“analisis evolutivo del derecho petrolero y visiÓn …
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“ANALISIS EVOLUTIVO DEL DERECHO PETROLERO Y VISIÓN LEGAL
COMPARADA LATINOAMERICANA”
LAURA GARCIA CABALLERO
Presentado para optar al título de:
ABOGADO
PONTIFICIA UNIVERSIDAD JAVERIANA FACULTAD DE CIENCIAS JURIDICAS
CARRERA DE DERECHO BOGOTA D.C.
2013
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“Análisis Evolutivo del Derecho Petrolero y Visión Legal Comparada Latinoamericana”
Laura García Caballero
Directora: Claudia Lafaurie
Abogada – Vicepresidente ANH
Pontificia Universidad Javeriana Facultad de Ciencias Jurídicas
Carrera de Derecho Bogotá, Colombia
2013
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Agradecimientos
Quiero agradecerle primero que todo, a mi familia, por haber sido mi gran apoyo en
este largo camino para conseguir mi tan anhelado título de abogada. Sin ellos, nada de
esto seria posible. También quiero agradecerle muy especialmente a Claudia Lafaurie,
mi directora de tesis y amiga, por su inmensa ayuda y sabiduría, ya que ella junto con
Camilo Vela, son para mi, las personas con mas conocimiento en el tema
hidrocarburífero en este país y fui muy afortunada al haberlos podido tener de mi lado
para la realización de este proyecto de grado. A todos, muchas gracias.
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NOTA DE ADVERTENCIA
“LaUniversidadno sehace responsablepor los conceptos emitidospor susalumnos en sustrabajosde tesis.Solovelaráporqueno sepubliquenadacontrarioaldogmaya lamoralcatólica yporque las tesisno contenganataquespersonales contrapersonaalguna,antesbienseveaenellaselanhelodebuscarlaverdadylajusticia”.
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TABLA DE CONTENIDO
I. Resumen Ejecutivo II. Introducción
1. La evolución del concepto de soberanía 1.1 Aplicación práctica
2.1.1. Caso OPEP 2.1.2. Caso Brasil 2.1.3. Caso México 2.1.4. Caso Venezuela 2.1.5. Caso Colombia 2.1.6. Caso Países Árabes
2. Regímenes de Propiedad
2.1 Régimen de accesión 2.1.1. EEUU
2.2 Régimen de Ocupación 2.3 Régimen Regalista 2.4 Régimen Dominial 2.5 Régimen de Res Nullius
3. Sistemas de Dominio
3.1 Primera Clasificación
3.1.1 Dominio Absoluto 3.1.2 Dominio Restringido
3.2 Segunda Clasificación 3.2.1 Dominio Eminente
3.2.2 Dominio Directo
4. Identificación de Sistemas Latinoamericanos 4.1 Colombia, Brasil, Perú, Costa Rica, Argentina 4.2 Venezuela, México, Ecuador, Bolivia
5. Estructuras Administrativas
5.1 NOC 5.2 Agencias Nacionales
6. Modelos Contractuales
6.1 Concesión Antigua 6.2 Contrato de Asociación 6.3 Contratos de Servicios de Producción 6.4 Contratos de Exploración y Explotación “Plays Profundos” 6.5 Contratos de Evaluación Estudios Técnicos 6.6 Concesión Moderna 6.7 Contrato de Producción Compartida 6.8 Híbridos
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7. Confusiones en la Doctrina
III. Conclusiones
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GLOSARIO
CRUDO EXTRAPESADO: Cualquier tipo de petróleo crudo que no fluye con
facilidad.
GOVERNMENT TAKE: La parte que le corresponde al Estado de la renta que
generan los proyectos petroleros.
IN SITU: Los hidrocarburos que estén en su lugar o en el sitio de donde son
extraídos.
JOINT VENTURES: Es un tipo de acuerdo comercial de inversión conjunta a
largo plazo entre dos o mas personas.
NOC: National Oil Companies o Empresas Hidrocarburiferas Nacionales o del
Estado.
PERIODO DE EXPLORACION: Período que se fija en el contrato
hidrocarburifero en donde se permite la exploración del campo , usualmente con un
programa mínimo inicial de trabajo.
PERIODO DE EXPLOTACION: Período fijado en el contrato hidrocarburifero
que se tiene para la explotación como tal del campo.
PRESAL: Conjunto de rocas ubicadas en porciones marinas con potencial para la
generación y acumulación de petróleo. Rocas que se extienden por debajo de una
extensa capa de sal.
RECURSOS ONSHORE: Recursos ubicados en tierra firme.
REGALIA: Es el pago que se debe realizar a favor del Estado por el uso o
extracción de recursos naturales no renovables.
UPSTREAM: Es la sección de la industria petrolera encargada de la exploración,
desarrollo y producción de crudo y gas natural.
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I. Resumen Ejecutivo
El presente trabajo de grado pretende hacer un análisis de la evolución del llamado
“Derecho Petrolero” en Colombia y la visión legal comparada con Latinoamérica.
Busca por medio de esto llegar a la conclusión de que el análisis del derecho petrolero
no está en el análisis de los modelos contractuales hidrocarburiferos, sino mas bien en
la determinación de quien tiene el dominio y propiedad del recurso para así lograr un
mayor entendimiento de por que cada país contrata de una u otra forma según lo que
vaya acorde a sus fines y objetivos.
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II. Introducción
Hacia finales del siglo XIX los hidrocarburos comienzan a ganar importancia como
recurso energético, al lado del carbón y la leña como generadores de vapor, y muy
prontamente se convertirán en el siglo XX en el más importante recurso energético
del que dependerá la evolución de la industria. Al mismo tiempo y en la medida en
que la industria crece, los hidrocarburos comienzan a ganar importancia como recurso
estratégico en la economía y política de los estados productores. De hecho, el petróleo
será protagonista de los eventos sociopolíticos más importantes del siglo XX y de lo
que va corrido de este nuevo siglo XXI.
Hoy puede analizarse una versión de la historia de los conflictos bélicos mas
representativos de los dos últimos siglos que moldearon el devenir histórico de las
grandes naciones desde la perspectiva del dominio, administración y uso de los
hidrocarburos. Desde la primera guerra mundial hasta el último conflicto bélico
internacional, el dominio sobre los hidrocarburos, determinó o el inicio o la
finalización de las confrontaciones. El poderío militar en la primera guerra mundial
dependió de la mecanización de los ejércitos y conllevó por supuesto una gran
demanda de gasolina y en la segunda guerra mundial muchas tácticas de guerra que
determinaron la finalización del conflicto se concentraron en dominar las fuentes de
hidrocarburos o en destruir las fuentes de los enemigos.
El dominio de los hidrocarburos, por tanto, constituye para los estados un factor
fundamental de su política y de su economía. Como recurso estratégico, los
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hidrocarburos son para los estados cuestión de soberanía y de su concepción depende
el régimen de propiedad de los mismos.
En efecto, el estudio del derecho que regula los hidrocarburos es un estudio de la
propiedad de los yacimientos hidrocarburíferos y de los hidrocarburos producidos y
no, como erróneamente se cree, de los modelos contractuales que utilizan los estados,
pues estos, los contratos, son simplemente meras herramientas con las que se
desarrolla y pone en práctica un régimen de propiedad adoptado. Los análisis que
parten de la descripción de los modelos contractuales adoptados por los estados
adolecerán precisamente de eso, de ser simples análisis descriptivos que dan poca
cuenta de las causas fundamentales, de las especiales circunstancias históricas y
políticas que determinaron la adopción de un determinado régimen, de la concepción
misma de Estado y de la idea de soberanía y dominio.
En consecuencia, un estudio cabal del derecho petrolero debe partir de la
identificación de esas causas; del desarrollo conceptual de ideas tales como soberanía,
propiedad y dominio. Entendidos estos conceptos y aprehendidas las circunstancias
históricas, político – económicas, será relativamente fácil entender y reconocer un
régimen de hidrocarburos adoptado por un estado determinado y compararlo con otro
u otros y reconocer los modelos contractuales que les sirven para desarrollar el
régimen adoptado, la estructura del sector y, en fin, sus elementos esenciales.
Para beneficio de los historicistas o teóricos de la historia, aquellos que consideran
toda la realidad como producto de un devenir histórico, como un proceso temporal, la
historia del petróleo es reciente, de un poco más de un siglo, con ciclos y tendencias
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definidas. El análisis de uno solo de esos ciclos servirá para identificar las intenciones
y fines de los autores de los regímenes y de las circunstancias sociales, políticas y
económicas. Comparados con otros procesos históricos que han tomado muchos
siglos en desarrollarse, el del petróleo pudiera resultar menos complejo.
