Una idea recurrente, la necesidad del capital privado en proyectos petroleros y gasíferos

En los últimos meses nos hemos enfrentado a un agudo problema de salud pública global que se ha traducido en tiempos cargados de incertidumbre con impactos muy severos sobre las economías a nivel mundial. La caída del consumo ha sido notoria en casi todos los sectores económicos, empezando por el de energía. En el caso de Venezuela, con los agregados de una recesión económica prolongada, una hiperinflación con efectos perversos, la caída sostenida de la producción petrolera en un escenario de bajos precios, escasez severa de combustibles para los vehículos, además de las no menos importantes sanciones impuestas por los Estados Unidos al régimen gobernante, y la posible incidencia del llamado cambio del paradigma energético hacia energías más limpias. En este contexto, que apenas asomamos, los retos que se ciernen sobre la industria energética venezolana son gigantescos.

Ahora bien, una vez que se comience a normalizar la economía y entremos en una etapa de recuperar los espacios y las diversas actividades productivas, lo cual esperemos ocurra en las próximas semanas, habrá que, de manera prioritaria, diseñar, aprobar y ejecutar un proyecto de recuperación de la industria petrolera nacional. A nuestro entender, ello pasa necesariamente por una reforma legislativa integral a la legislación de hidrocarburos líquidos, así como también por una reforma fiscal que disminuya las cargas impositivas sobre los proyectos petroleros y gasíferos, con el objetivo claro de atraer inversión privada para estos sectores, tanto aguas arriba como aguas abajo. Así parecen haberlo entendido distintos factores políticos e institucionales de las más variadas tendencias, pues en los medios nacionales e internacionales han aparecido noticias a finales de abril y principios de mayo con propuestas dirigidas a una reforma y restructuración de la industria, tal como lo reseña la prestigiosa Reuters en su edición de 28 de abril pasado. Esperemos que las palabras “apertura a la inversión privada” sigan ocupando el interés de los sectores dirigentes, como hemos venido viendo de forma positiva. De concretarse, se trataría de un nuevo movimiento pendular, de un Estado que permite la libre empresa en el sector petrolero frente a un Estado empresario interventor, como el actual, que asume un rol protagónico y sustituye casi completamente a la iniciativa privada.

Esquemas de participación privada conocidos a nivel mundial

En la industria petrolera y gasífera mundial se han desarrollado a lo largo de los años cinco tipos fundamentales de esquemas para la participación privada en actividades aguas arriba (exploración y producción), como lo son: (i) las concesiones y las licencias; (ii) los convenios de producción y ganancias compartidas; (iii) Los contratos de servicios; (iv) las asociaciones estratégicas; y (v) los contratos de arrendamiento o usufructo (propios de los Estados Unidos en terrenos de propiedad privada). La anterior clasificación es general y de ninguna manera exhaustiva, ya que los convenios, asociaciones, concesiones y licencias han sufrido transformaciones, con modelos también híbridos, y con peculiaridades en cada jurisdicción. A los fines de la Ley Orgánica de Hidrocarburos venezolana, creemos que las llamadas empresas mixtas pueden encuadrarse entre las mencionadas asociaciones (conocidas comúnmente como joint ventures), sin dejar de destacar que las empresas mixtas tienen sus características particulares de control y mayoría accionaria por parte del Estado, y en todos los casos gozan de personalidad jurídica propia. Ahora, no es el objeto de este artículo referir los rasgos distintivos de cada uno de ellos, sino enfocarnos en los convenios de producción y ganancias compartidas.

Como lo revela el estudio de la política energética global, las empresas estatales usualmente se encargan por su propia cuenta de los proyectos de bajo riesgo en áreas geológicas conocidas con reservas probadas y retos técnicos manejables, a la par de alta rentabilidad, bajo la lógica gubernamental de que no existen razones para compartir con inversionistas privados la titularidad y beneficios de estos proyectos. Por el contrario, los Estados son más reacios a invertir por su propia cuenta en regiones prospectivas petroleras y gasíferas, desconocidas geológicamente, las cuales requieren de grandes inversiones y tecnologías avanzadas, especialmente en áreas costa afuera y a grandes profundidades, y también cuando se trata de recursos de hidrocarburos no convencionales o campos maduros, que requieren técnicas de recuperación de estos recursos complejas y cuantiosos capitales. Es en estos últimos proyectos donde usualmente tienen cabida los convenios de producción o ganancias compartidas que nos permitiremos revisar de seguidas en estas breves líneas. En todo caso, se trata de un modelo contractual que ha probado ser muy exitoso en otros países, desde sus orígenes en Indonesia hace más de cincuenta años, y que tuvo en Venezuela un fugaz protagonismo a mediados de la década de los noventa a comienzos de la llamada apertura petrolera.

