Algunas consideraciones sobre el súper, mega, híper fantástico acuerdo petrolero entre Venezuela y EE.UU.

Por: Carlos Dürich

Aclaratoria: no me considero experto en el tema petrolero; en el mejor de los casos, me considero un divulgador a fuerza de oficio, estudio y experiencia. De modo que, con el perdón de quienes sí se consideran expertos, debo comentar algunos detalles de lo que se sabe hasta ahora.

1. Contexto global de la inversión petrolera

Partiendo de la información existente, el convenio se enmarca en la necesidad mundial y estadounidense de generar nuevas inversiones para sostener la demanda global de crudo hasta su tope máximo, previsto para 2050. Quien desee verificar esto último, dejo por aquí un fragmento del extenso documento elaborado por la propia AIE en 2025, denominado The Implications of Oil and Gas Field Decline Rates (Las Implicaciones de las Tasas de Declive de los Yacimientos de Petróleo y Gas):

«Desde 2019, casi el 90 % de la inversión anual en el sector upstream (exploración y producción) de petróleo y gas se ha dedicado a compensar las caídas de la producción en lugar de satisfacer el crecimiento de la demanda. Se prevé que la inversión en 2025 sea de aproximadamente 570 000 millones de dólares y, de mantenerse, podría continuar un modesto crecimiento de la producción en el futuro. Sin embargo, una caída relativamente pequeña en la inversión en exploración y producción puede marcar la diferencia entre el crecimiento de la oferta y una producción estática .

La mayoría de las fuentes no convencionales de producción de petróleo y gas presentan tasas de declive mucho más rápidas que los tipos convencionales. Si se detuviera de inmediato toda la inversión en la producción de petróleo de esquisto y gas de esquisto, la producción disminuiría más del 35 % en 12 meses y un 15 % adicional al año siguiente. Los yacimientos de esquisto en Estados Unidos también se están volviendo más gasíferos, lo que aumenta las tasas generales de declive a medida que maduran los yacimientos ricos en petróleo.

La mayor parte de la producción petrolera en Estados Unidos proviene de fuentes no convencionales en rápido declive… las economías avanzadas se enfrentarían a rápidos descensos de la producción —una caída del 65 % durante la próxima década— .»

Si consideramos que aproximadamente el 50 % del abastecimiento nacional de EE.UU. depende del petróleo de esquisto, entenderemos por qué la urgencia con que este país busca el control hemisférico de los hidrocarburos venezolanos, sin importar las formas o los métodos sangrientos que pueda usar.

También entenderemos por qué la actual conflictividad en el terreno geopolítico de la energía (Irán, Ucrania) se produce a la espera de una nueva ola necesaria de inversión en el sector upstream. Esto nos lleva a comprender que la realización de greenfields no es un regalo que nos hace la industria internacional de energía, sino una necesidad imperiosa para ellos.

2. Sobre la participación del Estado y los riesgos asumidos

Saliendo al paso de algunos promotores del engaño: no es que el Estado no esté poniendo nada de su parte. Al disminuir la regalía y los impuestos, el Estado establece una inversión potencial. Por otra parte, no asumimos riesgos en capital de inversión, pero sí en costo remanente, si un tanque de depósito se rompe o un oleoducto se daña —sin mencionar los peligros de un daño de pozo—, el riesgo del daño ambiental lo asume totalmente Venezuela, todo esto sin contar que estamos hablando de un producto escaso y no renovable.

Otro elemento en el que hay que pensar es en los daños colaterales en nuestro potencial para abastecer otros mercados. Si EE.UU. llegará a dominar el destino de por lo menos el 80% de la totalidad de la explotación de nuestro crudo —según lo previsto, entre 2,5 y 2,8 millones de barriles—, la República perdería las potencialidades de la elasticidad de colocación de su crudo.

En este sentido, deberíamos ver la tendencia de otros proveedores de EE. UU, como Canadá, que reconociendo las prácticas poco fiables de su socio (guerras arancelarias y congelación de activos) han desarrollado la estrategia de diversificar sus mercados con gran rapidez.

3. Aspectos legales y cesión de soberanía

Se discute mucho sobre si los yacimientos comprometidos seguirán siendo de la nación (según lo dispuesto en el artículo 12 de la Constitución) o si se pierde la reserva de su explotación (según lo establecido en el artículo 302 de la Constitución). Sinceramente, creo que quienes se preguntan esto llegan tarde a la discusión, o por lo menos a una reforma tarde.

