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Ramón Espinasa: Lecciones y propuestas para la reconstrucción del sector petrolero: A 75 años de los acuerdos de 1943

 

El pasado 13 de marzo se cumplieron setenta y cinco años de la promulgación de la Ley de Hidrocarburos de 1943. La ley, junto con los acuerdos que la acompañaron, crearon los cimientos de la fase más duradera y de más vigorosa expansión de la industria petrolera venezolana en toda su historia.

En la situación actual hay lecciones que aprender del impacto que tuvo sobre la economía nacional la masiva expansión de la producción en los tres lustros que siguieron a la promulgación de la Ley del 43. Estas lecciones nos deben ayudar a diseñar las propuestas institucionales que faciliten la recuperación del sector. Entender bien estas lecciones requiere identificar las similitudes entre la situación actual y la de hace tres cuartos de siglo. El propósito último del ensayo es, a la luz de aquella coyuntura, hacer propuestas básicas para la reconstrucción del sector petrolero nacional para los lustros por venir.

El ensayo está dividido en seis partes. En una primera parte describiremos la magnitud de la expansión del sector petrolero entre 1943 y 1958, tanto en la actividad productiva como en el ingreso del sector. En la segunda describiremos los contextos nacional e internacional en los que se lograron los acuerdos y se aprueba la ley. En la tercera se describirán los pilares de los acuerdos. En la cuarta compararemos la situación del 43 con la actual, las similitudes y diferencias. En la quinta puntualizaremos las lecciones que se pueden aprender de aquella reforma, y en la sexta haremos propuestas concretas de política para la recuperación del sector petrolero nacional.  Todo esto en la eventualidad de un cambio en la orientación de la situación política nacional en favor de un régimen de libertad democrática y económica.

I La expansión 1943 – 1958

La actividad

La producción se multiplicó por 5,3 veces en los quince años entre 1943 y 1958, pasando de 491 mil barriles diarios a 2.604 millones de barriles diarios. Un crecimiento promedio anual del 12%. Como parte de los acuerdos, se construyeron las refinerías de Cardón y Amuay. Durante décadas, estas dos refinerías fueron el complejo refinador más grande del mundo. De producir 22 mil barriles diarios de productos refinados en 1943 el país pasó a producir 268 mil barriles diarios en 1958. La refinación local se multiplicó por más de diez en quince años.

El desarrollo de la infraestructura de producción en el occidente y oriente del país y la construcción del complejo refinador en Paraguaná crearon, para 1948, más de 55 mil empleos directos. Si suponemos tres empleos indirectos por cada directo, la construcción del sector petrolero nacional generó más de 220 mil empleos productivos en un país con una población de 4,8 millones de habitantes.

La creación de empleos modernos y bien remunerados en occidente y oriente provocó importantes migraciones de los estados andinos hacia la Costa Oriental, Maracaibo y Paraguaná y de los estados Sucre, Nueva Esparta y Monagas hacia el estado Anzoátegui. Además, en la medida que los centros de producción quedaron en los extremos oriental y occidental del territorio nacional, el desarrollo de la actividad petrolera contribuyó significativamente a la integración física del país.

El ingreso

El ingreso fiscal de origen petrolero se incrementó por dos razones: el aumento exponencial de las exportaciones y el aumento de la participación fiscal por aumento de la tasa de regalía y la introducción del impuesto sobre la renta, como veremos más adelante. Esto en la medida que los precios permanecieron esencialmente constantes a lo largo del período.

Los datos fiscales y de balanza de pagos se consiguen desde 1947 [1], por ello para los cálculos a continuación tomaremos como referencia este año y no 1943.

La producción de petróleo creció un 120% entre 1947 y 1958, pasó de 1,200 a 2,600 millones de barriles diarios, mientras que las exportaciones pasaron de 1,160 a 2,440, quedando de manifiesto lo pequeño del mercado interno respecto a la producción. En términos de ingreso, las exportaciones petroleras pasaron de 1,200 a 2,500 millones de dólares -consecuencia del aumento del volumen de exportación-, mientras que los precios se mantuvieron esencialmente constantes alrededor de 1,7 dólares por barril (17,7 dólares de hoy en día por barril). En dólares de hoy, el ingreso por exportaciones de petróleo pasó de 17.000 a 22.000 millones entre 1947 y 1958.

En términos fiscales, el ingreso petrolero se multiplicó casi por cuatro entre 1947 y 1958. Medido en millones de dólares, pasó de $250 a $980. El Estado pudo expandir el gasto sin aumentar las tasas de impuestos domésticos. El ingreso fiscal petrolero en términos per cápita casi se triplicó, pasando de $50 a $140 por habitante por año (de $700 a $1.260 de hoy día por habitante). En el mismo período el ingreso fiscal total se multiplicó por algo menos de cuatro, poniendo de peso la importancia del ingreso petrolero, el cual representaba poco más del 60% del ingreso fiscal total.

Se construyeron grandes obras de infraestructura y creció el gasto social sin aumentar los impuestos sobre los venezolanos. Los salarios reales se multiplicaron haciendo no competitivas las actividades rurales, acelerando la migración del campo a las ciudades y a las zonas petroleras. La población del país aumentó en un 50% entre 1947 y 1958, pasó de 4,6 a 6,9 millones de habitantes. Impulsado por una masiva inmigración en buena parte de Europa, devastada después de la Segunda Guerra Mundial.

Las primeras cifras del PIB son de 1950. En ese año el PIB nominal medido en dólares fue de $3,800 millones, equivalentes en dólares de hoy día a $39,000 millones. Para 1958 el PIB nominal se había más que duplicado hasta $8.000 millones que, en dólares de hoy, serían $69.000. En dólares de hoy día, el PIB per cápita pasó de $7.700 a $10.000 entre 1950 y 1958.

El petróleo, como industria y como fuente de ingreso fiscal, cambió definitivamente la faz del país a partir de la gran reforma de 1943.

Veamos ahora en qué contexto internacional y nacional se alcanzaron -y en qué consistieron- los acuerdos de 1943. Después puntualizaremos algunas lecciones de este proceso que nos ayuden a superar la situación actual del sector petrolero nacional.

II Los contextos internacional y nacional

El contexto internacional

Con la entrada de Estados Unidos en la Segunda Guerra Mundial, después del bombardeo japonés de Pearl Harbor en diciembre de 1941, el suministro de petróleo de Venezuela, para suplir la demanda creciente de combustibles en el Atlántico Norte, pasó a tener un rol estratégico de primer orden. En particular, después de la expropiación, en 1938, durante el gobierno de Lázaro Cardenas, de las empresas estadounidenses que operaban en México. Para 1943, Venezuela ya era el primer productor de petróleo del hemisferio occidental, después de los Estados Unidos.

En el período entre guerras el petróleo había desplazado al carbón como combustible para transporte marítimo y era imprescindible para el transporte aéreo y terrestre. Tener acceso seguro a fuentes de suministro era el objetivo estratégico más importante para ambos bandos. Estados Unidos partía con ventaja, era el primer productor del mundo. Sin embargo, además, se quería asegurar acceso a las segundas reservas más grandes de occidente.

El potencial petrolero del país estaba todavía por desarrollarse. En particular las dos empresas con mayor presencia, Creole (Exxon) y Shell, estaban más que deseosas por obtener nuevas concesiones que permitieran desarrollar el potencial que sus geólogos preveían. Sin embargo, las empresas se resistían a condiciones cada vez más duras contenidas en una sucesión de Leyes de Hidrocarburos a partir de 1920. Para el momento del inicio de la guerra, Venezuela estaba de facto cerrada al otorgamiento de nuevas áreas a la espera de mejores momentos para negociar.

