Sobre los Convenios de Servicios Operativos
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DE ENERGÍA Y PETRÓLEO PLENA SOBERANÍA PETROLERA: LOS CONVENIOS OPERATIVOS INFORME DIRIGIDO A LA ASAMBLEA NACIONAL POR MEDIO DE LA COMISIÓN PERMANENTE DE ENERGÍA Y MINAS SOBRE LA POLÍTICA DE MIGRACIÓN DE LOS CONVENIOS OPERATIVOS A EMPRESAS MIXTAS Marzo de 2006 “Con la Apertura en los años noventa se produjo un verdadero asalto al petróleo venezolano, un asalto coordinado por algunas instituciones internacionales de los países consumidores y las grandes transnacionales de siempre. Bien planificado y diseñado por lo demás, a Petróleos de Venezuela se le asignó el papel de Caballo de Troya, un papel que una meritocracia transnacionalizada estaba más que dis­ puesta a asumir. Así, la esencia de la Apertura Petrolera puede resumirse en pocas palabras: La globalización del recurso natural. Éste ya no sería nacional sino que estaría a la libre disposición de los poderosos países consumidores presentándose como los dueños del Globo. ” Ingeniero Rafael Ramírez Ministro de Energía y Petróleo Presidente de Petróleos de Venezuela, S. A. Alocución a la Comisión Especial de la Asamblea Nacional 25 de Mayo de 2005 PLENA SOBERANÍA PETROLERA 1 SOBERANÍA PERMANENTE SOBRE LOS RECURSOS NATURALES En 1962 la Asamblea General de las Naciones Unidas aprobó la Resolución 1803 referente a la Soberanía Permanente sobre los Recursos Naturales en la cual los países del Tercer Mundo –dependientes, semi­colonias o colonias– manifestaron su derecho no sólo a la independencia estatal, sino también a ejercer su soberanía sobre todos y cada uno de los recursos naturales que compusieran el territorio nacional. Entre éstos se destacaban, desde luego, los hidrocarburos, los que las antiguas potencias coloniales pretendían seguir controlando mediante un sistema concesionario sujeto no al derecho nacional, sino al así llamado Derecho Internacional de las Naciones Civilizadas, el Derecho Privado y a Cortes Internacionales. En Venezuela, sin embargo, la situación era muy distinta. Con su independencia de vieja data, el sistema concesionario venezolano se regía por el derecho nacional y cualquier disputa tenía que ventilarse, obligatoriamente, ante los Tribunales Nacionales competentes sin que, en ningún caso, pudiera dar lugar a reclamaciones extranjeras. Más, con la Reforma Petrolera de 1943, a las concesionarias se les obligó a reconocer, explícitamente, también los derechos soberanos que asistían al Estado venezolano en materia impositiva. Así, con ésta no sólo se aumentó la tasa de regalía mínima a un sexto (16,67%) –el promedio, antes de la Reforma, era apenas de 9%– sino que también entró en vigencia este mismo año la primera Ley de Impuesto sobre la Renta. Este ejercicio permanente de los Derechos Soberanos del Estado venezolano llevó estas tasas impositivas hasta llegar a 72% en 1975. Así, Venezuela, por treinta años, sirvió de ejemplo a todos los demás países exportadores de petróleo y particularmente a los países miembros de la OPEP, en el ejercicio de su soberanía, en el desarrollo de su régimen fiscal petrolero y éstos sólo se equipararon con Venezuela, colectivamente en 1973, con la así llamada Revolución de la OPEP. Con esta Revolución, los países consumidores tuvieron que aceptar, no sólo los derechos soberanos en materia impositiva, sino el derecho soberano que asistía a los países exportadores de regular la producción y, por ende, los precios del petróleo, por tratarse de un recurso natural agotable y, más aún, no renovable. Este derecho, hasta aquel entonces lo había ejercido, internacionalmente, el famoso Cártel Internacional del Petróleo –las ‘Siete Hermanas’– en cooperación con las autoridades gubernamentales estadounidenses quienes lo ejercían directamente dentro de los EEUU. Venezuela, por su parte, lo venía reclamando para sí desde los años cincuenta, pero sin tomar acciones decisivas; y desde la fundación misma de la OPEP, Venezuela abogaba dentro de esta Organización para que asumiera, colectivamente, el control sobre la producción. Evidentemente, si bien se trataba de un derecho soberano nacional, su ejercicio efectivo necesitaba de la cooperación de todos los países exportadores de importancia. Pero los demás países miembros de la OPEP, hasta 1973, estaban todavía sujetos a un sistema concesionario de origen colonial. La OPEP, fundada en 1960, se convirtió en un organismo intergubernamental de Estados verdaderamente soberanos sólo en 1973: era ésta la esencia de la Revolución de la OPEP. Era ésta la nacionalización de facto, a la cual siguió la nacionalización de jure. Desde esta retrospectiva histórica, lo que pasó en Venezuela después de la nacionalización de la industria petrolera, en los estertores de la IV República pareciera inconcebible. De haber sido la abanderada del derecho soberano de controlar la producción, una vez que éste se plasmó, en los años ochenta, en un sistema de ‘cuotas OPEP’ –un sistema que Venezuela ya había intentado de imponer en los años sesenta– pasó a ser la abanderada de la tesis de ‘globalización’ del recurso natural y, por ende, de un sistema de cuotas manejado, de nuevo, por los poderosos países consumidores, pero ahora a través de la Organización Mundial de Comercio (OMC): todo el accionar político y las presiones de los poderosos países consumidores que jamás mencionan a la OPEP sin calificarla de ‘cártel de productores’, sugiriendo que como tal podría tratarse de una organización ilegal, apunta en esta dirección. De esto se trata la confrontación mundial del petróleo, el derecho soberano de los países productores al manejo de sus recursos naturales en beneficio de sus pueblos versus el interés expropiatorio de los grandes países consumidores de depredar nuestros recursos en beneficio de sus economías industrializadas. La IV República había declinado nuestros derechos soberanos al favor del interés de los países consumidores por intermedio de la política de “Apertura Petrolera”. Al mismo tiempo, luego de una larga lucha política que se inició en Venezuela con el siglo XX hasta la nacionalización en 1976, por aumentar y utilizar el valor del recurso natural al servicio del desarrollo nacional, una lucha compartida al fin y al cabo por los más variados regímenes políticos y todas las fuerzas políticas nacionales; Venezuela se convirtió en la abanderada de la tesis neo­liberal que atribuye al recurso natural ningún valor. En consecuencia, a partir de los años noventa, los últimos gobiernos de la IV República y su clase política representada de forma mayoritaria en el antiguo Congreso nacional, desmantelaron de manera sistemática el régimen fiscal petrolero, el cual había surgido, precisamente, de la experiencia adquirida a lo largo de aquellos sesenta años y era un ejemplo para todos los países de la OPEP. No es casual que este desmantelamiento se produjera en medio de la terrible crisis económica­social que estremeció nuestro país en esos años. En el desarrollo de la política neoliberal que se impuso a nuestro pueblo, el capital transnacional y sus socios locales necesitaban capturar el máximo de la renta petrolera. ¿Cómo puede explicarse semejante cambio en nuestra política petrolera, un cambio de rumbo de ciento ochenta grados? ¿Cuál fue el instrumento del que se valió el interés transnacional para impulsar la Apertura Petrolera? El punto de quiebre, obviamente, fue la nacionalización con la cual culminó la política petrolera nacional de larga data. La génesis de la empresa nacional, Petróleos de Venezuela, ya prefiguraba su captura y lo que sería su triste papel de caballo de Troya en contra del interés nacional, lo que el doctor Pérez Alfonzo llamó “La nacionalización chucuta”. El hecho es que la dirigencia política de entonces se había vuelto autocomplaciente. Hace mucho tiempo ya que