El regimen petrolero venezolano en los tribunales de arbitraje internacionales (I)

D E S D E

C A R A C A S

suplemento especial A ñ o I V. N ú m e r o 3 5 . C a r a c a s , j u l i o d e 2 0 1 2

El régimen petrolero venezolano en los Tribunales Internacionales de Arbitaje (primera parte)

Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima Introducción Un régimen petrolero se define por el conjunto de leyes, reglamentos, relaciones contractuales, estructuras políticas e institucionales que determinan, en su conjunto, el manejo del recurso natural de propiedad pública. Captar la tendencia de su evolución requiere de una visión de largo plazo, dada su complejidad y, con ella, su inercia. En este artículo se presenta una síntesis del desarrollo del régimen petrolero venezolano desde sus inicios a principio del siglo XX hasta principios del siglo XXI. Como se verá, en el período considerado sólo hubo dos regímenes, por lo demás nítidamente diferenciados. El primero, el régimen concesionario, se extendió desde principios del siglo XX, gobernando Cipriano Castro, hasta la nacionalización de la industria en 1975. Institucionalmente, su actor principalísimo fue el Ministerio de Petróleo.2 Segundo, le siguió el régimen de la compañía nacional que perdura hasta el presente, con Petróleos de Venezuela, S.A., como su actor principalísimo.

Obsérvese que cada uno de estos regímenes sirvió de base a políticas petroleras muy distintas. Durante la vigencia del régimen concesionario se produjo un punto de quiebre, en 1917, al iniciar Venezuela su existencia como país exportador de petróleo. El primer período histórico podría llamarse el período liberal del petróleo como don libre de la naturaleza; el Estado se entendió como simple administrador de la propiedad pública del recurso natural el cual, sin pedir contraprestación alguna, lo entregaba en concesión a los inversionistas interesados. El segundo período, en cambio, podría llamarse el período del pe-

* Gobernador de Venezuela ante la OPEP.

tróleo como fuente rentística internacional. El Estado entendió ahora la propiedad pública del recurso natural como propiedad nacional, y no lo entregaba en concesión a los inversionistas interesados en explotarlo y en exportar el producto, sin pedirles una contraprestación –una renta internacional de la tierra– en función de los intereses del desarrollo nacional en general, en lo económico, político y social: una política que se resumió en la consigna sembrar el petróleo.

Durante la vigencia del régimen de la compañía nacional se produjo otro punto de quiebre, en 1999, con el colapso de lo que hoy llamamos la IV República, y el nacimiento de la V República con la victoria electoral de Hugo Chávez.

El primer período, de 1975 a 1999, podría llamarse el período neo-liberal del petróleo como don libre de la naturaleza, pues al Estado se presentó de nuevo, como simple administrador de la propiedad pública del recurso natural, pero ahora concebida como propiedad global – y ya no nacional – al servicio de los inversionistas internacionales interesados. El segundo período, en cambio, podría llamarse el período del rescate del petróleo como fuente rentística internacional, pues el Estado volvió a considerar este recurso natural como propiedad pública nacional.

En perspectiva histórica, el régimen concesionario cubrió el período de consolidación del Estado nacional; y parte importantísima de este proceso fue la afirmación del petróleo como propiedad pública nacional y soberana. En cambio, el régimen de la compañía nacional cubre más bien, entre 1975 y 1999, un período de disolución del Estado nacional dentro de un proceso general de globalización, y su sometimiento a un nuevo régimen jurídico global.

En el centro de este proceso se encontraba la compañía nacional, promotora del proceso de globalización con su política de Apertura Petrolera. Se compro-

metió contractualmente con la globalización del recurso natural lo que, en lo jurídico, iba a la par con su sometimiento al arbitraje internacional. De allí que el rescate del petróleo como fuente rentística internacional tuvo que pasar por la revisión de estos compromisos y, en algunos casos, desembocó en que compañías petroleras internacionales entablaran arbitrajes internacionales en contra de PDVSA. Sin embargo, el proceso de globalización también envolvió al Estado mismo, el cual consintió, a su vez, mediante tratados bilaterales de inversión en someterse al arbitraje internacional.

De manera que en procesos paralelos, aquellas compañías petroleras internacionales también entablaran arbitrajes internacionales en contra de la República Bolivariana de Venezuela. Así, por ejemplo, cuando hablamos de ExxonMobil contra Venezuela, se trata de dos arbitrajes internacionales: (1) ExxonMobil contra PDVSA ante la Corte Internacional de Arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional (CCI), con su sede en París; y (2) ExxonMobil contra la República Bolivariana de Venezuela ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), con su sede en Washington. El primero de los arbitrajes nombrados ya culminó con su Laudo Arbitral del 23 de diciembre de 2011; el segundo sigue desarrollándose.

En este artículo nos limitaremos a analizar, cómo llegamos a esta situación; luego, en artículos posteriores, analizaremos los arbitrajes más importantes en cuanto al régimen petrolero venezolano.

Diplomacia de cañoneras Para las generaciones de venezolanos anteriores a las presentes, los arbitrajes internacionales contra Venezuela siempre estuvieron asociados con el bloqueo de nuestras costas en 1902 por buques de guerra europeos (provenientes de Gran Bretaña, Alemania, Francia, Italia y Holanda), el bombardeo de sus principales puertos – Puer-

to Cabello y La Guaira – y la ocupación de sus aduanas. El motivo de estas agresiones fue asegurar los pagos de las deudas de la República que el gobierno del General Cipriano Castro había suspendido. Estas acciones trajeron aparejadas una avalancha de arbitrajes internacionales promovidos tanto por estas potencias como por los Estados Unidos, en nombre de sus ciudadanos y sus más variados negocios en Venezuela. Entre estos arbitrajes internacionales, ya se destacaba una concesión petrolera o, para ser más preciso, de asfalto natural.3 En aquella época, para llevar al Estado venezolano a un arbitraje internacional, los acreedores e inversionistas extranjeros tenían que convencer primero a sus gobiernos respectivos para que asumieran oficialmente sus causas. Luego, estos gobiernos tenían que convencer al gobierno venezolano para que aceptara el arbitraje internacional. Así ocurrió en nuestro caso en 1903 con los Protocolos de Washington. Venezuela accedió en aquella ocasión a ventilar las disputas pendientes en la Corte Permanente de Arbitraje en La Haya,Holanda.Araízdedicha decisión Venezuela terminó por pagar lo que debía, y hasta lo que no debía, pero solamente después de la caída de Cipriano Castro en 1908, a su vez promovida por las potencias europeas y los EEUU; las riendas del poder pasaron a las manos del General Juan Vicente Gómez, quien las retuvo hasta su muerte en diciembre de 1935.

Durante el gobierno del General Gómez, Venezuela se consolidó como Estado Nacional y se convirtió en un país petrolero. Gómez aprovechó la bonanza fiscal para pagar en 1930, año centenario de la muerte del Libertador Simón Bolívar, todas las deudas externas que el país venía arrastrando desde la Guerra de Independencia; y durante las décadas siguientes, no hubo arbitrajes internacionales contra Venezuela. La próxima avalancha sólo sobrevino cien años más tarde, en la primera década

del siglo XXI. Soberanía jurisdiccional Entre las concesiones mineras que se otorgaron durante la primera década del siglo XX, a partir de 1904, se encontraban varias concesiones petroleras de gran importancia futura. Todas ellas acabarían por regirse según el Código de Minas de 1910. Éste era más favorable para las concesionarias que los Códigos anteriores, y dado que se les ofrecía la opción de adaptar sus títulos al nuevo Código, no es de sorprenderse que así lo hicieran. Sin embargo, al igual que todos los Códigos promulgados desde 1904, el Código de Minasde1910nodejabadudasen cuantoalasoberaníajurisdiccional de Venezuela: “…las dudas o controversias de cualquier naturaleza que puedan suscitarse con motivo de la concesión… serán decididas por los Tribunales de Venezuela de conformidad con sus leyes, sin que por ningún motivo ni por ninguna causa puedan ser origen de reclamaciones extranjeras”.4 Esta cláusula –conocida en América Latina como Cláusula Calvo– iba a encontrarse asimismo en todos los códigos o leyes mineras posteriores. A las concesionarias extranjeras no se les permitiría recurrir a sus gobiernos respectivos para que éstos asumieran reclamo alguno, y luego presionaran al gobierno nacional a aceptar el arbitraje internacional.

Así, a lo largo de la historia del régimen petrolero concesionario, todos los litigios –y no fueron pocos– se ventilaron en los tribunales venezolanos. jurisdicción exclusiva nacional sobre la empresa estatal Cincuenta años después de la promulgación del Código de 1910, se fundó la primera compañía petrolera estatal de Venezuela, la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP). Con su ayuda, el Estado venezolano iba a explorar nuevas formas contractuales con compañías extranjeras más ventajosas para el Estado que las concesiones tradicionales, y las cuales se de-

por Bernard Mommer* nominaron genéricamente Contratos de Servicios. En 1967, la aparición en escena de la CVP llevó a la reforma de la Ley de Hidrocarburos de 1943, más precisamente su artículo 3, con dos propósitos: uno, definir condiciones mínimas que mejoraran las establecidas para las concesiones; dos, garantizar que la empresa estatal estuviera sujeta, única y exclusivamente, a la jurisdicción nacional: “En los convenios se insertará la siguiente cláusula: “Las dudas y controversias de cualquier naturaleza que puedan suscitarse con motivo de este convenio y que no puedan ser resueltas amigablemente, serán decididas por los Tribunales competentes de Venezuela, de conformidad con sus leyes, sin que por ningún motivo ni causa puedan ser origen de reclamaciones extranjeras”.5 Desde luego, el propósito de esta cláusula era prevenir que se desarrollaranrelacionescontractuales, entre la empresa estatal y sus socios privados, que pudieran desembocar en que estos últimos llevaran al Estado frente a tribunales arbitrales internacionales, de forma indirecta a través de la empresa estatal.

La nacionalización de la actividad productiva. La CVP estaba concebida, estratégicamente, como el vehículo de la política petrolera venezolana en el largo plazo. Como compañía petrolera integrada, para 1970 tenía una participación modesta pero significativa en la producción, la refinación y el mercadeo nacional e internacional.

En 1971, efectivamente, llegó a firmar cinco de estos Contratos de Servicio con la debida autorización del Congreso. La CVP se estaba preparando así para la reversión al Estado de las más importantes concesiones, prevista para 1983 y 1984.

De hecho, hasta fines de diciembre de 1973, en Venezuela nadie se planteaba la posibilidad de nacionalizar las compañías petroleras. Tal posibilidad se mencionó públicamente, por primera vez, el 27 de diciembre

2 Le Monde diplomatique “el Dipló”

por un miembro de la dirección del principal partido político venezolano, entonces en la oposición, Enrique Tejera París: después de haber ganado su partido las elecciones presidenciales y parlamentarias a principio de ese mes; y después de haberse producido los acontecimientos en el Medio Oriente que conformaron la ‘Revolucion de la OPEP’. El Presidente saliente Rafael Caldera, quien estaba presente en dicha ocasión, tomó la palabra para manifestar su asombro y sorpresa (El Nacional, 28/‌12/‌1973). Al día siguiente recibió en Miraflores una visita de cortesía, por el fin de año, de los presidentes de las dos principalísimas compañías petroleras con operaciones en Venezuela, la Creole (filial de la Standard Oil of New Jersey (SONJ), que habría de cambiar de nombre a Exxon, y luego a Exxon‌ Mobil) y Shell de Venezuela (Royal Dutch-Shell). Ellos aprovecharon la oportunidad para confirmar a la prensa, a la salida de Miraflores, que en efecto estaban de acuerdo con su nacionalización (El Nacional, 29/‌12/‌1973).

En 1975 se promulgó la Ley que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos (LOREICH) – popularmente conocida como Ley de Nacionalización – con la cual las principales concesionarias se iban a convertir en sendas compañías por acciones propiedad del Estado. La Creole se convirtió en Lagoven; la Shell de Venezuela en Maraven; la Mene Grande (Gulf Oil) en Meneven; etc. En cuanto a la CVP, venezolana por su partida de nacimiento (creada como Instituto Autónomo adscrito al Ministerio de Petróleo, con una Junta Directiva presidida por el Ministro), se convirtió por mandato de la LOREICH en una sociedad mercantil, pero sólo para desactivarse inmediatamente; su personal se diluyó entre el personal de otras seis pequeñas compañías, creándose una sola nueva empresa, Corpoven. Con ello, todas las nuevas empresas del Estado quedaron bajo el control firme del antiguo tren ejecutivo venezolano de las concesionarias extranjeras, ahora vestido de liquiliqui.

Todas estas empresas se concibieron como filiales de una sociedad de cartera, Petróleos de Venezuela, Sociedad Anónima (PDVSA), a la cual se encargó su control, supervisión y coordinación. Ya no las iba a controlar, supervisar o coordinar el Ministerio de Petróleo, como había sido el caso con las concesionarias extranjeras; las funciones del Ministerio de Petróleo, con la nacionalización, se iban a reducir a las de una gestoría de PDVSA ante el gobierno nacional y, por ende, ante el Congreso nacional.

Las filiales de PDVSA escapan de la jurisdicción exclusiva nacional.

Con la Nacionalización – efectiva el 1o de enero de 1976 – quedó establecido que las entidades facultadas para ejercer todas las actividades propias a la industria petrolera, desde la exploración hasta la comercialización del crudo y sus derivados, tendrían que ser 100% propiedad del Estado.

Sin embargo, la LOREICH dejó la puerta abierta para que, en casos especiales, dichas entidades pudieran suscribir convenios de asociación con compañías privadas. Esta posibilidad la empezó a manejar PDVSA hacia fines de los 1980, en el contexto de la política conocida como Apertura Petrolera. El liderazgo de tal política lo asumió Lagoven, la más grande de todas las filiales. El primer proyecto de asociación que iba a presentar fue el Proyecto Cristóbal Colón, un proyecto de licuefacción de gas natural.