Desde lo jurídico y tal vez también por su reciente aparición, el régimen de propiedad
del petróleo no tiene instituciones propias y comparte la génesis del derecho de
propiedad de las minas que hunde sus raíces en el derecho romano. De ese sistema
romano y de las instituciones coloniales españolas que nos fueron impuestas, es
menester analizar los sistemas de propiedad de accesión y su corolario, el sistema de
ocupación, el regalista, el dominial (o dominical o demanial), el de res nullius, etc..
Igualmente será necesario repasar las ideas de dominio.
De otra parte, será necesaria una vista a la evolución del concepto de soberanía desde
su concepción en los tratados de Westfalia, y su correlación con la evolución del
concepto mismo de Estado.
Este marco teórico permitirá un entendimiento comprensivo y etiológico del derecho
de los hidrocarburos y facilitará la comparación de regímenes en Latinoamérica y la
descripción y adecuación de modelos contractuales apropiados. Igualmente y
partiendo de la concepción de las ideas de soberanía, propiedad y dominio facilitará la
escogencia del régimen de hidrocarburos que mejor favorezcan a los ideales de
Estado en cuanto a su finalidad política y económica o, en fin, para analizar ex post si
los regímenes adoptados respondieron a esas finalidades de Estado.
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Habida cuenta de que la mayoría de los trabajos sobre petróleos, desde la perspectiva
de lo jurídico, se limitan a la descripción de los modelos contractuales o de la
estructura administrativa de los regímenes, considero que este trabajo de investigación
aportará mayores elementos de juicio y nuevas herramientas para alcanzar un
entendimiento sistemático de lo que ahora llaman “Derecho Petrolero” y, además
permitirá descender hacia el entendimiento de un nuevo paso en la evolución de esta
materia de estudio que a partir de fallos arbitrales internacionales se comienza a
acuñar una denominación novedosa: la Lex Petrolea.
1. La Evolución del Concepto de Soberanía
Si analizamos el concepto de soberanía a través del tiempo, notamos como este ha
venido evolucionando al igual como su concepción ha venido pasando de manos de
un ser todopoderoso hasta llegar a las membranas del pueblo.
Mauricio Fioravanti (1999) determina en su obra titulada Constitución: de la
antigüedad a nuestros días, que la idea sobre el Medioevo era una, dominada por la
presencia del Imperio y de la Iglesia quienes eran las únicas autoridades políticas
legitimas ya que emanaban de Dios. “Es una época en donde todo el poder desciende
de lo alto, a través de una cadena jerárquicamente ordenada”. (Fioravanti, M. 1999,
p.33) Aun cuando existían diversos tipos de poderes como los que ejercía el señor
feudal, estos no representaban un poder soberano sino mas bien uno limitado. El
poder soberano se excluía de las normas y provenía entonces de una fuerza superior y
autónoma.
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Sin embargo, este concepto no perduro debido a que se estaba dejando a un lado la
potestad publica lo que generó anarquía y guerra. Se migra entonces a un concepto
moderno de soberanía y quien mejor lo puede explicar es Jean Bodin en Les Six
Livres de la Republique publicados en 1576. Bodino establece que la novedad
consiste en que:
El rey no es soberano porque sea titular de los múltiples y vastos poderes, sino
porque esos poderes están dotados en el y solo e el, de un carácter particular,
el de la soberanía. Para que tal carácter esté presente es necesario que el poder
del soberano sea perpetuo y absoluto. (Fioravanti, 1999)
Posteriormente, en el Leviatán de Hobbes en 1651 se adentra mas aun en la
explicación del concepto de soberanía ya que establece que se le debe dar a un solo
sujeto los poderes soberanos irrevocables que son: el poder de dar y anular la ley, de
declarar la guerra y de firmar la paz, el poder jurisdiccional y de nombrar magistrados
y funcionarios; estos fueron los mismos poderes señalados por Bodino anteriormente.
Hobbes creía en una única Ley Fundamental en donde “los súbditos están obligados a
mantener todo poder dado al soberano, ya sea este monarca o una asamblea soberana,
sin el cual el Estado no puede subsistir.” (Fioravanti, 1999. P.78)
Fioravanti también ilustra en su obra que Hobbes concibió que los súbditos son la
base de la asociación política ya que ella nace de la originaria decisión que los
individuos toman para salir del estado de naturaleza.
En 1648 nos encontramos frente al primer acercamiento hacia el concepto de
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soberanía desde el punto de vista internacional. Con los Tratados de Paz de Westfalia1
se dio lugar al primer congreso diplomático basándose en este concepto y marca el
nacimiento del Estado Nación. En este marco se determinó que la integridad territorial
es básica para la idea de Estado y que cada uno de ellos tiene soberanía sobre su
territorio y puede determinarse como considere sin intromisión de otros Estados. Hay
una norma de no injerencia frente a los asuntos de los otros Estados.
Mas tarde, en 1762 Jean – Jacques Rousseau publicó su obra “El Contrato Social” .
En ella logró explicar que la voluntad del pueblo es “libre, incesante y periódicamente
llamada a redefinir las formas de gobierno y con ellas todo el espacio de las relaciones
políticas y sociales. “ (Fioravanti,1999. P.83). Los individuos renuncian a su libertad
y a su estado de naturaleza para cambiarla por una libertad civil y política. Rousseau
fue enfático en declarar que la presencia del poder soberano es vital para asegurar que
la ley fundamental no escapara de las manos del pueblo soberano.
A medida que se desarrolló el concepto de soberanía, se pasó luego a la idea de una
constitución para delimitar el poder y asi Thomas Jefferson declaró que:
El pueblo soberano puede y debe imponer con su poder constituyente en todas
aquellas situaciones en que sea manifiesta y declarada la condición de tiranía, la
degradación de los derechos de los individuos, pero no separada de la llamada
permanente al tradicional valor garante de la constitución inglesa. (Fioravanti,
1999. P.105)
1 Dos tratados de paz (Munster y Osnabruck) firmados en Europa donde se puso fin a la guerra de los Treinta Años (1618‐1848) en Alemania, y la de los Ochenta Años entre España y Países Bajos.
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Mas adelante viene una época en donde el Estado, y no el pueblo o la constitución, es
el soberano. “El pueblo se sustrae del poder constituyente y con él, la cualidad de
sujeto soberano originario de cuya voluntad depende la misma constitución.”
(Fioravanti, p.137)
A partir de la constitución de Weimar de 1919, se empieza a hablar nuevamente de un
poder constituyente en donde la constitución obtiene un contenido político
directamente ligado a la voluntad del pueblo soberano con un contenido democrático.
La soberanía, en consecuencia, es la facultad de los individuos o de los pueblos
ejercida directamente o de manera representativa a través del Estado, para decidir
libre y autónomamente sobre los asuntos que le conciernen a la colectividad, su
territorio, sus bienes, sus personas y sus instituciones.
Una manifestación clara de la soberanía se aprecia en el manejo y concepción de los
recursos naturales y el subsuelo de un país. En efecto, siendo uno de los activos mas
valiosos de un Estado, éste ejerce una soberanía clara, un poder total, sobre estos en el
momento de negociarlos y enajenarlos. Es por eso que esta tesis considera tan
importante el tema de la soberanía, porque solo entendiendo de quien emana y quien,
por ende, tiene la propiedad y el dominio del subsuelo y de los recursos naturales, se
entenderá cual modalidad contractual es aplicable y se comprenderá entre otros
asuntos el por qué los estados tienen derecho a recibir regalías, porcentajes de
producción y demás beneficios y tienen el derecho también de establecer la
modalidad contractual que mas les convenga, a su juicio.
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Es menester señalar que el 12 de diciembre de 1958, fue creada la Comisión de la
Soberanía Permanente sobre los Recursos Naturales dentro de las Naciones Unidas.
El 14 de diciembre de 1962, la Asamblea General de la ONU resolvió reconocer el
derecho: “de las naciones a la soberanía permanente sobre sus riquezas y recursos
naturales, (que) debe ejercerse en interés del desarrollo nacional y del bienestar del
pueblo”. (http://www.enlacejudio.com/2012/04/17/el-derecho-de-los-pueblos-a-su-soberania-sobre-
sus-recursos-naturales/ )
Los países productores ven la industria de hidrocarburos como una ayuda importante
para mejorar la economía y el empleo, obtener nuevas y mejores tecnologías, adquirir
experiencia y acceder a los mercados.