Las mejores condiciones se dieron con el estallido de la guerra. Venezuela partió con una posición de fuerza y contó con la simpatía del Departamento de Estado, quien jugó un rol fundamental en traer a la mesa a las compañías y al gobierno de Venezuela. Al gobierno de los Estados Unidos le interesaba más el objetivo estratégico de asegurarse el acceso a las reservas y aumentar la producción de Venezuela que proteger los muy holgados márgenes de las empresas que operaban en este territorio.

El potencial petrolero de Venezuela quedó de manifiesto enseguida. Para 1950, el país era el segundo productor del planeta y producía más petróleo que todos los países del Medio Oriente en su conjunto [2]. Venezuela se mantuvo como primer productor y exportador de lo que después sería la OPEP hasta 1970, cuando fue sobrepasada por Irán y Arabia Saudita. Sobre los cimientos que se echaron en 1943, Venezuela fue el país productor más importante del mundo fuera de los Estados Unidos hasta principios de la octava década del siglo pasado.

El contexto nacional

Para 1943, Venezuela tenía treinta años produciendo petróleo. El país no era un novicio en la relación con las empresas productoras transnacionales [3]. Las élites nacionales habían ido aprendiendo del negocio y la importancia del petróleo.

Las primeras concesiones a los intermediarios de las empresas transnacionales en el siglo XX se otorgaron bajo el Código de Minas de 1904. Las concesiones cubrieron la casi totalidad de las tierras petroleras del occidente del país y no diferenciaron entre las regalías a pagar por la producción de petróleo y las de cualquier otra actividad minera.

En 1920 se publicó la primera Ley de Hidrocarburos, la cual mostró dos avances muy significativos que se aplicaron retroactivamente a las concesiones otorgadas bajo el Código de Minas: se pasó a cobrar una regalía específica del 15% ad valorem a la producción de petróleo y forzaron a las empresas a renunciar a la mitad del área de las concesiones otorgadas.

Si bien las empresas concesionarias reaccionaron en contra y se las arreglaron para convencer al Gobierno de cambiar algunos aspectos de la primera ley, el estado venezolano se movió a la ofensiva. En el período entre 1920 y 1938 se aprobaron ocho leyes de hidrocarburos. Cada una representando un avance en la posición del estado propietario de las reservas frente a las compañías.

El advenimiento de la guerra coincide con un consenso entre las élites para aumentar la presencia nacional en el sector petrolero manejado por capital extranjero. Por otro lado, se hace claro que aumentar la participación en las ganancias pasa por homogeneizar el mosaico de concesiones otorgadas bajo diferentes leyes, con distintas tasas de regalía y áreas bajo concesión. Esto requiere una reforma integral del sector.

Se debe aprovechar la coyuntura para renegociar todas las concesiones otorgadas hasta el momento, aumentando la partición nacional en toda la producción e internalizando la industrialización del petróleo. Esto es, construyendo refinerías en el país.

Por su parte, las compañías también están interesadas en negociar y llegar a un acuerdo para homogeneizar las condiciones contractuales con varios propósitos: tratar de contener la presión creciente del gobierno venezolano de una ley a otra; disminuir la incertidumbre respecto a cambios en el marco contractual, y desarrollar el masivo potencial petrolero del país.

El estallido de la guerra fortaleció la posición venezolana y puso presión sobre las compañías por parte de sus Gobiernos nacionales para que aumentaran la producción. Venezuela se había preparado para la negociación y las compañías se veían presionadas a negociar. Como dijimos, las negociaciones en suelo venezolano fueron catalizadas por el Departamento de Estado de los Estados Unidos.

Por la urgencia del momento, muy rápidamente se llegó a los acuerdos que detallaremos a continuación. El país no iba a ser el mismo después de los acuerdos del 43. La industria petrolera se fue haciendo cada vez más nacional. En 1951 se creó el Ministerio de Minas e Hidrocarburos. La actividad petrolera, la cual hasta entonces había dependido del Ministerio de Fomento, pasaba a tener su propio ministerio, otra muestra de la importancia del sector.

En 1952, se creó la Escuela de Ingeniería de Petróleo de la Universidad del Zulia. Pocos años más tarde seguiría la Escuela de la Universidad Central de Venezuela. Aquí se formaría una segunda generación de venezolanos, ahora profesionales de primer nivel, que haría carrera en las empresas transnacionales. Para el momento de la nacionalización en 1975, la industria era totalmente manejada por venezolanos formados en las mejores empresas internacionales. La industria era, de hecho, nacional.

III Las bases de los acuerdos

Los acuerdos alrededor de la Ley de Hidrocarburos de 1943 se pueden sintetizar en tres grupos: el acceso al recurso, el marco impositivo y la industrialización del petróleo.

1. Acceso al recurso

Todas las concesiones otorgadas hasta ese momento se renovaron por cuarenta años, con la posibilidad de extenderlas a mitad de período por cuarenta años más. La renovación fue hecha bajo un marco legal y fiscal homogéneo estipulado en la ley. Esto resolvió el problema del mosaico de concesiones con distintos períodos de concesión, regalías y otras tasas, las cuales se otorgaron bajo un código de minas y ocho leyes distintas.

El primer beneficio para el gobierno fue estandarizar las condiciones de todas las concesiones, lo cual hacía mucho más fácil su administración, supervisión y recolección de rentas. El segundo, y más importante, fue que el aumento en la participación del Gobierno por el incremento de las regalías y otros impuestos contemplados en la Ley del 43 y la entrada en vigor de la Ley de Impuesto Sobre la Renta de 1942, se aplicarían a todas las concesiones y así a toda la producción de petróleo del país.

Las compañías concesionarias también se beneficiaron de esta reforma. Establecían un horizonte temporal de largo plazo para las inversiones que se realizarían en el país. Por sus características, las inversiones petroleras, aparte de ser muy altas, se realizan al principio de la operación y tienen largos períodos de recuperación. La duración es un parámetro clave para el éxito de las concesiones. Finalmente, que se abriera la posibilidad para renovarlas a los veinte años, hasta un total de sesenta años, era un incentivo adicional para que los concesionarios aceptaran la reforma.

2. El marco impositivo

La regalía, el impuesto específico a la producción de petróleo, se aumentó a 1/6 (16.7%) del volumen de producción. Similar al más alto que se pagaban a los propietarios privados de las tierras petroleras en los Estados Unidos, el primer productor del mundo y la única referencia para ese momento.

Quizá más importante que el aumento de la tasa de regalía fue que las compañías quedaron sujetas al pago del Impuesto sobre la Renta, cuya primera ley fue aprobada en 1942 y entró en vigor en 1943. Si bien la tasa inicial fue relativamente baja (12%), ésta no era fija, sino que se cambiaba al cambiar la ley como, en efecto, sucedió.

Las empresas petroleras que operaban en el país quedaron sujetas a la soberanía impositiva del estado venezolano. Lustros más tarde, diferentes Gobiernos harían uso del aumento de la tasa de impuesto sobre la renta para, de forma unilateral y soberana, aumentar su participación en las ganancias petroleras sin necesidad de modificar la Ley de Hidrocarburos.