Lagoven y sus socios en este proyecto –Exxon, Royal DutchShell y, como socio menor, Mitsubishi– se pusieron de acuerdo en que Lagoven tenía que escapar de la exclusiva jurisdicción nacional y, en cambio, aceptar el arbitraje internacional. Ahora bien, dicho cambio no habría de obtenerse por la vía de una reforma legal. Más bien, se llegó a un acuerdo de que “Las Partes” obtendrían “un pronunciamiento de la Corte Suprema de Justicia en relación con la supremacía de la Ley de Nacionalización de 1975”.6 De esta forma, en noviembre de 1990 Lagoven introdujo un Recurso de Colisión ante la CSJ.7 Aparte de las solicitudes relacionadas específicamente con el gas natural, Lagoven solicitó la anulación del artículo 3 de la LdH 1967, por colidir éste, supuestamente, con el contenido de la LOREICH de 1975 (ley posterior y, por su calidad de orgánica, de jerarquía legal superior). En la argumentación que sostenía la solicitud, los abogados de Lagoven nunca se refirieron a la última parte del artículo en cuestión, la cual trataba precisamente de la exclusiva jurisdicción nacional sobre la empresa petrolera estatal.

Asimismo, al reportar sobre el Recurso, la prensa nacional habló mucho de gas natural, pero nunca del artículo 3 de la LdH 1967, y menos aún del hecho de que se estaba por anular el único artículo que se refería expresamente a tal jurisdicción exclusiva. Apenas cinco meses después, en abril de 1991, salió la sentencia, unánime, y el artículo en cuestión quedó anulado.8 Este resultado era de esperarse, entre otras cosas, porque el Juez Ponente de la CSJ en esa ocasión fue Román J. Duque Corredor quien había trabajado con la Shell de Venezuela desde 1974, y luego con Maraven,

Suplemento Caracas • julio de 2012 filial de PDVSA y sucesora de Shell. Estando con Maraven, Duque Corredor escribió una tesis doctoral, publicada en 1978, con el título El Derecho de la Nacionalización Petrolera, en la cual (en la primera nota de pie de la primera página del primer capítulo) declaraba categóricamente que la Ley de Hidrocarburos entera había sido derogada por la entrada en vigor de la LOREICH. Dos meses después de publicarse la sentencia, en junio de 1991, Lagoven procedió – desde luego, por intermedio de los canales oficiales del Ministerio de Petróleo – a presentar el Proyecto Cristóbal Colón al Congreso, para que éste autorizara la asociación correspondiente, tal como lo exigía la LOREICH. En el Marco de Condiciones propuesto –y aprobado dos años más tarde– se encontraba la siguiente cláusula: “Cualquier controversia o reclamo que pudiera surgir en relación con el Convenio de Asociación, cuya celebración se autoriza, será resuelto, definitiva y finalmente, por arbitraje internacional de conformidad con las reglas de la Cámara Internacional de Comercio de París, en la ciudad de Nueva York, Estado Unidos de América, si Las Partes no convienen en otro lugar. (Proyecto Cristóbal Colón, Marco de Condiciones, Condición Vigésima, GO, 30/09/ 1993)” En todas las asociaciones posteriores presentadas por las diferentes filiales de PDVSA, a lo largo de los años 1990, se iban a encontrar cláusulas equivalentes.9 PDVSA

escapa de la jurisdic­

ción exclusiva nacional.

Sin embargo, aún tras haber logrado el objetivo de introducir el arbitraje internacional como mecanismo de solución de controversias, las partes privadas en los acuerdos de asociación enfrentaban un problema de índole práctico. Y es que, aun suponiendo que la Corte Internacional de Arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional (CCI) llegara a fallar a su favor en una controversia, ¿cómo iban ellos a cobrarle a las filiales de PDVSA? Estas filiales no tenían activos en el exterior, por lo que, para cobrarles, las partes privadas antes tendrían que recurrir con el laudo respectivo a las cortes venezolanas, para confirmarlo primero y ejecutarlo después.

Para las partes privadas, éste no era un escenario apetecible.

Afortunadamente para los socios extranjeros, PDVSA con su política de Internacionalización iniciada en la década de los ochenta, había acumulado valiosos activos en el exterior y muy particularmente en los EEUU (destacándose entre ellos Citgo, una cadena de refinerías y gasolineras). Así, todo lo que

hacía falta para cerrar el círculo era que PDVSA se constituyera en fiador del cumplimiento de todas las obligaciones de la filial bajo el Convenio de Asociación respectivo. Con ello, PDVSA a su vez escaparía a la exclusiva jurisdicción nacional y quedaría sujeta al arbitraje internacional.

Y así se hizo.10

propiedad nacional del recurso natural Don libre de la naturaleza.

El Código de Minas de 1910 era liberal, en la más auténtica acepción de este concepto en el contexto de la Revolución Francesa, tal como se plasmara en el Código de Minas francés de 1791. Éste, conforme a la consigna ‘la tierra para quien la trabaja’ planteaba –parafraseándolo – ‘las minas para los mineros’, por lo cual no le atribuía valor al recurso natural.

El carácter liberal del Código de Minas de 1910 se pone de manifiesto en que sólo definía impuestos, pero no una renta de la tierra o retribución por el recurso natural. Este último era más bien considerado como un don libre de la naturaleza, y el Estado era visto como el administrador del mismo, mas no su propietario. Sin embargo, la concepción revolucionaria francesa en la cual se inspiraba el código venezolano tenía una base real bien definida: se trataba de minas francesas, explotadas por compañías mineras francesas, para el beneficio de los consumidores franceses. En cambio, cuando en 1917 Venezuela inició su existencia como país exportador de petróleo, las actividades petroleras involucraban a consumidores extranjeros, mientras que el consumo nacional era insignificante; los yacimientos los explotaban compañías extranjeras, además con una mano de obra especializada enteramente extranjera.

Solamente el recurso natural era venezolano.

Propiedad estatal nacional: la regalía. No puede sorprendernos entonces que Gumersindo Torres, el Ministro de Fomento, denunciara, a partir de 1917, la concepción liberal y reclamara para la Nación, además de los impuestos, una renta de la tierra, una compensación por el recurso natural de propiedad pública: “En Venezuela percibe nada el Fisco por la explotación de los yacimientos petrolíferos... fuera del impuesto corriente… Ahora bien, son nociones distintas la del impuesto y la de percepción de una suma derivada de estipulación contractual por el goce de una propiedad nacional...”11 En definitiva, el gobierno venezolano desechó la referencia francesa, y volvió su atención hacia un punto mucho más cercano a casa: los Estados Unidos.

La característica más notable de

la industria petrolera estadounidense era el hecho que se basaba – y se sigue basando – sobre el principio de la propiedad privada de los yacimientos y, en consecuencia, sobre la figura jurídica del arrendamiento; y en tierras públicas prevalecen las mismas reglas desarrolladas por el sector privado, con la parte gubernamental (federal o estadal) en calidad de arrendador.

En 1920 Vicente Lecuna, dueño del Banco de Venezuela, presentó a Juan Vicente Gómez un estudio según el cual en tierras públicas estadounidenses, la tasa de regalía promediaba 15,5%. Para Lecuna, éste debía ser el mínimo al cual tenía que aspirar el gobierno venezolano.

Desde entonces, la legislación petrolera venezolana iba a seguir pautas estadounidenses. Por lo pronto, todas las nuevas concesiones iban a regirse, finalmente, por la Ley de Hidrocarburos de 1922 (de nuevo, por ofrecer condiciones más ventajosas a las concesionarias que las anteriores Leyes de Hidrocarburos, y la opción de adaptar los títulos respectivos a la misma), o leyes subsecuentes muy similares. Sin embargo, en cuanto a las tasas de regalía las leyes venezolanas se quedaron como a la mitad del camino en comparación a las tasas vigentes en EEUU. Por otra parte, las viejas concesiones seguirían rigiéndose por el Código de Minas de 1910.

Venezuela llegó a otorgar, hasta 1938, más de cuatro mil concesiones en condiciones legales, políticas y económicas que con el correr del tiempo, y especialmente después de la muerte de Juan Vicente Gómez, se hicieron cada vez más intolerables. Finalmente, en 1938, el gobierno suspendió el otorgamiento de nuevas concesiones por considerar que se requería de una reforma radical e integral. La oportunidad para ello se presentó durante la Segunda Guerra Mundial, cuando el petróleo venezolano llegó a tener una importancia verdaderamente extraordinaria (de hecho, en 1942 submarinos alemanes hundieron varios tanqueros cargados con petróleo venezolano, y bombardearon las refinerías que lo procesaban en Curazao y Aruba). El gobierno del General Isaías Medina Angarita captó que éste era el momento para lanzar la Reforma Petrolera. Las compañías primero se resistieron. Sin embargo, el Presidente estadounidense, Franklin D. Roosevelt les pidió a las compañías que se sentaran a negociar con el gobierno venezolano. No podía correr el riesgo que se repitiera una debacle como la ocurrida apenas cinco años antes en México; más aún, en apoyo a la Reforma, Roosevelt envió a Caracas unos expertos en arrendamientos de tierras públicas estadounidenses.

La Reforma consistió en una nueva Ley de Hidrocarburos que recogió las mejores prácticas en los arrendamientos petroleros en tierras públicas estadounidenses. El gobierno venezolano ‘invitó’ a todas las concesionarias existentes a ‘migrar’ hacia la nueva Ley para sanear así sus títulos – ‘borrón y cuenta nueva’, como se decía en la época – de todos los vicios del pasado. Además, los nuevos títulos iban a tener una duración por otros cuarenta años lo que, en promedio, equivalía a una extensión de veinte años en comparación con los viejos títulos de legalidad cuestionable.

La nueva Ley, promulgada en marzo de 1943, estableció una tasa de regalía de un sexto como tasa usual y como umbral. Sin embargo, en subastas posteriores, la regalía se utilizó también como parámetro de licitación, y hubo concesiones donde se consiguieron tasas de regalía de hasta un tercio.

La regalía, indudablemente, es la renta minera por excelencia.

Su existencia en países exportadores de minerales de propiedad pública, es emblemática de la propiedad nacional de los mismos. Así, la tasa definida como umbral –un sexto, por ejemplo– viene a desempeñar, para el dueño del recurso natural, el mismo papel que el umbral de la tasa esperada de ganancia para el inversionista. Este último, si la expectativa de la tasa interna de retorno de un proyecto de inversión es menor a, por ejemplo, 20%, no sigue adelante; del mismo modo, el Estado venezolano, dueño del recurso natural, se negaría a entregar su tierra si no se le iba a pagar cuando menos una regalía de un sexto. En otras palabras, el negocio del petróleo, estrictamente hablando, no es uno solo, sino dos; para el inversionista, el negocio de la explotación; y para el dueño del recurso natural, el negocio del acceso. Y es solamente si el negocio cumple con los criterios mínimos establecidos por las dos partes –capital y tierra– que el mismo puede seguir adelante.

Propiedad

estatal

y la empresa estatal.

nacional

La CVP estaba sometida al mismo régimen fiscal que las concesionarias extranjeras, incluyendo la regalía de un sexto (aunque la tierra no se le concedía, sino que se le asignaba por tiempo ilimitado). Asimismo, con la reforma de la LdH 1967, se confirmó que estas condiciones mínimas establecidas para las concesiones también constituirían un mínimo para cualquier nuevo contrato o convenio que celebrara la empresa estatal: “[A la empresa estatal le] estará permitido… celebrar convenios y promover empresas mixtas y formar parte de ellas, siempre que los términos y condiciones que se estipu-

Le Monde diplomatique “el Dipló” len en cada contrato sean más favorables para la Nación que los previstos para las concesiones en la presente Ley”.12 Es decir, los Contratos de Servicios estaban concebidos como un segundo piso en la estructura fiscal venezolana, mientras que las concesiones eran el primer piso.

PDVSA

reniega de la propie­

dad estatal nacional.

Con la LOREICH, las tasas de regalía mayores a un sexto que fueron acordadas como ventajas especiales en los procesos de licitación posteriores a la Reforma Petrolera de 1943, se nivelaron hacia abajo, a un sexto. Esta tasa se llegó a cuestionar, a su vez, cuando Maraven presentó en 1993 los dos primeros Proyectos de Asociación para la Producción y el Mejoramiento de Crudo Extrapesado13 de la Faja Petrolífera del Orinoco (para simplificar: Asociaciones de Mejoramiento). Arguyó que la rentabilidad de los proyectos era demasiado baja, con una tasa de regalía de un sexto. La Comisión de Energía y Minas incorporó este punto de vista en su Informe dirigido al Congreso con el comentario siguiente: “…las Asociaciones tramitarán a través de los canales institucionales respectivos, posibles incentivos para los primeros años en el segmento de la regalía”.14 Sin embargo, antes de concretarse algo en cuanto a estos Proyectos de Mejoramiento, en 1995 el Congreso autorizó una ronda de licitación de diez áreas nuevas para formar asociaciones para la ‘Exploración a Riesgo de Nuevas Áreas y la Producción de Hidrocarburos bajo el Esquema de Ganancias Compartidas’ (para simplificar: Asociaciones de Ganancias Compartidas). En este caso, al contrario, las expectativas de las tasas internas de retorno eran tales que PDVSA escogió como principal parámetro de licitación, una sobretasa del impuesto sobre la renta con el nombre de Participación del Estado en las Ganancias (PEG).

No obstante, PDVSA acordó con el Ministerio de Petróleo un Convenio de Regalía como parte de las bases de licitación, el cual hizo depender la tasa de regalía, a lo largo de todo el período de vigencia de estas asociaciones, de la tasa interna de retorno esperada. Si la expectativa de los socios iba a ser menor al 12%, la tasa aplicable sería 1%; si la expectativa iba a ser mayor al 20%, la tasa aplicable sería un sexto; y entre estos dos extremos la tasa aplicable se calcularía por interpolación. Así, la regalía se transformó más bien en un impuesto a la ganancia excesiva. Además, en este Convenio de Regalía se afirmó que “en conformidad con la ley, en ningún caso la tasa de impuesto de explotación (regalía) excede-

rá el 16 2/3%”.15 Así, la tasa de un sexto ya no se consideraba un mínimo, sino un máximo.

En 1997, Corpoven y Lagoven presentaron al Congreso otros dos Proyectos de Mejoramiento. Los cuatro proyectos iban a beneficiarse finalmente del Convenio de Regalía acordado por PDVSA con el Ministerio, en mayo de 1998. Éste estableció una tasa de regalía del uno por ciento (1%), vigente a partir del momento en que el mejorador del proyecto entrara en función y valedera mientras el ingreso bruto no superara la inversión total por un factor de tres, pero en todo caso por un período máximo de nueve años.