había abandonado por completa la idea de una distribución popular de la renta petrolera; y ahora, más cuantiosa que nunca, ésta era más que suficiente para acomodarse. Y lo más fácil era entregar a la nueva empresa nacional, Petróleos de Venezuela, S. A., al tren ejecutivo formado por las transnacionales. ¿Por qué complicarse la vida y seguir adelante con la Corporación Venezolana de Petróleo (CVP), la empresa nacional creada en 1960, auténticamente venezolana, un instituto autónomo controlado por el entonces Ministerio de Minas e Hidrocarburos? Más aún, ¿por qué no dejar de una vez la política petrolera misma en manos de ese tren ejecutivo? Y así se hizo, y un tren ejecutivo con mente transnacionalizada tomó control de la empresa nacional y, de manera gradual, de la política petrolera nacional. Para lo cual se desarrolló una política de desmontaje de todos los mecanismos de control del Estado venezolano y, en particular, del Ministerio de Energía y Minas, tradicional asiento institucional del recurso natural de propiedad nacional. Éste había tenido como norte valorizar el recurso natural sin negar, sin embargo, la legitimidad de la ganancia; en cambio, el norte del nuevo ente administrador y regulador, era la ganancia del inversionista además de negar la legitimidad del dueño del recurso natural y de su aspiración a una renta. El cambio radical que se pudo observar, en consecuencia, se explica por la claudicación de la clase política dirigente de la IV República, sus partidos y sus instituciones, ante el interés trasnacional y sus socios locales, delegando de manera cómplice e irresponsable la conducción de la política petrolera a la élite tecnocrática petrolera. Así, es el cambio en los actores institucionales lo que iba a determinar la política petrolera nacional. Este cambio, desde luego, sólo fue posible porque el nuevo actor institucional se presentó como compañía petrolera nacional al servicio de los mejores intereses de la nación, y su existencia se debió al extraordinario éxito de la política petrolera de las siete décadas precedentes. Era, efectivamente, un caballo de Troya, y de un tamaño descomunal. Desde adentro, entonces, se implantó en los años noventa la política denominada de “Apertura Petrolera”, concebida por los poderosos países consumidores y sus compañías transnacionales. Esta élite tecnocrática al igual que aquella dirigencia política, estaba ansiosa de acomodarse –después del ascenso colectivo que se le concedió con la nacionalización– y estaban felices de poder vanagloriarse que alguna revista al servicio de la industria petrolera internacional calificaba a PDVSA como la empresa del Estado mejor administrada del mundo, y pre­ miaba a su presidente como el ejecutivo del año; se regocijaron calificándose, sin sentido del ridículo, como meritocracia; y se llenaban la boca con la cháchara sobre PDVSA que ya no era una simple y primitiva compañía petrolera nacional sino una moderna y sofisticada ‘corporación energética global’. La verdad era otra, y así lo demuestra cualquier análisis serio de las vertientes principales de lo que era, efectivamente, una política contrarrevolucionaria, a saber, la Privatización de PDVSA, la Internacionalización, las Asociaciones de la Faja y los Convenios Operativos. Este documento se concentra en estos últimos y en la política del gobierno revolucionario del Presidente Hugo Chávez de desmontarlos, de convertirlas en empresas mixtas conforme a lo establecido por el Decreto­Ley Orgánica de Hidrocarburos que entró en vigencia el 1º de enero de 2002 y, por ende, de renacionalizarlos en el ejercicio de la Plena Soberanía Petrolera. 1 LOS CONVENIOS OPERATIVOS: CONDICIONES ECONÓMICAS Y CONTRACTUALES En el Artículo 1º de la Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de Hidrocarburos (LOREICH), popularmente conocida como la “Ley de Nacionalización”, aprobada por el Congreso de la República en 1975, se establece en su primera parte que: Se reserva al Estado, por razones de conveniencia nacional, todo lo relativo a la exploración del territorio nacional en busca de petróleo, asfalto y demás hidrocarburos; a la explotación de yacimientos de los mismos; a la manufactura o refinación, transporte por vías especiales y almacenamiento; al comercio interior y exterior de las sustancias explotadas y refinadas, y a las obras que su manejo requiera, en los términos señalados por esta ley. En el Artículo 5º de la Ley, se estableció la posibilidad de que la empresa petrolera estatal celebrara convenios operativos con el sector privado, cuyo alcance era muy limitado: El Estado ejercerá las actividades señaladas en el Artículo 1º de la presente Ley directamente por el Ejecutivo Nacional o por 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. Sin embargo, la Meritocracia se valdría de estas últimas líneas, tan claras como inermes e inocuas, para iniciar, en 1992, su política de privatización de Petróleos de Venezuela, PDVSA. En tres rondas de licitación (1992, 1993 y 1997) y mediante una adjudicación directa (1995), procedió a la cesión de la actividad reservada por la LOREICH, utilizando una figura jurídica que se llamó oportunista y arbitrariamente Convenios Operativos. Como se demostrará más adelante, estos Convenios Operativos no eran los simples contratos de servicios contemplados por la Ley de Nacionalización sino, en violación flagrante a ésta, el outsourcing de la actividad reservada. Para convencerse de ello, basta recorrer el área de cualquiera de los treinta y dos convenios que existían para el 2005, firmados por PDVSA con el sector privado entre 1993 y 1997. [1] PDVSA brilla allí por su ausencia, mientras las empresas privadas exploran y producen. Para justificar en su momento ante la Comisión Permanente de Energía y Minas del Congreso Nacional la legalidad de esa política, los abogados de PDVSA, propios y contratados, alegaron básicamente dos argumentos. Uno, que el petróleo producido en ningún momento dejaría de pertenecer a la Nación. Al respecto, es importante acotar que la Ley de Nacionalización en su Artículo 1º y hasta en su pro­ pio nombre oficial –Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos– no se refería a la propiedad del petróleo sino a la actividad productiva. Obviamente, la propiedad, en cuanto a la actividad, no es esencial: Un panadero sigue siendo panadero aunque el pan que produzca no le pertenezca. Por otra parte, en cuanto a la actividad, los abogados de PDVSA alegaban que ésta sería supervisada y controlada por PDVSA. De nuevo, lo mismo se aplica al panadero que no es dueño de la panadería en la cual presta sus ‘servicios’ bajo la supervisión del dueño de la panadería: sigue siendo panadero. En realidad, la propiedad estatal del petróleo en cuanto a su esencia de recurso natural, tiene en Venezuela su origen en el Decreto que el Libertador dictó, desde Quito, el 24 de octubre de 1829; y la supervisión de las actividades productivas correspondientes, por parte del Estado y el ministerio correspondiente, era característico del régimen concesionario al cual se había puesto fin, precisamente, con la nacionalización. Con la nacionalización, además de conservarse, desde luego, la propiedad del recurso natural y la supervisión de las actividades productivas por parte del Estado, éste se reservó también las actividades productivas relacionadas. Sólo podrían ejercerse, por parte del sector privado, en asociación con la empresa del Estado, en casos excepcionales y previa aprobación del Congreso de la República, tal y como se estableció inequívocamente en la segunda parte del Artículo 5º: “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 [1] Véase lista anexa. Además hay tres Convenios Operativos firmados con Universidades Nacionales, en los cuales PDVSA tiene una mayoría accionarial. Estos Convenios se liquidarán igualmente para el 31 de marzo de 2006. 