1.1 Aplicación Práctica
A continuación se analizarán casos de algunos países que, haciendo uso de su
soberanía, han tomado determinaciones en torno a sus recursos naturales y han
modificado la forma como se accede a ellos por parte del capital privado. Con esto, es
claro que el Estado soberano tiene poder y control permanente sobre sus riquezas y
puede ajustar su uso y explotación como mejor le plazca.
1.1.1 Caso OPEP
La OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) es una organización
intergubernamental, de carácter permanente, creada en la conferencia de Bagdad en
1960 por Irán, Iraq, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela. Luego se unieron a la
organización los países de Qatar, Indonesia, Libia, Emiratos Árabes Unidos, Argelia,
Nigeria, Ecuador, Angola y Gabón.
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Según la pagina de internet de la OPEP, en su sección de Resumen Histórico, el
objetivo de esta organización es coordinar y unificar políticas de petróleo entre los
países miembros con el fin de asegurar precios justos y estables para los productores
de petróleo; un abastecimiento eficiente, económico y regular de petróleo a los países
consumidores; y una ganancia justa de capital a aquellos que invierten en la industria.
La OPEP se creó en respuesta a un cambio en la perspectiva política y económica
internacional. Para mediados del siglo XX, la industria del petróleo estaba dominada
por las “Siete Hermanas” las cuales eran compañías multinacionales que controlaban
los volúmenes de producción y precios del hidrocarburo. En febrero de 1959 y Agosto
de 1960, estas impusieron reducciones unilaterales para el precio del crudo de Medio
Oriente, lo que desató la reacción de Venezuela y Arabia Saudita quienes el 9 de
septiembre de 1960, se propusieron crear la OPEP con el fin de defender a los países
productores. En 1968, fue adoptada la Declaratoria sobre Política Petrolera entre los
Países Miembros en donde se enfatizaba en el derecho inalienable de todos los países
a ejercer soberanía permanente sobre sus recursos naturales, salvaguardando los
intereses de su desarrollo nacional.
Los países miembros entonces tomaron el control sobre sus industrias petroleras y
adquirieron voz y voto en la fijación de precios del petróleo en el Mercado
internacional.
1.1.2 Caso Brasil
Los primeros descubrimientos de petróleo, ocurrieron en el año 1858, pero fue solo
hasta 1930 cuando se pudieron concretar las primeras perforaciones. En 1938 ocurrió
la nacionalización de la industria petrolera, y para 1953 fue creada la compañía estatal
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hidrocarburífera PETROBRAS S.A. Sin embargo, su función fue principalmente
refinar y distribuir, ya que Brasil debía importar el petróleo. El modelo brasilero
contó con la monopolización por parte del Estado del mercado hidrocarburifero para
que con las ganancias obtenidas, Petrobras pudiera desarrollar una industria petrolera
propia. Decidió invertir en la producción extranjera y paralelamente continuar con
actividades de exploración y explotación en Brasil.
A comienzo de 1990, se direccionó la política energética pública a bajar la
dependencia del petróleo importado y a generar energía propia. Para esta época, la
industria estaba siendo sacudida por políticas neoliberales de desregulación y
privatizaciones. En Brasil, la Enmienda Constitucional No.9 permitió el ingreso de
capitales privados a esta industria mediante la contratación de servicios. En 1997, se
creó la Agencia Nacional de Petróleo y acabó con el monopolio estatal frente a la
industria petrolera, ya que otorgaba a los concesionarios la libre disponibilidad de los
hidrocarburos. (Mansilla, 2008).
De acuerdo con Jackeline Barbosa (2012) en el 2007, Brasil dio a conocer un nuevo
descubrimiento de presal que determinaron, serían los yacimientos mas grandes del
mundo con un alto valor comercial. Por esta razón, ordenaron sacar de la ronda de
licitación para concesiones de campos, las tierras que se creyeran contenían presal y
estos luego iban a determinar el modelo contractual para estos campos. Se determinó
que los contratos serán realizados directamente por PETROBRAS por medio de
licitaciones y se le adjudicarán a quien otorgue un mayor excedente en óleo, es decir,
una mayor participación para el Estado. El coste en óleo será restituido al contratado
después de la declaración de comercialidad y según las condiciones expuestas en el
contrato. El licitante vencedor constituye un consorcio con Petrobras y la Petrosal. La
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Petrosal va a representar los intereses de la Nación en el comité operativo y Petrobras
será la operadora de todos los bloques contratados bajo el régimen de producción
compartida con una participación mínima del 30%. Los hidrocarburos extraídos son
de propiedad de la Nación y la empresa contratada se queda con una parte después de
descontar los tributos y la participación del Estado. Esto es un claro ejemplo del
ejercicio de la soberanía por parte de Brasil ya que al encontrar un mineral que
consideran son capaces de explotar, recurren a un modelo contractual distinto que
traiga mayores beneficios para la nación y ningún contratista puede objetar esta
decisión sino mas bien ajustarse a ella.
1.1.3 Caso México
Entre el siglo XVIII y XIX México percibía la inversión extranjera en la industria
petrolera como esencial para el desarrollo del país. A estos se les daban todas las
facilidades con el fin de que exploraran y explotaran los recursos naturales no
renovables.
En 1910, en plena Revolución Mexicana, las multinacionales Exxon y la Royal Dutch
predominaban en el país, en donde el 60% del petróleo mexicano estaba en manos de
compañías inglesas, y el 39% en manos de los norteamericanos. La Constitución de
1917 fue clara en señalar que el Estado tenía propiedad exclusiva sobre la tierra, el
subsuelo y las aguas en el territorio mexicano.
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En el año 1935, estas empresas trataron de impedir que se formaran sindicatos obreros,
sin embargo se creó el Sindicato Único de Trabajadores petroleros. En 1936 surgió la
Confederación de Trabajadores de México y se formuló un proyecto de contrato
general para todas las compañías y se convocó una huelga para exigir su
cumplimiento.
Para 1937, estalló la huelga en México y el país se paralizó, ya que como efecto de
esta, durante 12 días no hubo despachos de gasolina. Los trabajadores se negaron a
terminar la huelga y las compañías a su vez decían que no podían cumplir con los
requerimientos del sindicato. En la junta de Conciliación y Arbitraje se falló a favor
de los trabajadores, exigiendo a las compañías petroleras que pagaran los salarios
caídos, pero estos no acataron diciendo que se negaban a estas exigencias porque las
empresas no habían recibido suficientes utilidades y se ampararon en la Suprema
Corte de Justicia.
En 1938, la Suprema Corte de Justicia negó el amparo a las compañías petroleras y
los obligó a cumplir con las exigencias de los trabajadores. El Presidente Lázaro
Cárdenas ofreció mediar ante el sindicato para que aceptara menos dinero de lo que
estaban solicitando, pero los empresarios desconfiaron de su capacidad para intervenir
y esto logró que el Presidente decidiera expropiar la industria petrolera de manos de
las empresas multinacionales el 18 de Marzo de 1938.
El país se volteó a favor del Presidente Cárdenas y lo acompañaron en su decisión. El
pueblo sentía que la soberanía del país estaba en entredicho por culpa de las
compañías petroleras y por esto su satisfacción no pudo ser mayor. Se creó la empresa
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de Petróleos Mexicanos PEMEX, con el fin de que esta absorbiera paulatinamente las
concesiones. La expropiación fue exitosa debido a que el gobierno pudo mantener
funcionando la industria. (http://www.ejemplode.com/34-historia/1375-
expropiacion_petrolera_de_mexico.html)
1.1.4 Caso Venezuela
El primer desarrollo importante de la industria petrolera en Venezuela comenzó a
principios del siglo XX. El Presidente aprobó el Código de Minas de 1904 en donde
se le autorizaba a este otorgar y administrar las concesiones sin necesidad de la
aprobación del Congreso. Estas concesiones se firmaron básicamente con empresas y
capital extranjero ya que eran quienes contaban con el conocimiento y la experticia
para poder desarrollar la industria. Venezuela se convirtió rápidamente en el segundo
país en producción de petróleo, y el primero en exportación para 1918. Al pasar los
años, el descontento frente a las compañías petroleras fue creciendo
significativamente por parte de los ciudadanos venezolanos y aclamaban mas control
sobre sus recursos naturales. En 1943, se promulgó la ley de hidrocarburos, dándole
en efecto mayor control sobre la industria petrolera al gobierno. En 1960 se creó la
OPEP, y Venezuela fue miembro indispensable de este nuevo organismo.