Además, PDVSA aprovechó la oportunidad, una vez más, para reiterar su punto de vista que el porcentaje de 16 2/3% era “el máximo permitido por la Ley de Hidrocarburos”.16 La regalía de un sexto había dejado de ser la tasa usual que definiera un umbral para el dueño del recurso natural, y se había transformado en una especie de impuesto a la ganancia extraordinaria. Ya no habría dos negocios en la producción petrolera; bastaba con que las expectativas del capital alcanzaran los niveles mínimos a los cuales aspiraba, para que se llevara a cabo un proyecto de exploración y explotación, suponiéndose una regalía del uno por ciento. Al dueño del recurso natural sólo le tocaría entonces una regalía mayor del uno por ciento (1%), y hasta un sexto como máximo, una vez que se hubiera comprobado la existencia de ganancias extraordinarias.

A la luz de lo anterior, es obvio que la regalía estaba destinada a desaparecer, y el exmagistrado Román J. Duque Corredor fue bien explícito al respecto. Él participaba muy activamente en las discusiones acerca del petróleo en la nueva Constitución que se iba a someter al voto popular en diciembre de 1999. Para Duque Corredor se trataba de aclarar que “la propiedad de los yacimientos debe ser de la República y no del Estado”, y entonces, por no ser el Estado el propietario sino su simple administrador, la consecuencia lógica tenía que ser “la eliminación de la regalía”.17 El recurso natural ya no se consideraría como una propiedad nacional, sino global.

Así, PDVSA volvió a la referencia liberal francesa del Código de Minas de 1910, pero ahora ésta se presentó como una nueva referencia. Ya no se trataba de la concepción nacional-revolucionaria de finales del siglo XVIII, sino de una concepción neocolonial proveniente de Gran Bretaña. Efectivamente, más o menos simultáneamente con la ‘Revolución de la OPEP’, surgió en la parte británica del Mar del Norte una nueva provincia

Suplemento Caracas • Julio de 2012 3 petrolera. Esta vieja potencia colonial estaba decidida a construir una nueva referencia, en contra de la OPEP y de los países exportadores en general, que negaría al recurso natural algún valor; le tomó su tiempo, pues la referencia estadounidense estaba profundamente arraigada en el mundo entero. Pero en 1993 Gran Bretaña eliminó la regalía para todas las nuevas licencias –el término legal en Gran Bretaña– y en 1998 la eliminó por completo. La participación del Estado en las ganancias extraordinarias se redujo a una (modesta) sobretasa del impuesto sobre la renta.18 Éste era el modelo que se buscaba entonces, y se sigue buscando ahora, imponer a todos los países productores del mundo, exportadores o no; y éste es el modelo adoptado y promovido tanto por la Agencia Internacional de Energía (AIE) como por el Tratado de la Carta de Energía.

Soberanía impositiva Comprometiendo a la sobe­ ranía impositiva. El Código de Minas de 1910 no dejaba duda alguna acerca de la soberanía jurisdiccional de Venezuela.

Pero dado que consideraba al recurso natural un don libre de la naturaleza para quien quisiera explotarlo, este Código sólo establecía impuestos, y consideraba al Estado administrador de las minas mas no su propietario.

Lo que es más, en este Código, el Estado comprometió su soberanía impositiva para toda la duración de las concesiones, de 30 a 50 años: “Todo título de concesión minera reviste el carácter de contrato celebrado entre el Gobierno Nacional y el concesionario, respecto a los derechos y obligaciones establecidos por la presente Ley, inclusive los impuestos…”19 En particular, se eximió a las concesionarias de los aranceles de importación para toda la duración de sus concesiones, o se les congelaron las tarifas, cosa que a lo largo de las próximas décadas, con la modernización del país, se hizo cada vez más intolerable. Los aranceles de importación, más allá de ser simplemente impuestos, se iban a convertir en instrumentos de política económica para proteger la producción nacional existente o para fomentar nuevos rubros de producción. Sin embargo, los intentos de imponer nuevos aranceles o de aumentar las tarifas existentes, y aplicarlos también a las concesionarias, fracasaron una y otra vez en la Corte Federal y de Casación. Ésta fue una de las causas principales que llevaron al gobierno, en 1938, a suspender el otorgamiento de nuevas concesiones.

Además, el gobierno ya estaba consciente de que las compañías petroleras, en sus países

de origen, sí estaban sujetas a la soberanía impositiva y, más aún, pagaban impuestos sobre la renta por las ganancias realizadas en Venezuela: ésta era una situación irritante.

Reforma Petrolera

1943 Con la Reforma Petrolera de 1943, la relación de la industria petrolera con el Estado venezolano en general, también seguiría las pautas estadounidenses: una relación económica especial entre el Estado venezolano como dueño del recurso natural y las concesionarias –una relación de negocio– la cual no afectaría la relación entre éstas y el Estado soberano, especialmente en materia de impuestos generales.

Así se aclaró tajantemente en la nueva Ley de Hidrocarburos, la cual si bien reconoció un carácter contractual a los impuestos petroleros definidos dentro de la misma, también aclaró que: “…los concesionarios pagarán todos los impuestos generales, cualquiera que sea su índole, y también pagarán por los servicios que les sean prestados las tasas, contribuciones y retribuciones legales…”20 Además, de forma sincronizada con la Reforma Petrolera, en 1943, también entró en vigencia la primera Ley de Impuesto sobre la Renta. Sus tasas, y en particular las tasas aplicables a la industria petrolera, se determinarían soberanamente por el poder legislativo. Aclaremos que, desde luego, en la misma medida en que las compañías pagaran impuesto sobre la renta sobre sus ganancias en Venezuela al gobierno venezolano, dejaban de pagarlo en sus países de origen con base en la legislación correspondiente sobre doble-tributación. de

y soberanía impositiva.

El petróleo como fuente ren­ tística internacional y la so­ beranía impositiva. En 1938, el Ministro de Fomento Manuel R. Egaña resumió la política petrolera venezolana, en cuanto al petróleo como fuente rentística internacional, de manera inequívoca: “… la acción del poder público debe estar dirigida hacia la realización del derecho que el Estado tiene a la más alta participación posible en la riqueza de su subsuelo y a aprovechar los beneficios económicos obtenidos de la misma para aumentar cualitativa y cuantitativamente nuestra población, y para fomentar y fortalecer las otras actividades productoras en nuestro país”.21 Este punto de vista se impuso con la Reforma Petrolera de 1943. Así, el impuesto sobre la renta iba a servir como instrumento para ajustar la participación del Estado en los beneficios, de acuerdo con los cambios de las circunstancias prevalecientes en los mercados interna-

cionales; de hecho, se convirtió en el instrumento principalísimo de tales ajustes. En 1943, la Ley de Impuesto sobre la Renta estipuló, para la actividad petrolera, una tasa de 12%; en 1975, último año del período concesionario, esta tasa llegó a 72%, y se aplicaba, desde luego, a todas las concesiones. En 1976, con la Nacionalización la tasa aplicable se redujo al 67,7%.

Venezuela creó además, en 1967, un impuesto de exportación dentro la Ley de Impuesto sobre la Renta, basado en lo que se bautizó con el nombre de valor fiscal de exportación. En diciembre de 1971, en medio de una nueva coyuntura caracterizada por fuertes variaciones en los precios, el Congreso Nacional delegó en el Ejecutivo, es decir, en el Ministerio de Petróleo, el derecho de fijar este valor fiscal de exportación de forma unilateral. Con ello, a las compañías petroleras, definitivamente, ya no les quedaría más que una ganancia razonable.

PDVSA

impone límites a la

soberanía impositiva.

Lagoven y sus socios acordaron, para el Proyecto Cristóbal Colon, como ya se ha dicho, que la primera tenía que sustraerse de la exclusiva jurisdicción nacional y además aceptar el arbitraje internacional. Pero además, también acordaron que este Proyecto debería tratarse, desde un punto de vista fiscal, como un proyecto no petrolero. Más precisamente, Lagoven y sus socios pidieron, ya en 1991, que el Proyecto fuera ubicado, mediante reforma legal, en la sección no petrolera de la Ley de Impuesto sobre la Renta. Pero si bien el Congreso aceptó rebajar la tasa de impuesto sobre la renta al nivel no petrolero, no aceptó su reubicación en la sección no petrolera. Debido a ello, el Proyecto Cristóbal Colón seguiría sujeto, de todas maneras, al valor fiscal de exportación. Sin embargo, en 1993, dos años más tarde, el Congreso finalmente sí lo aceptó. Así, por una parte, se le aplicaría la tasa no petrolera del impuesto sobre la renta, de 34% (y no la tasa petrolera, de 67,7%); y, por la otra, ya no se le aplicaría el valor fiscal de exportación.

De igual manera, también se reubicaron los Proyectos de Mejoramiento, además de los Proyectos de Orimulsión (de producción de crudo extrapesado y su procesamiento correspondiente). Para fines de la Ley de Impuesto sobre la Renta, todos estos proyectos se considerarían proyectos no petroleros.

Solamente los crudos convencionales, y toda la producción propia de PDVSA, seguirían siendo sujetos de la tasa petrolera de impuesto sobre la renta de 67,7%. Sin embargo, tampoco

seguirían sujetos al valor fiscal de exportación ya que mediante una ley especial aprobada este mismo año, se reduciría progresivamente a cero para 1996.22 En vista de lo anterior, se refuerza la conclusión que, por una u otra vía, la regalía también estaba destinada a desaparecer. De manera que todos estos proyectos acabarían por quedar sujetos a un régimen fiscal muy similar, si no idéntico, al que se aplicaría a cualquier negocio. Para los inversionistas y los consumidores, ésta era una buena noticia. ¿Pero cómo se les garantizaría que el soberano Congreso no volvería a legislar en esta materia, pero en sentido contrario? Esta pregunta era especialmente pertinente porque, en el Marco de Condiciones de los Proyectos, se precisó que la soberanía impositiva de la República no estaba en tela de juicio: “La Empresa estará sometida a la Legislación Tributaria venezolana, y en especial a la Ley de Impuesto sobre la Renta, a los tributos previstos en la Ley de Hidrocarburos, así como a todo el ordenamiento jurídico venezolano”.23 Como contrapartida de esta cláusula, se incluyó la siguiente previsión: “En el Convenio de Asociación a ser suscrito serán incluidas previsiones que permitan a Lagoven compensar, en términos equitativos, a los accionistas extranjeros por las consecuencias patrimoniales significativas y adversas derivadas directamente de actuaciones o de la adopción de decisiones de autoridades administrativas nacionales, estatales o municipales o de cambios en la legislación que, por su contenido y propósito, determinasen un injusto trato discriminatorio a la Empresa o a dichos accionistas, siempre entendidos en su condición de tales y como partes en el Convenio de Asociación”.24 En otras palabras, Lagoven, filial de PDVSA, iba a dar garantías en contra de ciertas decisiones soberanas del Estado venezolano en materia fiscal, pagando una indemnización a las partes privadas si fuera preciso. Dicho de otra manera, a los inversionistas se les iba a devolver el dinero que éstos hubieran pagado en ‘exceso’ al Estado, desde luego de acuerdo al criterio acordado en el Convenio de Asociación. Sin embargo, nuevamente se aclaró que: “El Convenio de Asociación a ser celebrado, la sociedad mercantil que se creará y las actividades de diversa naturaleza que de tales actos derivarán, en especial las mercantiles, son operaciones y negocios que sólo competen y obligan a Lagoven, o a Petróleos de Venezuela… y en ningún caso comprometen la responsabilidad de la República de Venezuela”.25 Con ello, la soberanía im-

4 Le Monde diplomatique “el Dipló”

positiva no quedaba en tela de juicio, si bien Lagoven y, por ende, PDVSA –la empresa estatal– darían ciertas garantías en contra de su ejercicio. Esta estructura, desde luego, habría de reproducirse subsecuentemente en todas las asociaciones. Con ello, PDVSA se alineó, definitivamente, con las compañías extranjeras en contra del Estado venezolano, entregándose en calidad de rehén, pero también de cómplice.

control del estado La LOREICH se refería al control del Estado, por primera vez, en su artículo 2, relativo al comercio exterior de los hidrocarburos el cual, de acuerdo con el Proyecto de Ley presentado por el Ejecutivo, iba a estar “bajo la gestión y el control del Estado”. Sin embargo, habida cuenta de las asociaciones previstas en el artículo 5 de la LOREICH y con la preocupación de que éstas pudieran afectar el monopolio del Estado en la materia, el Congreso decidió incorporar una pequeña modificación, de manera que finalmente se dispuso que el comercio exterior de los hidrocarburos estaría “bajo la gestión y el control exclusivos del Estado”.26 Los esfuerzos del Congreso en este sentido fueron, de todas maneras, en vano.

En todas las asociaciones, sin discusión alguna, los Marcos de Condiciones establecieron que los socios mismos habrían de comercializar ‘su’ parte de la producción.

En segundo lugar, la LOREICH se refirió, en su artículo 5, a la participación de las empresas estatales en las asociaciones, la cual habría de ser tal “que garantice el control por parte del Estado”. Previamente, en la Exposición de Motivos, se había aclarado que “de acuerdo con su participación mayoritaria, el Estado conserve en todo caso, el control de las decisiones que se adopten.”27 Pero aquella sentencia de la CSJ respecto al Proyecto Cristóbal Colón, ni siquiera mencionó esta Exposición de Motivos; en cambio, se esmeró en demostrar que “lo determinante es el control del convenio, que es una noción más jurídica que económica o patrimonial”, concepto que no requeriría una participación mayoritaria.28 La Comisión Bicameral Especial para el Estudio del Proyecto ‘Cristóbal Colón’ no quedó muy convencida: “No hay duda alguna que para el momento en que se sancionó la Ley de Nacionalización, hace apenas diecisiete años, se entendía que la realización de tal concepto se lograba teniendo la mayoría de las acciones en la asociación”.29 No obstante, la Comisión aceptó el razonamiento de la CSJ. Es decir, consintió que Lagoven tuviera una participación minoritaria en la asociación.

Pero esto no era todo; en el Marco de Condiciones aprobado se precisaba que: “La composición accionaria inicial podrá ser modificada, si Las Partes convinieren en ello‌… Sin embargo, el porcentaje de Lagoven en el capital social no será en ningún caso mayor al cuarenta y nueve por ciento (49%)…”30 Condiciones análogas se encontraron también en las autorizaciones de los dos proyectos de asociación presentados por Maraven este mismo año: las filiales, definitivamente, habrían de tener una participación minoritaria. En las asociaciones de crudos convencionales, aprobadas en 1995, la participación máxima se limitó a 35%. Pero en las asociaciones posteriores, la limitación a una participación minoritaria ya ni siquiera aparecía en el Marco de Condiciones correspondiente, sino que se garantizaba por medio de ciertas cláusulas contractuales.