Una aproximación a los convenios de producción y ganancias compartidas

Los convenios de producción compartida y los convenios de ganancias compartidas constituyen un esquema contractual de participación en actividades aguas arriba en el negocio de los hidrocarburos, en el cual el inversionista participa como un contratista, y a la vez, como un operador. En proyectos de gran escala comúnmente se encuentran varios inversionistas-contratistas con el ánimo de disminuir y compartir los riesgos y las inversiones, los cuales designan a una empresa operadora para realizar las distintas actividades. Estos convenios pueden variar significativamente en cada jurisdicción, pero su concepción responde principalmente a los siguientes atributos: (i) la recuperación de los costos de producción por el inversionista-contratista en base a determinados parámetros acordados en el convenio, y (ii) la distribución de la rentabilidad entre la empresa estatal y el inversionista-contratista basada en los términos acordados en el convenio mediante la asignación del remanente, una vez pagados los costos a este último. En pocas palabras, en los convenios de producción compartida la participación del inversionista-contratista es satisfecha con una cuota parte de los hidrocarburos producidos, para satisfacer los costos asociados a la exploración exitosa, así como a los costos de la producción, más la utilidad. De no haber un descubrimiento comercial de hidrocarburos y no se prosiga por tanto con un plan de desarrollo, los costos de la exploración los asume el inversionista-contratista en su totalidad sin posibilidad de recuperarlos.

La empresa del Estado se reserva en el convenio el derecho a asociarse con el inversionista-contratista en la etapa de desarrollo de haber un descubrimiento comercial, luego que el inversionista-contratista haya ejecutado el programa exploratorio a su propio riesgo y cuenta. En estos convenios de producción compartida, cada parte contratante tiene el derecho de comercializar su cuota parte de los hidrocarburos producidos, así como la obligación de pagar su cuota parte de las regalías y tributos.

El convenio de producción compartida es más conocido en la industria energética que el convenio de ganancias compartidas. Básicamente, la diferencia entre los convenios de ganancias compartidas y de producción compartida radica en la metodología de pago al inversionista-contratista. Mientras que en los convenios de ganancias compartidas el inversionista-contratista recibe una cuota parte de los ingresos mediante un estipendio o contraprestación dineraria, en los convenios de producción compartida el inversionista-contratista recibe una cuota parte de la producción a través del pago en especie. Sin embargo, es importante mencionar que las distinciones hay que examinarlas en cada convenio suscrito, ya que existen modelos híbridos que han evolucionado a lo largo de los años en base a las negociaciones y los intereses de las partes y que responden a los ordenamientos jurídicos en cada país. Algunos analistas arguyen, con alguna razón, que los convenios de ganancias compartidas se asemejan a los contratos de servicios a riesgo pues lo que existe es el pago de una contraprestación resultante de la ejecución de una actividad, aunque en estos últimos no se prevean, en teoría, inversiones en planes de exploración a cargo del contratista.

Muchos gobiernos de países petroleros en el diseño de sus políticas públicas contemplan esta forma contractual de convenios de producción y ganancias compartidas debido a que el Estado no necesita desprenderse de la propiedad de las reservas y no asume riesgos de exploración. En efecto, una vez hecho el descubrimiento comercial, la empresa estatal sólo transfiere la propiedad de la parte del recurso extraído que corresponde a la empresa inversionista-contratista bajo los rubros de petróleo-costo y petróleo-beneficio. Como dijimos es una buena herramienta para proyectos complejos y que requieren de grandes inversiones de capital.

