EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS EN VENEZUELA (SPANISH VERSION)
| Jurisdiction | United States |
(2001)
EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS EN VENEZUELA (SPANISH VERSION)
Adriana Lezcano Huncal 1
Despacho de Abogados miembros de Macleod Dixon, S.C.
Caracas, Venezuela
I INTRODUCCIÓN
Esta presentación versará sobre las estructuras contractuales disponibles en Venezuela para la participación de inversionistas privados en el sector petrolero. Nos concentraremos en los modelos de los principales convenios usados durante el proceso de "Apertura"1 (estos son: el modelo del Convenio Operativo de la tercera ronda licitatoria para la reactivación de campos marginales o no productivos y el modelo del Convenio de Asociación para la Exploración a Riesgo y Producción de Hidrocarburos bajo el Esquema de Ganancias Compartidas). Al analizar estos convenios modelos haremos ciertas comparaciones con los regímenes colombianos y mejicanos. También, echaremos un vistazo a través del nuevo régimen legal venezolano para los hidrocarburos gaseosos, el cual ha sido, en gran medida, "desnacionalizado". Como último punto haremos referencia a la posible reforma del régimen de hidrocarburos que ha sido prevista mediante la promulgación de una nueva ley de hidrocarburos.
La nacionalización de la industria petrolera de Venezuela ocurrió en 1975 con la promulgación de la Ley que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos (la "Ley de Nacionalización"). La Ley de Nacionalización entró en vigencia el 1 de enero de 1976 aboliendo el sistema de concesiones que había existido hasta ese entonces. Los activos utilizados por los concesionarios fueron expropiados o comprados por
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el Estado, y se creó un nuevo régimen que reserva al Estado todas las actividades de hidrocarburos, desde la exploración hasta la comercialización.
De acuerdo con la Ley de Nacionalización, la totalidad de la industria de hidrocarburos se reserva al Estado.2 Sólo recientemente ha sido creado un nuevo régimen para la industria del gas. La Ley de Hidrocarburos Gaseosos (la "Ley de Gas")3 , promulgada en 1999, deroga parcialmente a la Ley de Nacionalización en tanto que permite la inversión privada a través del otorgamiento de licencias para la exploración y producción de yacimientos de gas no asociado y el otorgamiento de permisos para la realización de las actividades aguas medias y aguas abajo relacionadas para todo tipo de gas (asociado y no asociado). Abundaremos en este punto más adelante.
En resumen, la exploración y producción de petróleo y gas asociado así como la refinación, transporte, almacenamiento y venta de petróleo (las "Actividades Reservadas") sólo pueden llevarse a cabo por el Estado directamente, a través de corporaciones pertenecientes al Estado (filiales de Petróleos de Venezuela, S.A. "PDVSA"). No obstante, el proceso de Apertura que comenzó en 1992, abrió la puerta a la participación por parte de entidades privadas en las Actividades Reservadas mediante dos mecanismos que ya existían en el artículo 5 de la Ley de Nacionalización4 , a saber: los Convenios Operativos y los Convenios de Asociación.
A. Convenios Operativos comprenden: (i) convenios para reactivar campos marginales o no productivos; (ii) contratos de outsourcing5 (estructurados como Convenios de Construcción, Propiedad y Operación); y (iii) contratos tradicionales de servicios.6
B. Convenios de Asociación comprenden: (i) Los Convenios para la Exploración a Riesgo y Producción de Hidrocarburos bajo el Esquema de Ganancias Compartidas; (ii) Convenios específicos: (a) Convenios para la Producción de Crudos Extra-pesados y Orimulsion® en la Faja del Orinoco; y (b) proyectos de Gas Natural Licuado.
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Es importante mencionar que el Ministerio de Energía y Minas en Venezuela ("MEM") juega un papel fundamental en todas las actividades de hidrocarburos y supervisa a PDVSA y a sus filiales en la ejecución de las Actividades Reservadas. El MEM también supervisa a las compañías privadas que participan en las Actividades Reservadas a través de los Convenios Operativos y los Convenios de Asociación.
El régimen legal petrolero en Venezuela es bastante parecido al régimen colombiano. En Colombia, la exploración y explotación de hidrocarburos se lleva a cabo por una compañía del Estado, Empresa Colombiana de Petróleo (Ecopetrol), bien sea directamente o mediante convenios con compañías públicas o privadas, nacionales o extranjeras. En Colombia, el otorgamiento de áreas para la exploración de hidrocarburos por compañías privadas es manejado a través de dos procesos diferentes: 1) mediante la adjudicación directa de un Contrato Estándar de Asociación en vigencia7 y 2) mediante licitación o concursos de Áreas disponibles a ser adjudicadas. Ecopetrol también puede celebrar convenios operativos y de servicio.