Gracias a la creación de este organismo, los países productores vivieron un aumento
en el precio de su crudo que cuadriplicó las utilidades de Venezuela. Desde 1971, se
empiezan a tomar los primeros pasos hasta la nacionalización definitiva de la
industria en 1976 gracias al plan económico del presidente Carlos Andrés Pérez.
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Producto de la nacionalización, fue creada Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)
como la empresa estatal de petróleo.
Después de este momento, se puede decir que Venezuela ha vivido una serie de
altibajos en su industria, ya que, sobretodo, debido a las fallas que tuvo la OPEP y la
cuestionable administración de PDVSA no se obtuvieron los resultados esperados en
materia hidrocarburifera. Además de esto, se filtraron en el mundo las nuevas
políticas neoliberales, trayendo consigo la apertura petrolera en Venezuela. Con esta
nueva estrategia, se volvió a las viejas concesiones a través de convenios operativos y
asociaciones estratégicas para reactivar campos, producir crudo etc. En 1992, PDVSA
además contrató la tercerización de sus servicios, logrando que la industria petrolera
quedara en gran parte, en manos extranjeras.
Sin embargo, con la llegada de Hugo Chávez a la presidencia hubo un cambio en la
política petrolera Venezolana. En el año 2001, se promulgó la Ley de Hidrocarburos
en donde se prevé que toda la producción y dominio sobre el petróleo lo debe tener el
estado venezolano, exceptuando las empresas conjuntas que se dedican a la
producción de crudo extra pesado.
Bajo la nueva Ley de Hidrocarburos, los inversionistas privados pueden
poseer hasta el 49% del capital social en las empresas mixtas que participan en
las actividades iniciales. La nueva ley también establece que los inversionistas
privados pueden ser propietarios de hasta el 100% del capital social en las
empresas sobre las actividades de corrientes subterráneas, además del 100%
ya se permite a los inversores privados con respecto a las empresas de
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producción de gas, como se ha promulgado por la Asamblea Nacional.
(http://es.wikipedia.org/wiki/Historia_del_petróleo_en_Venezuela)
“La nueva legislación por un lado incrementa la regalía y por el otro equipara los
impuestos sobre la renta –tributo a la ganancia– con las restantes actividades
económicas en el país.” (http://www.scribd.com/doc/73626584/Control-Petrolero-y-
Nacionalizacion-Del-Petroleo-Antecedendes-y-Situacion-Actual )
En el año 2002 y 2003 hubo una huelga en donde se suspendió prácticamente toda la
actividad petrolera ya que con esto querían presionar al Presidente Chávez para que
dejara el poder. Sin embargo, después de la huelga el Presidente inició lo que él llamó
la “Re – nacionalización” de la industria petrolera, o “Plena Soberanía Petrolera”
tomando aun mayor control, cobrando regalías mas altas y mejorando la eficiencia de
PDVSA. (http://es.wikipedia.org/wiki/Historia_del_petróleo_en_Venezuela)
1.1.5 Caso Colombia
Aunque se analizará posteriormente con mayor detenimiento, se puede establecer que
en Colombia, el auge de la nacionalización y de la soberanía sobre los recursos
naturales y el subsuelo se sintió a través de la creación del contrato de asociación, ya
que en 1969 ECOPETROL se convirtió en el fideicomisario del subsuelo y desde ahí
obtuvo un mayor control sobre los hidrocarburos y mayor participación en la renta.
Como huella de la corriente del nacionalismo ocurrido en Latinoamérica está el
contrato de Asociación en Colombia, ya que este fue inspirado por la expropiación de
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la industria petrolera en México en 1938 y la creación de PDVSA en Venezuela para
1943. (Segovia, 2011).
1.1.6 Caso Países Árabes
Gracias al documental que realizó The History Channel, titulado “La Epopeya del Oro
Negro” se puede establecer que el petróleo en los países árabes fue descubierto desde
los inicios del siglo XX por las grandes industrias petroleras que salieron a la
conquista de nuevos yacimientos hidrocarburiferos en el exterior y donde se
encontraron con áreas mas fáciles de explotar y de mayores cantidades que las que
tenían. Los jeques árabes en su momento no tenían clara la industria y por esto dieron
concesiones sobre toda la exploración, explotación, refinación, transporte y
producción, con retornos irrisorios en forma de regalías e impuestos.
Después de la segunda Guerra Mundial, los países desarrollados intensificaron la
búsqueda de nuevos yacimientos, convencidos de que si se controlaba el Medio
Oriente obtendrían una fuente prodigiosa de poder político y económico.
Sin embargo, los empresarios petroleros incitarían revueltas políticas en estos sectores
ya que a partir de 1950 se empieza a propagar el sentido nacionalista de poblaciones
recién liberadas de los colonizadores y se desarrolla el nacionalismo árabe. Esta ola
permitió el surgimiento de la conciencia pro-nacionalista del petróleo y los árabes
además se dieron cuenta que fueron engañados con las concesiones firmadas entre la
primera y segunda guerra mundial.
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Irán
En 1951 Irán se reveló contra la Anglo Iranian Oil que había convertido el país en una
colonia petrolera a principios del siglo XX. En Marzo de ese año, en vista de que la
Anglo Iranian no reconoció las exigencias de los trabajadores de las petroleras, estos
iniciaron una huelga que se extendió por todo el país. En ese periodo de disturbios y
confrontando la inflexibilidad de las grandes, el gobierno conservador de ese
momento renunció y el nuevo gobierno sometió al parlamento una ley que
nacionalizaba a la Anglo Iranian Oil con el fin de garantizar la paz en el mundo y la
felicidad del pueblo Iraní.
Esta decisión fue respaldada por Rusia y por la población Iraní y gracias a esto, el
nuevo gobierno no quiso reconsiderar su decisión, pese a las solicitudes por parte del
Reino Unido y Estados Unidos. Contra Irán se emprendió un embargo internacional
en donde no se permitió la exportación de petróleo de ese país. Esto llevó a Irán a una
crisis económica y un cambio en el gobierno por un golpe de Estado. En este
momento, Estados Unidos logró entrar al país y reorganizar al sector petrolero. En
diciembre de 1953 se creó un consorcio nuevamente controlado por compañías Anglo
Estadounidenses y una compañía francesa.
Egipto
Mas que un importante productor de petróleo, Egipto tenía control sobre el canal de
Suez, utilizado para enviar el petróleo a Europa. Impregnado por el sentimiento
nacionalista, el gobierno de este país decidió nacionalizar el Canal de Suez que había
sido dominado por ingleses y estadounidenses. Los ingleses y franceses intentaron
recuperarlo por medio del ataque militar pero fue una derrota política ya que Estados
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Unidos los obligó a retirarse porque querían demostrar que tenían el control ya que
cursaba la Guerra Fría.
Esto labró el camino para otras nacionalizaciones petroleras en los cincuenta y sesenta
en países como Siria, Egipto y Argelia antes de que ocurrieran las grandes
nacionalizaciones de los setenta en el Golfo Pérsico y África del Norte.
Argelia
Luego de una larga lucha por su independencia en 1962, Argelia venía con un
sentimiento revolucionario y nacionalista muy importante. En 1960 Francia y Argelia
lograron un acuerdo con respecto a la industria petrolera. A pesar de esto, las
relaciones fueron empeorando y Argelia creó una compañía Nacional aunque no
pudieron controlar los hidrocarburos por si solos.
En 1965, se dio un golpe de Estado y se amenazó con la nacionalización de las
industrias francesas. Para 1971 se habían roto las conversaciones con representantes
franceses y Argelia se atrevió a imponer una decisión nacional y soberana. El
gobierno anunció que se expropiaba a partir de ese momento el 51% de los activos de
las compañías petroleras francesas ubicadas en su país.
Libia
Cuando Muammar Gaddafi tomó el poder en Libia, este creó la compañía petrolera
nacional y firmó un acuerdo con Rusia en donde le garantizaba su apoyo. Los
petroleros estadounidenses estaban preocupados porque sabían que este dirigente no
vacilaría en quitarles las concesiones y convocó a las compañías para determinar el
26
precio del crudo. Gaddafi logró por medio del Acuerdo de Trípoli en 1971 poner fin a
la crisis y aumentó en un 30% el precio del barril de petróleo.