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 informadas por el Ejecutivo Nacional de todas las circunstancias pertinente”.. Pero la Meritocracia se impuso, y la reprivatización de la industria se inició bajo la forma engañosa de los Convenios Operativos, y bajo la sola dirección de la vieja PDVSA. A continuación se resume la realidad económica de estos convenios, además de sus características contractuales, aunque como veremos más adelante, no hay que perder de vista que todos los Convenios Operativos han sido ilegales desde el principio. 1.1 Primera Ronda 1992 – 1993 La Primera Ronda abarcó, en 2005, tres convenios operativos, los cuales producían unos 30 MBD. Las áreas entregadas variaban entre 5.540 km2 y 280 km2. Los campos entregados se calificaron de marginales y abandonados y fueron definidos, inicialmente por lo menos, en tres dimensiones; no se permitiría la exploración de nuevos estratos. Las contratistas se obligaron a cumplir con un programa mínimo de inversión. Se les iba a remunerar fundamentalmente por dos conceptos: un estipendio operativo (OpFee) que llevaba implícito la ganancia –su nivel inicial se determinó por licitación– y un estipendio de capital (CapFee) para recuperar en el tiempo el capital invertido. Pero la suma de los dos se sujetó a un estipendio máximo total (MTF: Maximum Total Fee), de manera que en ciertas circunstancias la recuperación del capital podría postergarse en el tiempo y, entonces, se pagaría en lo sucesivo y mientras que fuera pertinente, los intereses correspondientes. Esta estructura, a primera vista compleja, estaba concebida para simular la existencia de un convenio de servicios operativos. En realidad, a la larga lo único importante era el MTF, pues las contratistas iban a invertir en función del mismo, lo que por lo demás, era perfectamente previsible. El MTF, a su vez, estaba indexado de acuerdo con una cesta de crudos y productos que representaría, supuestamente, el valor del crudo producido. En consecuencia, a lo largo las contratistas iban a cobrar, simple y llanamente, un porcentaje del precio correspondiente. Así, el Convenio Operativo Guárico Oriental (Teikoku) iba a cobrar el 70% del supuesto valor de la producción, y Monagas Sur (Harvest­Vinccler) y Pedernales (Perenco) iban a cobrar el 54%. Sin embargo, la cesta es la misma en los tres contratos y se concibió en función de un crudo liviano. Pero, de hecho, solamente el Convenio Guárico Oriental (contrato otorgado por Corpoven, el cual fue el primero en activarse) produce crudo liviano, mientras que los otros dos (ambos otorgados por Lagoven) producen crudo pesado, de un valor de mercado mucho menor. En consecuencia, las remuneraciones en estos dos casos no representaron, en realidad, el 54% del verdadero valor de mercado, sino porcentajes mucho mayores, al extremo que, en cuatro oportunidades, en el Convenio Monagas Sur las remuneraciones a la contratista superaron el 100% del valor de los hidrocarburos producidos; lo mismo ocurrió en dos oportunidades en el caso del Convenio Pedernales. En definitiva, las remuneraciones a las tres contratistas promediaron, entre 1993 y 2005, 77% del valor de la producción. Pero téngase presente que desde el 1º de enero de 2005, mediante un Instructivo fechado el 12 de abril de 2005, el Ministerio de Energía y Petróleo impuso como límite a los pagos en cada uno de los Convenios Operativos, el 66 2/3% de su valor de mercado. De manera que PDVSA, desde el 1º de enero de 2005, dejó de sufrir pérdidas en cualquier caso, además de disponer del margen necesario para pagar la regalía a la tasa vigente de 30% y para cubrir los gastos administrativos de los convenios, estimados prudentemente en un 3 1/3%. 1.1 Segunda Ronda 1993 – 1995 La Segunda Ronda se conformó, en 2005, de once convenios operativos, los cuales producían unos 200 MBD. Las áreas entregadas variaban entre 8.980 km2 y 215 km2. Los campos entregados se calificaron como campos marginales inactivos mas no abandonados, y ya fueron definidos en dos dimensiones, es decir, nada más por su superficie, con lo cual se concedió también el derecho a explorar nuevos estratos más profundos. La remuneración a las contratistas promedió 59% de los precios contractuales. En este caso, éstos se determinan por tres fórmulas distintas, para crudo liviano, mediano y pesado, respectivamente. Al igual que en la Primera Ronda, las contratistas se obligaron a cumplir con un programa mínimo de inversión, y el parámetro de licitación fue el OpFee. Pero, adicionalmente, en la Segunda Ronda varios de los convenios establecen ‘incentivos’, porcentajes fijos del valor del barril, que se empiezan a pagar al alcanzar la producción acumulada un determinado nivel. ¡Se trata de una verdadera innovación! Tradicionalmente, por más de 145 años de producción petrolera, en el mundo entero se ha podido observar la práctica de que en los contratos petroleros, se estipulaba el pago de bonos al alcanzar la producción acumulada ciertos niveles. Estos bonos, invariablemente, los pagaba el productor, al dueño del recurso natural, puesto que la producción acumulada confirmaba la excepcional riqueza de sus yacimientos. La Meritocracia, en cambio, argüía al revés: La producción acumulada reflejaría la excepcional destreza de la contratista la que, en consecuencia, bien merecía una recompensa especial. Peor aún, estos incentivos no estaban limitados siquiera por el estipendio máximo total (MTF), con consecuencias a veces absurdas: pues el pago total al contratista, en ciertas condiciones, excedería el valor total de la producción. 1.2 Una Adjudicación Directa: 1995 Este convenio operativo se destaca, en primer lugar, por el hecho de que en el momento de firmarse en 1995 estaba produciendo unos 80 MBD. En la actualidad produce unos 110 MBD lo que lo convierte, con creces, en el convenio operativo más importante de todos. En segundo lugar, este convenio se entregó por adjudicación directa, sin pago alguno de un bono o algo por el estilo a favor de la República. El área entregada, de 628 km2, cubre todo el yacimiento. En tercer lugar, tiene una estructura contractual diferente, y muy peculiar. El estipendio operativo, supuestamente, sólo refleja los costos reales. Luego, se fijó por separado, una ganancia por barril de 0,35 US$ para el primer año de operaciones; de 0,50 US$ para el segundo; de 0,75 US$ para el tercero; y finalmente de 1,32 US$ indexado para el resto del tiempo de vigencia del contrato de acuerdo con el precio del último trimestre de 1995. El resultado práctico es, sencillamente que la ganancia siempre representaría un 16,5% del precio definido en el convenio. Sin embargo, en este caso también hay problemas con ese precio convencional: sólo se refiere al Boscán que se vende como tal, como crudo asfáltico, pero no al Boscán que se mezcla y que se vende a un precio muy inferior, el cual representa un porcentaje muy sustancial del total. La ganancia garantizada puede llegar así, posiblemente y en el promedio, a un 25% del precio real. En cuarto lugar, es éste el único convenio operativo en el cual se prevé que la contratista recupere, durante los últimos diez años de la duración del convenio, el 100% del capital invertido, independientemente de la ganancia convenida. En definitiva, en este convenio PDVSA asumió todos los riesgos, y la contratista ninguno. 