Venezuela EN CIFRAS

Antecedentes al Siglo XX

En Venezuela, la primera concesión para la explotación de petróleo fue otorgada el 24 de Agosto de 1865, por Jorge Surtherland, Presidente Constitucional del Estado Soberano del Zulia, al ciudadano norteamericano Camilo Ferrand para “taladrar, sacar y exportar petróleo o nafta en todo el estado Zulia”, concesión que caduca al año siguiente por incumplimiento de contrato. En 1873, se produce otra concesión que es entregada a Horatio R. Hamilton y Jorge A. Phillips sobre el lago de asfalto natural de Guanoco (Estado Sucre), en 1885 el presidente Joaquín Crespo adquiríó esta concesión y en 1890 es traspasada a la New York and Bermudez Company (NY&BC). Para 1882, en los Estados Unidos, se constituye la Standard Oíl de John Rockefeller, que luego da origen a la compañía Exxon, en el gobierno de Teodoro Roosevelt y años más tarde es fusionada con la Mobil para llamarse Exxon Mobil. Igualmente, surge la Chevron Texaco, heredera directa de la Standard.

La actividad petrolera venezolana se inicia en 1878, cuando se le otorga una concesión a Manuel Antonio Pulido Pulido para explotar el petróleo descubierto en su hacienda “La Alquitrana”, como consecuencia del terremoto del 18 de Mayo de 1875 que provocó la aparición de Menes en La Alquitrana. El 12 de Octubre de 1878, se firma el contrato de la sociedad, que originalmente llevó por nombre “Compañía Hullera del Táchira” y que posteriormente fue cambiado a “Compañía Nacional Minera Petróliá del Táchira”.

En Marzo de 1883, es completado el primer pozo que recibíó el nombre de “Eureka”, con una profundidad de 60 m y una producción de 230 litros diarios de crudo. En 1884, el Ejecutivo Nacional le otorga a La Petrolia la reválida de sus títulos sobre la concesión denominada “Cien Minas de Asfalto”. En la refinería se producía mensualmente, 60 galones de gasolina, 150 de gas-oíl, 220 de residuos y 165 de kerosén. Esta producción, era distribuida en los Andes venezolanos, al Norte de Santander y Cúcuta, en Colombia. Esta empresa perduró hasta el gobierno de Juan Vicente Gómez, ya que no le renovó la concesión a la Petróliá del Táchira.

Etapa de 1900-1950

El 14 de Agosto de 1905, Cipriano Castro promulga la Ley de Minas, la cual permitía el traspaso de concesiones y derechos a la explotación del petróleo por lapsos de 50 años, con beneficios impositivos para el estado venezolano de dos bolívares por hectárea de superficie de la concesión.

En 1909, comenzando el gobierno de Juan Vicente Gómez le son restablecidos los derechos concesionarios a la NY&BC tras el bloqueo de 1902.

Además de esto, John Allén Tregelles y N.G. Burch, apoderados de la empresa británica The Venezuelan Develoment Co., reciben una concesión de 27 millones de hectáreas que incluía los estados Sucre, Delta Amacuro, Monagas, Anzoátegui, Carabobo, Zulia, Falcón, Táchira, Mérida, Lara, Trujillo y Yaracuy, la misma fue cancelada en 1911. En 1912, el venezolano Max Valladares obtuvo una concesión que cubría el mismo territorio, pero fue traspasada al día siguiente a la Caribbean Petroleum, subsidiaria del General Asphalt.

Durante los primeros cincuenta años del Siglo XX, las grandes corporaciones petroleras internacionales impusieron las reglas y procedimientos de regulación de las actividades de exploración y producción de petróleo a los propietarios del recurso natural y a los consumidores. Esa forma de regulación eran las antiguas concesiones petroleras; estas son un instrumento jurídico bilateral, mediante el cual se establecen por escrito los derechos y obligaciones de las empresas y del propietario del recurso natural, con la finalidad de desarrollar las actividades petroleras en un territorio determinado. Estos contratos eran:

Contrato especial de explotación, establecía que la explotación de minas de asfalto y sustancias semejantes se haría según el Código de Minas de 1905.