Lo decisivo en esta cuestión giraba entonces en torno a la existencia de un ‘Comité de Control’. En el Marco de Condiciones se establecía una diferencia entre decisiones fundamentales de interés nacional, que requerirían del voto afirmativo del socio estatal, por un lado, y todas las demás que no lo requerirían, por el otro. Con este arreglo, lo que se concedió a la empresa estatal no fue un control positivo (el poder de imponer una decisión), sino solamente un control negativo (un derecho de veto). Por cierto, en estos convenios figuraba como socio estatal la CVP, filial que fue reactivada precisamente para este propósito. Pues bien, el Comité de Control no iba a estar sujeto al arbitraje internacional; pero antes de emitir un juicio positivo al respecto, vale la pena ver cómo se definió en estos Convenios de Asociación de ‘Ganancias Compartidas’, el ‘interés nacional’: “Los miembros del Comité de Control nombrados por CVP votarán… tomando en cuenta si la propuesta en cuestión es consistente o no con el interés nacional del Estado venezolano en la exploración, desarrollo y explotación de sus reservas de hidrocarburos, comprendido el interés nacional para el Estado venezolano de atraer y mantener proyectos de inversión privada de importancia para la economía nacional”.31 Más todavía: “En caso de que los representantes de CVP voten en contra de una propuesta que sea votada favorablemente por los representantes de los Inversionistas, expresarán por escrito la razón por la cual votaron contra la propuesta, identificando la manera en la cual tal propuesta es inconsistente con el interés nacional del Estado venezolano.

En tal sentido, los Inversionistas tendrán el derecho a ejercer cua-

lesquiera acciones a que hubiere lugar por ante las autoridades venezolanas competentes”.32 Los Comités de Control, definitivamente, se diseñaron para controlar al Estado.

Duración determinada. Además del control por parte del Estado, el artículo 5 de la LOREICH estableció también que las asociaciones iban a tener una ‘duración determinada’.

Ahora bien, el artículo 3 de la LdH 1967 limitaba la duración máxima de los convenios a 30 años; en contraste, las asociaciones basadas en el artículo 5 de la LOREICH iban a durar 35 años como mínimo, además de contar con opciones de extender su duración. Los convenios de asociación ni siquiera tenían una duración determinada, sino condicional, ya que la duración siempre se hizo depender de algún evento en el futuro como, por ejemplo, el primer cargamento comercial de crudo mejorado, una reducción de la producción impuesta por el Estado como resultado de compromisos internacionales de la República de Venezuela, etc.

Finalmente, en el Convenio de Asociación Cerro Negro, el último en autorizarse, se encontraba la siguiente cláusula: “… en caso de un cambio en la ley venezolana que permita que este Convenio tenga un plazo indefinido, el plazo del Convenio será automáticamente extendido hasta el agotamiento del Área Designada”.33 Con este cambio desaparecería la figura de la reversión, la cual siempre representaría una oportunidad para el dueño del recurso natural de mejorar las condiciones de su explotación.

Todas

las circunstancias per­

tinentes. El artículo 5 de la LO-

REICH establecía que: “Para la celebración de tales convenios se requerirá la previa autorización de las Cámaras en sesión conjunta, dentro de las condiciones que fijen, una vez que hayan sido debidamente informadas por el Ejecutivo Nacional de todas las circunstancias pertinentes”.34 Sin embargo, la realidad de la Apertura Petrolera era otra.

Veamos dos ejemplos: las áreas, de un lado, y los volúmenes de producción autorizados en los proyectos de producción y mejoramiento de crudo extrapesado, del otro. Áreas. De acuerdo con el artículo 3 de la LdH 1967, cualquier convenio de la empresa estatal con terceros, tendría que incluir entre las bases de contratación, las cuales requerían de la autorización del Congreso, la información precisa sobre la extensión, forma y ubicación geográfica de las mismas, información que a su vez tenía que publicarse en la Gaceta Oficial

(GO). En cambio, en los Informes y Marcos de Condiciones de los cuatro proyectos de producción y mejoramiento de crudo extrapesado, sólo se encontraban referencias vagas, y cada vez más imprecisas, sobre el área que se dedicaría al Proyecto dentro del área determinada a favor de la filial. En 1993, en los primeros dos proyectos todavía se informó que las áreas serían de 250 km2, aproximadamente, y se preveía la producción en caliente, con inyección alterna de vapor, lo cual nunca se cumplió.

En cambio, Maraven les asignó áreas mayores –hasta el doble– de manera que no necesitarían métodos de explotación secundarios para producir los volúmenes contemplados. Luego, en las asociaciones posteriores en la FPO, ya no se preveía métodos de recuperación secundarios y las áreas iban a ser lo suficientemente grandes para no requerirlos. En consecuencia, las compañías se limitarían a producir el petróleo más fácil de extraer, con un grado de recuperación mínimo –que no llegaría ni al 10%– ya que la opción más barata sería incorporar áreas adicionales.

En el Proyecto Cerro Negro, último en autorizarse, el Informe correspondiente se limitó a referirse al área en los términos siguientes: “ÁREA DE PRODUCCIÓN. Esta área se compone de pozos, estaciones de flujos y estación principal”.35 Luego, al presentar Lagoven el Convenio de Asociación al Congreso Nacional para que confirmara su consistencia con el Marco de Condiciones aprobado, se refirió al área en las ‘Definiciones’: “’Área Designada’ significará el área geográfica en el área de Cerro Negro de la Faja del Orinoco, porción surcentral del Estado Anzoátegui, República de Venezuela, especificada en el Anexo A y sometida a los términos del Convenio de Reserva y Dedicación de fecha igual a la de este Convenio”.36 En el Anexo A se encontraba un mapa identificando un área de 295 km2, dentro del área determinada a favor de Lagoven, entre 1982 y 1993 (es decir, el área completa Cerro Negro, hoy Junín, con la excepción del área que ya se había entregado a BITOR para la producción de Orimulsión). Pero lo que no se encontraba entre los anexos entregados al Congreso, era ese Convenio de Reserva y Dedicación. Éste precisaba que los socios tendrían el derecho de ampliar el área, si fuera preciso, sin ninguna limitación – en principio – como no fuera la extensión del área determinada a favor de Lagoven, es decir, 2.512 km2. Sobra decir que, en caso de diferencias al respecto, se recurriría al arbitraje internacional. Como quiera que sea, ya en el área inicial de 295 km2

(una de las mejores de la FPO) se encontraban reservas in situ de 28,7 MMMB, de las cuales se iban a producir, de acuerdo con la autorización del Congreso, apenas 1,5 MMMB, o sea, el 5,33%.

Es digno de notar que, a pesar del descontrol generalizado del proceso de Apertura Petrolera, el Ministerio de Petróleo todavía publicaba en GO las áreas que correspondían a cada una de las asociaciones; sin embargo, ya no lo hizo para el caso de la Asociación Cerro Negro, la última aprobada en los años 1990.

Volúmenes de producción.

Las cuatro asociaciones de la FPO se autorizaron como proyectos industriales de determinado tamaño, con los mejoradores diseñados para procesar, ‘aproximadamente’, 114 MBD (Sincor), 120 MBD (Petrozuata y Cerro Negro) y 197 MBD (Hamaca) de crudo extrapesado.

Subsecuentemente los asociados se pusieron de acuerdo para ampliar los proyectos, y pretendieron hacerlo silenciosamente, sin recurrir de nuevo al Congreso Nacional. Así, en 2005 Sincor produjo y mejoró 191 MBD, sin autorización alguna de la Asamblea Nacional. Sincor, en realidad, simplemente se adelantó a los demás proyectos, los cuales ya estaban preparándose para seguir el mismo camino.

En el Convenio de Asociación Cerro Negro, por ejemplo, se encontraba la siguiente cláusula: “…una o más de las Partes podrá, sin requerirse decisión unánime… aportar fondos adicionales para el Proyecto con el propósito de incrementar la capacidad del Mejorador o de aumentar la producción de Petróleo Extrapesado…”37 Desde luego, la producción adicional habría de distribuirse proporcionalmente entre las partes, conforme a sus respectivas aportaciones de fondos.

La re-privatización de la actividad productiva Convenios de Asociación.

La privatización de las actividades productivas se planteó, definitivamente, con las Asociaciones de Ganancias Compartidas. Su atractivo consistía en que las partes privadas iban a correr el riesgo de la exploración mientras que, en caso de éxito, la CVP iba a tener la opción mas no la obligación, de participar, a precio de costo, en la fase de producción. Sin embargo, en la Comisión Bicameral de Energía y Minas surgieron objeciones por el hecho de que se llevarían a cabo las actividades exploratorias (actividades reservadas por la LOREICH), sin ninguna participación de entes estatales. Más aún, la situación podría prolongarse luego en la fase de producción y por toda la duración de la asociación ya que

la CVP, en principio, tendría la opción de no participar en la asociación.

En respuesta a dichas inquietudes se estableció, primero, que estas Asociaciones iban a crear, desde el principio, una Empresa Mixta como una unidad distinta, aunque financiada por los asociados, encargada de las operaciones: “La Empresa Mixta tendrá por finalidad dirigir, coordinar y supervisar las actividades de exploración, producción, transporte y comercialización objeto del Convenio…

La Empresa Mixta quedará igualmente facultada para llevar a cabo por sí misma, o hacer realizar por terceros, las operaciones requeridas para cumplir el objeto del Convenio, si así lo considerase conveniente”.38 La CVP iba a participar en esta Empresa Mixta con un 35%; pero el porcentaje de los costos cargados a la CVP, se determinaría a nivel de la asociación. Así, por lo menos durante la fase de exploración, seguiría sin pagar ni un centavo: la exploración era al riesgo exclusivo de las partes privadas.

Sin embargo, esa Empresa Mixta tampoco estaba obligada a operar, pues se le concedió el derecho de contratar, para este propósito, a terceros. Y así se hizo. En las únicas dos Asociaciones de ‘Ganancias Compartidas’ que fueron exitosas, La Ceiba y Corocoro, ExxonMobil y Conoco‌ Phillips, respectivamente, iban a operar solas sin participación alguna de la CVP ni de los demás socios privados.

Luego, en la fase de producción, se hizo obligatoria la participación de CVP en la asociación:”…la filial adquirirá una participación que, dependiendo del atractivo comercial del descubrimiento, variará entre 35% y 1 %, con el fin de preservar un manejo óptimo de su cartera de proyectos”.39 De manera que el Congreso sentó aquí el precedente que una participación de 1% más un Comité de Control con las características ya reseñadas arriba, era suficiente para que una asociación cumpla con el mandato del artículo 5 de la LOREICH, de “una participación tal que garantice el control por parte del Estado”.

Luego, condiciones análogas se iban a encontrar en las asociaciones autorizadas en 1997, los Proyectos Hamaca y Cerro Negro; y, en efecto, en cuanto a la Asociación Cerro Negro, Exxon‌Mobil operaría sola.

Convenios Operativos. La LOREICH en su artículo 5 se refería también a la necesidad de que la industria nacionalizada pudiera: “…celebrar los convenios operativos necesarios para la mejor realización de sus funciones sin que en ningún caso estas gestiones afecten la

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esencia misma de las actividades atribuidas”.40 Y la Exposición de Motivos se refería a la figura de convenio operativo como “simple contrato de servicio”.41 Ahora bien, con la Apertura Petrolera, PDVSA y sus filiales se lanzaron, en un proceso paralelo a la promoción de convenios de asociación, a la promoción de convenios operativos. Éstos tenían una ventaja muy importante: no necesitaban de la autorización del Congreso.

Sin embargo, también tenían una desventaja muy importante: los estrechos límites del concepto de ‘convenio operativo’.

Empero, la CSJ, en su sentencia citada, ya los había ensanchado convenientemente. En efecto, de acuerdo con la misma aquellos Contratos de Servicios que habían sido el objeto principalísimo del artículo 3 de la LdH 1967 –concebidos, recordemos, como un segundo piso, con las concesiones como primer piso– debían calificarse ahora, de acuerdo con el artículo 5 de la LOREICH, como convenios operativos. En consecuencia, si bien de acuerdo con el artículo 3 de la LdH 1967 se requería que “sus bases de contratación fueran aprobadas previamente por las Cámaras en sesión conjunta”, ahora, gracias al artículo 5 de la LOREICH tales “convenios operativos” ya “no están sujetos a esta aprobación”.42 Unas semanas después de la sentencia de la CSJ, PDVSA presentó su primer Modelo de Convenio Operativo a la Comisión Permanente de Energía y Minas, acompañado por opiniones expertas de distinguidos abogados quienes, al unísono, sostuvieron que el modelo presentado cumplía cabalmente con el concepto de Convenio Operativo del artículo 5 de la LOREICH. No había de qué sorprenderse, ya que todos ellos fueron contratadas por PDVSA. Los argumentos esenciales fueron tres. Primero, no se trataba de Convenios de Asociación, pues las contratistas operarían solas y a su propio riesgo.

Segundo, ciertamente producirían petróleo, pero en nombre de la filial de PDVSA, y ésta en ningún momento dejaría de ser propietaria del petróleo producido, además de que la filial supervisaría y aprobaría los planes anuales de las contratistas.