Iraq
La Iraq Petroleum que fue fundada 50 años atrás estaba en decadencia. En 1972
Saddam Hussein nacionalizó la empresa y así los magnates petroleros tuvieron que
irse del país y fueron reemplazados por técnicos soviéticos con quienes se había
firmado un acuerdo de cooperación recobrando la soberanía sobre sus recursos
naturales y el subsuelo iraquí. (http://www.youtube.com/watch?v=ZjqF6QeZWu8 )
2. Regímenes de Propiedad
El régimen de propiedad varía en cada país y dependiendo del sistema que aplique
cada legislación serán mayores o menores los derechos reconocidos a los particulares
sobre los hidrocarburos, y será también diferente la naturaleza de tales derechos, y
será distinta la intervención del Estado en la explotación y administración de la
riqueza y podrá velar con mayor o menor eficacia por el cumplimiento de la función
social de la propiedad hidrocarburifera. (Zuñiga, 2005).
El estudio del dominio y la propiedad del recurso hidrocarburifero es tomada de la
propiedad minera, siendo esta mas desarrollada en el tiempo.
27
2.1 Régimen de Accesión
Es el sistema mas antiguo que explica y regula la propiedad de los lugares donde se
encuentran los minerales e hidrocarburos. En este régimen, la propiedad de los
hidrocarburos los tiene el dueño del terreno superficial en que estas se encuentren ya
que se dice que este adquiere la tenencia de todo lo que con la tierra se vincula, como
lo son sus frutos y, asimismo, de lo que se encuentre por debajo de la tierra. Este
sistema sigue el principio donde lo accesorio sigue la suerte de lo principal que se
expresa en el aforismo de cujus est solum, ejus est usque ad coelum ad infernos.
Desde un punto de vista jurídico, cuando se habla de accesión, no se puede aludir a un
derecho de propiedad que crea nuevas propiedades, sino sencillamente de un atributo
del derecho de propiedad, cuyo dominio se manifiesta en la accesión. (Rondon, 2008.
P.22-23) Pocos países aun aplican este régimen, como Estado Unidos y Canadá.
2.1.1 EEUU
En los Estados Unidos, la propiedad privada sobre los hidrocarburos es la regla
general. En principio se seguía la regla de lo accesorio sigue la suerte de lo principal,
pero siendo el petróleo y el gas recursos fugaces, que se mueven de un lado para el
otro y además fungibles, es difícil determinar de donde ha sido extraído y por esto
este principio resultaría en una traba para la industria por el miedo a la
responsabilidad que surgiría de perforar en tierras vecinas.
Entonces fue desarrollada la regla de la conveniencia, llamada así por el Profesor
Kuntz en donde determina que la regla se desarrollaba en el reconocimiento de las
28
cortes de las necesidades de la sociedad al recurso energético, y no la lógica de
anteriores precedentes. Lo que determina esta norma es que será dueño del petróleo y
el gas perforado en su tierra, así se pueda demostrar que esos recursos se trasladaron
de tierras vecinas. Esta regla fue entonces desarrollada con el fin de incentivar el
desarrollo de la industria hidrocarburifera para el beneficio de la sociedad.
De acuerdo con John Lowe (2003. P.29 – 31) ha habido varias teorías aplicadas por
los jueces en cuanto a la propiedad del hidrocarburo. Algunos han establecido la
teoría del “non-ownership” en donde solo cuando el petróleo este en el pozo es
propiedad del dueño de la tierra (aplicada por California, Louisiana, Wyoming,
Oklahoma). La teoría del “ownership in place” aplicada por Colorado, Texas, Kansas,
entre otros, dicen que como los hidrocarburos son parte de la tierra, son de su
propiedad desde el inicio a menos que el recurso migre hacia otro territorio antes de
ser extraído.
Ya sumergiéndonos en la modalidad contractual como tal, en Estados Unidos se
maneja un contrato llamado “Lease”. Este es el documento legal del desarrollo del
“oil and gas” . Quien adquiere el lease busca conseguir un derecho a desarrollar el
campo por un tiempo acordado sin ninguna obligación a explorar o explotar
efectivamente la tierra. Si se obtiene producción el contratante tiene el derecho a
mantener el lease por el tiempo en que la producción sea económicamente rentable.
Este contrato se puede ver como un contrato sui generis en los Estados Unidos ya que
tiene una naturaleza distinta a cualquier otro tipo de contrato. Es tanto un contrato que
traspasa derechos de propiedad y crea derechos que son difícil de clasificar. El
contratante es una compañía de petróleo y quien transfiere el derecho a los
29
hidrocarburos es el propietario de estos. El contratante adquiere el derecho a usar la
tierra y a obtener substancias de valor de esta, sus derechos no están limitados a un
tiempo especifico en años y los derechos a usar la tierra no son exclusivos sino que
deben ser compartidos con el propietario del suelo. (Lowe, 2003. P.169-175)
2.2. Régimen de Ocupación
El régimen de la ocupación considera que los hidrocarburos no pertenecen al dueño
de la tierra ni al Estado sino que carecen de dueño originario. La propiedad entonces
se le atribuye al primer ocupante, es decir a quien la descubra y trabaje.
La ocupación no tiene aplicación en las legislaciones contemporáneas.
2.3 Régimen Regalista
Este régimen le atribuye la propiedad de los recursos hidrocarburiferos al Estado. Al
Estado entonces le pertenecen bajo un dominio eminente que emerge de su soberanía
en donde es propietario de todo lo que esté en su territorio.
A Latinoamérica le llegó el sistema Regalista a través de la legislación española cuyo
antecedente más remoto se encuentra en la Ley de las Doce Partidas de Alfonso X el
Sabio, según la cual, las minas pertenecen al Rey y los particulares solo podían
explotarlas con una licencia que debía ser otorgada por el propio monarca. En el
régimen regalista puro, el dominio de la Corona sobre las minas implicaba también el
derecho de concederlas a sus súbditos mediante una regalía o participación. (Rondon,
2008. P25)
30
En este sistema, el Estado debe adjudicarle en concesión a un tercero. Basta con que
el solicitante cumpla con los requisitos legales para que el Estado esté obligado a
otorgar la concesión.
El Estado puede regular el destino de las minas o explotarlas directamente realizando
actividad empresarial; el Estado se reserva las facultades de control, vigilancia y
fiscalización de las actividades mineras con el objeto que la explotación se realice de
acuerdo al ordenamiento legal; y el Estado puede imponer tributos sobre los
productos minerales extraídos y percibir una renta (regalía). (Gutierrez, 2010)
En este sistema se contemplan dos propiedades perfectamente delimitadas: la
propiedad del suelo y la propiedad del subsuelo. La propiedad del subsuelo no sale
nunca de las manos del Estado, y una vez se cumplan con los requisitos legales los
ciudadanos obtienen concesiones que no les pueden ser negadas. El Estado a su vez
tiene una participación sobre el producto de la explotación de la riqueza. El Estado
además tiene la obligación de vigilar y controlar la explotación que ha otorgado a los
particulares.
2.3.1 Régimen Dominial
Este régimen le atribuye al Estado el dominio patrimonial, absoluto, exclusivo e
inalienable de las riquezas hidrocarburiferas. Es un dominio pleno para el Estado y así
puede reservarse para el mismo la explotación de recursos o explotarlos por medio de
terceros a través de concesiones. (Zuñiga, 2005)
31
Según Rondon (2008) el Estado puede entonces explotar por si mismo esta riqueza o
hacerlo por medio de terceros; puede reservar la explotación y otorgarla
facultativamente. La cesión que otorgue a un tercero solo recae sobre la explotación,
sin que en ningún momento implique la de la propiedad.
“El sistema dominial otorga al Estado la propiedad patrimonial de las minas, esto es,
el derecho de usar, gozar y disponer de ellas dentro de las limitaciones que las normas
jurídicas establecen. Este sistema que mejor armoniza con las nuevas tendencias del
derecho minero ha sido recepcionado por la mayoría de la legislación moderna.”
(Gutierrez, 2010. P.44 )
“El mayor desarrollo de este sistema se produjo en la época post-bélica, en la cual la
actividad legislativa de todos los estados estuvo dirigida no solo a asegurarle los
yacimientos minerales, sino que también establecía la necesidad de un racional
aprovechamiento de estos bienes. La tendencia es la de la dominializacion y
nacionalización de las riquezas del subsuelo y predomina la intervención contante del
Estado en la industria extractiva.” (Rondon, 2008, p.30)
Es importante anotar que en este régimen el producto de la explotación nunca pasa a
ser propiedad del contratista, sino siempre del Estado.
2.4 Régimen de Res Nullius
Este régimen considera que los recursos hidrocarburiferos no le pertenecen a nadie, ni
siquiera al Estado, pero que pueden ser luego adquiridos por obra del descubrimiento
32
por medio de una concesión que el Estado otorga a la persona que ofrezca mayores
garantías y así suponga un beneficio para la comunidad.