Concesión de explotación, establecía que el derecho de explotar las minas solo podía adquirirse mediante esta concesión, según el Código de Minas de 1909.

Contrato de arrendamiento, la exploración y la explotación de las sustancias son reguladas por el Decreto reglamentario de carbón, petróleo y sustancias similares de 1918.

Para 1913, se descubre el primer campo petrolero en Venezuela, el campo Guanoco, al completarse con éxito la perforación del pozo Barbabui 1. La Caribbean Petroleum, dueña mayoritaria de la NY&BC y subsidiaria de la Royal Dutch Shell, intensificó la exploración en todo el territorio nacional y en 1914 perforó en la costa

oriental del Lago de Maracaibo, el pozo Zumaque I, esto permitíó el descubrimiento del primer campo venezolano de importancia mundial, el campo Mene Grande, que en un principio era administrado por Guil Oíl Corporation y luego por la Shell. El potencial petrolero del país resultó plenamente confirmado en Diciembre de 1922, con el reventón del pozo Barroso 2, en el Zulia.

En 1918, Gumersindo Torres como Ministro de Fomento, expone ante el Congreso de la República las razones para regular por separado el petróleo de los demás minerales y decide suspender el otorgamiento de nuevas concesiones y someter a revisión las condiciones en que venían siendo concedidas. Es por ello, que en Octubre de ese año se promulgó el primer Decreto Reglamentario del Carbón, Petróleo y Sustancias Similares, que fijó la regalía entre 8% y 15%, también establecíó que, una vez finalizada la concesión, debían las minas revertir a la nacíón todos sus edificios, maquinarias y obras anexas sin pago alguno. En Julio de 1920, se aprobó la primera Ley de Hidrocarburos, fijándose el mínimo de la regalía en 15%. En esta Ley se establecíó la figura de las reservas nacionales, donde una vez finalizado el período inicial de exploración, la mitad de la superficie explorada revertía a la nacíón, se redujo el área de las concesiones y se reafirmó la propiedad estatal de los yacimientos.

Para 1928, Venezuela se ubica como el segundo productor mundial de petróleo y el primer exportador.
El 17 de Septiembre de 1928, es firmado el acuerdo de Achnacarry o el contrato de las 7 hermanas por la Standart Oíl de New Jersey, Royal Dutch Shell, Anglo-Persian Oíl Company, para estabilizar la cuota en el mercado mundial y aumentar el precio del barril;
Donde el Oriente del país quedó en manos de capitales estadounidenses y el Occidente en los negocios europeos.
En Diciembre de 1936, estalla la primera huelga petrolera en el campo Mene Grande, que se extendíó hasta Enero de 1937. En 1936, la compañía Mene Grande Oíl Company perfora el Pozo Santa Ana 1 en el campo de Anaco y para 1940 se construye el campo residencial Campo Duarte; la Socony Vacuum Oíl Company, que después se convierte en la Mobile, descubre al campo Santa Ana 1.Para este año, el 99,5 % de la producción petrolera se concentró en las empresas: Standard con 45,7 %, Shell con 33,2 % y la Mene Grande Oíl Company con 20,6 %.

En Marzo de 1943, promulgada la Ley de Hidrocarburos por el Congreso Nacional

En esta ley se establecieron las regalías, en un mínimo de 16,66 %, se establecíó el impuesto sobre la renta. También estipulaba que la duración de todas las concesiones de explotación, las nuevas y las convertidas, tenían un plazo de 40 años contados a partir de esa fecha, es decir, el vencimiento se pospuso para el año 1983. Para 1944, el gobierno otorgó nuevas concesiones para aumentar la producción demandada en la Segunda Guerra Mundial, la cual aumentó en un 42%.