1.3 Tercera Ronda: 1997 Los 17 Convenios Operativos que quedaron de la Tercera Ronda para 2005, producían unos 170 MBD. Las áreas entregadas variaban entre 428 km2 y 40 km2. Los campos entregados se calificaron como campos marginales activos y producían, en el momento de otorgarse, unos 50 MBD. En principio, también iban a durar veinte años. Sin embargo, se les entregó, además, áreas nuevas para fines de su exploración, por un período hasta de siete años y luego, en caso de éxito, las contratistas podrían conservarlas por otros veinte años más. En esta ronda, el parámetro de licitación fue un bono, el así llamado ‘Factor de Valorización’ (FDV). Éste sumó 2,2 MMMUS$. La estructura de remuneración se revisó radicalmente. Se pagaría un estipendio base que reflejaría simplemente los costos operativos reales de la producción base. Ésta estaba definida por la producción previamente existente, la cual se iba a reducir en el tiempo de acuerdo con cierto porcentaje representando el agotamiento natural de los pozos, en el supuesto que no hubiera inversión nueva alguna. Además, se pagaría un estipendio incremental por la producción por encima de la producción base, resultado de nuevas inversiones efectuadas por las contratistas. Éste tiene dos componentes: Uno, los costos reales incurridos y, dos, un porcentaje de la producción incremental relacionado con la rentabilidad de la inversión. Sin embargo –hecho notable que se explicará más adelante– antes de calcularse este porcentaje, a la producción incremental se le resta la regalía a la tasa establecida por la legislación vigente (además de un muy pequeño porcentaje por concepto de costos administrativos de PDVSA). El resultado era entonces básicamente el siguiente: A la contratista se le remuneraba, como mínimo, con el valor del 30% de la producción incremental y, como máximo, con el valor del 83,33% de ésta. El porcentaje variaría en función de la rentabilidad de la inversión. Empero, con el incremento de la tasa aplicable de la regalía con la nueva Ley Orgánica de Hidrocarburos, de 16,67% al 30%, el porcentaje en cuestión sólo variaría, desde entonces, entre 30% y 70%, lo que tuvo un impacto real muy significativo. El promedio histórico ha sido 55%, a favor de las contratistas. 3 LA PARTICIPACIÓN FISCAL Hasta ahora sólo se ha considerado el reparto del producto entre PDVSA y las contratistas. Falta por considerar el impacto de los convenios operativos sobre el ingreso fiscal, a través del impuesto sobre la renta, la regalía y el impuesto de exportación (el así llamado valor fiscal de exportación). 1.2 Impuesto sobre la Renta El primer hecho a resaltar con respecto al impuesto sobre la renta es que, a la par de que los convenios operativos simulaban ser simples contratos de servicios y no productores de petróleo frente a la Ley de Nacionalización, también pretendieron ser simples contratos de servicios frente a la Ley de Impuesto sobre la Renta, de manera que la tasa aplicable no sería la petrolera, entonces de 67,7% (hoy 50%), sino la no­petrolera, entonces de 30% (hoy 34%). De la misma manera como la vieja PDVSA había venido desmantelando al Ministerio de Energía y Petróleo, también había venido desmantelando las estructuras de control sobre el impuesto sobre la renta. En particular, en 1986, se eliminó la ‘Comisión de Enlace entre el Ministerio de Hacienda y el Ministerio de Energía y Minas’ que venía funcionando desde la época de las concesiones. Luego, al crearse en 1994 la nueva autoridad en la materia, el SENIAT, en sustitución a la Dirección General de Rentas del Ministerio de Hacienda, la Meritocracia impidió activamente que ésta tuviera una Dirección de Petróleo. En consecuencia, los Convenios Operativos se fiscalizaron regionalmente de acuerdo a las sedes legales de las compañías, sobre el trasfondo de una desinformación sistemática e institucional. Más, la Ley de Impuesto sobre la Renta se había reformado en los años noventa, de manera que brinda a las contratistas un amplio y absurdo margen de maniobra para minimizar, y hasta llevar a cero, el pago de ese impuesto. En particular, se introdujo el concepto de pérdidas cambiarias, basado no en la pérdida real que pueda sufrir quien trae divisas a un tipo de cambio y luego tiene que volver a pagarlo a otro; no, se aplica siempre a la deuda total y no a la parte amortizada en el mismo año. Así, a lo largo de los años algunas compañías acumulaban ‘pérdidas cambiarias’ que representaban varias veces el monto del préstamo original. Peor, jamás tuvieron pérdidas algunas por este concepto, por lo menos no frente al dólar, pues hasta 2004 todos los pagos se hicieron en dólares, de manera que aquellas pérdidas eran el resultado de manipulaciones contables, de transformar en el papel los dólares en bolívares, y luego los bolívares en dólares. La situación sólo cambió una vez derrotada la Meritocracia a raíz del Sabotaje Petrolero. En junio de 2003, se creó por Decreto Presidencial una ‘Comisión Interministerial para la Supervisión del Régimen Fiscal Petrolero’, presidido por el Ministerio de Energía y Petróleo y con la participación de representantes del Ministerio de Finanzas, el BCV y el SENIAT. Luego, en septiembre de 2004, el SENIAT creó una ‘División de Fiscalización de Minas e Hidrocarburos’. Es ésta División la que, al revisar la situación, llegó a la conclusión que desde el punto de vista de la Ley de Impuesto sobre la Renta, las contratistas eran productoras de petróleo. En efecto, sus ingresos varían esencialmente con los volúmenes y precios, es decir, en función de la producción de petróleo. Por lo tanto, la tasa aplicable no era la tasa no petrolera, sino la tasa petrolera, y ésta ya se está aplicando en estos momentos a todos los períodos fiscales todavía abiertos, es decir, de 2001 al presente. En 2001, la tasa petrolera estaba todavía en 67,7%; desde 2002, ésta está en 50%. Pero nunca se recuperarán las pérdidas fiscales sufridas desde 1993 a 2000. 1.4 Regalía Formalmente, en todos los Convenios Operativos la regalía la pagaba PDVSA. En cuanto a la Primera Ronda, PDVSA y el entonces Ministerio de Energía y Minas acordaron en la trastienda una tasa de regalía de uno por ciento, con el argumento de tratarse de campos marginales abandonados. Típicamente, se estableció así el precedente de que la ganancia tendría prioridad sobre la regalía. Ello, posiblemente, puede ser un punto de vista válido en un país consumidor, pero no en un país exportador. Para éste, cada barril tiene que generar no sólo una ganancia para el inversionista, sino también una justa remuneración para el dueño del recurso natural y luego una ganancia para el inversionista. Si no puede cumplirse con el primer criterio, lo conveniente es que el barril se guarde –gratuitamente, por cierto– bajo tierra. Al fin y al cabo, se trata de un recurso natural agotable y, más aún, no renovable. En la Segunda Ronda, por tratarse de campos inactivos mas no abandonados, sí se mantuvo la tasa de regalía usual de la Ley de Hidrocarburos entonces vigente, es decir, un sexto. Sin embargo, en seis de los once Convenios Operativos de esta ronda se incorporaron incentivos, los cuales se iban a activar al alcanzar la producción acumulada ciertos niveles. Se incorporó así, un mecanismo que iba a conspirar en el tiempo, en contra de la tasa de regalía existente. En efecto, PDVSA ya estaba preparando, desde 1996, un nuevo arreglo a trastienda con el entonces Ministerio de Energía y Minas –el ‘Proyecto Araguaney’– para reducir generalmente la tasa usual de regalía a cinco por ciento (la cual, desde luego, seguiría siendo flexible hacia abajo). De allí se explica que en la Tercera Ronda, la regalía se deducía a la tasa legal vigente – y no a una tasa contractualmente acordada– de los estipendios por pagar. En otras palabras, jurídicamente la regalía la pagaba PDVSA, pero económicamente la pagaban las contratistas. La expectativa de entonces era que la tasa legal iba a bajar. Nadie consideraba la posibilidad de que, al revés, podría subir, como ocurrió con el Decreto­ Ley Orgánica de Hidrocarburos que entró en vigencia en 2002 estableciendo una tasa de regalía de 30%, en el marco de la política petrolera impulsada por el presidente Chávez. 