En este régimen, quien descubre no tiene una preferencia exclusiva para obtener el
dominio. (Zuñiga, 2005)
Gutierrez (2010) establece que:
Reconoce al Estado la facultad de fiscalizar la explotación y percibir un
tributo; asimismo reconoce al propietario de la superficie el derecho a una
indemnización que compense el perjuicio generado por el nuevo estado de
cosas. Las minas antes de ser concesionadas virtualmente son dominio de
todos y factualmente de nadie; en primer lugar, toda persona tiene derecho a
pedir la concesión y obtenerla; y en segundo término, nadie puede disponer y
gozar de una mina antes de la concesión. No se instituye una propiedad
privada, es nada más que una delegación del dominio que antes perteneció al
Estado.(p. 45 )
Este sistema no permite que el Estado sea dueño de los recursos hidrocarburiferos, y
por ende no puede el mismo explotarlos.
El sistema de res nullius aunque parte del mismo principio que el sistema de
ocupación se diferencia de este ultimo en la participación que da al Estado en el
otorgamiento de la concesión, a una persona que no va a ser necesariamente el
descubridor, y en la vigilancia de las minas.
33
Actualmente, el sistema de res nullius goza de muy poca acogida en la doctrina y en
las legislaciones modernas.
3. Sistemas de Dominio
Una vez establecido el régimen de propiedad, si se logra señalar bajo qué tipo de
dominio se conciben los recursos naturales no renovables de una nación, se podrá
tener claridad sobre qué tipo de contrato es el que efectivamente aplican ajustándose a
sus necesidades constitucionales. Una clasificación de dominio se da entre dominio
absoluto y dominio restringido; o dominio directo y dominio eminente.
3.1.1 Dominio Absoluto: Rondon (2008) establece que este dominio:
determina que el Estado al mismo tiempo que concede la explotación de las minas a
particulares, puede disponer de ellas como dueño, ya sea enajenándolas, ya
explotándolas directamente, ya dándolas en arrendamiento. Es decir, el dominio
absoluto presupone la total disponibilidad del Estado sobre los minerales que se
encuentren en su territorio, que ante la riqueza del subsuelo, el Estado no tiene límite
preciso, aunque nunca puede perder de vista la finalidad de su misión que es el bien
de la colectividad (p.26)
3.1.2 Dominio Restringido: En este tipo de dominio, el Estado si bien es propietario
de las minas, su derecho no alcanza hasta el poder de explotarlas, enajenarlas o
administrarlas sino que ha de hacerlo en la forma y bajo las condiciones que le
determine la Ley que rija la materia del subsuelo. El Estado entonces solo interviene
en el ejercicio de la propiedad minera, a titulo de soberano, bien sea para distribuir las
34
minas entre los particulares: bien para cobrar impuestos sobre sus productos o, bien
para participar de sus beneficios en la formación del tesoro colectivo de la nación.
(Rondon, 2008).
3.2.1. Dominio Eminente: el derecho que tiene el Estado, en su condición de persona
jurídica, para ejercer soberanía sobre su territorio y sobre los bienes en el contenido.
(Herrera, 2003 citando al Profesor Hariou) Es una potestad general del Estado sobre
los recursos naturales no renovables. Es la abstracta manifestación de la soberanía, en
virtud del cual el Estado está en capacidad de someter a las normas que dicte, no solo
los bienes de dominio publico o privado, sino también a las personas en cuanto
sujetos de derecho a los cuales puede imponerles obligaciones o cargas en un
momento determinado. El dominio eminente es el imperio del Estado y su facultad de
legislar, atribuir facultades potestativas y ordenarlas y prohibirlas y hacer que se
cumplan. Este derecho máximo solo lo puede ostentar el Estado y es intransmisible e
imprescriptible.
El concepto de dominio eminente fue definido en la obra de Derecho Internacional de
Andrés Bello como “la facultad de disponer (el soberano) de cualquier cosa contenida
en el Estado”.
Propiedad estatal se refiere de manera general al subsuelo y a los recursos naturales
no renovables, establecidos en el artículo 332 de la constitución, a los componentes
del territorio, establecido en el artículo 102, que comprende el suelo, el subsuelo, el
mar territorial, la zona contigua, la plataforma continental, la zona económica
exclusiva, el espacio aéreo, el segmento de la órbita geoestacionaria y el espectro
35
electromagnético y el espacio donde actúa. Además los bienes que posee como
propiedad privada en iguales condiciones que los particulares que constituyen los
bienes de uso fiscal definidos en el artículo 674 del Código Civil como ¨los bienes de
la unión cuyo uso no pertenece generalmente a los habitantes¨. (Herrera, 2003, p.70)
3.2.2 Dominio directo: El Estado tiene dominio absoluto, imprescriptible, exclusivo
e inalienable sobre sus recursos naturales no renovables. Implica otorgar al particular
una concesión del tipo administrativo, temporal, revocable, otorgada por vía de la
autoridad administrativa y esencialmente precaria y discrecional. (Zuñiga, 2005, p.20-
24) . A su vez esto determina la posibilidad de la explotación directa por parte del
Estado y es el dominio existente en el régimen dominial ya que el control por parte
del Estado será mayor.
4. Identificación de Sistemas Latinoamericanos
4.1. Colombia, Brasil, Perú, Costa Rica y Argentina.
Sin dejar de advertir que cada país cuenta con un sistema único y singularizado, es
posible dividir los modelos latinoamericanos en dos grandes grupos, básicamente
distinguiendo si manejan un modelo regalista con sistema de dominio eminente o un
modelo dominial con dominio directo. La siguiente descripción es tomada del libro
titulado “Contratos de Exploración y Explotación de hidrocarburos: América Latina
2010” de OLADE.
36
Del primer grupo hacen parte países como Colombia, Brasil, Perú, Costa Rica y
Argentina. A continuación, se hará un breve análisis del sistema de cada cual, para
luego integrar sus puntos en común de mayor relevancia. Se analizarán los tipos de
contratos utilizados, para luego señalar en cada grupo que sistema de propiedad y
sistema de dominio se aplica a cada caso.
4.1.1. Colombia
En Colombia coexisten diversos tipos de contratos entre los que podemos señalar el
contrato de concesión antigua, los contratos de asociación, contratos de riesgo
compartido, contrato de servicios, y ahora los contratos de Exploración y Explotación
con la ANH. El contrato que se explicará será el de E&P.
a. Propiedad – el Estado es propietario del subsuelo y de los recursos naturales
no renovables. Luego de que los hidrocarburos producidos sean extraídos, se
determinan los volúmenes de regalías y derechos de la ANH así como lo que
le corresponde al contratista. Después de esto, el contratista tiene la libertad
para disponer de los hidrocarburos remanentes. El pago de regalías puede ser
en dinero o en especie y si es en dinero, entonces el contratista puede disponer
también de esta parte de la producción. En el caso de que el contratista deba
venderle al mercado interno, su precio se rige por el mercado internacional.
b. Costos y riesgos – El contratista asume los costos y riesgos que sean
requeridos para las inversiones en exploración comprometidas en su oferta.
37
c. Duración y vigencia – El periodo de exploración tiene una duración de seis
años a partir de la firma del contrato y se divide en 3 fases; una de duración de
6 meses considerada la fase 0, y las fases 1 y 2 cuyas actividades se
determinan en cada contrato. Además se puede solicitar una prórroga de 6
meses para este periodo. El periodo de producción por su parte, tiene una
duración de 24 años a partir de la fecha en que se realiza la declaración de
comercialidad que son prorrogables si así lo solicita el contratista, por
periodos sucesivos de hasta 10 años, y hasta el límite económico del Campo
Comercial siempre y cuando se cumpla con las condiciones establecidas en los
contratos.
d. Sistema de Recaudo– El contrato determina que al Estado le pertenecen un
porcentaje de la producción definido como regalías, mas otros derechos que
recauda la ANH y entran a su presupuesto como el Derecho por el uso del
subsuelo, el derecho por precios altos, y el derecho a un porcentaje de
producción adicional , que se calcula sobre la producción en boca de pozo sin
asumir gastos e inversiones, por lo que constituye para el operador un gasto de
producción adicional.
4.1.2. Brasil
La encargada de las rondas de negociación y contratación para el tema de
hidrocarburos en Brasil desde 1997 es la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural
y Biocombustibles (ANP).
