El Justo Reclamo

Primero el negocio, después la ideología

Los gobiernos mantienen un férreo control sobre las operaciones petroleras

Paula García, Andrés Cañizález y Elsa Piña Y Pablo Giuliano

Más allá de esquemas políticos, países latinoamericanos con gobiernos de izquierda actúan guiados por el pragmatismo: han establecido alianzas con trasnacionales para explotar sus recursos petroleros. Sin embargo, lo hacen ejerciendo un férreo control sobre las actividades del ramo e imponen gravámenes para aumentar sus ingresos. Los corresponsales de Proceso en la zona ofrecen un panorama que trasciende los lugares comunes sobre el particular. Conducidos por gobiernos de izquierda, con sus particulares características, Cuba, Venezuela y Brasil mantienen alianzas con trasnacionales para explorar, producir y comercializar el petróleo de su subsuelo y de sus aguas profundas.Lo hacen de distintas maneras: por medio de contratos de operación, con base en el establecimiento de empresas mixtas cuya mayoría accionaria recae en las compañías del Estado, y mediante inversiones de riesgo compartido para exploración y producción de crudo…Sin embargo, estos gobiernos mantienen un férreo control sobre las operaciones petroleras e imponen a las empresas extranjeras impuestos y pagos por regalías tanto por volúmenes de producción como por márgenes de ganancia. Su objetivo consiste en acceder a tecnología de punta, garantizar la producción y comercialización de crudo y aumentar sus ingresos financieros.Cuba –país que se reivindica como socialista– dividió su territorio y sus aguas marítimas en bloques para negociar con las grandes trasnacionales petroleras “contratos de producción compartida”. Una decena de estas compañías ya se encuentra en la isla.En Venezuela, no obstante que el gobierno de Hugo Chávez tomó medidas para nacionalizar la industria petrolera, la compañía estatal Pdvsa se asoció con trasnacionales para crear empresas mixtas e impuso a las primeras impuestos y pagos por regalías para aumentar los ingresos del Estado.Brasil –cuyo descubrimiento de nuevas reservas en la Cuenca de los Santos podría convertirlo en el octavo exportador mundial de crudo en el 2013– privatizó en 1997 el 49% de las acciones de su emporio estatal Petrobras, que mantiene negocios con 70 compañías privadas, 30 de ellas extranjeras. Son, pues, tres experiencias de alianzas con trasnacionales petroleras realizadas por gobiernos de izquierda.Cuba: “riesgos compartidos”En 1992, el gobierno de Fidel Castro modificó la constitución de su país para permitir la inversión extranjera. Ese mismo año abrió la puerta a la empresa canadiense Sherrit para la extracción de crudo en tierra. Le siguió luego la española Repsol.Con recursos frescos y nueva tecnología, Cuba aumentó su producción de menos de 1 millón de toneladas de petróleo en 1990 a 2 millones 900 mil toneladas en 2007. Sin embargo, esta última cantidad representa sólo la mitad de lo que el país consume. El resto lo importa de Venezuela en condiciones preferenciales.La totalidad del crudo que extrae Cuba se ubica en yacimientos terrestres y en aguas someras ubicados principalmente en la costa norte de la isla, en las provincias de La Habana y Matanzas. Varadero es su mayor campo petrolero. Sin embargo, produce un crudo pesado, con alto contenido de azufre y con menor valor comercial que el ligero.En 1999, Cuba abrió al capital extranjero la llamada “zona económica exclusiva” que se encuentra en el Golfo de México. Un informe de 2004 del Servicio Geológico de Estados Unidos estima que en las aguas profundas de esa zona podrían existir reservas probables del orden de 4 mil 600 millones de barriles de petróleo ligero y 9 mil 800 millones de pies cúbicos de gas. Igualmente, los expertos calculan que hay crudo ligero en una franja del centro de la isla.Carente