1.5 Valor Fiscal de Exportación El impuesto de exportación lo pagaba, definitivamente, PDVSA. En 1992, éste todavía equivalía antes del impuesto sobre la renta, a una regalía adicional de 30%, para un total de 46,67%. De manera que todos los Convenios Operativos de la Primera y Segunda Ronda, forzosamente iban a generar pérdidas a PDVSA. Al igual como con la regalía, los Convenios Operativos se estructuraron para presionar a favor de la eliminación de este impuesto de exportación, lo que lograron en 1993. El Congreso de la República aprobó una Ley sobre la Eliminación Gradual de los Valores Fiscales de Exportación Aplicables a los Hidrocarburos, con la cual se iba a reducir a cero para 1996. 1.6 Conclusiones En el marco del desarrollo de la “Apertura Petrolera”, la vieja PDVSA asumió frente a los Convenios Operativos, el papel de administrador del recurso natural y de regulador de la actividad productiva, papel éste que correspondía, tradicionalmente, al entonces Ministerio de Energía y Minas. Al asumirlo, el norte de la vieja PDVSA era garantizar a las contratistas sus ganancias, y no una renta al Estado venezolano. Además, ejerció este papel con deliberada negligencia. Jamás ni siquiera se intentó corregir las situaciones absurdas como las descritas, donde se llegó al extremo que PDVSA sufría pérdidas netas por barril, incluso antes de cumplir con el pago de regalías. Existía un claro compromiso con la privatización de PDVSA. Por otra parte, la vieja PDVSA asumió frente a los Convenios Operativos, el papel de ‘paraguas fiscal’: las contratistas pagarían única y exclusivamente impuestos no petroleros, mientras que PDVSA se encargaba de los impuestos petroleros. Entonces, venido el caso, la vieja PDVSA se presentaría cínicamente con sus pérdidas, y reclamaría los ajustes fiscales necesarios en defensa de la empresa nacional, como lo hizo con el valor fiscal de exportación y como lo estaba haciendo con la tasa de la regalía. PDVSA actuaba así como el vehículo. El resultado final, y era éste el proyecto neo­liberal, sería que la producción petrolera estuviera sujeto a un régimen fiscal no petrolero, al igual como cualquier panadería. El ejemplo a seguir, para la Meritocracia, era el régimen imperante en el Mar del Norte británico donde, efectivamente, el gobierno ha ido eliminando todo impuesto petrolero; el petróleo se considera un bien libre, gratuito, al igual como el agua del mar que rodea las plataformas obviando el derecho soberano de los países productores a administrar la tasa de explotación y valorizar adecuadamente sus recursos energéticos, petróleo y gas, para preservarlos y utilizar su renta en beneficio del pueblo. En su desbordante entusiasmo neo­liberal y globalizador, la vieja PDVSA estaba más que dispuesta de aceptar situaciones donde, de hecho, por cada barril producido no sólo hubo pérdidas para ella, sino hasta para el Fisco Nacional. Semejante situación no tenía precedente histórico, pues incluso las peores de las concesiones otorgadas en la época gomecista pagaban, como mínimo, una regalía alrededor del cinco por ciento. Pero ahora, entre el soberano y el productor privado, se había interpuesto una empresa supuestamente nacional con el propósito deliberado de limitar el ejercicio de la soberanía impositiva, lo cual se ha convertido en un esquema digno de la “ingeniería financiera” de la Meritocracia, diseñado para expropiar al Estado venezolano y, por ende, al pueblo de Venezuela, los ingresos justos provenientes de la renta petrolera, en beneficio del interés transnacional y sus socios locales. 2 ARREGLO DE DISPUTAS A lo largo de la historia petrolera venezolana, en la legislación que rige la materia minera y petrolera, siempre se estableció que cualquier disputa se resolvería ante los tribunales nacionales, trátese del Estado mismo o de la empresa del Estado, la Corporación Venezolana de Petróleo. La vieja PDVSA, sin embargo, aceptó que los Convenios Operativos de la Primera Ronda resolvieran cualquier disputa mediante arbitraje conforme a las reglas del Código de Procedimiento Civil venezolano, el cual tendría lugar en Caracas. En esta Primera Ronda, la Shell se ganó el campo de Pedernales. Sin embargo, a esta compañía el arbitraje nacional no le parecía suficiente, por lo que lo devolvió. Lo tomó entonces la BP la que, sin embargo, exigió el derecho de explorar estratos más profundos, lo que se le concedió. Luego, la Shell participó de nuevo en la Segunda Ronda, ya que ahora PDVSA aceptó que se resolviera cualquier disputa mediante arbitraje que tendría lugar, todavía, en Caracas, pero conforme a las reglas de la Cámara de Comercio Internacional en París. El mismo arreglo se encuentra también en el Convenio Operativo Boscán, adjudicado directamente. En los Convenios Operativos de la Tercera Ronda la vieja PDVSA finalmente aceptó –realmente debería decirse: impuso al país– que cualquier disputa se resolviera mediante arbitraje que tendría lugar, ahora sí, en Nueva York, conforme a las reglas de la Cámara de Comercio Internacional en París. PDVSA también aceptó ahora, explícitamente, renunciar irrevocablemente, a sus privilegios soberanos como compañía del Estado. 3 REGULACIÓN DE LA PRODUCCIÓN Fue en el Convenio Operativo Boscán que se mencionó por primera vez la posibilidad de una reducción en la producción, decretada por el Gobierno nacional. Sin embargo, esta posibilidad se sujetó a que, previamente, hubiera habido una reducción formal de la cuota OPEP, de manera que se negaba el derecho soberano del Estado venezolano en esta materia. Más, aún en este caso se limitó su aplicación a ciertas condiciones. Luego, en la Tercera Ronda, se encuentra la cláusula siguiente: “Las Contratistas podrán ser obligadas a reducir la Producción como resultado de medidas adoptadas por el Gobierno venezolano en ejecución de obligaciones en tratados internacionales suscritos por la República de Venezuela”. De manera que, de nuevo, la autoridad de ordenar una reducción de la producción no se derivaría de un derecho soberano, sino de la existencia de un ‘tratado internacional’ en la materia. Obsérvese que ya no se menciona a la OPEP, sino genéricamente un ‘tratado internacional’; y así se hizo no sólo en los Convenios Operativos de la Tercera Ronda, sino también en los Convenios de Asociaciones de la Faja que fueron firmados posteriormente al Convenio Operativo Boscán. La razón fue que para los poderosos países consumidores y sus compañías transnacionales, la cuestión no era ‘cuotas sí’ o ‘cuotas no’. Estaban bien conscientes de la necesidad de un sistema de cuotas; la cuestión era quiénes controlarían el sistema de cuotas: ¿los poderosos países consumidores, o la OPEP? En este sentido, los países consumidores apostaban a la OMC, fundada en 1994, como un instrumento para controlar el sistema de cuotas. Esta Organización incorporó en sus estatutos al GATT (General Agreement on Tariffs and Trade) donde se estableció, ya en 1947, entre otras la siguiente excepción: “…ninguna disposición del presente Acuerdo será interpretada en el sentido de impedir que toda parte contratante adopte o aplique las medidas: g. relativas a la conservación de los recursos naturales agotables…” De manera que la OMC, explícitamente, reconoce el derecho soberano a medidas conservacionistas cuando de recursos naturales agotables se trata. Ello es el caso, obviamente, de todos los minerales, pero también de seres vivos, de animales, peces o plantas. En el mundo entero se observan sistemas de cuotas nacionales e internacionales no sólo en la minería, sino también en la caza, la pesca o la deforestación. Empero, a la excepción (g) citada, sigue la excepción (h): h. “adoptadas en cumplimiento de obligaciones contraídas en virtud de un acuerdo intergubernamental sobre un producto básico que se ajuste a los criterios sometidos a las PARTES CONTRATANTES y no desaprobados por ellas o de un acuerdo sometido a las PARTES