La reforma de la Ley de Hidrocarburos y la aprobación de la primera Ley de Impuesto Sobre La Renta se tradujeron en la duplicación de la participación del Gobierno en las ganancias, que pasaron de alrededor del 25% al 50%. Esto es, la suma de la recaudación por la aplicación de una tasa de regalía de 1/6, más la recaudación por aplicar una tasa de impuesto sobre la renta de 12%, se traduce en una participación de 50% del gobierno en el excedente operacional (ganancias brutas) de las empresas operadoras. En cambio, la regalía de 1/8, en las concesiones previas, representaba una participación de alrededor del 25%.

Hay un par de aspectos que redujeron el impacto sobre las compañías de la mayor participación fiscal del Gobierno venezolano. Uno de carácter cuantitativo, en la medida que las compañías pudieron deducir el impuesto sobre la renta que pagaban en Venezuela de los impuestos que debían pagar en los Estados Unidos. Tomando esto en cuenta, el aumento efectivo de la participación fiscal del fisco venezolano en las ganancias de las compañías fue el aumento de la tasa de regalía desde alrededor de 1/8 a 1/6. Sin embargo, el impuesto sobre la renta que antes pagaban las empresas en sus países de origen pasaba ahora a ser pagado en Venezuela.

El segundo aspecto es de carácter cualitativo. Tiene que ver con el hecho de que, en la medida en que la participación fiscal osciló alrededor del 50% (al sumar la regalía y el impuesto sobre la renta), las compañías y el Gobierno acordaron, en 1948, fijar la participación exactamente en este monto, sumando dos componentes muy distintos en su origen conceptual. El famoso 50:50 (fifty-fifty) daba una idea de equidad distributiva y congeló por tres lustros la presión del Gobierno por una mayor participación. El 50:50 les dio a las compañías una certeza de estabilidad fiscal que favoreció el crecimiento exponencial de las inversiones en el país.

De hecho, fueron las compañías las que se dedicaron a publicitar este arreglo alrededor del mundo, en particular en los nuevos desarrollos del medio oriente, con la esperanza de que la sencillez, el sentido de reparto justo y la universalización del acuerdo contuvieran la presión de los países por una mayor participación en la renta.

3. Industrialización

Éste fue quizá el aspecto más novedoso y modernizador de los acuerdos de 1943. Por exigencia del Gobierno, las compañías se comprometieron a construir en el país las refinerías para procesar el crudo venezolano.

Hasta 1943, las dos grandes compañías transnacionales concesionarias refinaban parte del crudo que producían en el país en las Antillas Neerlandesas, la Shell en Curaçao y la Creole en Aruba. La Shell construyó la Refinería de Cardón, la cual entró en operación en 1949 con una capacidad de refinación de 30.000 barriles diarios. La Creole construyó la de Amuay, que entró en operación en 1950 con una capacidad 60.000 barriles diarios. En 1997, bajo el control de PDVSA, estas dos refinerías se integraron en el Complejo Refinador de Paraguaná, con una capacidad de refinación conjunta de 940.000 barriles diarios. Para el momento, el complejo refinador más grande del mundo.

Que el Gobierno de Venezuela, en 1943, haya incluido la industrialización del crudo en el país como parte de los acuerdos es un aspecto que demuestra cuánto valoraban las élites nacionales la actividad productiva petrolera más allá de convertirse en la primera fuente de ingresos fiscales. Esto es digno de destacarse.

La magnitud y calidad de los empleos reclamados por la industria petrolera para la exploración, producción, transporte, procesamiento y comercialización de los hidrocarburos conllevaron a que las universidades nacionales tuvieran demanda creciente no sólo de geólogos e ingenieros de petróleo, sino también de ingenieros químicos, mecánicos, eléctricos e industriales. Además, se crearon en el país escuelas técnicas industriales para formar tecnólogos en estas áreas y, no menos importantes, escuelas artesanales para formar soldadores, electricistas e instrumentistas, entre otros. Obviamente, esto iría acompañado de la formación de profesionales en las más diversas ramas del conocimiento. La industria petrolera fue la puerta de entrada del país en la modernidad.

No es el propósito de este ensayo entrar en un análisis pormenorizado de la Ley de Hidrocarburos de 1943, pero que fue una ley robusta, bien pensada y redactada queda demostrado por su duración y versatilidad. Duró hasta el año 2002, cuando el Gobierno que tomó posesión en enero de 1999 decidió que el ejecutivo tomara control directo de la política petrolera, para lo cual tuvo que terminar con toda la institucionalidad anterior.

IV La comparación 1943 – 2018

Para derivar lecciones que nos permitan hacer un conjunto de propuestas para la reconstrucción del sector petrolero nacional es necesario puntualizar la comparación entre la situación actual y la de hace setenta y cinco años en relación con el petrolero.

1. Comparación de la industria petrolera

Industria

  • Como hace 75 años, en la actualidad, el país produce muy por debajo de lo que permite la magnitud de sus reservas. En 1943, por falta de infraestructura de producción. En la actualidad, por total deterioro de la infraestructura existente.
  • En 1943 no existían empresas importantes de capital nacional. Hoy en día, PDVSA mantiene el control monopólico de la producción directamente o en sociedad, a través de Empresas Mixtas, con compañías privadas extranjeras. PDVSA es un cascarón vacío sin capital, conocimiento ni personal especializado. Quienes mantienen la producción son las empresas extranjeras.
  • Para el momento de la reforma, el país prácticamente no tenía personal técnico especializado en ningún segmento del negocio petrolero. Quienes levantaron la industria tuvieron que venir del exterior o, eventualmente, ser formados en el país. En la actualidad, el país ha perdido la casi totalidad de los profesionales y técnicos petroleros especializados. Para la reconstrucción deberán venir del exterior y una nueva generación deberá ser formada en el país.
  • El desarrollo de la infraestructura de producción en 1943 la realizaron empresas extranjeras que aportaron el capital, el conocimiento, la mano de obra calificada y la capacidad de ingeniería inexistentes en el país. La reconstrucción del sector petrolero en la actualidad la van a tener que hacer empresas privadas que aporten el capital, el conocimiento, la mano de obra calificada y la capacidad de ingeniería, de la cual carece PDVSA.

Inversión 1947-58

  • La inversión en los quince años entre 1943 y 1958 fue masiva. Fue la necesaria para multiplicar por cinco la producción donde no había prácticamente infraestructura de ningún tipo. No sólo fue la inversión necesaria para desarrollar la infraestructura propiamente petrolera -la producción, el transporte, refinación y facilidades de embarque-, sino toda la infraestructura periférica, transporte terrestre y lacustre, potencia eléctrica y servicios de agua. No olvidemos que, para la época, las zonas de producción petrolera eran remotas, escasamente pobladas y sin prácticamente ninguna infraestructura moderna.
  • La inversión para desarrollar la infraestructura de producción pasó de $1.200 a $4.000 millones entre los años 1947 y 1958. La inversión promedio anual en los doce años entre el 47 y el 58 fue de 2.300 millones de dólares. En dólares de hoy en día, la inversión en 1947 y 1958 fue de $13.100 y $34.800 millones, respectivamente. La inversión promedio anual en el período, en dólares de hoy, fue de $22.000 millones. Como vimos más arriba, esto permitió aumentar la producción de 1,2 a 2,6 millones de barriles diarios, un crecimiento promedio anual de 130 mil barriles diarios.