Tercero y último, a las contratistas no se les pagaría conforme al valor de mercado del petróleo producido, sino conforme a los costos incurridos y los servicios prestados: si bien el total estaría limitado por, y se movería con, el precio de mercado del petróleo producido.43 Los Convenios Operativos se otorgaron en tres rondas de licitación –1992, 1993 y 1996– además de una adjudicación directa en 1995. En la Primera

Ronda se subastaron campos marginales abandonados, definidos en tres dimensiones: no habría exploración de nuevos estratos. En la Segunda Ronda se entregaron campos marginales, inactivos mas no abandonados, definidos en dos dimensiones – por la superficie– de manera que las contratistas tenían permitido explorar nuevos estratos. En la Adjudicación Directa, se trataba del campo Boscán, el cual en el momento de entregarse producía 80 MBD. Finalmente, en la Tercera Ronda se entregaron campos marginales activos los cuales producían, en el momento de entregarse, alrededor de 70 MBD. Más, se entregaron con nuevas áreas adyacentes para la exploración y subsiguiente explotación. La duración de los convenios operativos era de veinte años, prorrogables indefinidamente.44 Los primeros barriles de los convenios operativos se produjeron en 1993; en 1995, se sobrepasó la cifra de 100 MBD; en 1999, se llegó a 400 MBD. En cambio, las Asociaciones de Ganancias Compartidas todavía se encontraban entonces en su fase de exploración, y las asociaciones de la FPO apenas empezaban a producir sus primeros barriles. Y en 2005, último año de su existencia, los convenios operativos producían 500 MBD. Así, la re-privatización de la actividad productiva había hecho avances muy significativos, y ello sobre la base del concepto de ‘convenios operativos’ el cual, de acuerdo con la LOREICH, no permitiría que se afectara la esencia de las actividades reservadas. Para esta misma fecha la producción privatizada de las asociaciones – sin participación alguna de PDVSA en las operaciones – todavía no pasaba de los 120 MBD producidos por la Asociación Cerro Negro.

Leyes Orgánicas de Hidrocar­ buros. En 1999, con la nueva Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (LOHG) se estableció formalmente la posibilidad de privatizar las actividades correspondientes: “Las actividades de exploración… en busca de yacimientos de hidrocarburos gaseosos no asociados y la explotación de tales yacimientos; así como la recolección, almacenamiento y utilización tanto del gas natural no asociado… como del gas que se produce asociado con el petróleo u otros fósiles; el procesamiento, industrialización, transporte, distribución, comercio interior y exterior de dichos gases… pueden ser ejercidas por el Estado directamente o mediante entes de su propiedad o por personas privadas nacionales o extranjeras, con o sin la participación del Estado…”45 En las dos rondas de licitación que siguieron, en 2001 y

2005, todos los participantes eran empresas privadas, sin participación alguna del Estado o de cualquier ente estatal.

Luego, en 2001 se promulgó la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH). En ella se contemplaban asimismo todas las actividades “de exploración, explotación, refinación, industrialización, transporte, almacenamiento, comercialización”, pero en relación con los hidrocarburos líquidos.46 Pero sólo la exploración y explotación de los yacimientos (las ‘actividades primarias’), además de la comercialización del petróleo crudo, se reservaron al Estado; pero se abrieron a la inversión privada, sin más limitaciones, las actividades de refinación, transporte y comercialización de los productos.

La república compromete su Soberanía jurisdiccional Convenios Operativos. En los primeros convenios operativos de la Primera Ronda se estableció que cualquier disputa o controversia se resolvería mediante arbitraje en Caracas, de acuerdo con reglas establecidas por las leyes venezolanas. En los contratos posteriores, y luego en todos los convenios operativos de la Segunda Ronda y el de Adjudicación Directa, se estableció que el arbitraje seguiría teniendo lugar en Caracas, pero de acuerdo con las reglas de la Cámara de Comercio Internacional. En la Tercera Ronda se mantuvieron las reglas de la CCI, pero el lugar del arbitraje se cambió a Nueva York.

Ahora bien, los convenios operativos no contenían cláusulas de garantías limitadas y de compensación, en contra de ciertas medidas soberanas del Estado, como sí lo tenían previsto las tres asociaciones autorizadas por el Congreso en 1993. Difícilmente se hubieran podido justificar semejantes cláusulas ya que las filiales de PDVSA ni siquiera eran socias.

Pero, PDVSA sí minimizó el riesgo de los inversionistas, al registrar como deuda toda inversión correspondiente a los planes anuales aprobados por las Filiales; es decir, formalmente el activo pasó de inmediato a la propiedad de la filial de PDVSA. Luego, esta deuda se pagaría trimestralmente en función de los barriles producidos, imitándose de alguna manera el proceso usual de depreciación de un activo. Para recuperar una deuda como esta, si fuera preciso, el arbitraje era ciertamente suficiente desde la perspectiva de las contratistas, por lo menos una vez que se conviniera en las reglas de la Cámara de Comercio Internacional.

Sin embargo, aparte de haberse iniciado la re-privatización de la producción, el punto decisivo era que PDVSA sostenía que, como simples convenios de

servicios operativos, sólo debían estar sujetos a la tributación nopetrolera. Los impuestos petroleros, la regalía inclusive, los pagaría PDVSA.47 En particular, a estas supuestas empresas de servicios se les aplicaría la tasa de 34%, y no de 67,7% (que sí se aplicaría a aquella parte de la ganancia que pudiera corresponder a PDVSA). Si bien ésta iba a ser la práctica, no existió ninguna garantía formal de PDVSA al respecto, ni podía existir. Dentro de ciertos límites, tal garantía sólo la hubiera podido dar el Servicio Nacional Integrado de Administración Aduanera y Tributaria (SENIAT) y, en última instancia, tendría que provenir del Congreso Nacional por tratarse de un derecho soberano. Sin embargo, el Congreso no estaba dispuesto a comprometerlo como lo hizo constar, una y otra vez, en los Marcos de Condiciones, precisamente con miras a aquellas cláusulas de garantías limitadas y de compensación que se aprobaron para las asociaciones de la FPO. Ahora bien, el régimen concesionario minero y petrolero excluía expresamente la posibilidad de un arbitraje internacional contra el Estado. Sin embargo, la LOREICH extinguió el régimen concesionario petrolero; a los entes de propiedad estatal, el Ministerio les ‘determinaba’ las áreas, por tiempo indeterminado, y no se las daba en concesión; y, finalmente, las asociaciones y convenios operativos no obtendrían el acceso a la tierra mediante concesiones, sino por acuerdos suscritos con las filiales de PDVSA. En el contexto de la política de Apertura Petrolera, la ausencia de una prohibición expresa del arbitraje internacional en contra del Estado por parte de los convenios operativos, era más que suficiente para proceder.

Desde aquellos tiempos remotos de principio del siglo XX, el arbitraje internacional había progresado muy sustancialmente, especialmente después de la Segunda Guerra Mundial, el subsiguiente proceso de descolonización y el vertiginoso desarrollo del mercado mundial. En particular, desde los años 1960, había evolucionado un nuevo instrumento conocido como tratado bilateral de inversión (TBI),48 por lo general firmado entre un país desarrollado y otro en ‘vías de desarrollo’. Así, en Venezuela, el gobierno negoció y subscribió, en 1991, un TBI con Holanda (que incluía las Antillas Holandesas y Aruba).

En éste se estableció lo siguiente en torno a las controversias que se pudieran suscitar con los inversionistas privadas respectivos: “Cada Parte Contratante por medio de la presente otorga su consentimiento incondicional para que las controversias sean sometidas… al arbitraje

internacional…”49 Los dos Estados contratantes consintieron así de una vez al arbitraje internacional, cuando una controversia de inversión involucrara a un nacional del otro Estado contratante. Y la definición de lo que podía significar el término “inversiones” incluía: “…derechos otorgados bajo el derecho público, incluyendo derechos para la prospección, exploración, extracción y explotación de recursos naturales”.50 En vista de lo anterior, cabe preguntarse: ¿podrían los Contratistas con sus convenios operativos demandar a la República de Venezuela si ésta, por ejemplo, algún día decidiera aplicarles la tasa petrolera del impuesto sobre la renta? Lo cierto es que no hay absolutamente nada en este tratado que protegiera al petróleo como fuente rentística internacional; se trataba únicamente de los derechos de los inversionistas. En cuanto al foro del arbitraje, se estipuló: “Las controversias… serán sometidas, a solicitud del nacional interesado, al Centro Internacional para el Arreglo de Controversias de Inversión…”51 El foro convenido era el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI)52 con sede en Washington, creado por el Banco Mundial en 1965. Obsérvese que el arbitraje siempre tendrá lugar a solicitud de la parte privada; es el Estado que se compromete al arbitraje, irrevocablemente, no la parte privada. De manera que, en base a estos TBI, el Estado siempre es la parte demandada, ya que las partes privadas no aceptan el arbitraje en su contra: no son partes de estos tratados.

Por una parte, el Tratado Holandés fue promovido por la Royal Dutch-Shell y, por la otra, obviamente por PDVSA. Sin embargo, en el Congreso hubo cierta resistencia. Mientras tanto, la Shell participó en la Primera Ronda de Convenios Operativos en 1992, cuando se le adjudicó el campo Pedernales. Empero, dado que no se cumplió su esperanza que ese tratado fuera aprobado y ratificado en el corto plazo, la Shell devolvió el campo53 (el cual terminó finalmente en las manos de la British Petroleum). En la Segunda Ronda, en 1993, la Shell volvió a participar, y ahora se le adjudicó el campo Urdaneta Oeste. Y puesto que el TBI con Holanda ya había sido aprobado por el Congreso Nacional, ratificado por el Presidente de la República y debidamente publicado en GO –todo ello entre mayo y agosto de 1993– la Shell esta vez sí firmó el Convenio Operativo en cuestión, en noviembre de 1993.

Convenios de Asociación. Las Asociaciones de Ganancias Com­ partidas tampoco tenían

cláusulas de garantías limitadas y de compensación, y por la misma razón ya referida en cuanto a los Convenios Operativos: PDVSA pensaba en una participación mínima de la CVP, con lo que no podría justificarse semejantes cláusulas.

Sin embargo, durante el proceso de licitación, PDVSA destacó en un Memorando dirigido a las empresas participantes, que de todas maneras las compañías interesadas podrían tener acceso al arbitraje internacional en contra de la República, sobre la base del Tratado Holandés, o el tratado más reciente con Barbados y otros que se estaban negociando.54 En efecto, calificar estos Tratados como bilaterales puede ser muy engañoso. Lo cierto es que el Tratado Holandés define las “personas jurídicas” que califican como holandesas, por el hecho de haberse constituidas “bajo las leyes” de la parte correspondiente. Ahora bien, para cualquier empresa que así lo desea, le cuesta muy poco intercalar entre su casa matriz y su filial en Venezuela, una empresa constituida en Holanda, con lo cual la filial en Venezuela califica como empresa holandesa. De acuerdo con las leyes holandesas no se necesita más que un buzón de correo en Holanda atendido por un bufete local de abogados, y cumplir así con algunos requisitos mínimos. Así, en Venezuela figuran, o han figurado, como empresas holandesas la italiana ENI; las estadounidenses Conoco‌Phillips, Chevron y ExxonMobil; la china CNPC; la noruega Statoil; y, efectivamente, la Royal Dutch-Shell.

De hecho, el Memorando mencionado aclaró a los inversionistas que la colocación de sus participaciones en un tratado conveniente podría efectuarse en cualquier momento y cambiarse cuantas veces se quisiera, ya que en el Convenio de Asociación de Ganancias Compartidas se les autorizaba a reestructurar sus intereses, sin limitación alguna, siempre y cuanto mantuvieran el control del 100% de los mismos.

Esta misma estructura se iba a encontrar luego en todas las asociaciones. Si bien el Tratado Holandés sólo se refería al CIADI, su sucesor inmediato, el Tratado con Barbados, también menciona la posibilidad de recurrir a la Comisión de las Naciones Unidas del Derecho Mercantil Internacional (CNUDMI);55 el último tratado en firmarse –entre 1993 y 2009, Venezuela ha firmado 25 de estos tratados– con la Federación Rusa, no se refiere al CIADI, pero sí a la Cámara de Comercio de Estocolmo y la CNUDMI.56 De manera que todas las Contratistas de los Convenios Operativos, y todos los Socios privados en las Asociaciones,

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en principio tendrían acceso al arbitraje internacional en contra de la República si así lo deseaban; bastaba con estructurar sus cadenas corporativas de manera que éstas incluyeran un eslabón holandés, o de alguna otra nacionalidad conveniente.

Privatización de las parti­ cipaciones de las filiales de

PDVSA en las asociaciones.

Las cláusulas de garantías limitadas y de compensación eran, obviamente, un obstáculo a la privatización de la participación accionaria de las filiales de PDVSA en las asociaciones respectivas. Ninguna empresa privada estaría dispuesta a asumir las obligaciones del socio estatal de compensar a los otros socios por las consecuencias adversas de medidas gubernamentales. Pero en el Convenio de Asociación Cerro Negro ya se había allanado el camino para resolver este problema: “…Lagoven CN no tendrá obligación de compensar a una Parte Extranjera por daños sufridos… como resultado de cualquier Medida Discriminatoria que se produzca después de que el Estado Venezolano reduzca su interés directo o indirecto a (i) menos del 12,5% en el Proyecto o (ii) menos del 49,9% de Lagoven…”57 Desde luego, de acuerdo con el Convenio de Asociación, tal ‘cambio de control’ necesitaría del consentimiento del socio privado más importante, ExxonMobil. Y sin riesgo de equivocarse, uno puede suponer que ExxonMobil no lo hubiera dado sin que, de alguna manera, el Estado mismo le diera antes garantías equivalentes. Sea como fuere, lo cierto es que los socios privados estaban seguros de tener acceso al arbitraje internacional, y especialmente al CIADI. Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Rela­ tivas a Inversiones. Lo que diferencia al CIADI de todos los demás foros de arbitraje mencionados arriba es que, por una parte, es un foro que se especializa en las disputas entre partes privadas y Estados; por la otra, este foro se basa en un tratado o convenio internacional. En contraste, la Cámara de Comercio Internacional de París o Estocolmo, o la CNUDMI, simplemente ofrecen una plataforma y un conjunto de reglas para el arbitraje. En estos casos, la ejecución de un laudo puede encontrarse con muchas dificultades legales a nivel nacional.

Pero la situación es diferente cuando se trata de un laudo del CIADI el cual resulta de un arbitraje entre un nacional de un Estado contratante, y otro Estado contratante: “Todo Estado Contratante reconocerá al laudo dictado conforme a este Convenio carácter obligatorio y hará ejecutar dentro de sus territorios

las obligaciones pecuniarias impuestas por el laudo como si se tratare de una sentencia firme dictada por un tribunal existente en dicho Estado”.58 Cuando Venezuela firmó el Tratado Holandés en 1993, todavía no era miembro del Convenio del CIADI; sin embargo, Holanda era miembro desde 1966 (y Barbados desde 1983), lo cual era suficiente para utilizar al CIADI aunque sea simplemente como plataforma (la así llamada “Facilidad Adicional”) “mientras que la República de Venezuela no se hiciera Estado Contratante”.59 A fin de cuentas, el gobierno firmó el Convenio del CIADI en junio de 1993, el Congreso lo aprobó en 1994, y el Presidente de la República lo ratificó en 1995.

