lunes, 18 de enero de 2010

DOCUMENTOS DEL BLOG - ARCHIVO JURÍDICO (1996)

PROSA DE ECONOMISTA... EN ESPERA DEL VERSO JURÍDICO, PARA EL ESCRITO DE INFORMES EN LA APELACION DE LA SENTENCIA DEL JUZGADO DE SUSTANCIACION DE LA CORTE SUPREMA DE JUSTICIA


Carlos Mendoza Pottellá


En referencia al numeral 3°, literal A, página 2, de la sentencia del Juzgado de Substanciación, debe observarse, tal como lo dejamos sentado en nuestro escrito de apelación de la sentencia de ese Juzgado, que la Prueba de Exhibición de Documentos promovida no se refiere, tal como afirma el apoderado de PDVSA Dr. José R. Duque C. en el Capítulo VI de su escrito de oposición y como lo recoge luego la sentencia que estamos apelando, a la publicación del MEM-PDVSA intitulada “Venezuela Exploración...”, sino al “PAQUETE DE INFORMACION” al que se refiere dicha publicación.

Respecto de este literal y de las pruebas promovidas en los capítulos IV, V, VI y VII, el Juzgado de Substanciación “observa que con la promoción de estas pruebas no se obtendrían resultados vinculados con el objeto del presente juicio de nulidad, que se contrae única y exclusivamente a revisar la ilegalidad e inconstitucionalidad de las cláusulas del convenio transcritas en esta decisión.”

Por el contrario, consideramos que el PAQUETE DE INFORMACIÓN referido constituye una de las pruebas definitivas de que las Áreas para cuya adjudicación se aprobó el Acuerdo del Congreso impugnado no son de “alto riesgo exploratorio”, tal cual afirman PDVSA y el MEM, inicialmente, y recoge a luego el Acuerdo del Congreso que estamos impugnando para justificar la especialidad prevista en el Artículo 5° de la LOREICH. En ese paquete de información se encuentran los registros de los pozos perforados en esas áreas. Pozos que permitieron verificar la existencia de hidrocarburos, en diverso grado de calidad, en todas ellas y la cuantificación, en dos de ellas, La Ceiba y Punta de Paria Este, de las reservas probadas calculadas como ciertamente recuperables en esas áreas. Es decir, la determinación del porcentaje estimado que podrá ser extraído de manera rentable, del Petróleo Originalmente en Sitio, magnitud ésta última establecida a partir de las pruebas de producción y los estudios técnicos multidisciplinarios de los yacimientos identificados en esas áreas. El conocimiento de ese Paquete de Información, elaborado a partir de datos recabados en varias décadas de labores de exploración, por parte de los señores Magistrados permitirá confirmar la certeza de los indicios que sobre la verdadera condición de las Áreas licitadas hemos venido recabando en el transcurso de este juicio para demostrar que no son áreas de “alto riesgo exploratorio” y por ello, carecen de la cualidad “especial” que requiere la LOREICH para permitir la participación de capitales privados en el desarrollo de las actividades reservadas por ella.

Una relación de esos indicios, y de la argumentación con la cual sustentamos el objeto, la pertinencia y oportunidad de las pruebas promovidas, es la que presentamos de seguidas :

Partiendo de las bases mismas de la propuesta aperturista, enfocaremos la atención en los atributos de áreas de alto riesgo que se asignó a los lotes escogidos para dar inicio a las asociaciones bajo el esquema de “ganancias compartidas”, para así ubicarlos dentro de la categoría de los casos especiales previstos por el Artículo 5° de la Ley que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos, y poder por lo tanto justificar legalmente las asociaciones con el capital privado. En efecto, señalan los proponentes que

“La especialidad del caso se evidencia, de manera específica, en las circunstancias siguientes : 1. La existencia de un escenario de mercado especialmente favorable... 2. La existencia de un compás de oportunidad para el país de atraer tecnología e inversiones foráneas en condiciones competitivas... 3. La existencia de riesgos exploratorios en la prospección de áreas de alto costo, en circunstancias en las cuales los recursos económicos del país son necesarios para atender otros programas o planes prioritarios de carácter nacional.” (MEM-PDVSA, “Consolidación del Sector Petrolero Venezolano”, Pág. 14, Subrayado nuestro)

Por el contrario, y tal como estamos argumentando ante esta Corte Suprema de Justicia, las excelentes condiciones prospectivas de dichas áreas no permitían, ni permiten, justificar la realización de convenios con el sector privado, según lo prevé el citado artículo 5° de la Ley de Nacionalización, sólo para casos especiales y cuando ello convenga a los intereses nacionales y, además, siempre que se garantice el control del Estado.

