La Asamblea Nacional de Venezuela aprobó este jueves por unanimidad el proyecto de reforma parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos en su segunda discusión.
«Solo cosas buenas vendrán después del sufrimiento, solo cosas buenas para todos y para todas, que debemos construir juntas y juntos, independientemente de cómo pensemos, la prosperidad de nuestra república», sostuvo el presidente del Legislativo, Jorge Rodríguez, en medio de aplausos, al término de la votación.
La reforma a esta ley aprobada en 2006 fue presentada por la mandataria encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, durante su mensaje anual a la nación. Las modificaciones buscan incorporar nuevos mecanismos de exploración, explotación y comercialización de petróleo y gas natural venezolano.
Este instrumento legal se sustenta en tres grandes pilares: modificaciones sobre las empresas operadoras, flexibilización de las regalías y el aumento de las garantías jurídicas para los inversores.
En esta norma, que consta de 18 artículos, se definen las tres modalidades de operación, a saber: empresas de exclusiva propiedad del Estado, mixtas con participación mayoritaria estatal y privadas domiciliadas en Venezuela bajo contrato.
«Una ley clara»
Tras la primera discusión comenzó la consulta pública del proyecto de ley con distintos sectores del país, que han hecho 80 propuestas, según el diputado Orlando Camacho. La presidenta encargada, Delcy Rodríguez, que estuvo al frente de uno de estos encuentros, afirmó que el país espera «captar importantes flujos de la inversión nacional e internacional«.
«Necesitamos adaptar la ley a esta nueva realidad. Es una norma respetuosa de nuestra soberanía y de nuestros principios, que incorpora todos los nuevos modelos de gestión», expresó.
Sobre la necesidad de la reforma al instrumento legal, manifestó que era un «buen plan para el futuro del país» y para la «consolidación de la cooperación energética internacional», a través de «una ley clara, con seguridad jurídica, con normas adaptadas a las prácticas internacionales» del sector energético.
Los contratos de participación productiva
En el texto se incorpora la implementación de los llamados Contratos de Participación Productiva (CPP), donde las empresas propiedad del Estado y sus filiales pueden firmar convenios para el desarrollo de actividades primarias (exploración, extracción, recolección, transporte, almacenamiento, procesamiento, mejoramiento, refinación, industrialización y comercialización) con empresas privadas en el país, que asumen la gestión integral de los costos, cuenta y riesgos.
Con esta modalidad, el Estado no adquiere deudas y la retribución para las operadoras es la participación porcentual de los volúmenes fiscalizados. Además, conserva la propiedad sobre los yacimientos de hidrocarburos sobre los cuales las empresas operadoras desarrollarán las actividades primarias.
Así, al finalizar el contrato, todos las instalaciones y bienes construidos pasan a propiedad del Estado sin indemnización.
Este modelo se estableció en la Ley Antibloqueo (2020) y ha sido considerado «exitoso», puesto que el país suramericano, bajo ese esquema jurídico, captó 900 millones de dólares del sector hidrocarburos con la producción de 1,2 millones de barriles de crudo.
Así, la reforma da luz verde para que los accionistas comercialicen de forma directa su propia inversión, siempre que el precio de la venta sea mayor al obtenido por las empresas estatales y los ingresos sean declarados al Banco Central de Venezuela (BCV), al Ministerio de Hidrocarburos y al sistema impositivo petrolero.
Las regalías
En segundo lugar, se propone un mecanismo que garantice la viabilidad de proyectos económicos en aquellos campos no desarrollados, conocidos como ‘greenfields’ (campos verdes), que «requieren un equilibrio para poder construir el régimen fiscal», expuso el presidente de la Comisión Permanente de Energía y Petróleo de la Asamblea, Orlando Camacho.
Camacho precisó que esos campos necesitan grandes inversiones, por lo que se propone que haya «alguna flexibilidad en las regalías» para que resulte más atractiva la inyección de recursos.
La regalía del Estado seguirá en 30 % sobre los volúmenes de hidrocarburos extraídos, pero el Ejecutivo puede reducirla hasta 20 % para empresas privadas que realicen actividades primarias; y hasta 15 % para empresas mixtas, cuando se demuestre que el proyecto no es económicamente viable con la tasa plena.