Etapa de 1950-1990

Sin embargo, para 1950, el mundo experimentaba un exceso de oferta de petróleo, lo cual manténía los precios por debajo de 2$ por barril. En respuesta a esto, nace en Septiembre de 1960, La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)
Como una Organización intergubernamental permanente, creada por Irán, Iraq, Kuwait, Arabía Saudita y Venezuela, con la finalidad de establecer acuerdos que favorezcan a sus mercados internos. En ese mismo año, se crea la empresa pública nacional CVP.

Con la promulgación el 30 de Julio de 1971 de la Ley de Bienes Afectos a Reversión en las Concesiones de Hidrocarburos, el Estado venezolano se propuso a desarrollar las disposiciones constitucionales para que vencidas las concesiones en 1983, fueran transferidos al Estado los bienes, instalaciones y equipos incorporados a todas las fases de la industria, sin indemnización alguna. De esta manera, el Ejecutivo Nacional, reunido el 22 de Marzo de 1974 en Consejo de Ministros, dictó el Decreto N° 10, cuyo artículo Nº1 establecía la creación de una Comisión Ad honorem que tendría por objeto garantizar que el Estado asumiera el control de la industria petrolera.

El 16 de Mayo de 1974, fue instalada la Comisión Presidencial de Reversión Petrolera

Un día después de la promulgación de la Ley de Nacionalización (Ley Orgánica del 29 de Agosto de 1975, con vigencia desde el 1° de Enero de 1976) es creada Petróleos de Venezuela, S.A.
por decreto del Ejecutivo Nacional el 30 de Agosto de 1975.

La Ley de Nacionalización de 1975, tuvo una modificación por el Ejecutivo Nacional en el artículo 5°, donde especifica que podrán celebrarse convenios de asociación con entes privados, que tengan una participación que garantice el control del Estado con una determinada duración y deben ser autorizadas por las Cámaras en sesíón conjunta e informadas al Ejecutivo Nacional. El Estado venezolano pasó a indemnizar a las concesionarias por más de Bs. 4.300.000.000, cantidad que superaba los beneficios que ellas pudieran haber alcanzado de continuar operando hasta 1983, justificado en el Proyecto de Ley de Nacionalización de la Industria Petrolera en atención al artículo 101 de la Constitución Nacional vigente para 1975.

Nacionalización de la actividad petrolera:

Cada concesionaria privada fue convertida en una filial, con sus respectivos contratos de asistencia técnica y comercialización. La Creole pasó a llamarse Lagoven, Maraven (Shell), Llanoven (Mobil) y otras diez filiales, con nombres terminados en “ven”. En 1977 se produjo la primera reorganización, reduciendo las filiales operativas de 14 a 7. En 1986, las filiales re redujeron a tres (3): Lagoven, Maraven y Corpoven.

Apertura Petrolera: Entre 1986 y 1987 se inicia, bajo la modalidad de convenios operativos y asociaciones estratégicas la reactivación de campos, producción de crudo, explotación de gas natural costa afuera, exploración de áreas prospectivas, creación de empresas mixtas, para competir libremente en los mercados petroleros, y explotar y comercializar el carbón. Inicialmente, esto generó 2.000 millones $ en inversiones extranjeras para PDVSA.

En 1988, nace BitúMenes Orinoco, S.A. (BITOR), una filial de PDVSA para producir y comercializar la Marca Registrada Orimulsión.
El “bitumen”, fue promocionado como combustible industrial de la producción de crudos pesados y extra pesados de la Faja del Orinoco;

fue diseñado para plantas de generación de electricidad, fábricas de cemento, plantas de fertilizantes y complejos químicos, como sustituto del carbón y el aceite pesado o fuel oíl.