Pero hay que aclarar que la membresía del CIADI, de por sí, no es un consentimiento al arbitraje; todavía se requiere, en cada caso, tal consentimiento por parte del Estado afectado.

De allí la importancia del TBI Holandés, por ejemplo, pues contiene un consentimiento explícito, unívoco e irrevocable al arbitraje ante el CIADI, a favor de cualquier ‘nacional’ de uno de los dos Estados contratantes, en contra del otro Estado contratante. Así, definitivamente, es con la combinación entre el TBI Holandés (el consentimiento incondicional al arbitraje), y la membresía de Holanda y de Venezuela en el Convenio del CIADI (que confería a todo laudo arbitral la fuerza de una sentencia firme dictada por tribunales nacionales), que Venezuela comprometió su soberanía jurisdiccional de manera muy significativa. Desde luego, lo mismo vale para Holanda (y cualquier otro país miembro del Convenio del CIADI).

Sin embargo, el problema de fondo del arbitraje contra la República de Venezuela es que toda disputa se presenta como disputa de inversión, de manera que se trata única y exclusivamente de los derechos que puedan tener los inversionistas. A Venezuela se le presenta, en este contexto, no como un país exportador de petróleo sino como un país importador de capital.

Se ignora así sistemáticamente el papel excepcional, si no es que único, del petróleo como fuente rentística internacional, no sólo para Venezuela sino para todos los demás países exportadores de petróleo. Por lo tanto, estos últimos en su legislación tendrían que cuidarse especialmente en proteger sus derechos como propietarios soberanos del recurso natural correspondiente.

Pero en Venezuela, por lo menos, ocurrió todo lo contrario; PDVSA impuso esta estructura, paso a paso y sistemáticamente, con el propósito deliberado de poner fin al petróleo como fuente rentística internacional,

Suplemento Caracas • Julio de 2012 al someterlo a un sistema jurídico internacional concebido en función de los intereses de los inversionistas y consumidores globales.

Leyes Orgánicas de Hidro­ carburos. La LOHG de 1999 utilizó el término de ‘licencia’ y abandonó el término de ‘concesión’. Por una parte, el primero era un término de por sí más inocuo; pero, además, el segundo estaba asociado con el régimen petrolero anterior a la nacionalización, conocido precisamente como el régimen concesionario. Sea como fuese, en esta Ley se encuentra el siguiente párrafo: “Las dudas y controversias de cualquier naturaleza que puedan suscitarse con motivo de la licencia y que no puedan ser resueltas amigablemente por las partes, incluido el arbitraje, serán decididas por los Tribunales competentes de la República, de conformidad con sus leyes, sin que por ningún motivo ni causa puedan dar origen a reclamaciones extranjeras”.60 En cuanto a la referencia a ‘las partes’, del contexto se desprende que se trata del Estado otorgante de la licencia, por una parte, y el titular de la licencia, por la otra, y no de las partes privadas que puedan compartir la licencia. En cuanto al arbitraje, se le caracteriza como un procedimiento ‘amigable’, además de seguir la formulación tradicional en contra de ‘reclamaciones extranjeras’, lo que puede generar la impresión de que se estaría hablando del arbitraje nacional. Sin embargo, no es así; con esta ley se endosó el arbitraje internacional de la parte privada contra el Estado.

En efecto, en un proceso paralelo se aprobó, también en 1999, la Ley de Promoción y Protección de Inversiones. En ésta se definió el término de inversión de la misma manera extensiva como en los Tratados Bilaterales de Inversión en general y, así, la definición cubrió también “los derechos obtenidos conforme al derecho público, incluyendo las concesiones de exploración, de extracción o de explotación de recursos naturales”.61 Expresamente confirmó la vigencia de los tratados internacionales en esta materia, ratificados por Venezuela; es más: “Cualquier controversia que surja entre el Estado venezolano y el país de origen del inversionista internacional con el cual no se tenga vigente un tratado o acuerdo sobre inversiones, en relación con la interpretación y aplicación de lo previsto en el presente Decreto-Ley, será resuelta por vía diplomática. Si no se llegase a un acuerdo dentro de los doce (12) meses siguientes a la fecha de inicio de la controversia, el Estado venezolano propiciará el sometimiento de

la controversia a un Tribunal Arbitral cuya composición, mecanismo de designación, procedimiento y régimen de gastos serán acordados con el otro Estado. Las decisiones de ese Tribunal Arbitral serán definitivas y obligatorias”.62 En la LOH de 2001, el derecho a ejercer las actividades primarias reservadas se transfiere mediante un decreto presidencial; en cambio, el ejercicio de todas las demás actividades sólo requiere una licencia del Ministerio de Petróleo. Pues bien, en la LOH se encuentra la siguiente variante del párrafo citado de la LOHG: “Las dudas y controversias de cualquier naturaleza que puedan suscitarse con motivo de la realización de actividades y que no puedan ser resueltas amigablemente por las partes, incluido el arbitraje en los casos permitidos por la ley que rige la materia, serán decididas por los Tribunales competentes de la República, de conformidad con sus leyes, sin que por ningún motivo ni causa puedan dar origen a reclamaciones extranjeras”.63 ¿A qué otra ley puede referirse ese artículo que no fuera la Ley de Promoción y Protección de Inversiones? Según ésta, el arbitraje internacional de la parte privada contra el Estado ya estaba convirtiéndose en el procedimiento normal aún en los casos que no hubiera un TBI aplicable: pues expresamente estaba prevista la intervención ‘extranjera’ en este sentido, ‘por vía diplomática’.

soberanía territorial: regulación de la producción La soberanía es un concepto originariamente territorial.

Cuando de recursos naturales se trata, los derechos que los individuos puedan reclamar sobre los mismos nunca dejan de estar sujetos al dominio eminente del Estado y, específicamente, a su poder regulatorio. Éste incluye, en particular, el poder de regular la producción e imponer cuotas, por ejemplo, en la pesca, la caza, la silvicultura o en las industrias extractivas.

Así, desde principios de la década de los 1930 estuvo vigente en los EEUU un complejo sistema de controles estadales de producción de petróleo, el cual se creó como respuesta al colapso periódico de los precios y sus consecuencias nefastas sobre los yacimientos. En efecto, una explotación racional de los mismos –es decir, una política conservacionista– requería necesariamente de un entorno económico estable: más precisamente, precios estables; y la estabilidad de los precios en los EEUU traía aparejada la estabilidad de los precios en el mercado mundial.

Sin embargo, hacia fines de los 1950 se produjo cier-

to descontrol en el mercado mundial y se impuso una tendencia a la baja de los precios internacionales; en los EEUU, en cambio, se mantuvo la estabilidad de los precios gracias a medidas proteccionistas, específicamente por un sistema de cuotas de importación. Así, el gobierno venezolano se vio confrontado,­de repente, con el problema de los precios. Una vez más se inspiró en la referencia estadounidense para encontrar una respuesta. Esto no fue particularmente difícil ya que Venezuela participaba formalmente, desde principios de los 1950, como observador en las reuniones de la Interstate Oil Compact Commission, organismo que coordinaba el control de producción entre los estados productores dentro de la Unión estadounidense. Más aún, Juan Pablo Pérez Alfonzo, Ministro de Fomento entre 1945 y 1948 –y como tal responsable del petróleo– se había familiarizado durante sus años de exilio con el sistema estadounidense de controles estadales de producción. Ahora, como Ministro de Petróleo, Pérez Alfonzo creó la Comisión Coordinadora para la Conservación y el Comercio de los Hidrocarburos (CCCCH). En la Resolución de su fundación se encontraban los siguientes Considerandos: “Por cuanto la explotación de los hidrocarburos constituye la base casi exclusiva de la economía de Venezuela...

Por cuanto Venezuela es el principal país exportador de petróleo del mundo y… su posición económica se ve desfavorecida por cambios en la estructura de los precios del petróleo crudo y sus derivados que no obedecen a la relación Consumo-Producción ni toman debida cuenta en las continuas alzas de los costos de las operaciones para reemplazar el petróleo consumido por la humanidad; Por cuanto los países productores han reconocido la necesidad de tomar medidas de conservación del petróleo y del gas, riquezas naturales no renovables y también medidas de restricción de la producción y del comercio, con miras a una razonable estabilidad de precios y mercados... Por cuanto la estabilidad de precios y mercados es condición indispensable para el mantenimiento de una industria petrolera económicamente sana, capaz de satisfacer con seguridad los requerimientos de energía y materia prima que cada vez reclaman en mayores cantidades el bienestar y el desarrollo económico de los pueblos…”64 La CCCCH llegó, efectivamente, a negar el permiso de exportación a cargamentos con precios considerados demasiado bajos y, finalmente, a restringir la producción de las compañías involucradas.

La Resolución correspon-

diente fue redactada a toda prisa con miras a la posible cooperación, en esta materia, con otros países exportadores de petróleo.

Dos semanas más tarde se iba a celebrar el Primer Congreso Árabe de Petróleo en El Cairo, al cual estaban invitados, como observadores, Irán y Venezuela.

Era ésta la oportunidad para el ministro venezolano de propagar sus ideas entre los demás países exportadores, lo cual hizo con éxito contundente: año y medio más tarde, en septiembre de 1960, habría de fundarse la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP).65 PDVSA

niega al

Estado

el

poder soberano de regular la producción. Desde su nacimiento, PDVSA siempre sostuvo que el poder del Estado a regular la producción se derivaba del hecho de ser su único accionista. De esta manera, con la Apertura Petrolera se planteó implícitamente que las asociaciones no tendrían por qué estar sujetas a tal poder, y que sólo lo estarían en la medida que los socios así lo acordaran en el convenio de asociación. Desde luego, esto coincidía con el punto de vista político adoptado por los poderosos países consumidores luego de la Revolución de la OPEP, a principios de los años 1970: a la OPEP se le descalificó, desde entonces, como un cártel ilegítimo, si no ilegal, de compañías nacionales, auspiciado por sus gobiernos.

En septiembre de 1984 el Ministerio eliminó formalmente la CCCCH.66 Más, en diciembre del mismo año, mediante una Resolución conjunta los Ministros de Petróleo y de Hacienda pusieron fin a la intervención del gobierno en materia de fijación de precios. Las obligaciones fiscales derivadas de la exportación de petróleo venezolano habrían de calcularse sobre la base de “los precios declarados por el contribuyente”.67

Convenios Operativos. En los Convenios Operativos de la Primera y Segunda Ronda la posibilidad de cuotas de producción ni se mencionó. Apareció por primera vez en diciembre de 1995, en la adjudicación directa del Convenio Operativo Boscán:”Las Partes convienen que, en caso que se le exigiese a Venezuela una reducción de su producción como consecuencia de una disminución de la Cuota OPEP… LA FILIAL podrá solicitar a LA CONTRATISTA que limite la Producción [proporcionalmente]... y por un período de tiempo que no exceda la vigencia de la reducción de la Cuota OPEP”.68 Como se puede apreciar, esta cláusula ignoraba el derecho soberano del Estado venezolano

Suplemento Caracas • Julio de 2012 de regular la producción, y sólo admitía la posibilidad de que la producción se redujera por exigencia de la OPEP (donde todas las decisiones de importancia se toman por unanimidad). De todas maneras, ésta fue la única vez que se llegó a mencionar directamente a la OPEP. En la Tercera Ronda la cláusula correspondiente rezaba como sigue: “Los Contratistas podrán ser obligados a reducir la Producción como resultado de medidas adoptadas por el gobierno venezolano en ejecución de obligaciones establecidas en tratados internacionales suscritos por la República de Venezuela. … el porcentaje de reducción aplicable a la Producción contemplada en este Convenio, no podrá exceder el nivel porcentual de reducción de producción requerido a las compañías petroleras que operen en Venezuela, tomadas en su conjunto…”69 ¿Por qué este cambio de lenguaje, de la OPEP a “tratados internacionales” en general? Ade­­ más, a continuación se especificó que se trataba solamente de la reducción de la producción: “…del tipo de Hidrocarburos sujeto a las obligaciones previstas en el tratado respectivo…”70 Antes de aclarar este punto, cabe señalar que de todas maneras las contratistas de la Tercera Ronda tenían el derecho de recuperar los volúmenes ‘perdidos’: “En el caso de que los Contratistas no puedan recuperar las pérdidas resultantes mediante el incremento de la tasa de Producción al nivel necesario para lograr tal recuperación, tendrán derecho a una prórroga del Período Operativo con una duración suficiente que les permita producir un volumen igual al que dejaron de producir en virtud de la reducción”.71 Convenios de Asociación. En los Informes y Marcos de Condiciones de las asociaciones autorizadas en 1993, las cuotas de producción tampoco se mencionaron. Aparecieron por primera vez en 1995, en el Informe y en el Marco de Condiciones de las Asociaciones de ‘Ganancias Compartidas’, refiriéndose a ‘com­promisos internacionales de la República de Venezuela’ y estableciendo el derecho de los afectados de recuperar la producción ‘perdida’.72 En las dos asociaciones de producción y mejoramiento de crudo extrapesado autorizadas en 1997, la regulación de la producción se presentó de forma más o menos similar. Empero, en el Convenio de Asociación Cerro Negro se precisó que sólo se trataba de “la producción de hidrocarburos de los tipos sujetos a la reducción” de acuerdo a los tratados correspondientes.73 Sin entrar a discutir la posibilidad de nuevos tratados en el futuro (por ejemplo, en el

marco de la Organización Mundial del Comercio, con lo cual el sistema de cuotas se sometería al control de los poderosos países consumidores), el único sistema de cuotas existente era él de la OPEP. Éste se refiere al petróleo crudo. La definición convencional de petróleo crudo del American Petroleum Institute requiere que éste sea un líquido en las condiciones originales del yacimiento, y siga siéndolo en condiciones normales en la superficie. Pues bien, el Secretariado de la OPEP incorporó dicha definición, a partir de 1983, en su Anuario Estadístico, el mismo año que se formalizó el sistema de cuotas. Pero el crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco no cumple la última condición –no sigue siendo un líquido en condiciones normales en la superficie; de allí que su transporte requiera, o bien que el crudo se caliente, o bien que se diluya74– por lo cual se le califica como petróleo crudo no convencional. En consecuencia, esta definición permitió a PDVSA argumentar que el crudo no convencional de la FPO no estaría sujeto a las cuotas OPEP al igual, por cierto, que los condensados. Estos últimos son líquidos en condiciones normales en la superficie, pero en las condiciones originales de los yacimientos se encuentran en fase gaseosa. Dicho de otra manera, con esta definición convencional se estaba atacando el sistema de cuotas OPEP desde los dos extremos, desde el extremo más liviano (los condensados) y el extremo más pesado (el crudo extrapesado de la FPO). Si bien el primer extremo carece de importancia práctica para Venezuela, ya que entre todos los países miembros, tiene los niveles de producción más bajos de tales condensados; en cuanto al segundo extremo, la producción venezolana de petróleo crudo extrapesado es de una importancia incomparable.