La experiencia de los convenios de exploración a riesgo y ganancias compartidas en Venezuela durante la apertura petrolera

En el año 1994 la empresa estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) aprobó la selección de diez áreas prospectivas de crudos livianos y medianos para ejecutar los proyectos bajo el esquema de exploración a riesgo y ganancias compartidas con inversionistas privados. Podemos decir que constituyó el primer y único ensayo de esta estirpe en toda la historia de la industria petrolera nacional. Su marco de condiciones fue autorizado en 1995 por el Congreso Nacional, en medio de un intenso debate, de conformidad con el artículo 5 de la derogada Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos, pues se trataba de convenios de asociación regulados en esa normativa. De acuerdo al marco de condiciones, estos convenios podían tener una duración máxima de treinta y nueve años, con un plan de exploración inicial de tres a cinco años, prorrogables entre dos y cuatro años, así como veinte años de operación comercial contados a partir de la aprobación del plan de desarrollo correspondiente a cada área de desarrollo. Una vez realizada por PDVSA la licitación internacional en 1996, el Congreso Nacional autorizó la celebración de ocho de tales convenios entre la Corporación Venezolana del Petróleo, filial de PDVSA, e inversionistas de talla mundial, en las áreas seleccionadas: La Ceiba, Golfo de Paria Oeste, Guanare, Golfo de Paria Este, Guarapiche, San Carlos, Punta Pescador y Delta Centro. La licitación de las otras dos áreas fue declarada desierta. Este programa fue severamente cuestionado por grupos nacionalistas contrarios a la inversión extranjera y luego de un largo juicio, en sentencia del 17 de agosto de 1999, la Corte Suprema de Justicia en Sala Plena, declaró sin lugar el recurso de nulidad por inconstitucionalidad del Acuerdo del Congreso Nacional que autorizó el mencionado marco de condiciones de 1995. La sentencia de la Corte Suprema, sin duda, dio un respiro a los múltiples inversionistas que participaban en la apertura petrolera y que seguían el juicio con cierto temor por sus posibles consecuencias adversas.  

En esencia, el programa de exploración a riesgo de nuevas áreas y ganancias compartidas de la década de los noventa preveía que la exploración en búsqueda de hidrocarburos la realizaban los inversionistas-contratistas por su cuenta y riesgo. De realizarse un descubrimiento comercial, la operación debía ser llevada a cabo bajo un esquema en el cual se compartían con la filial de PDVSA las ganancias resultantes de la explotación de los yacimientos descubiertos, no así la propiedad de las reservas. La obligación del inversionista-contratista se circunscribía a realizar las actividades de producción contempladas en el plan de desarrollo, conforme a las cuales recibiría una cuota parte de dicha producción como pago. En los convenios se estipulaba que en caso de producirse un descubrimiento, PDVSA, a través de su filial, tenía el derecho de participar en una asociación con el inversionista-contratista adquiriendo hasta un 35% de la participación en el proyecto. Como punto resaltante durante el proceso de licitación, los inversionistas debían ofrecer un bono sobre el porcentaje adicional de las ganancias provenientes de la venta de los hidrocarburos, como una ventaja especial a favor de la filial de PDVSA (conocido como PEG – participación del Estado en las ganancias) calculado sobre la rentabilidad neta del proyecto antes del Impuesto Sobre la Renta. En estos proyectos la comercialización de los hidrocarburos correspondía a cada parte contratante considerando su porcentaje de participación en los mismos.

La historia de los convenios de ganancias compartidas en Venezuela fue breve, ya que el Estado modificó su política petrolera con una agresiva nueva visión nacionalista, que tuvo sus bases primigenias en la Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2001, promulgada a través de un Decreto Ley dictado en el marco de una Ley Habilitante. Es así como estos convenios se extinguieron a raíz del Decreto Ley° 5.200 sobre Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco, así como de los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas de 2007, dando lugar a una serie de litigios internacionales de gran magnitud en contra de la República y PDVSA. De estos convenios, uno de ellos migró al nuevo esquema de empresas mixtas, bajo la denominación social de PetroSucre, que es a la fecha el único proyecto costa afuera en fase de producción de hidrocarburos líquidos en el país del que tengamos conocimiento, con operaciones en el Golfo de Paria, si se excluyen los proyectos del Lago de Maracaibo.