de tecnología y dinero para financiar estas multimillonarias inversiones, el gobierno cubano dividió los 112 mil kilómetros cuadrados de su “zona exclusiva” en el Golfo de México en 59 bloques de casi 2 mil kilómetros cuadrados cada uno; el área terrestre la dividió a su vez en 45 bloques, cada uno de entre 600 y 6 mil kilómetros cuadrados. Luego los puso a disposición de empresas extranjeras para que, en sociedad con Cuba Petróleo (Cupet) –la empresa estatal que concentra las actividades del sector–, pudieran explorar y eventualmente extraer y comercializar el crudo.Así, además de Sherrit y Repsol, han llegado a la isla la noruega Norsk Hydro, la india ONGC Videsh, la malaya Petronas, la china SINOPEC, Petro-Vietnam, la venezolana Pdvsa y la brasileña Petrobras.Incluso, las autoridades de Cuba dicen que las trasnacionales petroleras estadunidenses serían bienvenidas en los proyectos de inversión de la isla si no fuera porque lo impiden las leyes de bloqueo impuestas por Washington.“Nosotros no tendríamos limitaciones. Las leyes estadunidenses son las que tienen hoy limitaciones para que las empresas de ese país hagan negocios con Cuba”, declaró el año pasado Yadira García, ministra de Industria Básica de la isla. “Cuba ha hecho un magnífico trabajo en lo que se refiere al establecimiento de términos contractuales de exploración a riesgo y producción de un alto nivel comercial y muy competitivos”, dice a Proceso el consultor del área petrolera Jorge Piñón, expresidente de Amoco Oil para Latinoamérica. “La relación de Cupet con Sherrit es un ejemplo del alto nivel de profesionalismo dentro del sector petrolero cubano y de la no intervención política por parte del gobierno en la petrolera estatal cubana”, subraya.Según documentos de Cupet, los llamados contratos de producción compartida son el principal mecanismo de asociación con las empresas extranjeras. Su adjudicación no requiere de participación en una ronda de competencia de ofertas. Basta con obtener un certificado de la Oficina Nacional de Recursos Minerales, dependiente del Ministerio de la Industria Básica.A partir de esos contratos, una compañía extranjera puede iniciar negociaciones directamente con la empresa Cupet para realizar alianzas de exploración con riesgo compartido. Las condiciones del contrato –reparto de la producción y ganancias y formas de recuperación de inversión, por ejemplo– se analizan caso por caso en función de las características de cada bloque petrolero; entre ellas, la complejidad de exploración y extracción, así como el potencial de hidrocarburos.Las empresas de capital foráneo asociadas con Cupet deben pagar 30% de impuestos sobre sus ganancias anuales, pero no se les exige pago por regalías. Si bien es cierto que las compañías están obligadas a pagar derechos de aduana por importar equipo y tecnología, estas erogaciones pueden ser reembolsadas. Los contratos tienen una duración de 25 años para bloques terrestres y aguas someras y de 30 años para los de aguas profundas. Después del descubrimiento de crudo, ambas partes realizan un programa de evaluación y, de acuerdo con sus resultados, emiten una “declaración de comercialización” que inicia la etapa formal de explotación. Cuba tiene la primera opción de compra del crudo producido de esta manera, que sería pagado a “precios de mercado”, pero el inversionista extranjero tiene la opción de exportarlo sin pagar impuestos.“En realidad, sus contratos son más competitivos que aquellos de otros países de la región. México debería tomar lecciones de los cubanos en este tema”, dice Piñón. El problema, añade, es que hasta el momento sólo se ha perforado un pozo exploratorio en la zona económica exclusiva de Cuba: Yamagua 1, a cargo de Repsol. “Todavía existe el riesgo de que no haya reservas comerciales de hidrocarburos en Cuba”.