¿Qué dice la actual Ley de Hidrocarburos y su nuevo reglamento? El Artículo 23 de la ley establece las modalidades bajo las cuales pueden realizarse actividades primarias. La redacción anterior exigía que el Estado mantuviera » control sobre sus decisiones » en las empresas mixtas. La nueva fórmula es aparentemente similar, pero encierra una trampa semántica de consecuencias abismales: se habla ahora de » participación mayoritaria del cincuenta por ciento del capital social que otorgue control accionario «. Control accionario no es lo mismo que control de las decisiones. El primero se refiere a la tenencia de acciones; el segundo, a la capacidad efectiva de determinar el rumbo de la empresa.

El Artículo 14 del Reglamento profundiza esta cesión al establecer que » el Ministerio con competencia en materia de hidrocarburos evaluará las solicitudes y el Plan de Negocios para el ejercicio de las Actividades Primarias que hayan sido consignadas ante dicho órgano, así como el Modelo de Negocios de conformidad con el artículo 23 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos «. La evaluación, por tanto, se centra en el » Modelo de Negocios » propuesto por el inversionista, no en la defensa de la soberanía nacional.

Con esta redacción, el Estado puede poseer el 51 % de las acciones, pero encontrarse imposibilitado de definir políticas operativas, contrataciones o estrategias de comercialización. Es la nacionalización formal para una desnacionalización material. El Artículo 25 del Reglamento establece, además, que «a partir del descubrimiento de un yacimiento, las Empresas Operadoras deberán presentar ante el Ministerio con competencia en materia de hidrocarburos la aprobación del Plan de Delineación del mismo», otorgando a la operadora la iniciativa en la definición de la explotación del recurso. Es por esto que se llega tarde.

Al margen de esto, en el comunicado oficial se menciona: » El acuerdo permitirá incrementar considerablemente la producción de petróleo con la participación de operadores privados «. Aún los detalles del acuerdo no explica qué tipo de mecanismo se usará en los múltiples proyectos y campos, si será una empresa mixta con participación de Pdvsa o bajo la modalidad de los contratos de participación productiva. Personalmente, creo que esta figura es la más probable, sobre todo por los rumores que afilian al Departamento de Defensa con la empresa North American Blue Energy Partners, del empresario venezolano Alejandro Betancourt. Esto último, por cierto, es inédito en nuestro país y claramente irregular, porque tampoco la Asamblea Nacional ha sido notificada sobre la naturaleza de este convenio.

4. Gestión de los recursos y aspectos fiscales

Se habla mucho de los montos y el dinero, es decir, de los 100 mil millones de dólares en inversión y de los más de 209 mil millones de dólares en recaudación fiscal. Antes de profundizar si esto es realista o no, hay una pregunta previa que creo necesario hacer: ¿quién manejará esos recursos y quién los cobrará? Porque hasta ahora, el único comercializador y cobrador por la venta del petróleo venezolano es EE.UU., sin nuestra auditoría ni la auditoría de su congreso. Y aunque esto esté casi naturalizado por las autoridades locales, no deja de ser irregular y no está demás denunciarlo.

Esto nos lleva a otro elemento vinculado que pareciera tangencial para algunos:

¿Cómo se llegó a firmar un convenio de esta naturaleza y no fue parte de las negociaciones la suspensión total de las sanciones —o por lo menos las que pesan sobre el sector—. ¿Cómo fue que no apareció en la mesa la suspensión del mecanismo de fondo soberano? Y más aún: ¿cómo es que el gobierno se jacta de una diplomacia que consiste en otorgar, con claras ventajas, el acceso a nuestro sector más estratégico a EE.UU., y en no pedir un trato igualitario que por lo menos consista en normalizar nuestra relación comercial, financiera y administrativa?

No se puede obviar lo anterior con decir que antes existían relaciones económicas con EE.UU. a pesar de las diferencias políticas, porque claramente este acuerdo sucede después de precedentes totalmente inusuales, precedidos en principio de una ocupación.

5. Análisis de los números

Vayamos ahora a los números fríos. La presidenta encargada comentó que, tomando como referencia los 65 dólares por barril como precio de comercialización y calculando un 16 % de regalía junto a 34 % de impuesto sobre la renta, tendríamos 19 dólares de ingreso para el Estado. Esto genera cuatro preguntas:

1. ¿El convenio establece un tope máximo de precios fiscales, como pasó durante la apertura con los convenios firmados con ExxonMobil y ConocoPhillips?
2. ¿Ese número es fruto de un estudio de elasticidad de mercado y es el promediado del precio de mercado para los próximos 25 años? Si es así, ¿en qué fuentes se basan?
3. ¿Qué pasó con el «Impuesto Integrado de Hidrocarburos» que establece el Artículo 55 de la reformada Ley de Hidrocarburos? ¿Acaso será 0?