38
En este modelo de contratación se realizan rondas de licitación donde los interesados
en los bloques hacen propuestas y el vencedor celebra con la ANP los Contratos de
Concesión para la Exploración, Desarrollo y Producción de petróleo y gas natural en
el bloque exploratorio.
a. Propiedad – Los recursos naturales no renovables le pertenecen al Estado. El
concesionario recibe la propiedad del petróleo efectivamente producido en el
punto de medición de la producción. Hay libre disponibilidad de volúmenes de
petróleo y gas por parte del concesionario. Sin embargo, frente a una
emergencia nacional, la ANP puede solicitarle que primero atienda las
necesidades del mercado interno.
b. Costos y Riesgos – El concesionario asume de carácter exclusivo los riesgos y
costos que se generen por la exploración y explotación. Si no hay
descubrimiento efectivo o este no alcanza a cubrir los costos, no hay derecho a
ningún pago o retribución.
c. Vigencia y Duración – La duración del contrato es de 27 años a partir de la
declaratoria de comercialidad del campo. Esta declaratoria puede ser
postergada si el concesionario demuestra que debe crear nuevos mercados;
construir líneas de transporte; y que las características químicas del gas o
petróleo obligan a un mayor trabajo de exploración para hacerlas
económicamente viables. El contrato está dividido en Fase de Exploración y
Fase de Producción.
39
d. Sistema tributario – El Estado, por medio de la ANP, solicita diversos
derechos como son:
Bono – el oferente vencedor debe pagar el monto de dinero ofrecido
para obtener la concesión.
Regalías – El 10% de la producción se debe pagar por este concepto,
monto que puede disminuirse hasta un 5%.
Participación Especial - Se aplica cuando hay gran volumen de
producción y/o elevada rentabilidad del campo.
Pagos – Durante las fases de exploración y producción definidos en
cada contrato.
Pagos a los propietarios de la tierra – Equivale al 1% de la producción
de petróleo y gas natural.
4.1.3. Perú
En el Perú existen diversas modalidades de contratos y el encargado de contratar a
nombre del Estado es la Empresa Estatal de Derecho Privado del Sector Energía y
Minas PERUPETRO S.A. La ley permite que las actividades de exploración y
explotación de Hidrocarburos se realicen bajo la forma de contratos de licencia así
como de contratos de servicios u otras modalidades de contratación autorizadas por el
Ministerio de Energía y Minas, que se rigen por el derecho privado y que una vez
aprobados y suscritos, solo pueden ser modificados por acuerdo escrito entre las
partes, aprobadas por Decreto Supremo.
40
a. Propiedad – Los hidrocarburos in situ le pertenecen al Estado. Sin embargo,
una vez extraídos, esta propiedad se transfiere por medio de PERUPETRO al
contratista en la fecha de suscripción de acuerdo a lo que determine el contrato,
y el contratista debe pagarle al Estado unas regalías en efectivo en las
condiciones y oportunidad establecidas en el contrato. En caso de emergencia
nacional declarada por ley, cuando deba venderle hidrocarburos al Estado, esta
venta se efectuará a precios internacionales de acuerdo a mecanismos de
valorización y de pago que se establezcan en cada contrato.
b. Costos y Riesgos – El contratista es quien proporciona y será responsable de
todos los recursos técnicos y económico financieros que se requieran para la
ejecución de las operaciones, además de la obligación de cumplir con un
mínimo de inversiones según las Unidades de Trabajo Exploratorio definidas
en cada uno de los contratos, y luego de realizado el Descubrimiento
Comercial debe elaborar un Plan Inicial de Desarrollo aprobado por
PERUPETRO.
c. Duración y vigencia – El contrato de petróleo tiene una vigencia de 30 años,
de los cuales 7 corresponden a la etapa de exploración y el remanente a la
etapa de explotación. Por su parte, el contrato de gas natural tiene una vigencia
de 40 años. Al finalizar los 7 años se da la Declaración del Descubrimiento
Comercial, que puede ser postergada (hasta 5 años en el caso de petróleo y 10
años en el caso del gas natural) si el contratista demuestra que los volúmenes
41
de hidrocarburos descubiertos son insuficientes para justificar la construcción
del ducto principal, que el conjunto de descubrimientos en áreas contiguas
mas las del contratista es insuficiente para justificar económicamente la
construcción de un ducto principal y que el contratista demuestre sobre una
base económica, que los hidrocarburos descubiertos no pueden ser
transportados desde el área de contrato a un lugar para su comercialización por
ningún medio de transporte.
d. Sistema Tributario – la legislación de Perú establece el cobro de regalías como
el de impuesto a la renta.
Las regalías y participaciones en el upstream del sector petrolero y gasífero
pueden ser determinadas según dos metodologías a elección del contratista.
Estas dos metodologías son la Escala de Producción o Resultado Económico y
la elección se da al momento de realizar una declaración de descubrimiento
comercial y depende de los estimados de inversión y costos que pueda realizar
en el área de contrato ya que después de este momento, no podrá modificar la
metodología.
Escala de Producción: establece distintas alícuotas en función a la producción
del lote. El límite inferior es de 5% y el superior de 20% sobre la producción
fiscalizada por día calendario. El escalamiento de la regalía es en función al
nivel de producción, por tanto a mayor nivel de producción hay un mayor
beneficio por parte del operador del lote y por ende debe pagar un porcentaje
42
mayor por regalías. Además de esto, al momento de la licitación, el contratista
puede haber ofrecido un monto adicional por regalías.
Resultado Económico: esta se compone de una regalía fija equivalente al 5%
mas un porcentaje adicional que se ofrece en el proceso de licitación, además
de una regalía variable. La regalía variable dependerá de los ingresos y
egresos del periodo anual anterior al momento en el cual se hace el cálculo y
el rango está entre el 0 y el 20%. Los ingresos acumulados resultan de la
valorización de la producción fiscalizada que le corresponde al contratista en
boca de pozo y los egresos incluyen inversiones y gastos incurridos hasta el
periodo que se realiza el cálculo exceptuando inversiones y gastos en ductos,
impuesto a la renta, depreciación y amortización, gastos financieros en general,
montos que se paguen por incumplimiento de contrato y otras inversiones no
relacionados con las operaciones del contrato.
Impuesto a la renta – se aplica sobre la utilidad de la operación con una
alícuota del 20%. El Estado le garantiza al contratista una estabilidad tributaria
por lo que queda sujeto únicamente al régimen tributario vigente a la fecha de
suscripción del contrato.
Las empresas además tendrán derecho a la devolución definitiva del impuesto
general a las ventas e impuesto de promoción municipal que paguen para la
ejecución de las actividades directamente vinculadas a la exploración durante
la fase de exploración de los contratos y para la ejecución de los convenios de
evaluación técnica.
43
4.1.4. Costa Rica
En la actualidad, no existe actividad petrolera en Costa Rica, sin embargo existe una
ley que lo regula.
a) Propiedad – el recurso natural es de propiedad del Estado, y la producción de
hidrocarburos debe abastecer el mercado interno prioritariamente pero si
quedan saldos positivos el contratista es el titular de estos para poder
exportarlos. El precio de compra de crudo por parte del Estado no puede ser
mayor que el existente en el mercado internacional.
b) Costos y riesgos – los costos y riesgos exploratorios son asumidos por el
contratista, y se pueden establecer además emprendimientos mixtos con la
empresa refinadora del Estado Costarricense RECOPE, pero cuyo tratamiento
es como cualquier operador de campo.
c) Vigencia y duración – El periodo de exploración será de 3 años, prorrogables
por 3 años mas, y el de explotación será de 20 años. Si no fueron utilizados
algunos de los años para exploración, estos se sumarán al de explotación. El
término máximo de contratación será de 26 años sin prórroga.
44
d) Sistema tributario – Costa Rica exige pago de regalías, por medio de un
sistema progresivo en función a la producción diaria que va del 1% al 15%.
Quedan exentos de regalías el gas estrictamente necesario para la extracción
del petróleo crudo, el gas que se confine al yacimiento de acuerdo con la
técnica, y los gases que se destinen al consumo interno dentro del área de
explotación.
Además, debe haber un pago de impuesto sobre la renta del contratista
equivalente al 30% en donde los montos pagados por regalías se consideran
gastos deducibles. A su vez, la remisión de utilidades al exterior, por parte de
las sociedades de capital está gravada con un impuesto del 15% sobre el total
remesado.
4.1.5. Argentina
Los propietarios de los recursos hidrocarburiferos ‘onshore’ de Argentina son los
gobiernos provinciales. Es por esto, que ellos son los encargados de administrar los
contratos de exploración y explotación de la República Argentina, llevando la forma
de licitaciones.
a. Costos y riesgos – todos los costos de operación y de capital así como los
riesgos inherentes a la actividad exploratoria son de exclusividad del operador
del campo. Sin embargo, el riesgo puede variar ya que el contratista puede
modificar los plazos y el sistema tributario con las provincias.