En verdad, los diez lotes licitados (de los cuales ocho fueron adjudicados a los consorcios licitantes) son áreas de desarrollo de las más promisorias que le quedan al país en materia de crudos medianos y livianos, y así lo confirman luego los materiales que se entregaron, por la módica suma de 50.000 dólares por área, a las 85 compañías precalificadas. Es ésta una costosísima y valiosísima información, descrita por la propia PDVSA en las páginas 16 y 17 de su Documento Normativo Inicial de la siguiente manera: “Un paquete de información ha sido preparado para cada Area, el cual incluye toda la información disponible dentro de cada Area y alguna información fuera de ella. El tipo, cantidad y calidad de los datos variará entre las Areas; sin embargo, el contenido general para cada Area estará conformado por los siguientes aspectos: Mapas de ubicación. Información general. *Marco geológico y reseña técnica (antecedentes, logística, infraestructura, condiciones ambientales y costos). Registros y archivos de pozos. Información sísmica. *Todo lo disponible en el Area y dentro de los 4 Km. alrededor del Area. Información magnética y gravimetría. *Todo lo disponible en el Area y dentro de los 10 Km. alrededor del Area. Otra información geológica.” MEM-PDVSA, “Venezuela Exploración y Producción en Areas Nuevas 1995. Documento Normativo Inicial” (Pág. 16) “Adicionalmente, estará disponible un estudio geofísico y geológico global sobre Venezuela, preparado por PDVSA, por un costo de US$ 125.000”. (Loc. Cit. Pág. 17)

Pero esto no fue todo, a los adjudicatarios de ocho de las diez áreas licitadas se les hizo entrega -previo el pago de escasos quinientos mil de dólares- de otros paquetes, mucho más detallados, con los resultados completos de varias décadas de actividad exploratoria.

Para ilustrar en torno a la calidad de la información disponible, acumulada por largas décadas de intenso esfuerzo exploratorio por parte de las concesionarias primero, y luego por PDVSA misma; la cual se entregó en forma casi gratuita a los consorcios, pero que no era conocida ni por los miembros del Congreso Nacional que aprobaron los contratos correspondientes, ni por los miembros del Consejo de Ministros que originalmente aprobó las bases de este nuevo esquema de “apertura petrolera”, ni, por supuesto, por la opinión pública, citamos informaciones aparecidas con posterioridad a la ronda licitatoria:

“Menegrande y Maraven grabaron en La Ceiba, con expectativas de reservas por 791 millones de barriles, 1.061 kilómetros de líneas sísmicas 2D (bidimensional)”. Ana Díaz, El Nacional, 23 de enero de 1996.

El "Comunicado de Prensa" emitido con los sellos MEM-PDVSA-CVP, señalaba, además de lo recogido por la periodista, lo siguiente: “El área ha tenido cierta actividad exploratoria en los últimos 50 años. 1000 km. de sísmica 2D han sido grabados y se han perforado 10 pozos. El más reciente, La Ceiba-1X perforado en 1992, probó hidrocarburos en las arenas del Eoceno de la Formación Misoa.” (MEM, PDVSA, CVP, “Ronda de Exploración 1995, Conferencia de Licitación”, Caracas, 22 al 26 de enero de 1996. Comunicado de Prensa, mañana del lunes 22 de enero de 1996).