Etapa de 1990-Actualidad

Por un dictamen de la Corte Suprema de Justicia de 1991 fue derogado el artículo Nº3 de la Ley de Hidrocarburos de 1943, que continuó vigente hasta el año 2001.
A partir de 1992, la producción se elevó un 50%, los costos operativos se incrementaron en un 175%, de manera que la diferencia entre costo de producción y precio de venta de cada barril se redujo.
En 1996, las exploraciones en áreas petroleras del país estaban a cargo de consorcios extranjeros (Mobil, Nerón, Dupont Conoco, Amoco, LL&E y Benton de Estados Unidos; Veba, de Alemania; Elf Aquitane, de Francia; British Petroleum, de Inglaterra; Nipón, de Japón; Maxus, de Argentina; Norcen, de Canadá; China NPC, de China; y Repsol, de España). También participaron empresas nacionales de capital privado, como Polar, Inelectra y Arco, dejando al pequeño inversionista un máximo de participación del 10%.

Asociaciones “estratégicas”:

En 1994, el Directorio de PDVSA aprobó diez áreas para desarrollar bajo la figura de Asociaciones para la Exploración a Riesgo de Nuevas Áreas y la Producción de Hidrocarburos Bajo el Esquema de Ganancias Compartidas.

Convenios operativos:

La 1ra, 2da y 3ra Ronda de los convenios operativos fueron firmados por PDVSA en los años 1992, 1993 y 1997, y tenían como propósito reactivar y operar 32 campos petroleros para un máximo de 20 años, y establece que cualquier diferencia será resuelta en tribunales internacionales y no se ponen límites a la profundidad permitida en las perforaciones.

En Julio de 1997, se aprobó una nueva reestructuración de las filiales que creó tres grandes empresas funcionales: PDVSA Petróleo y Gas; PDVSA Exploración y Producción; PDVSA Manufactura y Mercadeo y PDVSA Servicios, responsables de ejecutar la actividad operativa.
El Paro Petrolero que inicia en Diciembre de 2002 hasta los primeros meses de 2003 El monto de las pérdidas por ventas no realizadas llegó a 14.430 millones $ aproximadamente. El Producto Interno Bruto (PIB) del país registró una caída de 15,8 % durante el cuarto trimestre de 2002, y de 24, 9%, durante el primer trimestre de 2003. En el sector petrolero la caída del PIB fue de 25,9% y 39,3% respectivamente.

En 2004, el Ministerio de Energía y Minas, anunció que no continuaría promoviendo la comercialización de la Orimulsión por muy baja retribución al fisco; este ente afirmaba que la viabilidad comercial de este combustible se sustentaba en regalías de 1% e impuesto sobre la renta de 34%. Justamente, en este año La revista América Economía, ubica a PDVSA en el segundo lugar en ventas de las 500 mayores empresas de América Latina, por 63.200.000.000 (MM$).

El 31 de Marzo de 2006 la Asamblea Nacional aprobó y publicó en Gaceta Oficial N° 38.410 los términos y condiciones para la creación y funcionamiento de las empresas mixtas y el modelo de contrato para la conversión a empresa mixta que se suscribiría con las entidades privadas que lo decidieran, según la Gaceta Oficial N° 38.430. La duración de las empresas mixtas va de acuerdo con lo establecido en el Decreto de Transferencia, en tal sentido, éstas podrán desarrollar actividades primarias durante un período de 20 años contados a partir de la fecha de publicación en Gaceta Oficial de dicho decreto. Al finalizar este lapso, de no haber una prórroga, todos los activos pasarán a ser propiedad del Estado.
El 26 de Febrero de 2007, el Gobierno dictó el Decreto N° 5.200, con Rango, Valor y Fuerza de Ley de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la FPO;
Así como de los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, de acuerdo con el cual las asociaciones denominadas Petrozuata, C.A. (ConocoPhillips), Sincrudos de Oriente, S.A. (SINCOR), Petrolera Cerro Negro, S.A. (Exxon- Mobil), Orifuels, SINOVEN, S.A., y Petrolera Hamaca, C.A., debían transformarse en empresas mixtas; en las cuales la filial CVP u de PDVSA que se designara, mantendría no menos de 60% de participación accionaria, en concordancia con lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos.