Haciendo un cálculo rápido: si tomamos los 65 dólares como base y sacamos el 16 %, nos da 10,4 dólares (cabe aclarar que, para efectos contables, este monto no debería considerar un costo de producción porque es en realidad la porción de la producción que le pertenece a la nación, pero para entender el asunto vamos a restarlo del precio final). Si sumamos a este último monto el costo de producción promedio del petróleo venezolano (18 dólares por barril, según datos oficiales), dará 28,4 dólares que, al restarlo del monto base de 65 dólares, nos dará 36,6 dólares. Sobre este monto se debe imponer el impuesto sobre la renta (34 %), que serían 12,4 dólares. Esto nos daría un monto final de 22,8 dólares de captación (regalía + impuesto). Esto último significa dos cosas: que definitivamente el impuesto integral no está en la cuenta y que la formulación de captación se podría haber modificado. Tendremos que esperar para ver cuál es el motivo de la inconsistencia.

Sin embargo, me surgen otras preocupaciones con respecto al futuro de estos valores, no solo al del precio —que en medio de lo que Michael Klare ha llamado » La batalla mundial por la energía «, de seguro empujará a todos los crudos a la alza, sobre todo pensando en la nueva y necesaria ola de inversiones—, sino de los montos de regalías y fiscales para estos proyectos.

Recordemos que, si bien la regalía tiene un tope del 30 % (artículo 51 de la actual Ley de Hidrocarburos), la disminución de esta depende del » equilibrio económico del proyecto «. A esto se suma lo que leemos en el Artículo 45 del Reglamento, que establece que la alícuota de regalía y del Impuesto Integrado de Hidrocarburos se determinará » en función de los criterios técnico-económicos establecidos en los artículos 51 y 56 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos «. De igual forma, lo dispuesto en el Artículo 46 establece: » Cuando se demuestre que para alcanzar el equilibrio económico de un Proyecto, se requiera una reducción de la alícuota del Impuesto Sobre La Renta, el Ministerio con competencia en materia de hidrocarburos remitirá al Ministerio con competencia en materia de Finanzas la solicitud correspondiente, a objeto de su valoración y tramitación «. Esto significa que, desde el inicio mismo del proyecto, la carga fiscal es una variable a negociar sobre bases técnicas, no un derecho soberano inalterable.

Muchos sacerdotes de la verdad han comentado que esto puede ser revertido, pero es mi deber recordarles un pasaje muy olvidado por nuestros » divulgadores de victorias » en la Ley de Hidrocarburos. Me refiero a una parte del Artículo 26: » Cuando con posterioridad a su celebración se produzca una modificación en el marco legal y fiscal, regulatorio o contractual que afecte de manera negativa y sustancial la economía del proyecto, el Ministerio con competencia en materia de hidrocarburos deberá acordar los ajustes necesarios para restablecer dichos equilibrios mediante modificación de regalías, tributos, tarifas, plazos contractuales, condiciones económicas o mecanismos de compensación «.

Esto último quiere decir que un convenio firmado para 25 años no podrá —so pena de problemas serios en el arbitraje internacional (artículo 8 de la Ley de Hidrocarburos)— modificar la participación fiscal y de regalías sin importar el aumento de precios y las condiciones geopolíticas. Esto debería hacer que tomemos más en serio la autoridad de estos convenios.

6. Tipo de crudo y alcance del convenio

Finalmente, y no menos importante, está el tipo de crudo que estamos comprometiendo. Se habla de » ocho bloques verdes Greenfield » en la Faja Petrolífera, pero no tenemos seguridad de que todo el convenio sea en esta zona petrolera. De ser cierta la participación de North American Blue Energy Partners , el convenio podría también incluir pozos de petróleo liviano de los yacimientos del lago de Maracaibo. Este petróleo debería contemplar otro precio, pero también otros fines estratégicos, como complemento para el petróleo extrapesado de la Faja. Sin embargo, de esto no se ha dicho nada.

Termino estas líneas señalando dos cosas: no me opongo a las inversiones; me opongo a la compulsión por generar las condiciones más desfavorables. No es que este sea un mal convenio, es que el actual mecanismo legal es de por sí desfavorable, como lo he advertido en otro lugar. Y la tendencia de los futuros convenios no puede revertir esta tendencia. En el mejor de los casos, podríamos hablar de este convenio, con mucha generosidad, como un convenio laxo, no solo por los compromisos que genera sino por la forma en que se hace.