Venezuela: nuevas reglas

De forma recurrente, el presidente venezolano Hugo Chávez fustiga al capital extranjero y habla de explotación capitalista para referirse a la acción de las grandes corporaciones. En la práctica, sin embargo, su gobierno sigue aliado a las firmas petroleras del extranjero, aun cuando ha cambiado las reglas del juego con el propósito de lograr mayores ingresos para el Estado.Aun cuando el presidente Carlos Andrés Pérez nacionalizó la industria petrolera el 1 de enero de 1975, fue él mismo quien –en 1989, durante su segundo período de gobierno– impulsó el llamado proceso de apertura petrolera, después retomado por el segundo gobierno de Rafael Caldera (1994-1999).Así, entre 1992 y 1996, Petróleos de Venezuela (Pdvsa) –empresa estatal que concentra las actividades del sector– realizó alianzas con compañías trasnacionales bajo diversas modalidades: “convenios operativos”, “exploración a riesgo y ganancias compartidas” y “asociaciones estratégicas”.Por ejemplo, los convenios operativos tenían una duración de 20 años. Fueron establecidos para explotar “campos maduros”, ya sea para reactivarlos o para aumentar su nivel de producción. Entre 1992 y 1997 Pdvsa firmó, en tres rondas de licitación, 33 convenios con empresas de 14 países. Éstas asumieron los gastos de inversión. El petróleo pertenecía a Pdvsa, que les pagaba una tarifa preestablecida por cada barril extra que produjeran, tomando como base la producción regular de ese campo. Bajo esta figura, la extracción de crudo se incrementó en 620 mil barriles diarios.Las “asociaciones estratégicas” fueron alianzas a largo plazo (de hasta 30 años) con empresas privadas para la explotación de la faja petrolífera del río Orinoco, cuyo crudo extrapesado requería para su extracción y refinación de tecnología moderna. En esta faja –en donde se estiman reservas por 100 mil millones de metros cúbicos de crudo– Pdvsa creó cuatro áreas en las que se asoció con empresas extranjeras: el área de Petrozuata, con Conoco (Estados Unidos); Cerro Negro, con Exxon Mobil (Estados Unidos) y Veba Oel (Alemania); Sincor, con Total (Francia) y Statoil (Noruega); y Hamaca, con las estadunidenses Phillips y Texaco. José Suárez Núñez, analista petrolero, explica a Proceso: “Debido a que el negocio era muy arriesgado se establecieron condiciones impositivas bastante suaves, como 1% por pagos de regalías y 30% de impuesto sobre la renta”.Una vez que Chávez llegó al poder, el 2 de febrero de 1999, comenzó a revisar los convenios anteriores. Antes de que terminara su primer año de gobierno promulgó la Ley de Hidrocarburos Gaseosos; en 2001, la Ley de Hidrocarburos Líquidos y el 26 de febrero de 2007, el decreto 5200. Así, cambió las reglas de juego de las alianzas con las empresas extranjeras. “Se sustituyeron las asociaciones estratégicas y convenios de ganancias compartidas por empresas mixtas, en las cuales las trasnacionales sólo pueden tener hasta 40% de las acciones. Sus obligaciones aumentaron: 33% por pago de regalía, 50% por impuesto sobre la renta y entre 2% y 3% por impuesto de explotación. Y se espera que se sume a la lista el impuesto a las ganancias súbitas”, explica Suárez Núñez.Así, ya con nuevas reglas de juego, el pasado 25 de mayo Pdvsa y la española Repsol crearon la empresa mixta Petroquiriquire. La primera tiene 60% de acciones y la segunda 40%. Su objetivo consiste en explotar de manera conjunta el campo Barúa Motatán, situado al sur de los estados Trujillo y Zulia, en el occidente venezolano.