CONTRATANTES y no desaprobado por éstas;” Un ‘acuerdo intergubernamental sobre un producto básico’ –en inglés: commodity agreement– sí necesitaría, al no tratarse de un producto agotable, ser aprobado por la OMC, como mínimo pasivamente; por lo contrario, sería ilegal. De allí, por una parte, la propaganda incesante de los poderosos países consumidores de calificar a la OPEP como un ‘cartel de productores’ y, por la otra, de negar el carácter de agotable a los hidrocarburos. Los ejecutivos de la vieja PDVSA no se cansaban de repetir que, hoy por hoy, el petróleo ya no sería otra cosa que un commodity; tampoco se cansaban de repetir que la Faja Petrolífera del Orinoco sería una reserva infinita de bitumen (con lo que, de paso, sostenían que tampoco se justificaba cobrar una regalía en la explotación de la misma). Es este punto de vista que se reflejó en los Convenios Operativos de la Tercera Ronda (al igual como en todos los Convenios de Asociación de la Faja): el derecho de regular la producción no sería un derecho soberano sino que se derivaría de la existencia de algún ‘tratado internacional’. Al mismo tiempo, a nivel internacional –la Apertura en Venezuela, desde luego, sólo puede entenderse cabalmente en el contexto internacional– los gobiernos de los poderosos países consumidores estaban trabajando para intimidar a todos los países miembros de la OPEP, siendo en su mayoría también de la OMC, para que aceptaran someter el sistema de cuotas de producción de petróleo a las reglas de la OMC. Ésta, obviamente, está dominada por aquellos poderosos países consumidores. De manera que la referencia a ‘tratados internacionales’ apuntaba a un futuro, donde c el recurso natural estaría definitivamente globalizado y la OPEP convertida en un commodity agreement, sujeto a reglas aprobadas por la OMC. 4 ILEGALIDAD DE LOS CONVENIOS OPERATIVOS De lo anterior de por sí se desprende que los Convenios Operativos no sólo siempre fueron contrarios al interés nacional y representaban más bien los intereses de los poderosos países consumidores, sino que también fueron ilegales, por basarse en una interpretación arbitraria de la Ley de Nacionalización, en la desinformación y el engaño a la Comisión de Energía y Minas del Congreso de la República de entonces. Además, pudo observarse cómo, con cada modificación del modelo de la Primera Ronda, se hicieron cada vez más ilegales. A continuación resumimos los puntos principales que sostienen estas conclusiones. 1.3 Aspecto Cuantitativo La Exposición de Motivos de la Ley de Nacionalización, al referirse a los convenios operativos previstos en el Artículo 5º, precisó que: “…debe quedar muy claro que en ningún caso estas gestiones deberán afectar la esencia misma de las actividades atribuidas. No se excluye así, la celebración de convenios o contratos con empresas privadas para la ejecución de determinadas obras o servicios por los cuales estas últimas recibirían el pago en dinero o en especie, sin que en este último caso se pueda comprometer un porcentaje fijo de la producción de un determinado campo o la entrega de una cantidad substancial del petróleo que desdibuje la figura del simple contrato de servicio u operación. ” Se trataba aquí de aclarar que los verdaderos convenios operativos, en todo caso, tampoco podrían llegar a tener una importancia económica significativa dentro de las actividades reservadas. De allí que al iniciarse esta política de cesión de la actividad productiva, la Meritocracia le restó importancia económica al presentarlos como un programa de reactivación de yacimientos marginales, abandonados o inactivos, incluso habría que estar agradecidos que alguna empresa quisiese hacerse cargo de ellos. La verdad era otra. Los 32 convenios operativos están produciendo, en la actualidad, unos 500 MBD. Además, obsérvese que uno de los convenios operativos – Convenio Boscán – otorgado por adjudicación directa, estaba produciendo en el momento de entregarse, unos 80 mil barriles diarios: Difícilmente podría calificarse como un campo marginal y menos abandonado o inactivo. Por otra parte, la remuneración por los ‘servicios’ prestados iba a variar directamente con el precio del petróleo producido y, más aún, tal remuneración representó, en el promedio sobre los 32 convenios y durante el período en consideración, el 55% del valor bruto de la producción; y téngase presente que esta remuneración es neta de regalía que paga PDVSA, no las contratistas. De manera que los convenios operativos son ilegales, también por su importancia económica. Pues las contratistas reciben una remuneración que representa, como se vio, no sólo en promedio sino en todos los casos, un porcentaje muy significativo del valor bruto de la producción; en lo esencial, su remuneración varía en función de los volúmenes producidos y los precios de mercado. Con ello, sin lugar a dudas, de por sí se ‘desdibuja la figura del simple contrato de servicio u operación’. Por lo demás, la duración de los mismos era de veinte años, aquí habría que volver a citar la primera parte del artículo 5º de la LOREICH, donde al mencionarse la posibilidad de celebrar convenios operativos, se establece claramente que: “En ningún caso estas gestiones afecten la esencia misma de las actividades atribuidas.” (al Estado). 4.1 Aspecto Cualitativo La ilegalidad de los supuestos Convenios Operativos se desprende fundamentalmente de su carácter de cesión. No se trataba de simples ‘Convenios de Servicios Operativos’ como los llamaba la vieja PDVSA. Con la nacionalización, además de reservarse, desde luego, la propiedad del recurso natural y la supervisión de las actividades productivas por parte del Estado, éste se reservó también las actividades productivas relacionadas con el mencionado recurso. Sólo podrían ejercerse, por parte del sector privado, en asociación con la empresa del Estado y previa aprobación del Congreso de la República, tal y como se estableció inequívocamente en la segunda parte del Artículo 5º que ya se citó arriba. Quizás en este contexto es conveniente citar lo que en un Glosario preparado por la Society of Petroleum Engineers, el World Petroleum Council y la American Association of Petroleum Geologists se define como ‘pure service contract’: Un contrato puro de servicios es un acuerdo entre un contratista y un gobierno que típicamente cubre un servicio técnico definido que tiene que prestarse por un tiempo determinado o completarse en un plazo específico. La inversión de la contratista está típicamente limitada al valor de los equipos, herramientas y personal usados para prestar el servicio. En la mayoría de los casos el reembolso a la empresa de servicios se establece en el contrato, sin que éste tenga vínculos significativos con el desempeño del proyecto o factores de mercado. El pago por servicios está normalmente basado en tarifas diarias o por hora, un monto fijo por entrega llave en mano, u otro monto específico. Los pagos pueden ser efectuados periódicamente o cuando se complete el servicio. Los pagos en algunos casos pueden estar ligados a la operación del campo, la reducción de costos operativos o a otros parámetros relevantes. Los riesgos del contratista en este tipo de contrato están usualmente limitados a sobre­costos no recuperables, pérdidas derivadas del incumplimiento del contrato por el cliente o por el contratista, o disputas contractuales. Estos acuerdos generalmente no tienen exposición al volumen de la producción ni a su precio de mercado, y en consecuencia usualmente no se reconocen reservas conforme a los mismos. (http://www. spe. org/spe/jsp/basic/0,,1104_3306579,00. html) Esta cita habla por sí sola. 5 PONIENDO FIN A LOS CONVENIOS OPERATIVOS Con el gobierno del Presidente Chávez y su política de Plena Soberanía Petrolera se inició el movimiento para restablecer todos los aspectos de soberanía en