Posteriormente han aparecido confirmaciones adicionales de esa inexistencia de riesgo exploratorio . Es así como se constata que en ellas, no sólo hay una certeza genérica y preliminar de la existencia de hidrocarburos, sino también reservas probadas, lo cual revela que ya se llegó al estadio final de la etapa exploratoria y sólo procede el inicio del desarrollo y producción de las reservas ya cuantificadas. Así lo reveló el pasado 25 de abril de 1996, Juan Szabo, Coordinador de Exploración y Producción de PDVSA, en carta al Senador Virgilio Avila Vivas, Presidente de la Comisión de Energía y Minas del Senado : “... en el caso de las áreas La Ceiba y El Golfo de Paria Este, presentan también una diferencia con el resto de los Convenios, por cuanto en ambas Áreas existen reservas probadas por actividades realizadas con anterioridad... (subrayado nuestro).

Estas circunstancias ya son del dominio público internacional, tal como lo revela la revista “AAPG Explorer”, publicación de la Asociación Americana de Geólogos Petroleros, en su edición de agosto de 1996 dedicada de manera muy destacada a Venezuela. En ese número especial se hacen auspiciosas descripciones de las áreas concedidas y se confirman datos tales como el del pozo La Ceiba 1X “completado a una profundidad total de 21.769 pies, después de pruebas de 912 barriles diarios de petróleo por día”.

El 23 de septiembre de este año de 1966, el Vicepresidente de PDVSA, Klaus Graff anuncia que “El bloque de La Ceiba producirá 120 mil barriles diarios de crudo” ... “-Todas las zonas escogidas que conforman los ocho bloques son muy buenas. La Ceiba , por ejemplo, es de las primeras, ya que el consorcio que ganó esta concesión dio un bono muy importante. Allí aspiramos una producción diaria de ciento veinte mil barriles diarios. También las zonas de Guarapiche y Delta Centro son sectores tradicionalmente petroleros. Sin embargo, existen fajas de mucho riesgo, algo difíciles, como San Carlos y Guanare”. (El Universal. Pág. 2-10, 23-09-96, subrayado nuestro) ¿Podrían los señores magistrados preguntar al Sr. Vicepresidente de PDVSA sobre la calidad de los datos a partir de los cuales pronostica una cifra de producción tan precisa ?

El cúmulo de indicios enumerados en los párrafos precedentes constituyen la motivación del literal “B” de nuestros escrito de promoción de pruebas, por cuanto en el Área de La Ceiba tal multiplicidad convierte a esos indicios en prueba plena de nuestras afirmaciones sobre inexistencia de riesgo exploratorio. La importancia de esta prueba, en cuanto a la certidumbre de nuestras afirmaciones, nos hizo promoverla nuevamente, en el capítulo IV, literal e) por vía de informes, “en virtud de hacer conocer procesalmente a la Corte Suprema de Justicia en Sala Plena la magnitud de los yacimientos de petróleo técnicamente detectados en el Area conocida con el nombre “La Ceiba...”

¿Y qué diremos del área de Guarapiche? En ella se encuentra ubicado Guanoco, con el lago de asfalto más grande del mundo, en donde se perforó y probó, en 1913, el primer pozo petrolero venezolano descubridor de petróleo en este siglo, el Bababuy N° 1, y en cuyos límites dos de las empresas del consorcio licitante triunfador para ese lote, British Petroleum y Maxus, han venido operando desde hace varios años los impropia e intencionadamente llamados "campos marginales" de Pedernales y Quiriquire, los cuales contienen reservas superiores a 1.000 millones de barriles de crudos medianos y livianos. Pero, más importante aún: muy cerca de esa área las operadoras de PDVSA han hecho los grandes descubrimientos de Muzipán y El Furrial, áreas de las cuales Guarapiche puede ser una proyección, tal y como lo informara la prensa de esos días:

"El consorcio British Petroleum, Amoco y Maxus ganó ayer el área Guarapiche (Lagoven) considerada la más promisoria del programa de licitación petrolera al ofertar un bono especial de 109 millones de dólares. ... el área ganada puede ser, geológicamente, una proyección de El Furrial, el último campo gigante detectado en Venezuela y del cual se encuentra bastante próximo". Economía Hoy, 25 de enero de 1996, primera plana. Subrayado nuestro. (En El Furrial se acaban de completar, muy recientemente, dos pozos, cuya pruebas de producción registraron niveles de 14.000 y 8.000 barriles diarios, respectivamente)

"A esta área de Guarapiche los expertos de Pdvsa les estiman 'conservadoramente' no menos de 1.000 millones de barriles”. C. R. Chávez, El Universal, 25 de enero de 1996. pág. 2-11.