Inversión actual necesaria: período de once años

  • A pesar de que la inversión para recuperar la producción en la actualidad se va a realizar sobre infraestructura existente, la inversión necesaria va a ser también considerable por razones de distinto tipo. En primer lugar, el deterioro evidente y significativo de la infraestructura de producción, la propiamente petrolera y la periférica. Buena parte de la infraestructura va a tener que ser reconstruida. Además, hay un conjunto de razones geológicas por las cuales se requerirá mayor inversión por barril de capacidad hoy en día que hace setenta y cinco años.
  • Primero, la pérdida de productividad de los yacimientos en las áreas tradicionales, después de casi un siglo de producción. El agotamiento de los yacimientos en las áreas tradicionales de occidente y oriente se traduce en una mayor tasa de declinación de la producción. La tasa de declinación actual está alrededor del 15%. Si no se invierte, entonces la producción cae en un 15% por año (eso es lo que ha estado sucediendo en años recientes). Hace 75 años, con yacimientos mucho más jóvenes, la tasa de declinación era cercana a cero. Suponiendo una producción y tecnologías similares, hoy en día hay que invertir un 15% de la inversión original sólo para mantener el nivel de producción de año en año.
  • Segundo, sin embargo, hoy día las tecnologías para producir en las áreas tradicionales son más complejas y costosas que las que se requerían en los mismos yacimientos, más productivos, en los cuarentas. No sólo que la producción declina por pérdida de energía de los yacimientos, sino que la inversión necesaria por unidad de volumen producida es también mucho mayor.
  • Tercero, la Faja Petrolífera del Orinoco es la provincia petrolera en la cual puede crecer la producción en forma sostenida en los próximos lustros y la inversión necesaria es mucho mayor. El crudo de la Faja es extrapesado, más difícil de extraer y transportar y, además, tiene impurezas como azufre y metales, con lo cual es más costoso de mejorar antes de exportarlo. La inversión en la faja forzosamente debe ser vista integralmente, desde la producción a los mejoradores. La producción en la Faja es una función discreta con saltos cuánticos en la medida que se van instalando módulos de mejoramiento asociados a producción adicional. La inversión por unidad para llegar a crudos mejorados en la faja es mucho mayor que la necesaria para obtener crudos similares en áreas nuevas de crudos livianos y medianos.
  • A continuación, elaboro nuestro estimado de la inversión requerida para crecer a 130 mil barriles diarios por año durante los once años siguientes al que se hagan las reformas institucionales necesarias para abrir el sector petrolero a la inversión privada directa, como veremos más abajo. El volumen de crecimiento anual y el período son similares al monto y al período entre 1947 y 1958 para hacerlos comparables. En términos volumétricos, esto llevaría la producción desde alrededor de 2,000 millones de barriles diarios el primer año hasta 3,400 millones de barriles diarios el año once. Casualmente, un monto similar al que se produjo en el año 1998, justo antes de iniciarse la destrucción del sector petrolero nacional.
  • Como argüimos más arriba, la inversión requerida para hacer crecer al sector tiene dos componentes de importancia y montos similares. La inversión necesaria para compensar la declinación natural de los yacimientos y consolidar la base sobre la cual crecer y la inversión propiamente requerida para crecer cada año 130 mil barriles diarios. Como dijimos, la tasa de declinación es de aproximadamente del 15% anual. Para mantener una producción de 2,000 millones de barriles diarios, cada año hay que compensar los 300 mil barriles diarios en los que declina la producción. Supondremos que para consolidar la base de producción el primer año será necesario invertir alrededor de $9.000 millones [4]. Supondremos, además, que la producción crecerá modularmente y que la inversión necesaria para aumentar la capacidad en 130 mil barriles cada año será de $10,000 millones. Esto significa que para llegar a 2,130 millones el primer año será necesario invertir alrededor de $19,000 millones. Después, cada año, será necesario hacer la inversión para compensar la declinación del 15% de una base que irá creciendo e invertir $10,000 millones para crecer en 130.000 barriles diarios. En el año once la inversión necesaria para llegar a la meta de 3,4 millones de barriles diarios será aproximadamente de 22,400 millones de dólares: $12,400 para consolidar la base y $10,000 para crecer los últimos 130 mil barriles diarios. Casualmente, la inversión promedio anual de este plan de expansión de once años es de $22,200, el mismo promedio, en dólares de hoy en día, que se requirieron para la expansión de la producción entre 1947 y 1958.

2. Impacto económico de la inversión del sector petrolero

Tamaño de la economía en 1950 vs. 2018

  • Para comparar el impacto de la expansión del sector petrolero hoy en día sobre la economía nacional en relación con el impacto que tuvo sobre la economía hace setenta y cinco años hay que comparar primero el tamaño relativo de la economía en 2018 con el de la economía en 1950, el primer año para el que se tienen cifras.
  • En los últimos cuatro lustros, la economía se ha contraído a menos de la tercera parte de su tamaño a finales de los noventa. Estimados extraoficiales colocan el PIB de 2018 en $94.000 millones y el estimado de población es de 29 millones. Esto es, un producto por habitante de 3,200 dólares. Como vimos más arriba, en dólares de hoy en día, el PIB de 1950 fue $39.000 millones, con una población de 5,2 millones. El producto per cápita de 1950 medido en dólares de hoy en día fue de $7.700. Esto es 2.4 veces mayor que el producto por habitante en la actualidad.
  • El PIB actual es 2,4 veces mayor que el de 1950, sin embargo, en la medida que la población hoy es 5,6 veces mayor, normalizado por población, el ingreso actual por habitante es un 40% del de 1950. Lo que es lo mismo, la producción por habitante en 1950 era un 140% más alta que la de hoy en día.

Impacto 1950

  • La inversión en la producción de petróleo en 1950 fue, medido en dólares de hoy en día, $17.300 millones. Como vimos más arriba, el PIB de 1950, en dólares de hoy, fue de $39.000 millones. Sólo la inversión en producción de petróleo fue un 49% del PIB. Un impacto masivo, el cual explica la transformación del país. Para el promedio del período 1950-58 la inversión en la producción de petróleo como fracción del PIB fue del 47%.

Impacto 2018

  • Como vimos, la inversión necesaria para consolidar la producción de petróleo en 2,0 millones de barriles diarios y crecer en 130 mil barriles diarios se estima en 19.000 millones de dólares. Este monto como fracción del PIB actual, de 94.000 millones de dólares, es del 20%. Una fracción muy grande por donde quiera que se le vea y sobre la cual elaboraremos. Sin embargo, es un 40% del impacto relativo de la inversión en la expansión entre 1943-58.

Comparación cualitativa

  • Al igual que en 1943, en la medida que se den las condiciones propicias, el sector petrolero es el único capaz de atraer inversión extranjera directa en forma significativa.
  • En 1943, Venezuela tenía una capacidad doméstica prácticamente inexistente en cuanto a responder a las demandas de bienes y servicios y mano de obra especializada requeridos para la expansión de la industria petrolera. En la actualidad, la economía se ha reducido a la tercera parte, se ha desmantelado buena parte del aparato productivo doméstico y ha emigrado la casi totalidad de la fuerza de trabajo especializada requerida para la reconstrucción del sector petrolero. Sin embargo, las demandas que se deriven de la inversión petrolera pueden tener una respuesta relativamente rápida en la producción doméstica, en todo caso, mucho mayor y más rápida que en la década de los cuarenta. El aparato productivo doméstico tiene una gran capacidad ociosa, el sector privado puede obtener financiamiento externo para adecuar su infraestructura de producción y los profesionales y técnicos, ante salarios atractivos y estabilidad política y económica, pueden regresar a reactivar la economía nacional.
  • Los efectos multiplicadores de la cuantiosa inversión petrolera requerida pueden ser mucho mayores, por la precariedad de la economía y la magnitud de la inversión, que los vistos desde la expansión de 1943 y sólo comparables a aquéllos en la historia económica venezolana.
  • Finalmente, el sector petrolero por su magnitud y vinculación internacional es el único capaz de responder con fuerza a estímulos externos, derivados de la demanda mundial de petróleo.