esta materia crucial para el desarrollo de nuestro país, desmontando la política de “Apertura Petrolera” en todos sus aspectos. El Gobierno Bolivariano inició el desarrollo de esta política soberana con el rescate de la regalía, de esta renta minera emblemática. Primero, con la nueva Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos de 2000, se aumentó la tasa de regalía usual de la Ley de Hidrocarburos de 1943, de un sexto (16 2/3%), a un quinto (20%) como mínimo, sin flexibilidad hacia abajo. (En posteriores rondas de licitación de licencias de gas no asociado, se utilizó a la regalía como parámetros de licitación y las tasas ofertadas han llegado hasta 32,5%). En el 2001, en el Decreto con Fuerza de Ley Orgánica de Hidrocarburos la tasa usual se elevó de 16 2/3% a un 30%, se mantiene un mínimo de 20%, sin flexibilidad hacia abajo y como una medida temporal para el desarrollo de campos maduros o crudo extrapesado de la Faja. Esta tasa se aplicó, a partir de 2002, a PDVSA y, por ende, a los Convenios Operativos de la Tercera Ronda. Con una producción alrededor de 170 MBD, la regalía adicional representaba unos 22,7 MBD. Pero esta medida no afectó a las dos primeras rondas, donde PDVSA ha sufrido o estaba sufriendo pérdidas, por lo menos circunstancialmente, en ocho de los catorce contratos que las conforman. De allí la decisión del Ministerio de Energía y Petróleo de limitar en todos los casos, mediante un Instructivo fechado el 12 de abril de 2005, los pagos totales al 2/3 del valor de los hidrocarburos producidos, con efecto al 1º de enero de 2005, esto lo hemos llamado “la regla de 2/3”. Aparte de que estos Convenios Operativos eran ilegales, no era admisible, bajo ninguna circunstancia, que lo que constituían, supuestamente, simples convenios de servicios operativos, llegaran al extremo de causar pérdidas a PDVSA. De hecho, todas las contratistas terminaron aceptándolo. Por otra parte, el SENIAT recalificó a los Convenios Operativos como productores de petróleo y, en consecuencia, revisó todas las declaraciones de impuesto sobre la renta de las contratistas para los períodos fiscales abiertos – 2001 a 2004 – para aplicarles la tasa petrolera de impuesto sobre la renta, además de iniciar un proceso de revisión exhaustiva de los distintos mecanismos que se vinieron utilizando para evadir y dejar de pagar impuestos, lo cual ha generado los reparos, multas y actuaciones que establece la Ley del Islr. Sin embargo, los Convenios Operativos como tal, son ilegales en su origen, como hemos señalado anteriormente, y están al margen del marco legal vigente para el sector de hidrocarburos. De allí que el Ejecutivo nacional, por intermedio del Ministerio de Energía y Petróleo, inició un proceso para extinguir y hacer cesar los efectos de los convenios operativos y ajustar la participación privada a nuestro Ordenamiento Jurídico, una vez cumplidas las obligaciones legales y tributarias de éstos con el Estado venezolano. A este proceso le hemos llamado “migración”. Nuestro marco legal vigente, la Ley Orgánica de Hidrocarburos, en su Capítulo III, Sección I, Artículo 22, “Del ejercicio de actividades primarias”, establece: “Las actividades primarias indicadas en el artículo 9, serán revisadas por el Estado, ya directamente por el Ejecutivo nacional o mediante empresas de su exclusiva propiedad. Igualmente podrá hacerlo mediante empresas donde tenga control de sus decisiones, por mantener una participación mayor del cincuenta por ciento (50%) del capital social, las cuales a los efectos de este Decreto Ley, se denominan empresas mixtas. Las empresas que se dediquen a la realización de actividades primarias serán empresas operadoras”. Así, nuestra Ley establece claramente el espacio y la normativa para la participación del capital privado en nuestro sector de hidrocarburos, más aún en el espíritu de éste, está claramente establecido que la participación será bajo control del Estado venezolano y que en ningún caso la figura de empresas mixtas comprometerán nuestra soberanía, bien sea en términos de propiedad de nuestras reservas, regulación de la producción, preservación de nuestro recursos, ni en los aspectos fiscales. Por esta razón la Ley establece en su Sección III, “De las Empresas Mixtas”: Artículo 33: “La constitución de empresas mixtas y las condiciones que regirán la realización de las actividades primarias, requerirán la aprobación previa de la Asamblea Nacional, a cuyo efecto el Ejecutivo nacional, por órgano del Ministerio de Energía y Minas, deberá informarla de todas las circunstancias pertinentes a dicha constitución y condiciones, incluidas las ventajas especiales previstas a favor de la República. La Asamblea Nacional podrá modificar las condiciones propuestas o establecer las que considere convenientes”. En sus artículos 34, 35, 36 y 37 establece condiciones de regulación específicas para la figura de empresas mixtas además de todas las partes que aplican tanto en las entidades del Estado, Petróleos de Venezuela y sus empresas filiales, como las empresas mixtas. De tal manera que, estando claramente definido el Marco Legal para la existencia de las empresas mixtas y los mecanismos para su constitución y control, y toda vez que no se vulnera ni nuestras leyes, ni nuestros preceptos constitucionales, el Ejecutivo nacional, por medio del Ministerio de Energía y Petróleo, ha venido desarrollando un conjunto de acciones para que el proceso de migración de los convenios operativos mencionados anteriormente concluya con la conformación de empresas mixtas. En este sentido, a partir de la emisión, por parte del Ministerio de Energía y Petróleo del Instructivo del 12 de abril de 2005, se invitó a las contratistas a firmar Convenios Transitorios por medio de los cuales aceptaban formalmente la ‘Regla de 2/3’, así como su participación en el proceso de migración. Esta primera fase del proceso culminaría el 31 de diciembre de 2005 y se estableció un periodo de transición que se extendió por otros seis meses, hasta el 31 de marzo de 2006, por razones eminentemente prácticas. Al mismo tiempo se formaron Comités Ejecutivos Transitorios para cada uno de los Convenios Operativos con cinco integrantes: tres nombrados por PDVSA, y dos por las contratistas. Éstos, de acuerdo con un segundo Instructivo emanado del despacho de Energía y Petróleo, de fecha 4 de noviembre de 2005, están a cargo de preparar el plan de negocios para la fase inicial de las empresas mixtas, diseñar las políticas operativas, establecer los programas de trabajo y, en general, tomar el control de todos los Convenios Operativos a partir del 1º de enero de 2006. Más, se instruyó a PDVSA dejar de ejecutar, a partir del 1º de enero de 2006, todos aquellos Convenios Operativos cuyos contratistas no habrían firmado un Convenio Transitorio para el 31 de diciembre de 2005. Todas terminaron por firmar, con la excepción parcial de ExxonMobil. Esta compañía, socio minoritario en el Convenio Operativo Quiamare­La Ceiba, se negaba a dar el permiso requerido a Repsol, el socio mayoritario, compañía que ya había firmado Convenios Transitorios para otros tres Convenios Operativos. Sin embargo, ExxonMobil, en el último momento accedió a vender su participación al socio mayoritario y se firmó el Convenio Transitorio respectivo. PDVSA, por su parte, ya había tomado todas las medidas para ocupar, si fuera preciso, el campo Quiamare­La Ceiba el 1º de enero de 2006. 6 LAS EMPRESAS MIXTAS Los Convenios Transitorios fueron firmados en varias etapas. El primer grupo que aceptó las condiciones propuestas firmó el 4 de agosto de 2005. Eran Repsol, CNPC, Harvest, Hocol, Vinccler, Inemaka, Suelopetrol y Open. El 6 de octubre de 2005, siguieron Perenco, Tecpetrol y Teikoku; y el 19 de diciembre de 2005 Chevron, Statoil, ENI, Total, BP y Samson. En la medida en que firmaron, se iniciaron inmediatamente las conversaciones con las compañías respectivas sobre todos los pasos legales y económicos por darse, además de las discusiones y negociaciones pertinentes sobre el modelo de empresa mixta y sus estatutos. En lo que sigue se presenta los principios y rasgos esenciales de todo el proceso y de todos los documentos relevantes. 