Incluso las explicaciones dadas por el Presidente de CVP, Juan Szabo, sobre por qué quedaron desiertas las áreas de El Sombrero y Catatumbo, son reveladoras del nivel de información manejado por los aspirantes en todas las áreas: “En el caso de El Sombrero se ha dicho que tiene tendencia a contener más gas que hidrocarburo líquido, lo cual hizo que no fuera del interés de las empresas. Entretanto, en Catatumbo, la cual consideramos que era un área no muy interesante, probablemente el hecho de que sea muy profunda y poco conocida geológicamente, haya influido notablemente en el interés” (José Enrique Arrioja, Economía Hoy, pág. 5, 30 de enero de 1996, “Con dos áreas desiertas Pdvsa cierra licitación petrolera”. Subrayado nuestro).

Es válido inferir, entonces, que las ocho áreas que sí fueron requeridas en esa licitación son muy conocidas geológicamente; en un nivel de conocimiento tal, que va mucho más allá del saber en qué proporciones existen el gas y los hidrocarburos líquidos, como se evidencia que es el caso de la rechazada área de El Sombrero.

Pero la ratificación definitiva de la inexistencia de “altos riesgos”, la aporta la propia Comisión Bicameral de Energía y Minas del Congreso de la República, cuando en su informe “Convenios de asociación para la exploración a riesgo de nuevas áreas y la producción de hidrocarburos bajo el esquema de ganancias compartidas”, remitido a la Presidencia del Congreso el 21 de junio de 1995, fundamenta la especialidad del caso, curiosamente, en los mismos argumentos nuestros para negar esa especialidad: “La posibilidad de encontrar nuevas reservas, en el orden de 40 mil millones de barriles de petróleo liviano y mediano. Según ha indicado PDVSA, esta oportunidad ha surgido de estudios geológicos realizados recientemente en áreas no exploradas y a profundidades a las cuales no había sido posible llegar por las tecnologías disponibles en el pasado”. Doc. Cit., Pág. 6. (Subrayado nuestro). Es decir, esas áreas ya han sido perforadas y probadas ; se sabe de la existencia de hidrocarburos y se ha estimado el volumen recuperable. En algunos casos, ya se ha establecido la existencia de reservas probadas con toda precisión y en otros, sólo hace falta una campaña de perforación exploratoria de bajo riesgo, para definir los límites de los yacimientos y establecer los volúmenes y calidades de los hidrocarburos identificados y establecer, en consecuencia, el plan de desarrollo de los mismos.

Puede pues concluirse, en este aspecto, que no existe especialidad en cuanto al nivel de riesgo. Por el contrario, se trata de una gratuita dejación de los auspiciosos resultados de años de exploración, una muy costosa actividad, cuya recuperación y generación de rendimientos económicos ya no será aprovechada por el único accionista, el Estado venezolano, que adelantó esos auténticos capitales de riesgo, sino que son prácticamente echados a fondo perdido al entregar concesiones disfrazadas de convenios de asociación, por 39 años, al mismo capital extranjero que antes sometió a depredación a los antiguos recursos petroleros del país.

A nuestro entender, la situación descrita tipifica como una clara inconveniencia para el interés nacional de estos convenios y, por ende, la ilegalidad del Acuerdo del Congreso que los autorizó.

Con todo lo anterior hemos querido sustentar la pertinencia de las pruebas de exhibición promovidas en los literales “A” y “B” del Capítulo III, y el literal “E” de nuestro escrito de promoción de pruebas, pertinentes en cuanto ellas conducirán, ciertamente, a demostrar la ilegalidad del Acuerdo del Congreso impugnado, por Violación del Artículo 5° de la LOREICH.