3. Mecanismos de recaudación fiscal y de acceso al territorio

Recaudación fiscal

  • Los mecanismos de recaudación del ingreso fiscal son hoy en día exactamente los mismos que los contenidos en la Ley del 43: una regalía fija ad valorem sobre la producción y una tasa específica de impuesto sobre la renta sobre las ganancias de las empresas que operan en el sector, después del pago de la regalía. Sin embargo, ambos parámetros han cambiado en el tiempo.
  • La tasa de regalía mínima contenida en la Ley del 43 fue de 1/6. Con el caveat que, por razones económicas, para alargar la vida útil de un yacimiento o hacer rentable el desarrollo de nuevas áreas, esta tasa se podía bajar, previa aprobación del Congreso. La Ley de Hidrocarburos de 2002 aumentó la tasa de regalía a un 30%.
  • Por su parte, como dijimos, la tasa de impuesto sobre la renta de la ley que entró en vigencia en 1942 fue del 12%, la cual, para los precios y costos de la época, al combinarla con la tasa de regalía de 1/6 conllevó al famoso acuerdo de 50:50. Esta distribución perduró hasta 1958 cuando, con la aplicación del famoso decreto Sanabria, estableció que, por ser conceptualmente distintas, la regalía y el pago de impuesto sobre la renta no se debían sumar para el cálculo del 50%. Las operadoras debían pagar primero la regalía, considerada como el costo del recurso, después la tasa de impuesto sobre la renta debía ser tal que la participación del Estado fuera del 50% sobre las ganancias. Esto es el 50% sobre las ganancias después de costos y regalía. De esta manera la distribución del excedente operacional pasó a ser 60:40 a favor del Estado. Roto el celofán del 50:50, el Estado a lo largo de los sesentas aumentó repetidas veces el impuesto sobre la renta hasta llegar a una tasa del 67.7% en 1970, con lo cual, para los precios y costos de la época, representó una distribución de 90:10 a favor. Junto con la aprobación de la Ley de Hidrocarburos de 2002 se modificó la Ley de Impuesto Sobre la Renta y se redujo la tasa para las actividades petroleras a un 50%
  • En resumen, hoy en día la tasa de regalía es del 30% y la de impuesto sobre la renta es del 50%, comparado con una tasa regalía del 16.7% y de impuesto sobre la renta del 12% en 1943.
  • En términos analíticos, el mecanismo de recaudación de la regalía es el más primitivo que existe y los únicos datos necesarios para calcular su monto son el volumen producido por concesión y el precio en boca de pozo. La simplicidad del mecanismo tiene como contraparte que introduce un buen número de distorsiones en la economía de la producción de petróleo:
  • En la medida que la tasa de regalía aumenta los costos, mientras más alta la tasa, más temprano el abandono de pozos todavía con vida útil, dados un precio y unos costos operacionales.
  • De la misma manera, mientras más alta la tasa de regalía mayor el número de yacimientos que no será económico desarrollar dado un precio y unos costos operacionales.
  • Finalmente, y muy importante, en la medida que la regalía es fija, la participación del Estado en el superávit operacional disminuye en la medida que aumentan los precios o aumenta la productividad de los yacimientos y, por el contrario, es mayor la participación del Gobierno cuando los precios caen o disminuye la productividad de los yacimientos.
  • La lógica económica debería ser la contraria. El Estado, como dueño del recurso, debería aumentar su participación en las ganancias en la medida que los precios suben, reflejando escasez relativa del recurso de su propiedad, o en la medida que aumenta la productividad de sus yacimientos. Por el contrario, su participación debería disminuir en la medida que caen los precios, reflejando abundancia relativa del recurso o cuando cae la productividad de sus yacimientos para mantener la actividad económica dado un precio y unos costos operacionales.

Acceso al territorio

  • Hace 75 años, primero el Ministerio de Fomento y luego el Ministerio de Minas e Hidrocarburos otorgaban las concesiones en un proceso de negociación directo con las empresas privadas. Como vimos, las concesiones eran por cuarenta años renovables a mitad de período. Hoy en día, la empresa estatal PDVSA tiene una concesión que cubre todo el país y de facto el monopolio de acceso al territorio. Las empresas privadas ganan acceso al territorio a través de las Empresas Mixtas en un proceso de negociación directo con PDVSA. Las empresas mixtas firman contratos con PDVSA de veinticinco años de duración, período durante el cual tienen acceso a una fracción de la producción de crudo, equivalente a su participación accionaria en la empresa mixta. El mecanismo de selección de las empresas privadas que tendrán acceso al recurso es tan discrecional hoy como en 1943.

4. Entornos nacional e internacional

Entorno nacional

  • Con la excepción del interregno democrático 1945-48, los regímenes en el período 1943-58 fueron regímenes autocráticos. Los diferentes gobiernos a lo largo del período mantuvieron una orientación consistente de expansión del sector petrolero respetando y haciendo cumplir los acuerdos de 1943. Debe quedar claro que en el trienio democrático tampoco hubo ningún intento de alterar la letra ni el espíritu de los acuerdos. Esto llegaría hasta 1958.
  • El régimen que ha gobernado al país en las últimas dos décadas es un régimen autocrático, el cual ha tomado control total del Estado. A diferencia de los gobiernos del período 43-58, el régimen actual ha mostrado, desde su origen, una actitud antagónica al desarrollo del sector petrolero. Primero, se enfrentó a la fuerza laboral de PDVSA en 2002-3, despidiendo a la mitad de los empleados y a dos tercios de los profesionales y técnicos. La empresa nunca se recuperó de la masiva pérdida de personal. Los profesionales que permanecieron han ido abandonando la empresa, en particular en el último lustro. La producción propia de la empresa no llega ahora a 400 mil barriles diarios respecto a 3,6 millones hace veinte años. Además, el Gobierno terminó convirtiendo a PDVSA en un brazo del ejecutivo. Se puede afirmar que la Empresa es ahora un cascarón vacío. Finalmente, el Gobierno expropió en 2007 un buen número de empresas privadas, nacionales y extranjeras, que operaban en el sector petrolero.
  • Si bien son similares en su carácter no democrático, las visiones petroleras de los gobiernos de los períodos 43-58 y 99-18 fueron diametralmente opuestas. El que se inicia en 1999 termina por destruir la industria que creció sobre los cimientos de 1943. De hecho, lo robusto de la Ley de 1943 queda de manifiesto en que se mantuvo vigente, con modificaciones, hasta 2002.
  • La reconstrucción del sector petrolero en un régimen de libertades democráticas y económicas va a requerir de un muy amplio consenso político que dé sustento a la reforma necesaria y cree confianza entre los inversionistas. El consenso deberá también incluir las élites económicas del país. Dado el largo período de recuperación de las grandes inversiones hechas al principio, los inversionistas castigan la potencial inestabilidad de un país a la hora de jerarquizar su portafolio mundial de inversiones. La percepción de estabilidad es fundamental para atraer inversionistas