Algunas posibles ventajas de los convenios de producción y ganancias compartidas

Los convenios de producción y ganancias compartidas están concebidos para fomentar la exploración y la producción sin comprometer fondos del Estado, o incurrir en endeudamientos públicos, bajo una política de desarrollo de nuevos proyectos. Por ello, este diseño permite a los Estados explotar sus hidrocarburos sin afectar su presupuesto durante la actividad exploratoria, que es por lo general sumamente costosa. En el caso de un descubrimiento comercial, el Estado siempre tendrá el derecho de tomar su cuota parte de la producción a través de la empresa estatal. Adicionalmente, las regalías que gravan la producción generarán ingresos para el Estado, además de otros tributos que deben pagarse.

Paralelamente, con estos convenios usualmente se garantiza que haya un intercambio de conocimientos técnicos y tecnológicos entre las empresas de energía privadas y las empresas estatales, que tiene como objetivo principal adquirir tecnologías y conocimientos a favor del país receptor de las inversiones, así como incrementar la experiencia local en las actividades operativas y administrativas.

Algunas posibles desventajas de los convenios de producción y ganancias compartidas

Los convenios de producción y ganancias compartidas pueden generar cargas adicionales y onerosas a cada una de las partes contratantes y organismos reguladores relacionadas con la revisión, supervisión, aprobación y reconocimiento de planes, partidas, presupuestos, gastos, costos e inversiones. Más aun, para la administración y supervisión de estos convenios se requieren de equipos técnicos especializados en geología, ingeniería, construcción, contabilidad y auditoría, sin embargo, esta es una realidad ineludible en todos los proyectos de envergadura en la industria energética.

En otros casos, la comercialización de los hidrocarburos pudiera resultar en obstáculos, si alguna de las partes contratantes no cuenta con una sólida cadena de comercialización en los mercados, cuestión que es propia de todas las industrias en donde se transan bienes a escala global, con el agregado de la variable de la volatilidad de los precios que caracteriza al petróleo que debe ser negociado en los contratos de suministro. En todo caso, si alguna de las partes prefiere no comercializar sus hidrocarburos directamente, pudieren pactarse disposiciones contractuales que permitan que la otra parte lo haga por ella.

Lo anterior sólo da una idea de las dificultades de esta industria, la cual necesariamente debe invertir en capital humano de alto nivel y a su vez bien remunerado, con acceso a soluciones tecnológicas adecuadas, para poder dar respuesta a las complejidades y retos de este tipo de proyectos.

Necesidad de nuevos esquemas contractuales para incrementar la producción petrolera y relanzar a la industria

 Observamos con atención como en la actualidad distintos actores políticos e institucionales en Venezuela, en diversos escenarios, están trabajando en planes y proyectos para una reforma y restructuración de la industria y de Petróleos de Venezuela (PDVSA) y sus filiales. De ello dan cuenta las noticias de prensa y los distintos foros y conferencias que se realizan a través de los novísimos medios de interconexión que nos brinda la tecnología. El debate está abierto para hacer los aportes necesarios, pues urge recuperar la producción, la refinación y toda la industria, lo cual pasa por una reforma urgente a la legislación petrolera y tributaria que abra las opciones de inversión con esquemas de participación atractivos para el capital privado y con una reducción de la presión fiscal sobre los nuevos proyectos. Esta reforma legislativa debería contemplar expresamente los convenios de producción y ganancias compartidas. De tener éxito, esta reforma supondrá también una revisión de las políticas públicas en Venezuela y del papel que debe tener PDVSA en los tiempos por venir, lo que sin duda tiene que ser tema prioritario para los organismos encargados de llevarla a cabo.

En esta reducida reseña hemos explicado cómo el Estado, a través de los convenios de producción y ganancias compartidas, puede atraer nuevas inversiones internacionales y nacionales para la industria energética, específicamente en los proyectos petroleros. A la vista de todos los venezolanos está la urgente necesidad de generar riqueza y bienestar, y el país petrolero debe contribuir activamente con ese propósito con fórmulas exitosas.