En Méjico, la Secretaría de Energía (SE) supervisa a la compañía nacional de petróleo, Petróleos Mejicanos (PEMEX). Todas las actividades relacionadas con los hidrocarburos son conducidas por PEMEX y sus filiales. La propiedad exclusiva de los hidrocarburos se otorga al Estado mejicano por la Constitución mejicana (como ocurre en la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela). La legislación mejicana establece que PEMEX puede celebrar convenios de servicio o construcción y señala que el pago a los contratistas siempre será en efectivo sin poder incluir porcentajes de producción. En Méjico no existe la posibilidad de convenios de asociación como en el caso de Venezuela o Colombia.
II RESUMEN DE LAS DIFERENCLAS ENTRE LOS CONVENIOS OPERATIVOS Y LOS CONVENIOS DE ASOCIACIÓN EN VENEZUELA
Las diferencias principales entre los Convenios Operativos y los Convenios de Asociación en Venezuela se enfocan en: (i) el título bajo el cual se realizan las actividades; (ii) la propiedad de los activos y de los hidrocarburos; (iii) la aprobación; (iv) el mecanismo de remuneración; y (v) los impuestos aplicables.
Bajo los Convenios Operativos, los contratistas prestan servicios en nombre de la compañía del Estado sin adquirir la propiedad de los activos usados para prestar los servicios (excepto bajo los contratos de outsourcing) y sin adquirir la propiedad de los hidrocarburos producidos. Por el contrario, bajo un Convenio de Asociación los inversionistas privados llevan a cabo las actividades en su propio nombre y adquieren la propiedad de los activos y de los hidrocarburos producidos, en proporción a su participación bajo el Convenio. Otra diferencia consiste en que para celebrar un Convenio Operativo no se requiere la aprobación del Congreso mientras que para celebrar un Convenio de Asociación se requiere: (i) la aprobación específica del Congreso; (ii) que al Estado le sea garantizado el "control" del proyecto; y (iii) que las partes estipulen un período limitado para la vigencia Convenio.
Mientras que la contraprestación de los contratistas bajo un Convenio Operativo está limitada al derecho de recibir, en efectivo, un estipendio determinado por barril de
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producción (además del reembolso directo de ciertos gastos en circunstancias específicas). Bajo un Convenio de Asociación la contraprestación de los inversionistas está basada un esquema de ganancias compartidas en el cual cada inversionista tiene propiedad plena de un porcentaje de los hidrocarburos obtenidos.
Finalmente, bajo un Convenio Operativo los contratistas: (i) pagan impuesto sobre la renta a una tasa del 34%; (ii) están sujetos al pago de impuestos municipales8 ; y (iii) no son responsables por el pago de regalías de producción (tal regalía es pagada por la compañía del Estado), aunque en algunos casos la regalía es incluida en la fórmula para el cálculo del estipendio de servicios y termina siendo soportada por los contratistas. Bajo un Convenio de Asociación los inversionistas: (i) pagan impuesto sobre la renta a una tasa del 67,7%9 ; (ii) no están sujetos al pago de impuestos municipales; y (iii) son responsables directos del pago de una regalía del 16 2/3 % sobre los volúmenes producidos.
III MODELO DEL CONVENIO OPERATIVO DE LA TERCERA RONDA PARA LA REACTIVACIÓN DE CAMPOS MARGINALES O NO PRODUCTIVOS
Con sólo una excepción, todos los Convenios Operativos para la reactivación de campos marginales o no productivos han sido otorgados de acuerdo con tres procesos internacionales de licitación, denominados comúnmente como Primera, Segunda y Tercera Ronda de Reactivación. La Primera Ronda tuvo lugar en 1992, la Segunda en 1993 y la Tercera Ronda en 1997. En cada Ronda se utilizó un Modelo de Convenio Operativo. Los términos de los Convenios Modelo utilizados en la Primera y Segunda Ronda son similares, pero difieren completamente del Convenio Modelo utilizado en la Tercera Ronda. Este artículo se enfoca en el Convenio Modelo de la Tercera Ronda (el "CMTR") porque es el modelo más reciente y más complejo usado por PDVSA. Los otros tipos de Convenios Operativos (los contratos de outsourcing y los contratos de servicios tradicionales) no responden a un modelo determinado porque se refieren a proyectos muy diversos. La siguiente sección versará sobre las características principales del CMTR.
3.1 Derechos y aprobaciones de PDVSA-PG10
Bajo el CMTR, PDVSA-PG tiene la propiedad exclusiva de todos los hidrocarburos producidos por los contratistas. PDVSA-PG tiene el derecho de aprobar asuntos específicos, tales como planes de desarrollo, programas anuales de trabajo y presupuestos, actividades de exploración, autorización para desembolsos que excedan los $2.5 millones, cualquier modificación propuesta a la obligación de trabajo mínimo, etc.
3.2 Remuneración
Los contratistas contribuyen con todo el capital y los fondos de operación y reciben remuneración a través de un estipendio por servicios por barril de petróleo producido,
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además del reembolso en dinero de otras sumas en circunstancias específicas (e.g. pago del impuesto al valor...
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