La regalía puede restituirse a 30 %, «cuando se demuestre que la economicidad del yacimiento pueda mantenerse con dicha restitución».
Por otro lado, el Impuesto de Extracción de un tercio se establece sobre los hidrocarburos líquidos extraídos, calculado sobre la misma base de la regalía y con posibilidad de deducir la regalía pagada. Este impuesto será devengado de manera mensual, junto con la regalía prevista por la empresa operadora que haga la extracción.
Este gravamen también puede reducirse por un tiempo estipulado hasta 20 % en los contratos con privados y 15 % con las empresas mixtas, cuando así lo decida el Ejecutivo. Entre las razones que pueden alegarse para la reducción de la tasa está la escasa rentabilidad de un yacimiento.
Garantías jurídicas
En tercer lugar, se propone aumentar las garantías jurídicas para la inversión en el sector de los hidrocarburos. Para ello, se ratifica que las controversias puedan solventarse en tribunales locales y se incorpora la mediación a través de mecanismos independientes, de acuerdo a lo establecido en la Constitución.
En el modelo de contrato se dispone la retribución mediante participación porcentual sobre volúmenes fiscalizados, el arrendamiento de activos estatales con pago de canon, la restitución de activos sin indemnización al concluir el contrato, el régimen tributario con empresas estatales como agentes de percepción y la cláusula de restablecimiento del equilibrio económico-financiero.
Necesidad de un cambio
En su exposición, Camacho recordó que el escenario energético internacional ha evolucionado «hacia un entorno de alta competitividad», en el que «los capitales fluyen hacia jurisdicciones que ofrecen no solo recursos probados, sino también marcos regulatorios predecibles y adaptables«.
En ese sentido, el legislador consideró que, si bien la Ley Orgánica de Hidrocarburos, sancionada en 2006, significó un «avance fundamental» para el país suramericano, tras 20 años «es necesario adoptar un nuevo instrumento que conforme a la evolución de los mercados de los hidrocarburos», que «se enfrenta a una transición energética acelerada y una volatilidad de precios».
Para él, el proyecto aprobado en su primera discusión es una «necesidad imperativa» para «permitir el desarrollo conjunto entre sectores públicos y privados», con la finalidad de incrementar el volumen de petróleo.
En su criterio, el enfoque del instrumento legal es la «paz productiva» y en el trilema energético, que busca equilibrar tres objetivos fundamentales: seguridad en el área (suministro fiable), equidad (precios asequibles) y sostenibilidad ambiental (reducción de emisiones).
Las sanciones y el paro petrolero
Durante su intervención en la sesión para debatir el proyecto de reforma, el diputado Jesús Faría expresó que debía tomarse en cuenta el bloqueo impuesto por EE.UU. contra la industria petrolera venezolana, que «generó un trastorno muy profundo en el desarrollo nacional desde 2017 con las primeras sanciones imperiales que apuntaban en contra de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)».
Esas medidas punitivas provocaron la salida de capitales, lo que «debilitó la producción», además de la prohibición sobre la venta de petróleo venezolano a otros países.
Por su parte, el parlamentario Miguel Buen Abad recordó que tras el paro petrolero alentado por el sector empresarial opositor y Washington, entre 2001 y 2002, hubo pérdidas para el país de más de 13.000 millones de dólares, lo que hizo que el PIB cayera 24 %. «Un escenario catastrófico en ese momento«, expresó.
Del mismo modo, reconoció que se necesita mucho capital para explotar el crudo pesado y extrapesado, por lo que estimó necesario un estímulo a las inversiones, ya que de los 270.000 millones de barriles de la Faja Petrolífera del Orinoco, solo se ha explotado 2,8 % en 88 años.
«Hacer esas inversiones requiere más de 100.000 millones de dólares en los próximos cinco años. De esa cifra, 80.000 estarían relacionados con la perforación, explotación, distribución, mientras que 20.000 tienen que ver con la infraestructura», indicó.