Entorno internacional

  • La expansión del sector petrolero en 1943 contó con apoyo internacional. Si bien los acuerdos fueron impulsados por la emergencia de la guerra, el incremento de la producción petrolera nacional fue para abastecer los mercados “naturales” de nuestro país. Esto es, los mercados en expansión más cercanos a los puertos de embarque nacionales. La expansión de la producción fue para abastecer los mercados del Atlántico Norte, en particular en Europa y Canadá, y los de la cuenca del Caribe y los Estados Unidos.
  • Hasta la segunda guerra, Estados Unidos fue el primer exportador de petróleo del mundo. De hecho, hasta finales de los cincuenta el precio en Estados Unidos fijó el precio mundial, mediante la fórmula “Gulf Plus”. El costo marginal de producción de Estados Unidos fijaba el precio mundial. Esto hizo muy rentable la producción en Venezuela. En la medida que Estados Unidos dejó de ser exportador para pasar a ser importador neto, Venezuela, naturalmente, tomó lo mercados que dejaba Estados Unidos y suplió la brecha creciente de ese país. La producción de Venezuela siguió creciendo hasta 1970 orientada esencialmente a los mercados del hemisferio occidental.
  • Además, con la construcción de las Refinerías de Cardón y Amuay, a finales de los 40s, Venezuela se convirtió en el gran exportador de productos del hemisferio occidental después de los Estados Unidos. Venezuela desarrolló importantes mercados de productos en la Costa Atlántica canadiense, el Caribe, Centro y Sur América.
  • La contracción de la producción de petróleo a partir de 1999 ha venido acompañada del abandono de los mercados naturales de Venezuela en el Atlántico Norte, Europa y Canadá, y el hemisferio occidental, en particular los de los Estados Unidos y Sur América. A favor de mercados asiáticos, China e India, con menores rendimientos que los mercados naturales y la expansión de las exportaciones a Cuba y los otros países miembros de PETROCARIBE, a los cuales se vende a descuento o a pérdida.
  • La reconstrucción del sector petrolero venezolano deberá apoyarse en un amplio apoyo internacional, en particular de los países democráticos del hemisferio occidental. En el propio hemisferio hay mercado más que suficiente para colocar la producción incremental venezolana en la década que siga al proceso de reconstrucción. El apoyo se puede concentrar en el ámbito de lo propiamente político. Las ventajas comparativas y competitivas del sector petrolero venezolano le permitirán, en la eventual reconstrucción del sector, recuperar los mercados naturales que suplió en el pasado. Esto, eventualmente, se puede enmarcar en acuerdos de seguridad energética de los países con los que Venezuela tuvo por décadas acuerdo de cooperación política y económica.
  • Más importante, en Latinoamérica y el Caribe, no se ha construido un barril de capacidad adicional de refinación en las últimas dos décadas. Las importaciones de productos refinados en el resto del hemisferio, con excepción de Estados Unidos, no ha hecho sino crecer. Esto abre una oportunidad de mercado única al muy subutilizado y deteriorado plantel refinador venezolano. Como fue el caso hace 75 años. La reconstrucción del sistema de refinerías a su capacidad de hace veinte años tendrá mercados asegurados en países cercanos a precios competitivos.
  • En la misma línea, en Estados Unidos, aparte del propio sistema CITGO, hay capacidad de refinación de crudos extrapesados (como los venezolanos) de refinerías que se adaptaron para tomar los crudos mexicanos y venezolanos, que combinados producían casi siete millones de barriles hace veinte años. La producción de México y Venezuela ha caído en casi tres millones de barriles, lo cual significa que hay capacidad de refinación en Estados Unidos, capaz de tomar la producción incremental venezolana y procesarla con rendimientos óptimos. Sin embargo, para que esto suceda se deben hacer contratos de largo plazo que sean creíbles para los dueños de estas refinerías.

V Lecciones

Ahora estamos en condiciones de puntualizar las principales lecciones que nos dejan las reformas de 1943, en los ámbitos económico, institucional y político, para ser aplicadas en la coyuntura actual como instrumento para apalancar la recuperación económica del país.

1. Ámbito económico:

  • La expansión del sector petrolero entre 1943 y 1958 tuvo un masivo impacto sobre el desarrollo económico nacional. En particular por el tamaño de las inversiones en la infraestructura de producción respecto al de la economía venezolana. Además, la construcción del complejo refinador en la península de Paraguaná se añadió al impacto del desarrollo de la infraestructura de producción.
  • Aunque menor en términos relativos, la inversión petrolera para recuperar la infraestructura de producción, transporte y manufactura de hidrocarburos en el momento actual puede tener también un impacto único en la recuperación de la economía nacional. En todo caso, mucho mayor que el de ningún otro sector económico. Además, la infraestructura ociosa de capacidad de ingeniería y manufactura nacional permitirían a estos sectores responder más rápidamente que hace setenta años, cuando simplemente no había esa capacidad en el país. Finalmente, la creación de empleos de calidad, bien remunerados, abrirá espacio y estimulará el retorno de profesionales y técnicos especializados al país.
  • Adicionalmente, y muy importante, la gran inversión en la expansión del sector petrolero en 1943, y la requerida para su recuperación en la actualidad, tuvo y tendrá el efecto de un cambio radical en las expectativas y confianza respecto al desarrollo de la economía venezolana, generando un efecto virtuoso de estímulo a la inversión en la economía en general.

2. Marco institucional y político

  • La estabilidad, o al menos la sensación de estabilidad, jurídica y fiscal resulta fundamental para la materialización de cualquier inversión. En particular en el caso de la inversión petrolera tanto por su magnitud como porque se hace al principio, para varias décadas. La inversión es un costo hundido en un activo que no tiene un uso alternativo. El desarrollo de un campo de petróleo o una refinería se deprecian a lo largo de décadas y una vez realizada la inversión es irreversible.
  • Los acuerdos del cuarenta y tres tuvieron tres bases que le dieron mucha estabilidad institucional: (i) en lo fiscal, el 50:50, que dio una sensación de equidad distributiva, era de muy fácil cálculo y mientras los volúmenes crecieron en forma cuántica con ellos subió la recaudación por regalía, aun a precios constantes; (ii) que las concesiones fueran otorgadas por cuarenta años, pudiéndose extender a mitad de período y (iii) que los acuerdos básicos fueran refrendados por una Ley de la República, sólida, explícita y bien redactada. Tanto así que duró sesenta años.
  • Finalmente, si bien bajo regímenes autocráticos, con la excepción del trienio 45-48, en los quince años entre el 43 y el 58, el país disfrutó de estabilidad institucional y política, lo cual creó el ambiente para que se multiplicara la inversión y la producción petrolera.
  • Además, como hemos reiterado, el contexto internacional fue el más favorable para el desarrollo de la producción para abastecer los mercados naturales, dada la ubicación geográfica del país.
  • Los aspectos de acceso al territorio, el marco impositivo, la industrialización y la estabilidad institucional y política son precisamente los que vamos a abordar a continuación en las propuestas básicas para crear las condiciones que incentiven la inversión necesaria para la reconstrucción del sector petrolero nacional.

VI Propuestas

Tomando como referencia el impacto transformador de la realidad nacional que en su momento tuvo la reforma de 1943 y analizadas las similitudes y diferencias respecto a la situación actual, estamos en condiciones de hacer las propuestas mínimas necesarias para la recuperación del sector petrolero nacional sobre la base de una masiva inversión extranjera directa.