En 1997, cuando Lagoven firmó el Convenio de Asociación Cerro Negro citado, Venezuela entregaba a la Conferencia de OPEP –la Asamblea de Ministros, la máxima autoridad de la Organización– cifras de producción que ya no correspondían ni remotamente a los verdaderos y crecientes niveles de producción del país, aunque todavía se trataba esencialmente de crudos convencionales. Sin embargo, Venezuela forzó así a la OPEP a recurrir a la prensa comercial que publicaba estimaciones ‘independientes’ de la producción de los países miembros, las así llamadas ‘fuentes secundarias’. Por ello, se escogieron a principios de 1998 seis ‘fuentes secundarias’, cuyos estimados de producción iban a servir de base para la discusión y la toma de decisión en lo referente a las cuotas y el control

de su cumplimiento; así, de allí en adelante habrían de ignorarse las cifras oficiales publicadas por los respectivos gobiernos.

Es más, por insistencia de Venezuela, entre estas seis fuentes se encontraba la AIE, la cual, en la práctica, iba a encabezar el grupo.

Además, PDVSA ya no argumentaba que en la FPO se trataba de petróleo crudo no convencional; ya lo calificaba como ‘bitumen natural’. Más, ya en 1988 se había creado una nueva filial, Bitúmenes del Orinoco (BITOR), específicamente orientada a la producción de Orimulsión en base a ese supuesto ‘bitumen natural’. Luego, cuando el Congreso autorizó la primera asociación para la producción de Orimulsión (con Conoco‌ Phillips y Statoil como socios principales), uno de los Considerandos afirmaba que “en la Faja del Orinoco se encuentran cuantiosas reservas probadas de bitúmenes naturales”; y en la Condición Undécima se hizo constar que “los niveles de producción de bitumen natural... no se considerarán sujetos a los compromisos internacionales de la República de Venezuela derivados de su participación en organizaciones internacionales”.75 El punto de vista de PDVSA fue compartido, como cabe esperar, por la AIE. La producción de Orimulsión fue clasificada, en sus estadísticas, como ‘petróleo no convencional’, de manera que el ‘bitumen natural’ correspondiente no se registró nunca como producción de petróleo crudo (sin embargo, en la práctica, la producción de ese ‘bitumen natural’ jamás pasó de 70 MBD). Pero la situación iba a cambiar drásticamente tan pronto arrancaran los proyectos de producción y mejoramiento de crudo extrapesado. La AIE anunció en su reporte mensual de julio de 2002, que ya no incluiría tampoco ese crudo extrapesado en sus estimaciones de la producción venezolana de petróleo crudo; en cambio, al igual que la Orimulsión, clasificaría al crudo mejorado como ‘petróleo no convencional’. En lo inmediato ello significó que la AIE rebajó sus estimaciones de la producción venezolana de petróleo crudo, en otros 300 MBD. Empero, para el año 2005, y con los cuatro mejoradores en operaciones, este “ajuste” llegaría previsiblemente a 700 MBD.76 Desde luego, los estimados de producción de las demás fuentes secundarias siguieron la pauta que fijó la Agencia. De esta manera, el crudo extrapesado de la FPO en la práctica se sustrajo de los ‘compromisos internacionales de la República de Venezuela’. PDVSA había impuesto su punto de vista, por lo menos en cuanto a la FPO.

Cabe observar que todos los proyectos de asociación que se trasladaron en 1993 a la sección no petrolera de la Ley de Impuesto sobre la Renta (licuefacción de gas natural, la producción de Orimulsión y el mejoramiento de crudo extrapesado), ahora se podrían calificar como ‘no petroleros’ en otro sentido: su producción tampoco estaría sujeta al sistema de cuotas OPEP. Pero hay más. Dada la creciente importancia de la producción de la FPO, lo previsible entonces era la salida de Venezuela de la OPEP en un futuro cercano.77 Así tampoco estaría sujeta a cuotas la producción de crudos convencionales de los convenios operativos y de las asociaciones de ‘Ganancias Compartidas’. Quedaría nada más que el control del Estado, como accionista único, sobre la producción propia de las filiales de PDVSA, por lo menos mientras que éstas no se privatizaran.

El Petróleo en la Constitución de 1999 En realidad, de acuerdo a la argumentación de la sentencia de la CSJ ya citada, se podría concluir que no hacía falta participación alguna de PDVSA en sus filiales; bastaría que PDVSA mantuviera algún tipo de ‘control’ sobre las actividades reservadas. Y, en efecto, ésta fue la posición del juez ponente de la misma, Duque Corredor, que se llegó a discutir, en 1994, en el V Congreso Venezolano de Petróleo.

Hasta la Nacionalización, la política petrolera venezolana siempre estuvo orientada a erigir, para decirlo de alguna manera, un segundo piso sobre el régimen concesionario, el cual consistiría en nuevos arreglos contractuales que involucraran compañías estatales como la CVP, y que fueran más ventajosos para la Nación como dueña del recurso natural (visto como fuente rentística internacional).

Adicionalmente, se trataba también de poner fin al carácter netamente extranjero de la industria e ir convirtiendo el petróleo, en tanto que actividad productiva, en una industria propiamente nacional. Todo ello dentro de un proceso evolutivo, relacionado con la reversión de las concesiones.

Sin embargo, con la ‘Revolución de la OPEP’, Shell y Exxon se adelantaron y aceleraron el proceso de su nacionalización con el fin de cerrarle el paso a la política petrolera en marcha, para así crear un nuevo régimen petrolero, con una nueva compañía nacional en su centro y el Ministerio de Petróleo a su servicio. El resultado neto del proceso iba a consistir en la sustitución del Ministerio de Petróleo por la nueva Compañía Nacional como agencia

regulatoria, de licitación y contratación. La vieja agencia, el Ministerio de Petróleo, tenía como Norte el recurso natural como fuente rentística internacional; la nueva agencia iba a tener como Norte la inversión, y más precisamente la inversión privada y extranjera y, por ende, la negación del petróleo como fuente rentística internacional.

Este diseño –un diseño internacional, desde luego78– ha quedado plasmado en la Constitución de 1999:”El Estado se reserva, mediante la ley orgánica respectiva… la actividad petrolera y otras industrias, explotaciones, servicios y bienes de interés público y de carácter estratégico‌…”79 En este artículo 302, de un lado, se diluye y se pierde de vista el carácter único del petróleo como fuente rentística internacional; por el otro, la ‘ley orgánica respectiva’ era la LOREICH, con todas las ‘interpretaciones’ que había sufrido ésta por la CSJ, y que sirvieron de base a la Apertura Petrolera.

Luego sigue en el Artículo 303: “Por razones de soberanía económica, política y de estrategia nacional, el Estado conservará la totalidad de las acciones de Petróleos de Venezuela, S.A., o del ente creado para el manejo de la industria petrolera, exceptuando las de las filiales, asociaciones…, empresas y cualquier otra que se haya constituido o se constituya como consecuencia del desarrollo de negocios de Petróleos de Venezuela, S.A.”80 Téngase presente que Petróleos de Venezuela, S.A., es una sociedad de cartera que no produce ni un barril de petróleo crudo, ni un pie cúbico de gas natural. La producción está en manos de sus filiales y de sus participaciones en asociaciones con inversionistas privadas.

Entonces, todas las filiales son privatizables, pero no PDVSA, convertida en un Comité de Control, la nueva agencia regulatoria, de licitación y contratación que sustituye así, constitucionalmente, al Ministerio de Petróleo de antaño.

Retrospectiva y Perspectiva En retrospectiva, lo que se percibe con nitidez en este recuento es el carácter eminentemente estructural de la política petrolera. Mientras el Ministerio de Petróleo estuvo en el centro del régimen petrolero venezolano, la historia fue una; después de la nacionalización, PDVSA pasó a ocupar el centro, y la historia fue otra. De hecho, si concebimos la primera parte como una película, la segunda parte aparece entonces como si se estuviese rebobinando la misma película. Al final, nos encontramos de regreso a las más rancias teorías liberales, pero en un nuevo contexto histórico.

Como vimos, ahora ya no se

trata del liberalismo nacionalrevolucionario francés, sino del liberalismo neo-colonial y globalizante anglo-sajón.

Ahora bien, rebobinar esta película supuso una restructuración sistemática del país entero, precisamente para impedir que se volviera a una política petrolera que considerara el petróleo como propiedad nacional y, por ende, como fuente rentística internacional. Parte importantísima de esta restructuración fue revertir la política económica del primer período, la cual fue extraordinariamente exitosa y que se conoció genéricamente como la ‘siembra del petróleo’.

Le siguió la política contraria, y no es casual que a lo largo de todo el segundo período se haya producido una caída constante del PIB no petrolero per cápita.

Ello iba a la par con una redefinición ideológica del país, la cual postulaba que la renta petrolera internacional era inherentemente dañina para el desarrollo de Venezuela en particular, y de los países petroleros en general. Se trataba de desacreditar la consigna histórica “sembrar el petróleo” y, en cambio, propagar la tesis de la “enfermedad holandesa”. Más precisamente, lo malo no era producir petróleo, y cuanto más, mejor; NO, lo malo era restringir la producción por efecto de reclamar alguna retribución patrimonial por el recurso natural.

Sin embargo, la Apertura Petrolera estaba destinada al fracaso – en sus propios términos – por una razón muy sencilla y clara: se trataba de una política anti-nacional. Ello resultaba obvio hasta para sus mismos promotores; de allí su obsesión de someter al país a una estructura política y jurídica internacional, pues no creían en la posibilidad de que una estructura política y jurídica nacional pudiera aceptar sus propósitos. En general, las buenas causas se apoyan en buenos argumentos; la Apertura Petrolera se apoyó, en todo momento, en la mentira, en la desinformación, en la manipulación y en el engaño, además de envolverse sistemáticamente en una espesa nube de humo creada por sus expertos. Los promotores de la Apertura no estaban interesados en convencer a nadie, solamente en vencer, y en derrotar a Venezuela; más precisamente al pueblo de Venezuela. Pero esta visión al final chocó con un fenómeno que puede observarse en el mundo entero, sin excepción, independientemente de las diferencias que pueda haber entre países en cuanto a lo político, cultural, religioso o en los niveles de desarrollo económico: todos los pueblos del mundo están firmemente convencidos de que las riquezas que puedan encontrarse en sus territorios tienen que explotarse, ante todo, en su

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beneficio; al unísono rechazan la idea de la globalización del recurso natural.

La ‘victoria’ de las fuerzas promotoras de la política de Apertura Petrolera sobre el sistema de cuotas OPEP trajo aparejado niveles de precios desconocidos desde los años 1930; y un país empobrecido escogió, en 1999, con Hugo Chávez y su Movimiento Bolivariano, un nuevo liderazgo el cual escapaba del control de estas fuerzas promotoras de la Apertura. Por su parte, este nuevo liderazgo, por lo pronto, tampoco lograba controlar aquellas fuerzas promotoras. Éstas todavía tuvieron el poder de imponer sus posiciones doctrinarias en la nueva Constitución, en la Ley de Promoción y Protección de Inversiones, y – muy parcialmente, como veremos – en las nuevas Leyes de Hidrocarburos.

Sin embargo, el colapso de la IV República ya era un hecho irreversible.

Así, por una parte, el nuevo gobierno bolivariano enfrentado a un mercado colapsado, causado ante todo por la negativa de la IV República de seguir cooperando con la OPEP en su regulación, volvió a cooperar inmediatamente con esta Organización. Es más, inmediatamente después de haber tomado posesión de su cargo, el Presidente Chávez tomó la iniciativa de convocar la segunda Cumbre de Jefes de Estado y de Gobierno de los Países Miembros de la OPEP, a celebrarse en Caracas, en septiembre de 2000 (la primera Cumbre había tenido lugar en Argel, en 1975). Este mes iba a cumplir cuarenta años de fundada, y la Cumbre iba a tener como principal objetivo reafirmar la importancia y vigencia de la Organización frente al mundo entero, pero muy particularmente frente a la misma Venezuela, en su momento, el más importante miembro fundador.

Sin embargo, por otra parte, en diciembre de 2001 el gobierno aprobó un segundo Proyecto de Asociación de BITOR, para la producción de Orimulsión, y pidió al Congreso autorizarlo. En el Marco de Condiciones correspondiente, se volvió a calificar el crudo extrapesado de la FPO como ‘bitumen natural’, y se volvió a afirmar que “los niveles de producción de bitumen natural... no se considerarán sujetos a los compromisos internacionales de la República Bolivariana de Venezuela derivados de su participación en organizaciones internacionales”;81 y ello ocurrió en el momento preciso cuando los cuatro proyectos de producción de crudo extrapesado y su mejoramiento ya estaban produciendo y mejorando sus primeros barriles, de manera que ya se estaba llevando a la práctica una política diseñada

para que Venezuela terminara por abandonar la OPEP. Además, un mes antes de autorizarse este segundo Proyecto de Orimulsión, ya se había aprobado, en noviembre de 2001, una nueva LOH. En ésta se estableció que las actividades reservadas, las ‘actividades primarias’ de exploración y explotación: “…serán realizadas por el Estado, ya directamente por el Ejecutivo Nacional o mediante empresas de su exclusiva propiedad. Igualmente podrá hacerlo mediante empresas donde tenga control de sus decisiones, por mantener una participación mayor del cincuenta por ciento (50%) del capital social…”82 La nueva LOH iba a entrar en vigencia el 1º de enero de 2002. El gobierno, en el ínterin, pidió al Congreso la autorización de esta segunda asociación de BITOR (que iba a llamarse Orifuels Sinovensa), sobre la base de la LOREICH todavía vigente. Así, la participación de la filial de CNPC iba a ser de 70%, y BITOR iba a tener el 30% restante.