Brasil: potencia emergente

“El jeque de la Amazonia”. Así definió entre risas el presidente de Venezuela, Hugo Chávez, a su colega brasileño, Luiz Inácio Lula da Silva, en enero pasado, después de que Brasil descubrió reservas que lo colocarían en 2013 como el octavo exportador mundial de petróleo.La empresa estatal Petrobras, en sociedad con la portuguesa Galp (10% de acciones) y la británica BG (25%) descubrió el megacampo de Tupi –ubicado en la Cuenca de Santos, frente a las costas del estado de Sao Paulo–, cuyas reservas localizadas a 6 mil metros de profundidad se estiman en 8 mil millones de barriles de crudo.Ese petróleo submarino podrá comenzar a extraerse en 2013 y Brasil podrá convertirse en un gran exportador. Por lo pronto podrá abastecer sin problemas al mercado interno, que no para de crecer”, dice en entrevista con Proceso Ricardo Cabral de Azevedo, catedrático del Departamento de Ingeniería de Minas y Petróleo de la Escuela Politécnica de la Universidad de Sao Paulo.En 1997, Brasil abrió el mercado petrolero a empresas extranjeras. El entonces presidente Fernando Henrique Cardoso decidió privatizar 49% de las acciones de Petrobras y las colocó en la bolsa de valores de Nueva York.De acuerdo con la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) –ente regulador del sector– desde 1999 existen en Brasil 300 mil kilómetros cuadrados bajo concesión para exploración y producción.En respuesta a preguntas de Proceso, un vocero de la ANP precisó: “El área en concesión está dividida en aproximadamente 500 bloques y cubre 4.5% de las 29 cuencas sedimentarias brasileñas con potencial de reservas de petróleo y gas”. La ANP otorga licencias de exploración a empresas privadas, nacionales y extranjeras. Lo hace a partir de rondas anuales de licitación. Estas licencias tienen una duración de tres a ocho años para la fase de exploración. Si las empresas encuentran hidrocarburos, obtienen una concesión por 27 años. “Durante ese plazo, las empresas tienen todo el derecho a su favor en la explotación de petróleo y en toda la cadena de comercialización”, dijo el portavoz de la ANP.Actualmente en Brasil existen más de 70 compañías privadas que participan en diversos eslabones de la cadena de exploración, producción, distribución y comercialización de petróleo; 30 de ellas son de 17 países extranjeros. Sin embargo, aclara el vocero de la ANP, “el monopolio sigue siendo del Estado brasileño mediante la actuación de la agencia reguladora”.El vocero de la ANP explica que las empresas deben pagar al Estado brasileño diversos impuestos que oscilan entre 60% y 65% del total de los ingresos facturados en cada bloque otorgado en concesión.Así, las empresas deben entregar al Estado pagos por regalías (entre 5% y 10%), el llamado “bonus” y, para las empresas que operan en 21 campos con reservas probadas, las llamadas “participaciones especiales” (entre 10% y 40%). Dichos ingresos van directamente al Tesoro Nacional y luego al Banco Central, que los distribuye en los municipios y los estados, además de un fondo destinado al gobierno central. Alfredo Renault, superintendente de la Organización Nacional de la Industria del Petrólero (ONIP), dice que la apertura de la inversión extranjera produjo “un salto” en la participación de los hidrocarburos en el Producto Interno Bruto (PIB) de Brasil: de 2.8% en 1997 a 10% en 2008. Y “la previsión de inversión hasta 2011 es de 100 mil millones de dólares, de los cuales 75% corresponderá a Petrobras y el resto a las privadas”, señala. Pese al ingreso de las compañías extranjeras hace casi 11 años, el mayor jugador en el sector de los hidrocarburos es Petrobras, compañía que, según la ANP, produjo 98% de los 477 millones de barriles de crudo registrados en 2007.Pero ante el descubrimiento de los megacampos de Tupí (petróleo) y Júpiter (gas), el pasado 18 de marzo, durante un seminario en Río de Janeiro, el presidente de Petrobras, José Sergio Gabrielli, afirmó que es necesario cambiar la Ley de Petróleo. El objetivo: aumentar los impuestos y el cobro por regalías a las empresas que tienen concesionados yacimientos en los que ya existe la certeza de que cuentan con abundantes hidrocarburos. De hecho, ya se tiene un proyecto de ley en ese sentido, que fue presentado por el Partido de los Trabajadores. l