1. Acceso al recurso

Agencia reguladora

Hoy en día PDVSA tiene el monopolio del acceso directo a las reservas. De hecho, los inversionistas privados tienen acceso al recurso, bien a través de empresas mixtas o contratos de servicio con la empresa estatal. Esto no es menor, dos tercios de la producción nacional la llevan a cabo empresas privadas a través de las empresas mixtas. En la práctica, el sector petrolero nacional está privatizado, bajo un marco que reserva el monopolio de la producción a la empresa estatal. PDVSA hoy día no está en condiciones técnicas ni gerenciales, ni le es conveniente desde un punto de vista operacional, de ser la contraparte nacional de las empresas privadas.

Si se quiere expandir ostensiblemente la inversión y la producción, las empresas privadas grandes, medianas y pequeñas van a exigir condiciones de seguridad sobre sus inversiones al menos similares a las de los otros países petroleros de América Latina. Los grandes productores de hidrocarburos de la región Brasil, Colombia, México y Perú han todos creado agencias reguladoras no productoras independientes para que sean la contraparte nacional de las empresas privadas.

A continuación, describimos el propósito y las características básicas de esta agencia y después puntualizaremos los requerimientos mínimos para la recuperación de PDVSA como empresa petrolera si se considera necesario para el país.

El estado venezolano tiene el deber y el derecho de administrar el recurso natural para beneficio del país. La creación de una agencia reguladora administradora del recurso natural reafirma la propiedad estatal-nacional de las reservas. El estado, en su carácter de propietario del recurso, administra su explotación por empresas privadas o públicas, nacionales o extranjeras. El Estado licita la adjudicación de tierras con potencial de desarrollo de hidrocarburos, mediante un proceso licitatorio de un conjunto de parámetros que pueden incluir desde un bono de entrada, más allá del pago de regalías, hasta programas mínimos operativos o de contenido y empleo local.

Los roles básicos de la agencia regulatoria son:

  • Hacer el inventario del potencial de las reservas de hidrocarburos con diferentes grados de certeza. Hacer la caracterización de las reservas, sus costos estimados de producción y su valor monetario bajo distintos escenarios de precios. Acumular toda la información geológica de las tierras que contienen hidrocarburos en el país.
  • Implantar las políticas del ejecutivo para la apertura de territorios, nuevos o ya en producción, los cuales pueden ser sujetos de inversión y producción adicional, a procesos licitatorios para atraer inversión y desarrollar las reservas de hidrocarburos que puedan contener.
  • Preparar el proceso licitatorio bajo los lineamientos del ejecutivo. Llevar adelante el proceso licitatorio y seleccionar a los ganadores. Prepara los contratos a ser firmados entre el ejecutivo en representación de la nación propietaria de las reservas y las empresas que las van a desarrollar.
  • Supervisar el fiel cumplimiento de los contratos en representación de la nación propietaria, auditar la producción y todos los parámetros contenidos en los contratos. Asegurar, junto a las otras agencias responsables, el cumplimiento de las licencias sociales y ambientales.

La creación de una agencia reguladora de propósito especial de clase mundial requiere al menos de dos condiciones especiales.

Primero, la agencia requerirá personal altamente especializado como geólogos, ingenieros de petróleo y de reservorios, especialistas en la evaluación financiera de negocios petroleros, y abogados especializados en la elaboración de contratos petroleros, todos de calidad internacional.

Segundo, la calidad de este personal es fundamental para el manejo de contratos de largo plazo y se debe evitar que cambien con los ciclos políticos. De hecho, el directorio de la agencia debería ser elegido sobre la base de méritos profesionales en forma escalonada sin coincidir con los ciclos políticos. La agencia se deberá manejar con el grado de independencia que tiene el Banco Central en la mayoría de los países. Ambas entidades manejan acervos fundamentales de la nación, uno, la base monetaria y las reservas internacionales, el otro, las reservas de petróleo.

Obviamente, la creación de un regulador independiente le quitaría el poder a PDVSA de ser la administradora del recurso natural. Sin embargo, éste es un rol que no le corresponde. De hecho, deslastrar la empresa estatal de su rol de administradora del recurso le permite focalizarse en funcionar más eficientemente como empresa petrolera, el cual es su objetivo fundamental.

La reforma pionera en la creación de una agencia reguladora no operadora e independiente fue la de Noruega con la puesta en marcha del Norewian Petroleum Directorate (NPD), el 14 de julio de 1972.

El modelo noruego ha sido replicado por cuatro grandes productores de la región y es el camino lógico para Venezuela. A continuación, las agencias reguladoras por país, su fecha de creación y las empresas estatales que se han beneficiado de ello:

Perú: PERUPETRO, 20 de agosto 1993. PETROPERU.

Brasil: Agéncia Nacional do Petróleo (ANP), 7 de agosto 1997. PETROBRAS.

Colombia: Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), 26 de junio 2003. ECOPETROL

México: Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), 28 de noviembre 2008. PEMEX.

La CNH de México ha pasado a jugar un rol mucho más activo después de la reforma energética 2013 – 2014. La reforma se tradujo en la apertura a la inversión privada directa en áreas hasta entonces bajo el control monopólico de PEMEX. Ha sido la CNH quien ha llevado adelante las distintas rondas licitatorias de apertura de áreas a la inversión privada. La reforma mexicana es todavía muy reciente para juzgar su impacto sobre el desempeño del sector de hidrocarburos en general y de PEMEX en particular.

En los casos de Perú, Brasil y Colombia, la reforma se ha traducido en un mucho mejor desempeño del sector en su conjunto y de las respectivas empresas estatales, comparados con los otros países petroleros de América Latina y el Caribe [5].

2. Marco impositivo

La base de reservas de hidrocarburos de Venezuela es muy diversa. Desde las reservas de crudos pesados en occidente, a las reservas de crudos livianos en oriente, las reservas de crudos extrapesados de la Faja o las reservas de crudos livianos a ser desarrolladas costa afuera. Lo mismo para las reservas de gas, desde las reservas desarrolladas de gas en tierra en oriente a las reservas a ser desarrolladas en el Golfo de Venezuela o costa afuera, al norte de Paria, o los hidrocarburos a ser desarrollados en la Plataforma Deltana.

La diversidad de las reservas y de las tecnologías de desarrollo, llevan asociados muy distintos costos de producción. De la misma manera, todos estos hidrocarburos, por sus características y usos, tienen precios de mercados de amplio espectro.

Esto significa muy diferentes niveles de renta en el desarrollo de cada uno de estos hidrocarburos. Esto es, muy distinto superávit operacional, entendido como la diferencia entre el precio y los costos operacionales para el desarrollo de cada uno de ellos. Estas rentas se deben distribuir entre el Estado propietario de las reservas y las empresas que las desarrollan y las llevan al mercado.

Lo anterior se traduce en que un mismo esquema impositivo, por ejemplo, una regalía fija, para toda la producción puede introducir importantes distorsiones. Éstas pueden provocar que bien el Estado deje de percibir rentas que legítimamente le corresponden, en favor de ganancias extraordinarias para las empresas, o que la participación desmesurada del Estado desincentive la inversión privada o conlleve al abandono temprano de yacimientos aún rentables, con las tecnologías conocidas.

Por ello es que en el mundo se han desarrollado esquemas de regalías variables en las cuales la participación del Estado aumenta en la medida que las rentas aumentan, bien por la productividad de los yacimientos, la calidad de los hidrocarburos o aumento de los precios, por la escasez relativa de hidrocarburos, y de la misma manera la participación del Estado en las rentas disminuye por baja productividad de los yacimientos, hidrocarburos de peor calidad o disminución de los precios, por abundancia de oferta en los mercados.