La misma argumentación debemos utilizar para demostrar la pertinencia de la Prueba de Experticia de Geología Petrolera, promovida en el Capítulo V del mencionado escrito, por cuanto ella se contrae al estudio, por parte de expertos geólogos e ingenieros petroleros, de los datos contenidos en el PAQUETE DE INFORMACION al cual hicimos referencia en el citado literal “A” del Capítulo III.

Tal experticia daría a la Corte los elementos necesarios para determinar si realmente esos lotes son de ALTO RIESGO y, por lo tanto, pueden ser tipificados dentro de los CASOS ESPECIALES que prevé el Artículo 5° de la Ley que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos para permitir Convenios de Asociación como los que estamos impugnando. De no ser así, ello demostraría la pertinencia de nuestra impugnación. Siendo ese uno de nuestros principales argumentos, la no admisión de estas pruebas de Exhibición y Experticia constituiría una denegación de justicia.

Al respecto, y a la luz de los argumentos ya esgrimidos en este informe, consideramos suficientemente claros los términos iniciales de nuestro escrito y en razón de ello, así los transcribimos:

COPIAR TODO EL CAPITULO V


DEL ESCRITO DE PROMOCION DE PRUEBAS

Una de las condiciones establecidas por el vulnerado Artículo 5° de la LOREICH para permitir la suscripción de convenios de asociación con capitales privados para el desarrollo de las actividades reservadas consiste, como ya lo hemos mencionado, en la consideración de que tal asociación convenga al interés nacional. Esa conveniencia debe ser muy bien sustentada y no, como ha sucedido, surgir de un cierto rating publicitario, como el producto de campañas propagandísticas y de ablandamiento de la opinión pública movidas por el interés y el afán de lucro desmedido de sectores nacionales y extranjeros perfectamente identificados y minoritarios en la sociedad venezolana. Esa convicción de conveniencia no puede ser impuesta, de manera chantajista, aprovechando la situación desesperada en que ha sido colocado el país en materia económica, con el ofrecimiento ilusorias panaceas y tablas de salvación si se admite el envilecimiento y degradación de nuestro Estado de Derecho y se derriban todas las barreras legales y constitucionales que protegen nuestra soberanía en esta materia.

Por contrario imperio, si se demuestra la inconveniencia de tales convenios, también se estará demostrando la ilegalidad, por violación del referido Artículo 5°, del Acuerdo del Congreso que los autorizó. Tal es la justificación y el objeto de las pruebas de experticias económicas promovidas en los capítulos VI y VII del escrito de promoción.

A la demostración de la inconveniencia para el interés nacional de los términos económicos de los convenios suscritos en virtud del Acuerdo del Congreso que estamos impugnado se contraen las siguientes líneas.

Uno de los ejes centrales de la denominada “apertura” es el esquema de ganancias compartidas. A nuestro entender, y como trataremos de sustentar seguidamente, ese sistema es ampliamente inconveniente para los intereses nacionales y comporta un ilegal e inconstitucional otorgamiento de concesiones, con el agravante de hacerlo en peores condiciones que las prevalecientes desde 1920 y hasta 31 de diciembre de 1975.

De manera específica, al analizar las cláusulas económicas del mencionado esquema, tal y como ellas fueron aprobadas por el Congreso Nacional para cada uno de los 8 lotes entregados a las transnacionales, se puede observar que la mayor proporción de participación del Estado en el ingreso petrolero se obtiene, teóricamente, a partir de los pagos de Impuesto de Explotación (Regalía) y la Participación del Estado en las Ganancias (en adelante PEG), disminuyendo la significación del Impuesto Sobre la Renta, el cual llegaría a niveles marginales, dentro de un escenario de altos costos. (Justamente para prevenir esto existía el eliminado Valor Fiscal de Exportación)

En cuanto al PEG, el mismo va a aplicarse, de acuerdo a las proporciones contratadas en cada lote, al saldo entre el ingreso bruto y los costos más la regalía. Esas proporciones alcanzan un máximo de 50% en los lotes La Ceiba, Guarapiche, Golfo de Paria Oeste, Guanare y Punta Pescador, 41% en Delta Centro, 40% en San Carlos y un mínimo de 29% en Golfo de Paria Este.