Las empresas mixtas que sustituyeron a los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas son

Petrolera Paria, S.A., Petrosucre, S.A. Y Petrolera Güiría, S.A., las cuales suplieron a los extintos convenios llamados Golfo de Paria Este, Golfo de Paria Oeste y Golfo de Paria Central, respectivamente.

En la actualidad, estas empresas conforman las denominadas empresas mixtas Costa Afuera, junto con la empresa mixta Petrowarao, S.A., en el Campo Pedernales (antiguo convenio operativo). Finalmente, Las Empresas Mixtas se encuentran divididas en tres grupos de empresas y en su conjunto alcanzaron una producción de crudo de 845 MBD, de las cuales 332 MBD corresponden a las empresas mixtas liviano-mediano resultantes de la migración de los Convenios Operativos, 472 MBD a las empresas mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco y 41 MBD a las empresas mixtas Costa Afuera. Estas migraciones de convenios a empresas mixtas, trajeron consecuencias desfavorables como desacuerdos que fueron llevados ante El Centro Internacional de Arreglo de Disputas entre Inversionista Extranjero y Estado (CIADI), el cual se creó en 1965, en el marco del Banco Mundial, mediante la Convencíón de Washington, donde se establece un mecanismo arbitral para resolver este tipo de disputas o litigios. En el siguiente cuadro se presentan algunas de las demandas ante el CIADI:

El ingreso bruto de PDVSA para 1981, por producción de hidrocarburos alcanzó los 19.7 mil millones de dólares y pagó al Estado por ingresos fiscales un monto de 13.9 mil millones $. En contraste, en el año 2000, PDVSA obtuvo ingresos brutos por 29.3 mil millones de dólares y canceló al Estado 11.3 mil millones $; es decir, por cada dólar de ingreso bruto, PDVSA pagó al Estado en 1981; 1,71 céntimos en rentas, regalías e impuestos y en el 2000 solamente 39 céntimos. Para el año 2000, los ingresos petroleros fueron de 50.000 millones $, de los cuales el Estado venezolano aportó 10.000 millones de dólares (20%) y los restantes 40.000 millones de dólares se gastaron en los denominados costos operativos PDVSA. A continuación se describen los aportes de PDVSA al fisco nacional entre 1976 hasta el año 2000:

Los precios del petróleo vienen determinados principalmente por la oferta y demanda en el mercado mundial, por las diferencias en la composición del crudo (Grados API), entre otros factores. Es por ello, que en el cuadro #4, se especifica la correspondencia del tipo de crudo con el precio, ya que estos varían. Por ejemplo, el Merey está por debajo del precio de la cesta OPEP, porque proviene del crudo pesado (combinado) que proviene de la Faja Petrolífera del Orinoco.

Los registros en la variación de los precios se inician años después que se ha creado la OPEP;
Durante estos años, los precios en la cesta OPEP se mantienen muy bajos por el exceso de demanda en el mercado hasta que en 1973, alcanza los 3,05 $/barril y tiene una alza a 10,73 $/barril en 1974; siendo el valor máximo desde 1960 hasta 1999, 32,51 $/barril en 1981. En el siguiente gráfico, se tiene la cesta anual de la OPEP desde 2004 hasta Febrero de 2017; donde se puede ver, que el punto inicial (2004) coincide con el 2015 con los precios por debajo de 50$; esto se debe que la producción de EEUU ha inundado el mercado; es por ello que el precio tuvo una caída de 96$ a 49$ y la solución es la resolución que estipula el recorte de producción para aumentar el precio (Acuerdo de Viena, 2016).

