivir de los ciudadanos y no al revés. g. Se deberán revisar los Acuerdos y Convenios bilaterales y acondicionarlos a los mejores intereses de la República. h. Iniciar los procesos para modificar la legislación en materias de hidrocarburos para facilitar la ejecución de los puntos antes mencionados. i. Promover el desarrollo de las ciencias y tecnologías, creando oportunidades para la investigación y desarrollo en todas las fases de los sistemas de oferta y demanda de los sistemas energéticos Caracas.

08 de octubre de 2017 Diego J. González Cruz, PE. Senior Associate E&P and Natural Gas GBC Global Business Consultants (www.gbc-laa.com) Miembro de la Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat Fundador y Ex Presidente del Centro de Orientación en Energía (COENE

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