El rendimiento porcentual de este instrumento respecto al ingreso bruto en ventas podría escenificarse de la siguiente manera: con unos costos moderados, parecidos a los declarados por PDVSA para fines fiscales en los últimos años, del orden de 50% del ingreso bruto y con la tasa PEG máxima de 50%, sería de un 17,84%. Pero si consideramos un escenario de costos superiores, supongamos de un 70%, y una tasa PEG del 29% (Golfo de Paria Este), ese rendimiento se limitaría a 4,54% del referido ingreso bruto.

Esta alternativa de costos -70%- y aún otras de mayores de niveles en ese rubro, son mucho más factibles que la primera referida a los costos históricos de PDVSA, por tratarse de nuevas inversiones y por haberse acordado en los convenios en referencia un sistema de depreciación acelerada y de reconocimiento de gastos de exploración cargados a la producción inicial. De tal manera que, de arrancada, el monto de PEG percibido por el Fisco Nacional podría caer por debajo de un 4% del ingreso bruto y minimizarse, tendiendo, sin exageraciones, a cero, durante los primeros años de operación del sistema.

En realidad, el verdadero sentido del esquema de Participación del Estado en las Ganancias (PEG) estriba en que con una combinación de cláusulas y disposiciones económicas de diversa índole, puede lograrse la minimización de esa participación.

Dos instrumentos muy importantes para este cometido lo constituyen los convenios que se suscriben entre el MEM y PDVSA para determinar niveles diferenciales en el Impuesto de Explotación (Regalía). Las experticias económicas promovidas ante esa Corte versaban sobre el análisis de estos instrumentos y los daños inferidos por los mismos al patrimonio nacional.

El primero de ellos, de tradicional aunque no menos irregular aplicación, es el convenio para la determinación de un "factor fiscal para el cálculo del valor mercantil de la producción a los fines de liquidar la Regalía". Por virtud de este factor, para reconocer costos de recolección y transporte, la regalía no se calcula directamente sobre la base tradicional del 16 2/3% del precio de realización en boca de pozo, tal como establece la Ley de Hidrocarburos vigente, sino que, previamente, a este precio se le aplica una ponderación inferior a la unidad, la cual, para 1994, se determinó en promedio como 0,86079. Con este mecanismo, el impuesto de explotación o regalía para ese año fue en realidad de 14,34%, y no 16,67%.

En lo que se refiere específicamente a las ocho áreas otorgadas bajo el esquema de “ganancias compartidas”, existen solicitudes, hechas por PDVSA al MEM, de reducción del ya mencionado factor fiscal aplicable a la regalía que se genere en dichas áreas, para llevarlo hasta niveles de 0,763 -en el caso de los lotes orientales- y, el segundo de los instrumentos referidos, una fórmula de ajuste del mismo impuesto de explotación en los desarrollos de baja rentabilidad. (Convenios de Asociación Exploración / Producción Areas Nuevas, Regalía, "Determinación de un Factor Fiscal por Area para el cálculo del Valor Mercantil" , -Propuesta para suscribir un convenio con el MEM- y "Consideración de la Fórmula de Ajuste para desarrollos de baja rentabilidad", -Solicitud de aprobación del MEM para su inclusión en los Convenios). Ambos documentos fueron consignados por nosotros en nuestro escrito de promoción de pruebas.

En cuanto a la primera de estas dos solicitudes, debemos remitirnos a la revisión de los sitios donde se encuentran los lotes que se entregarán a las compañías extranjeras, para verificar que los mismos se encuentran muy cerca, tal vez a mayor profundidad, pero en todo caso debajo de las estructuras de almacenamiento y transporte de crudo y productos existente en el país. Sin embargo, a pesar de esta evidencia, con el instrumento del “factor fiscal” inferior a la unidad para la ponderación de la regalía se establece un sistema excepcional de ajuste variable de este impuesto para “reconocer costos de recolección de los crudos producidos”.

Dicho factor fiscal se establece de acuerdo a inexplicables criterios diferenciales por zona geográfica -cuyos resultados hacen pensar que el petróleo venezolano sale todo por La Guaira- y así los factores fiscales aplicables a la tasa de Regalía serán de 0,793 para la Zona de Occidente, de 0,852 para la Zona Centro-Occidente y de 0,763 en la Zona Oriente.