Una tarea fundamental es que la agencia de hidrocarburos diseñe sistemas de regalías variables para las distintas áreas hidrocarburíferas del país, que aseguren que el Estado se beneficie más que proporcionalmente de los aumentos de renta debido a aumentos de precio, calidad de los hidrocarburos o productividad de los yacimientos y, al mismo tiempo, su participación cae en forma más que proporcional ante las caídas de renta a fin de garantizar la rentabilidad de las empresas y la continuidad operacional del sector.

3. Industrialización

PDVSA

Como en la reforma del 43, un objetivo fundamental de la reconstrucción del sector petrolero en la actualidad ha de ser maximizar el efecto industrializador de la inversión. Sin embargo, una diferencia básica entre el 43 y ahora es la presencia de la empresa estatal PDVSA, la cual si bien produce por sí misma alrededor de un 15% de lo que producía hace veinte años, es la propietaria del grueso de la infraestructura de producción, si bien inoperativa, del país, además de toda la infraestructura de transporte y refinación. Entonces una primera pregunta a responder al hablar de la reconstrucción del sector petrolero nacional es ¿qué hacer con PDVSA? Para responder esta pregunta iremos por partes:

  • En primer lugar, hay que separar las actividades propiamente petroleras de la colcha de retazos que actualmente es PDVSA. Separar todas las actividades que no son petroleras que van desde distribución de alimentos a la construcción de viviendas. Cuanto menos hay que separar las contabilidades y operaciones de las actividades petroleras de las que no lo son. Desenterrar la empresa petrolera de todo el cúmulo de actividades que se le han tirado encima.
  • Una vez identificada la empresa petrolera en sus segmentos de producción, transporte, manufactura y mercadeo, se debe proceder a realizar auditorías financieras y operacionales de PDVSA, para saber a ciencia cierta cuánto petróleo se produce y cuánto se refina en el país a qué costos y a qué precios se vende. Y también cuál es la situación financiera de la empresa, en particular respecto a las obligaciones y carga financiera que se desprenden de la deuda externa que se ha obligado a asumir la empresa.
  • Si el Ejecutivo decide mantener total o parcialmente PDVSA, y gradualmente reconstruirla en competencia con empresas privadas, se debe tomar en cuenta que la empresa estatal no cuenta hoy ni con el recurso humano, la capacidad de ingeniería o la capacidad de ahorro para llevar a cabo la reconstrucción de su infraestructura.
  • La capacidad de PDVSA de acudir a los mercados para financiarse es nula por varios años, con lo que le queda a la empresa es asociarse con empresas privadas que aporten recursos de capital y humanos.
  • Seguramente esto será más fácil si PDVSA se segmenta en cuanto menos tres empresas de producción, transporte y refinación y se producen asociaciones específicas en cada uno de los segmentos. Sin duda, lo anterior requerirá que las transferencias de crudos y productos entre segmentos se hagan a precios internacionales.

Empresas internacionales

Es importante que las empresas inversionistas privadas maximicen sus compras locales de bienes y servicios y la contratación de empleados, profesionales y técnicos venezolanos. Un incentivo importante a este fin es que en el proceso licitatorio para el desarrollo de recursos se ponga como uno de los parámetros licitatorios la contratación de empleo local y las compras nacionales. También se debe contemplar como parte de los pliegos contractuales la asociación con empresas locales.

Adicionalmente, en los contratos con las empresas inversionistas se pueden incluir cláusulas de transferencia de tecnologías a empresas nacionales. Y como se planteará a continuación, a Fondos Nacionales de Investigación y Desarrollo en la producción, transporte y manufactura de hidrocarburos.

Investigación y desarrollo

Una pérdida muy significativa, y no suficientemente reconocida, en el proceso de destrucción de PDVSA ha sido la pérdida del Instituto de Tecnología Venezolana del Petróleo (INTEVEP). En su momento fue el centro líder de investigación y desarrollo en tecnologías para la producción transporte y transformación de hidrocarburos de América Latina y de los más importantes del mundo.

Recrear un centro de investigación y desarrollo en temas de hidrocarburos debe ser una de las piedras angulares que aseguren la industrialización y el mayor valor agregado en la cadena de los hidrocarburos en el país.

4. Estabilidad política e institucional

Ésta es quizá la más importante de las lecciones y recomendaciones que se pueden aprender y aplicar para replicar el éxito de la reforma del 43. Entre 1943 y 1958, hubo un ambiente de fiel cumplimiento por ambas partes de los acuerdos alcanzados en la reforma. El país no cambió el marco impositivo ni concesionario y las empresas cumplieron con su compromiso de multiplicar la producción y construir en el país las refinerías para procesar los crudos nacionales.

Cierto, la estabilidad política se logró bajo regímenes autocráticos, no democráticos, con la excepción del interregno 1945-48. Pero, sea como fuera, el clima institucional y político fue el apropiado para que las empresas petroleras transnacionales invirtieran en el país montos como los que reseñamos al principio de este ensayo, con períodos de recuperación que duraron varias décadas.

El gran reto del país político, mucho más allá del sector petrolero, es crear, en un régimen democrático y de libertades, la unidad suficiente alrededor de una política petrolera y económica de apertura e integración a los mercados internacionales de largo plazol; período en el cual se respeten la santidad de los contratos y se les den garantías a las empresas inversionistas que sus propiedades serán respetadas. No olvidemos que estamos hablando de inversiones de decenas de miles de millones de dólares por año. Esto se logrará tan sólo si existe una profunda confianza mutua entre las partes, para lo cual los hechos que acompañen las políticas serán más importantes que su propio anuncio.

Si no se logra crear y transmitir a los inversionistas este clima de estabilidad política e institucional, todo lo planteado en este ensayo, respecto a mimetizar en la situación por venir los acuerdos de 1943 entre el Gobierno venezolano y las empresas inversionistas extranjeras, no tendrá ningún sentido. El reto al que se enfrenta la democracia venezolana va mucho más allá de tener una hoja de ruta para la reconstrucción del sector petrolero. Es crear las condiciones para que se materialice.

***

[1] Las cifras históricas que se presentan a lo largo del ensayo provienen de dos fuentes oficiales. ¨Petróleo y otros datos estadísticos¨ que empezó a publicar el recién creado Ministerio de Minas e Hidrocarburos en 1947. De esta publicación obtenemos la Producción de Líquidos con distintos grados de desagregación desde 1917 y el ingreso por exportaciones y contribución fiscal petrolera desde 1947. Por otro lado, tenemos las cifras de cuentas nacionales publicadas, entre otras, por el BCV desde 1950. El trabajo de recolectar las series históricas y hacerlas públicas en formato Excel lo hizo el equipo de la Oficina del Economista Jefe de PDVSA, de la que fui economista jefe durante toda su existencia entre 1992 y 1999.

[2] Los datos históricos de referencia internacional están tomados de mi tesis de Ph-D en la Universidad de Cambridge, 1985, Clare Hall College, titulada: The Long Term Dynamics of Petroleum Production and Price Formation.

[3] Se dice que el general Gómez, cuando tocó redactar los primeros contratos de concesión a principios del Siglo XX, le pidió a las empresas concesionarias que ellas lo hicieran pues el país era “novicio” en el tema petrolero.

[4] Este cálculo supone una inversión de $30.000 para reponer un barril día de declinación en un año.

[5] El desempeño relativo entre países con Agencias Reguladoras y aquéllos con control monopólico de la empresa estatal lo realizamos junto con mi colega Lenin Balza en Oil Sector Permance and Institutions: The Case of Latin America, https://publications.iadb.org/handle/11319/6759, January 2015.

 

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