1.4 Estructura del Proceso de Migración El proceso de migración pasa por un Contrato de Conversión. Una vez acordados con una contratista el borrador del Contrato de Conversión y de los términos y condiciones económicos, se firmará un Memorandum de Entendimiento, el cual estará sujeto todavía a las aprobaciones requeridas, incluyendo la aprobación del Consejo de Ministros y de la Asamblea Nacional. Solamente entonces se celebrará el Contrato de Conversión definitivo, y se constituirá la Empresa Mixta autorizada por decreto presidencial. 1.5 Contrato de Conversión El Contrato de Conversión es un contrato marco entre una empresa del Estado y la(s) ex­contratista(s) del Convenio Operativo, cuyas características esenciales son las siguientes: • Prevé la constitución de una Empresa Mixta conforme a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, integrada por una empresa del Estado como accionista mayoritario y por la ex­contratista como accionista minoritario. • Establece las reglas básicas que regirán la Empresa Mixta y la forma de conducir sus operaciones. • Confirma la extinción del Convenio Operativo sin que medie la posibilidad de reclamaciones posteriores. • Confirma el papel de la Empresa Mixta como operadora y la autoriza a contratar servicios sólo en la medida en que tales contratos no alteren su condición básica de operadora. • Restringe la transferencia de las acciones del accionista minoritario, tanto en forma directa como indirecta, por vía de un cambio de control del propio accionista minoritario, sin la autorización expresa del Ministerio de Energía y Petróleo. • Incorpora como anexos los diversos documentos (originales, versiones preliminares o resúmenes) relativos al proceso de conversión, todos revisados y/ o aprobados en primera instancia por el Ministerio de Energía y Petróleo, incluyendo: • • La Resolución que establece el Área Delimitada; El Plan de Negocios Inicial para la Empresa Mixta; • • • • • • • 6.1 El Contrato de Compra Venta de los Hidrocarburos entre la Empresa Mixta y PDVSA; El Acta Constitutiva y Estatutos Sociales de la Empresa Mixta; Lista de activos transferidos (y auditados); La Resolución del Consejo de Ministros con respecto a la escogencia directa de la Empresa Mixta; El Acuerdo de la Asamblea Nacional; El Decreto de Creación de la Empresa Mixta; El Decreto de Transferencia de Derecho de Ejercer las Actividades Primarias. Acuerdo de la Asamblea Nacional Entre los documentos que se someterán a la Asamblea Nacional se incluirá el proyecto de Contrato de Conversión y sus anexos, así como los términos y condiciones propuestos. Entre éstos se destaca que el Estado, como mínimo, tendrá una participación fiscal igual al 50% de los ingresos brutos de la Empresa Mixta. A esta participación fiscal habrá que añadir la participación accionarial en las utilidades de la empresa. 6.2 Estatutos de la Empresa Mixta El accionista mayoritario tendrá el poder de tomar las decisiones relacionadas con las operaciones como, por ejemplo: • • La aprobación de todos los programas de trabajo y presupuestos anuales, siempre que éstos estén en concordancia con el plan de negocios acordado al inicio en el Contrato de Conversión. En general, todas las decisiones cuya aprobación no requiera específicamente una mayoría calificada, siempre que éstas no fueran contrarias a los intereses de la Empresa Mixta. Los Estatutos proveerán una protección básica a los accionistas minoritarios al requerir de una mayoría calificada para tomar ciertas decisiones, incluyendo: • • • • • • Cambios en los Estatutos; Cambios en el Plan de Negocios Inicial Fusión, disolución o liquidación de la empresa, o transferencia de sus activos; Cambio en la política de dividendos; Modificaciones al Contrato de Compra Venta de Hidrocarburos; Selección de auditores externos; • Renuncias de derechos substanciales. La política de dividendos de la Empresa Mixta consistirá en distribuir todas las utilidades líquidas disponibles luego de atender las necesidades de reservas, planes de inversión y obligaciones financieras, fiscales y de otra índole. También contemplará pagos anticipados en la medida en que la Junta Directiva lo considere factible y prudente dada la situación y proyección financiera de la compañía. 6.3 Contrato de Entrega de Hidrocarburos El Contrato de Entrega de Hidrocarburos mantendrá íntegramente el monopolio que en esta materia retienen, de acuerdo con la LOH, las empresas 100% de propiedad del Estado. Las Empresas Mixtas entregarán la totalidad de su producción de hidrocarburos a PDVSA, y PDVSA venderá la producción a los clientes que considere convenientes. Las Empresas Mixtas recibirán pago del valor de los hidrocarburos entregados en dólares, conforme a precios del mercado. 7 1.6 COMPARACIÓN ENTRE LOS CONVENIOS OPERATIVOS Y LAS EMPRESAS MIXTAS Legalidad La primera diferencia a resaltar, desde luego, es que los Convenios Operativos eran ilegales, mientras que las Empresas Mixtas se ajustan estrictamente a la LOH. Son empresas operadoras en las cuales una Empresa del Estado, como accionista mayoritario, tiene el derecho a designar la mayoría de la junta directiva y al gerente general, con lo que adquiere un control efectivo de la operación de los campos. 7.1 Participación Económica Nacional Como ya se señaló, las Empresas Mixtas tienen un piso fiscal del 50% del valor de la producción bruta. En cambio, los Convenios Operativos no tenían piso fiscal alguno y llegaban hasta el extremo de causar pérdidas a la Nación. Además, no hay que olvidarse que la empresa del Estado también tendrá una participación accionarial mínima de 60% en la Empresa Mixta. 7.2 Plena Soberanía sobre el Recurso Natural Las Empresas Mixtas no comprometen el derecho soberano de regular la tasa de explotación del recurso natural, agotable y no renovable. 7.3 Plena Soberanía Jurisdiccional En las Empresas Mixtas se establece la autoridad de los tribunales nacionales. 7.4 Áreas Delimitadas En los pocos casos que los Convenios Operativos establecen limitaciones en cuanto a los estratos que puedan explorar y explotarse, éstas desaparecerán, pues no hacen sentido. Pero, al mismo tiempo, las áreas se reducirán drásticamente, al limitarse a las que están siendo efectivamente explotadas o exploradas. ¡En los Convenios Operativos las Áreas Delimitadas promediaban 1.398 km2!. 8 CONCLUSIONES Con este Informe General el Gobierno Nacional se dirige a la Asamblea Nacional, por medio de la Comisión Permanente de Energía y Petróleo, en búsqueda de que ésta examine y discuta el proceso de migración, con miras a un acuerdo en apoyo a la política gubernamental y los principios esenciales que la sostienen. Luego seguirán los Informes Especiales sobre cada una de las Empresas Mixtas. El objetivo del Gobierno nacional es finalizar el proceso de migración para el 31 de marzo. Quedará atrás, así, definitivamente, el capítulo más vergonzoso de la historia petrolera nacional. Para fines de esta discusión política se anexa a este Informe el Modelo del Contrato de Conversión, el cual ya contiene los rasgos esenciales de los Contratos de Conversión individuales que todavía están en proceso de discusión. También se anexan dos Proyectos de Reformas Parciales del Decreto­Ley Orgánica de Hidrocarburos y de la Ley que establece el Impuesto al Valor Agregado, los cuales tienen por objeto precisar la base legal para la venta de hidrocarburos producidos por las Empresas Mixtas a PDVSA y el marco regulatorio de las Empresas Mixtas.