Como resultado de la aplicación de esos factores fiscales se produce una reducción de la tasa de regalía aplicable a las producciones de petróleo crudo extraído de las mencionadas áreas, desde el 16 2/3% establecido por la Ley de Hidrocarburos vigente hasta el 13,22% para el Área La Ceiba, el 14,20% para las Áreas de Guanare y San Carlos y el 12,72% para las Áreas Punta Pescador, Golfo de Paria Este, Golfo de Paria Oeste, Guarapiche y Delta Centro. Esto representa, en el caso de estas Areas orientales, una reducción de la regalía del orden del 23,7% respecto al 16,67% legal.

Pues bien, el caso es que, ni aunque se encontraran en el corazón del Amazonas incurrirían en costos de transporte que justificaran una reducción de la regalía de semejantes proporciones, las cuales, al precio de realización promedio de los crudos venezolanos en lo que ha transcurrido de 1996, (17,5 dólares por barril) comportarían un sacrificio fiscal unitario de 2,23 dólares por barril de crudo. Y ello es así, en primer lugar, porque el transporte de crudo y productos no se hace en camiones cisternas, ni embotellado, sino que se usa el sistema de bombas y oleoductos, que no tiene nada que ver con condiciones del terreno distintas a las de sus pendientes, las cuales son mínimas en Venezuela, porque tanto los campos de producción, como los puertos y las refinerías se encuentran dentro de los límites de la mismas cuencas sedimentarias que contienen al petróleo. En otras palabras, desde Anaco, San Tomé, El Furrial o Guarapiche, Punta Pescador, etc. hasta Guaraguao, (el principal puerto de embarque oriental), hasta Caripito (que puede volver a ser un puerto petrolero importante) o hasta la refinería de Puerto la Cruz; desde Guanare y San Carlos hasta El Palito, Morón y Puerto Cabello; desde el campo de La Ceiba hasta el puerto de la Ceiba y desde Bachaquero, Catatumbo o Lagunillas hasta Puerto Miranda, Amuay o Cardón, no hay que atravesar cadenas montañosas ni salvar grandes elevaciones.

Pero, en segundo lugar, y por encima de todo, en ese “factor fiscal” se materializa una continuada ilegalidad, por cuanto la Ley de Hidrocarburos vigente establece que el Impuesto de Explotación debe ser liquidado en boca de pozo y sobre el mismo no cabe tal nivel de deducción o rebaja. Reconocer costos de recolección de las magnitudes que resultan de la aplicación de este “factor fiscal” equivale a liquidar la regalía en los patios de almacenamiento de las refinerías o en los del puerto de embarque. Si se sigue por este camino, podría llegarse hasta financiar parcialmente el flete marítimo de tales crudos hasta los puertos de los países consumidores...

Respecto al segundo de los instrumentos mencionados, (“Fórmula de Ajuste para Desarrollos de Baja Rentabilidad”) consideramos que hablar de desarrollos de baja rentabilidad es prácticamente tentar al demonio, porque si alguna habilidad demostraron las concesionarias extranjeras durante siete décadas en Venezuela, fue esa de hacer aparecer como ínfimas sus descomunales ganancias.

Pues bien, según ese instrumento, que ha sido incluido expresamente en cada uno de los 8 convenios de asociación, se establece un régimen especial que permite ajustar la tasa de la Regalía en función de la variación de la rentabilidad de aquellos proyectos que tienen una baja rentabilidad, medida ésta según la Tasa Interna de Retorno (TIR) del plan de desarrollo aprobado por el Comité de Control para la declaración de comercialidad e incluido en la Memoria descriptiva de deberá aprobar el Ministerio de Energía y Minas. Según los términos de ese régimen especial, establecido mediante Convenio entre el Ministerio de Energía y Minas y la filial designada por PDVSA para la suscripción de estos convenios de asociación, la Corporación Venezolana del Petróleo S.A., la tasa de Regalía será de 1% para proyectos cuya Tasa Interna de Retorno sea menor de 12%, de 16,67% para proyectos cuya TIR sea mayor o igual al 20% y variará entre el 1% y el 16,67% para proyectos cuya TIR se encuentre entre 12% y 20%.