Las alzas en los precios del barril desde 2005 hasta 2007 se deben principalmente a la pérdida en la producción estadounidense por el Huracán Katrina, lo cual aumentó la demanda en la importación de crudo para reponerse a los daños. Luego, se inicia un aumento para 2011 y se mantiene hasta el 2014; donde ocurren eventos naturales como el terremoto en Chile,

Nueva Zelanda, México, Japón (Fukushima), España, inundaciones en Australia; también eventos políticos como la crisis en medio Oriente en Egipto, Siria, Libia, Túnez; entre otros factores que influyeron en el alza del precio.

Según la Gaceta Oficial N° 39.885 de la República Bolivariana de Venezuela del 16 de Marzo del 2012, establece que las reservas probadas de petróleo existentes son
297.570.000 MBP. A pesar de esto, las importaciones han aumentado de aproximadamente de 3.000 BPD a 5.000 BPD anualmente en la última década principalmente de Ecuador y Argelia para mezclarse con el crudo más pesado de la cadena petrolera del Orinoco.
Las exportaciones a China han aumentado sustancialmente después de que China firmó un acuerdo de préstamo por petróleo con Venezuela. De acuerdo con IHS Energy, los préstamos de China ascienden a USD $ 56 mil millones desde 2007.

Situación para 2014: El petróleo continúa representando la mayor parte de la energía total consumida en el país, y el consumo de gas natural ha aumentado.
Para 2014, Venezuela consumíó 3.3 billones de unidades térmicas británicas (Btu) de energía total. El uso de gas natural para mejorar la recuperación de petróleo ha aumentado en un 29%desde 2005, ya que el 35% de la producción bruta de gas natural del país, es destinada para la reinyección de gas en los campos de petróleo maduros para reforzar la extracción de crudo.

Venezuela tenía 196 billones de pies cúbicos (Tcf) de reservas probadas de gas natural para 2014, año en que Venezuela produjo 773 mil millones de pies cúbicos (Bcf) de gas natural seco y consumíó 838 Bcf de gas natural. Este déficit es asumido por la importación de gas natural de Colombia, a través del oleoducto Antonio Ricaurte, que entró en servicio en 2008, con volúMenes contratados entre 80 MMcf / d y 150 MMpc / d. Sin embargo, se estima que el 90% de las reservas de gas natural de Venezuela están asociadas, lo que significa que se encuentran en el mismo lugar que las reservas de petróleo. Es por ello, que Onshore PDVSA está trabajando para aumentar la producción y capacidad en sitios existentes, incluyendo el campo de Anaco, el campo de Barrancas y Yucal Placer. Offshore, PDVSA adjudicó bloques de exploración a compañías internacionales, incluyendo a Total, Statoil y Chevron, en las áreas de Plataforma Deltana, Marsical Sucre y Blanquilla-Tortuga, en la costa noreste de Venezuela. También adjudicó bloques exploratorios a Gazprom y Chevron para desarrollar los potenciales bloques de gas natural de 26 Tcf en el Golfo de Venezuela en el noroeste del país.

Situación Actual:

En Gaceta Oficial No. 40.917 del 2 de Mayo de 2016, se autoriza la creación de una Empresa del Estado, bajo la forma de Compañía Anónima, denominada Compañía Anónima Militar de Industrias Mineras, Petrolíferas y de Gas (CAMIMPEG)
, la cual estará adscrita al Ministerio del Poder Popular para la Defensa. Camimpeg prestará apoyo a Pdvsa en las áreas que sean requeridas como frontera y seguridad.

La deuda consolidada del sector público venezolano alcanzó los US$249.523 millones al cierre de 2014, de los cuales US$ 121.688 millones correspondieron a endeudamiento del Gobierno central (bonos de deuda interna y externa, letras del tesoro y préstamos con multilaterales), US$46.153 millones a la deuda financiera de Pdvsa (denominada en su totalidad en dólares), US$19.564 millones a financiamientos obtenidos a través de Fondo Chino, US$11.359 millones por expropiaciones y nacionalizaciones no canceladas y US$23.443 millones a deuda no financiera de Cadivi-Cencoex (divisas para importaciones, dividendos, renta y servicios que fueron aprobadas pero no liquidadas).