Asimismo, por una parte, la Ley Habilitante que autorizó al Presidente de la República, a principios de 1999, a dictar medidas extraordinarias en materia económica y, en particular, a promulgar una nueva LOHG, estableció como una de las condiciones que ésta consagre: “… una participación de la República o regalía por la explotación del recurso y se faculta al Ejecutivo Nacional para disminuirla o exonerarla cuando técnica o económicamente se requiera…”83 Por otra parte, la Ley promulgada por decreto presidencial hizo caso omiso a esta disposición, e impuso como mínimo una tasa de regalía de 20%.

A las fuerzas aperturistas no les convenía entrar en una polémica pública y política sobre esta materia, y reclamar que se cumpliera con lo estipulado en la Ley Habilitante; típicamente, optaron por otro camino: intervinieron de manera correspondiente en la elaboración del Reglamento. Según éste, el precio de liquidación de la regalía se calcularía al precio mercantil oficial, menos los costos de producción, con lo cual la supuesta regalía se transformó, de hecho, más bien en un impuesto sobre la renta.84 El gobierno, con la nueva Ley Orgánica de Hidrocarburos (líquidos) de 2001, volvió a insistir en la cuestión de la regalía y estableció una tasa usual de 30%, aunque con cierta flexibilidad hacia abajo, hasta 20% (y hasta un 16,67% en el caso de la Orimulsión). Pero más importante aún fue el hecho de que con la LOH se derogara la LOREICH que había servido de fundamento, con sus interpretaciones de la CSJ, a la

Suplemento Caracas • Julio de 2012 política petrolera que culminó con la Apertura; de hecho, la LOREICH había servido de referencia al Art.302 de la Consititución el cual, ahora, automáticamente se refería a la LOH. Ya la confrontación abierta se hizo inevitable. Desde los más altos niveles de PDVSA se tomó posición, públicamente, en contra de la regalía de un 30%; en contra de la participación mayoritaria de los entes del Estado en las ‘actividades primarias’ de exploración explotación; y, lo más importante de todo, se insistió en que la LOH debería incluir disposiciones expresas para convalidar los Convenios Operativos y de Asociación del período anterior, pues no estaban satisfechos con que la LOH, de todas maneras – al igual como todas las Leyes de Hidrocarburos anteriores – no tuviera efectos retroactivos. De hecho, en lo inmediato, sólo se iba a aplicar a PDVSA, por decisión de su accionista único, el Estado.

Acorralado, el viejo liderazgo de PDVSA promovió el golpe de Estado del 11 de abril de 2002.

Una vez instalados los golpistas en Miraflores, seguros de haber ganado la partida y con el Presidente Hugo Chávez secuestrado, revocaron la LOH y restauraron la LOREICH. Pero el Presidente Hugo Chávez volvió a Miraflores el 13 de abril. Luego, el viejo liderazgo de PDVSA lo intentó una segunda vez, con el Sabotaje Petrolero de diciembre 2002/enero del 2003, bloqueando la salida de los puertos de exportación y paralizando la producción. Fueron derrotados de nuevo, y esta vez con consecuencias mucho más serias: a las 18 mil personas que abandonaron su trabajo en esta oportunidad, no se les permitió volver (se trataba de la gran mayoría del tren ejecutivo y una mayoría significativa de empleados; en contraste, los obreros continuaron en sus puestos de trabajo).

Luego siguió la confrontación con todos los dolientes de la IV República en general, que culminó con el ‘Referéndum Revocatorio’ del 15 de agosto 2004.

Hugo Chávez, por tercera vez, volvió a imponerse y, ahora sí, la V República con su nuevo liderazgo terminó por estabilizarse.

Pero como legado de la Apertura Petrolera, la V República iba a tener que enfrentarse todavía a la coalición internacional de compañías extranjeras y gobiernos consumidores – coalición incrustada en la estructura política, administrativa y legal del país – precisamente para impedir que resurgiera el petróleo como propiedad nacional y, por ende, como fuente rentística internacional. Esta confrontación se extendió de 2004 a 2007; y, en términos generales, Venezuela terminó por imponerse. Sin embargo, en unos pocos, pero muy importantes casos, las com-

pañías decidieron de atenerse al guión escrito en los años de la Apertura y recurrieron a las cortes internacionales de arbitraje.

Demandaron a PDVSA y filiales (ante la CCI) por las garantías ofrecidas en los Convenios de Asociación en contra de la República, y también demandaron (ante el CIADI) directamente a la República. A continuación vamos a revisar estos casos y su relevancia en cuanto a la evolución del régimen petrolero venezolano en sus dimensiones nacionales e internacionales.

(Continuará)

1 Gobernador por Venezuela ante la OPEP 2 La responsabilidad sobre los hidrocarburos correspondía, hasta 1949, al Ministerio de Fomento. En 1950, esta responsabilidad pasó al nuevo Ministerio de Minas e Hidrocarburos. Éste cambió de nombre, en 1974, a Ministerio de Energía y Minas; y a Ministerio de Energía y Petróleo en 2005; y, finalmente, a Ministerio de Petróleo y Minería en 2011. A todos ellos nos referiremos, para simplificar, como Ministerio de Petróleo.

3. Nikita Harwich Vallenilla: Asfalto y revolución: la New York & Bermúdez Company, Monte Ávila Editores, Caracas, 1992.

4. Código de Minas de 1910, Art.23.

Una cláusula análoga ya se encontraba en el Código de Minas de 1905 (Art.6).

5 Ley de Hidrocarburos de 1967, Art.3.

6 Lagoven: Proyecto Cristóbal Colón, 1993; p. F-3. (Este Proyecto nunca llegó a realizarse).

7 Recurso de Colisión introducido por Lagoven ante la Corte Suprema de Justicia, el 26/11/1990.

8 Sentencia de la Corte Suprema de Justicia del 23/04/1991.

9 Véase República Bolivariana de Venezuela, Ministerio de Energía y Petróleo: La desnacionalización del petróleo venezolano en los años noventa: Los Convenios de Asociación, Informe dirigido a la Asamblea Nacional, marzo de 2005.

10 Autorización del Congreso, Proyecto Cristóbal Colón, Marco de Condiciones, Condición Décima Quinta, GO, 30/09/1993.

11 Memoria de Ministerio de Fomento de 1920.

12 Ley de Hidrocarburos de 1967, Art.3 13 El crudo extrapesado es igual o más pesado que el agua, con una gravedad igual o menor a 10 oAPI. 14 Informe de la Comisión Bicameral, Proyectos presentados por Maraven, enviado al Congreso Nacional el 12/08/1993.

15 Convenio de Regalía, Asociaciones “Exploración a Riesgo de Nuevas Áreas y la Producción de Hidrocarburos bajo el Esquema de Ganancias Compartidas”, 05/12/1995.

16 Convenio de Regalía, Asociaciones “Producción y Mejoramiento de Crudos Extrapesados”, 29/05/1998.

17 Entrevista de Patricia Ventura Nicolás a Román Duque Corredor, El Universal, 21/07/1999.

18 Véase Juan Carlos Boué y Phillip Wright, “A Requiem for the UK›s Petroleum Fiscal Regime”, en Ian Rutledge y Phillip Wright (eds.), UK Energy Policy and the End of Market Fundamentalism, Oxford, Oxford University Press, 2010; pp. 39-86.

19 Código de Minas de 1910, Art. 23.

20 Ley de Hidrocarburos de 1943, Art. 46.

21 Memoria del Ministerio de Fomento de 1939, p. xi; destacado en el original.

22 “Ley sobre la eliminación gradual de los valores fiscales de exportación aplicables a las exportaciones de hidrocarburos”, Artículo 1; GO, 30/06/1993.

23 Proyecto Cristóbal Colón, Marco de Condiciones, Condición Undécima, GO, 09/09/‌1993.

24 Loc.cit., Condición Décima Tercera.

25 Loc.cit., Condición Décima Octava.

26 LOREICH, Artículo 2; subrayado nuestro.

27 Exposición de Motivos de la LOREICH, Congreso de la República, Diario de Debates, 11/03/1975; p.529; subrayado nuestro.

28 Sentencia de la Corte Suprema de Justicia del 23/04/1991, Magistrado Ponente Román J. Duque Corredor; p.38.

29 nforme de la Comisión Bicameral, Proyecto Cristóbal Colón, pp. 9 y 10, 13/07/1993.

30 Proyecto Cristóbal Colón, Marco de Condiciones, Condición Novena, GO, 30/09/ 1993.

31 Convenio de Asociación para la Exploración a Riesgo de Nuevas Áreas y Ganancias Compartidas, Cláusula 4.7.

32 Ibid.

33 Convenio de Asociación Cerro Negro, Cláusula 16.1.

34 LOREICH, Art.5.

35 Informe de la Comisión Bicameral, Proyecto Cerro Negro, 10/04/1997.

36 Convenio de Asociación Cerro Negro.

37 Convenio de Asociación Cerro Negro, Cláusula 8.1 (c).

38 Proyecto de Asociaciones de Ganancias Compartidas, Marco de Condiciones, Condición Quinta, GO, 17/07/1995.

39 Comisión Bicameral de Energía y Minas, Informe, Asociaciones de Ganancias Compartidas, 22/05/‌1995; p.24. Véase también Autorización del Congreso, Asociaciones de Ganancias Compartidas, Marco de Condiciones, Condición Séptima, GO, 17/07/1995.

40 LOREICH, Art.5.

41 Exposición de Motivos de la LOREICH, Diario de Debates del Congreso, 11/03/1975; p.29.

42 Sentencia de la CSJ del 23/04/1991.

43 Sin embargo, en la Segunda Ronda hubo un ‘incentivo’ adicional, por encima de este límite. Como consecuencia, hubo dos convenios operativos en los cuales las contratistas llegaron a cobrar por sus ‘servicios’ una suma mayor al precio de mercado de los barriles producidos. Véase República Bolivariana de Venezuela, Ministerio de Energía y Petróleo: La desnacionalización del petróleo venezolano en los años noventa: Los Convenios Operativos, Informe dirigido a la Asamblea Nacional, Agosto de 2005.

44 Véase George Kahale III: The Venezuelan Operating Service Agreements: Trying To Fit A Square Peg In A Round Hole, MEES, 11/07/2011.

45 Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, Art.2, GO, 23/11/1999.

46 Ley Orgánica de Hidrocarburos, GO, 13/11/2001 47 En 1992, en la Primera Ronda, las Filiales de PDVSA acordaron con el Ministerio de Petróleo una tasa de regalía de 1%; en los demás convenios operativos la tasa fue de un sexto.

48 En ingles: Bilateral Investment Treaty (BIT).

49 Ley Aprobatoria del Convenio para el Estímulo y Protección Recíproca de las Inversiones entre la República de Venezuela y el Reino de los Países Bajos, GO, 06/08/1993.

50 Ibid.

51 Ibid.

52 En inglés: International Centre for Settlement of Investment Disputes (ICSID) 53 Véase Maria Kielmas: ‘Venezuela – Little Moves Ahead of an Explosion’, Petroleum Economist, noviembre de 1992.

54 Memorando de PDVSA a las compañías participantes en la licitación para las Asociaciones de Ganancias Compartidas (en inglés), del 23/11/1995 55 En inglés: United Nations Commission on International Trade Law (UNCITRAL) 56 Ley Aprobatoria del Acuerdo entre el Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela y el Gobierno de la Federación de Rusia para la Promoción y Protección Recíproca de Inversiones, GO, 02/06/2009.

57 Convenio de Asociación Cerro Negro, Cláusula 15.2 (b).

58 Ley Aprobatoria del Convenio sobre Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones entre Estados y Nacionales de otros Estados, Artículo 54, GO, 03/04/1995.

59 Ley Aprobatoria del Convenio para el Estímulo y Protección Recíproca de las Inversiones entre la República de Venezuela y el Reino de los Países Bajos, GO, 06/08/1993.

60 LOHG, Art.24; destacado nuestro.

61 Ley de Promoción y Protección de Inversiones, Art.3, GO, 22/10/1999.

62 LOHG, Art.21.

63 LOH, Art.34, GO, 13/11/2001; destacado nuestro.

64 GO, 01/07/1959.

65 Véase Juan Carlos Boué: «A más de cincuenta años de la OPEP: el largo camino a Bagdad, y más allá», Suplemento de Le Monde Diplomatique, Edición Venezolana, Año III, Número 25, Caracas, mayo de 2011.

66 GO, 02/10/1984.

67 GO, 11/01/1985.

68 Convenio de Servicios de Operación Boscán, Cláusula 14, 14/12/‌1995.

69 Convenio Operativo Dación, Cláusula 14.1, 29/07/1997; destacado nuestro.

70 Ibid., destacado nuestro.

71 Loc.cit., Cláusula 14.1.

72 Proyecto de Asociaciones de Ganancias Compartidas, Marco de Condiciones, Condición Décima Segunda, GO, 17/07/‌1995).

73 Convenio de Asociación Cerro Negro, Cláusula 14.1, 01/07/1997.

74 En la FPO, por cierto, todos los proyectos optaron por diluir con nafta el crudo extrapesado para transportarlo en oleoductos, desde los campos de producción a las plantas de procesamiento, para luego reciclar la nafta en otros oleoductos, desde las plantas de procesamiento a los campos de producción.

75 Proyecto de Asociación de Bitor, Marco de Condiciones, GO, 17/07/‌1996.

(Este Proyecto nunca llegó a realizarse).

76 International Energy Agency, Monthly Oil Market Report, julio de 2002; p.12.

77 Véase Bernard Mommer: «Venezuela y la OPEP cincuenta años más tarde», Suplemento de Le Monde Diplomatique, Edición Venezolana, Año III, Número 24, Caracas, marzo de 2011.

78 Véase Energy Investment, Joint Paper by the Energy Charter Secretariat and the International Energy Agency presented to the G8 Energy Ministerial Meeting, 1o de abril de 1998.

79 Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, Artículo 302; destacado nuestro.

80 Ibid., Artículo 303; destacado nuestro) 81 Segundo Proyecto de Asociación de Bitor, Marco de Condiciones, GO, 17/12/2001; destacado nuestro.

82 LOH, Art.22.

83 Ley Orgánica que autoriza al Presidente de la República para dictar medidas extraordinarias en materia económica y financiera requeridas por el interés público, GO, 26/04/1999.

84 Reglamento de la LOHG, Art.50, GO, 05/06/2000.