Aplicando ese sistema, es dable predecir, con un gran nivel de certeza, que la regalía quedará reducida a un 1% durante por lo menos los 10 años posteriores al inicio de actividades de producción en las “nuevas áreas”; lapso en el cual las “asociadas” harán efectivo su derecho a una depreciación acelerada de sus activos y a imputar, a cada barril producido, una pesada alícuota para la recuperación de sus costos exploratorios. Pero aún más, conocidas las referidas habilidades de las corporaciones extranjeras de mimetizar ingresos y magnificar costos y teniendo en cuenta la inexistencia de un efectivo control fiscal, este instrumento servirá para extender esa merma de la participación nacional por muchos años más, repitiendo, en peores circunstancias, la experiencia de elusión fiscal de las antiguas concesionarias de hidrocarburos, cuyos detalles históricos han sido ampliamente referidos en la bibliografía de autores venezolanos de la talla de Gumersindo Torres, Rómulo Betancourt, Salvador de la Plaza y Juan Pablo Pérez Alfonzo.

Es en este punto donde se encuentra la mayor evidencia de la inconveniencia del referido esquema: Desmontado completamente, como ha sido el sistema de control y participación fiscal que se estableció trabajosamente en el país a partir de 1920, volveremos a la época en que las concesionarias se despachaban a placer. Ese desmontaje, que se inició también tempranamente, con el planteamiento de permanentes conflictos de competencia entre PDVSA y el Ministerio de Energía y Minas, llegó a momentos culminantes con la salida de varios centenares de funcionarios profesionales y técnicos de ese Ministerio, -de manera acentuada durante la gestión ministerial de Humberto Calderón Berti- con lo cual se liquidó de hecho la capacidad fiscalizadora de ese despacho y, absurdamente, se transfirieron a PDVSA muchas de sus anteriores funciones de control. El control deja de ser tal en esta circunstancia, pues nadie puede ser ejecutor y contralor simultáneamente.

La evidencia de que la capacidad fiscalizadora del MEM ha desaparecido -o es eludida muy eficientemente por PDVSA y lo será sin duda mejor aún por sus maestros en la materia, los consorcios petroleros internacionales- se encuentra en las propias estadísticas oficiales, según las cuales, a partir de 1990 se ha producido una explosión de costos que va mucho más allá de los incrementos naturales derivados de la declinación de los yacimientos y que ha determinado que, por ejemplo, en el año 1995 se alcanzaran las cifras máximas de producción y mínimas de participación fiscal de los últimos 20 años.

Finalmente, es oportuno hacer mención de una situación sumamente grave e inusitada en nuestra economía petrolera que se derivaría de estas nuevas concesiones y asociaciones: en el vigente Plan de Negocios de PDVSA, se prevé que, de la producción petrolera, estimada en 6 millones de barriles por día para el año 2005, una tercera parte (1 millón 900 mil barriles por día) corresponderá al “esfuerzo con terceros”, o sea, con las empresas multinacionales petroleras. Mientras tanto, PDVSA se reserva las áreas convencionales en proceso de agotamiento y los crudos extrapesados de difícil y costoso desarrollo, mientras concede lo que comprobadamente constituyen las más promisorias zonas prospectivas y de menor esfuerzo de desarrollo, tal como lo revelan sus propias expectativas de producir en dichas zonas casi 2 millones de barriles diarios dentro de 10 años.

Para tener una idea de las proporciones implícitas en esta cifra de producción, considérese que, en su conjunto, las áreas 10 licitadas ocupan una superficie total de 17.955 km2, o sea 137 km2 más que el prolífico Emirato de Kuwait. Nada más y nada menos, tales son las expectativas que generan los datos que maneja PDVSA y ahora comparten sus nuevos socios: ¡en esas áreas -y concretamente en las ocho adjudicadas, que ocupan 13.766 km2- se encontraría un nuevo Kuwait!
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