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b. Propiedad – los contratos que existen actualmente en Argentina son contratos
de regalías e impuestos. Siendo así, el operador puede disponer libremente de
la producción siempre y cuando el abastecimiento del mercado interno este
garantizado.
c. Duración y Vigencia – en la actualidad, luego de la decisión de que las
provincias administren los contratos (2006) los contratos están siendo
renegociados y en esta negociación se han ampliado los plazos de concesión
que en principio tenían vigencia de 15 años.
d. Sistema Tributario – en la República de Argentina se maneja el cobro de
regalías, impuestos y derechos de exportación.
Regalías: se establece una regalía del 12% sobre el valor bruto de producción
pero en algunas provincias este porcentaje se incrementó en 5%.
Impuestos: existe un impuesto sobre las ganancias del 25%, además de
impuesto a los sellos del 0.5%, el impuesto sobre créditos y débitos bancarios
de 1.2%, el impuesto sobre los bienes personales de 1.25%, y para las ventas
del mercado interno el impuesto al valor agregado con una tasa del 21%.
Derechos de exportación: el alícuota de este derecho se determina deduciendo
el precio internacional del valor de corte que viene siendo 42 dólares por barril
y el valor de referencia es de 60.9 dólares por barril. Cuando el precio
internacional es menor al de referencia se aplica el 45% y en caso de que sea
menor a 45 dólares se determina el porcentaje en 90 días hábiles.
46
4.1.6. Similitudes
Como se puede observar, estos países tienen en común un sistema regalista. En él lo
importante para destacar es que una vez se extraiga el hidrocarburo y se descuente la
parte que corresponde a regalías, la titularidad sobre estos recursos la tendrá el
contratista y podrá disponer de ellos. A su vez, en todos estos casos existe un sistema
de dominio eminente ya que el Estado siempre tiene la titularidad sobre los bienes en
cuestión pero lo que hace es recibir determinados y participaciones. El dominio es
además restringido porque la explotación y administración no es hecha por si mismo
sino que se hace bajo las normas que se establezcan sobre el uso del subsuelo.
El otro punto de convergencia se refiere a la responsabilidad frente a costos y riesgos.
En este sistema, el contratista es el único responsable de todos los gastos e inversiones
que sean requeridos para la explotación del campo petrolero y deberá cumplir con los
pagos a los que se comprometió al ser el vencedor de una licitación.
4.2. Venezuela, México, Ecuador, Bolivia
4.2.1. Venezuela
Dependiendo del tipo de hidrocarburo, existirán 2 contratos en Venezuela. Si el
hidrocarburo es gaseoso se establecen licencias para la exploración y explotación de
gas no asociado. Si el hidrocarburo es liquido, la ley establece que la explotación se
realiza mediante la firma de contratos de empresas mixtas.
a. Propiedad – Como ya se estableció en el punto anterior, el Ejecutivo, mediante
decreto, podrá transferir a las empresas operadoras, el derecho al ejercicio de
las actividades de exploración y explotación como también derechos sobre
47
bienes muebles e inmuebles requeridos para el eficiente ejercicio de tales
actividades. Estos derechos podrán ser revocados cuando las operadoras no
den cumplimiento a sus obligaciones, de tal manera que impida lograr el
objeto para el cual dichos derechos fueron transferidos. Sin embargo, es claro
que la propiedad sobre los hidrocarburos es del Estado.
b. Costos y Riesgos – En Venezuela, las actividades de explotación y
exploración las realizara el Estado, ya sea directamente por el Ejecutivo
Nacional o mediante empresas de su exclusiva propiedad. También puede
hacerlo mediante empresas donde tenga control de sus decisiones por
mantener una participación mayor al 50% que se determinan como empresas
mixtas. El ejecutivo puede transferir a las empresas operadores (las empresas
mixtas) el derecho al ejercicio de la explotación y exploración, como también
transferirle titularidad sobre bienes muebles e inmuebles del dominio privado
de la República, requeridos para el eficiente ejercicio de tales actividades.
Se seleccionan a las empresas operadoras ya sea por licitación o por
escogencia directa si es por razones de interés público o circunstancias
especiales.
La ley Orgánica de Hidrocarburos establece en su artículo 35 que “La
República no garantiza la existencia de las sustancias, ni se obliga al
saneamiento. La realización de las actividades se efectuará a todo riesgo de
quienes las realicen en lo que se refiere a la existencia de dichas sustancias.
Tales circunstancias en todo caso, deberán hacerse constar en el instrumento
mediante el cual se otorgue el derecho a realizar las actividades y para el caso
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de no constar expresamente, se tendrán como incorporadas en el texto del
mismo”.
c. Duración – Los contratos con empresas mixtas tienen una duración de 25 años
prorrogables hasta 15 años adicionales. Las licencias para la explotación y
exploración de gases líquidos no asociados tienen una duración de 35 años,
con prórrogas de máximo 30 años adicionales. Las prórrogas solo podrán
solicitarse desde la mitad del periodo en el cual se otorgó la licencia y antes de
los 5 años de su vencimiento. El periodo de exploración para estas licencias es
de 5 años máximo.
d. Sistema tributario – Las regalías que debe pagar la empresa son del 30%, y se
pueden disminuir hasta un 20% siempre y cuando se demuestre que su
explotación económica es inviable. En las licencias de explotación de
hidrocarburos gaseosos se debe pagar una regalía del 20% sobre el valor bruto
de producción.
En cuanto a los impuestos, se deben pagar los siguientes:
i). impuesto superficial: se determina por la extensión de superficie otorgada
que no estuviere en explotación. Este impuesto incrementa un 2% anualmente
durante los primeros 5 años y un 5% durante los años subsiguientes.
ii). impuesto de consumo propio: un 10% del valor de cada metro cúbico de
productos derivados de los hidrocarburos producidos y consumidos como
49
combustible en operaciones propias, calculados sobre el precio al que se venda
al consumidor final.
iii). Impuesto de consumo general: por cada litro de producto derivado de los
hidrocarburos que sea vendido en el mercado interno, entre el 30% y 50% del
precio pagado por el consumidor final, cuya alícuota será fijada anualmente en
la ley de presupuesto. Este impuesto, a ser pagado por el consumidor final,
será retenido en la fuente de suministro para ser entregado mensualmente al
fisco nacional. El ejecutivo podrá exonerar total o parcialmente por el tiempo
que determine este impuesto a fin de incentivar determinadas actividades de
interés público o general.
iv). Impuesto de extracción: un tercio del valor de todos los hidrocarburos
líquidos extraídos de cualquier yacimiento. Este impuesto será pagado
mensualmente junto con la regalía por la empresa operadora que extraiga
dichos hidrocarburos. Se puede deducir para el pago de este impuesto, lo
pagado por regalía, inclusive la regalía adicional que se paga como ventaja
especial. El ejecutivo podrá rebajar el impuesto de extracción hasta un mínimo
de 20% cuando tenga necesidades de incentivar un proyecto de inversión
específico.
v). Impuesto de registro de exportación: 0,1% del valor de todos los
hidrocarburos exportados y se calculan sobre el precio al que se venda al
comprador de estos.
50
4.2.2. México
Todas las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos deben ser
realizadas por la empresa estatal Petróleos Mexicanos PEMEX. Existe apertura al
sector privado solo a través de un modelo de contrato que consiste en un hibrido entre
contrato de producción compartida y contrato de servicios. 2
a. Propiedad – la propiedad de los hidrocarburos, dentro y fuera de los
yacimientos, pertenecen al Estado Mexicano y así ellos son los responsables
de la comercialización de los hidrocarburos.
b. Costos y Riesgos – estos son asumidos exclusivamente por PEMEX.
c. Sistema tributario – alrededor del 70% de los ingresos operativos son
transferidos al Estado Mexicano compuesta por diferentes impuestos y/o
regalías.
2 http://www.economia‐snci.gob.mx/sic_php/pages/bruselas/trade_links/esp/sepesp2011.pdfsnci.gob.mx/sic_php/pages/bruselas/trade_links/esp/sepesp2011.pdf
51
4.2.3. Ecuador
De acuerdo a la Ley de Hidrocarburos de 1978 modificada en el 2010, las empresas
operadoras deberán pasar de un contrato de participación compartida a un contrato de
servicios. La nueva ley en su artículo primero establece:
El Estado explorará y explotará los yacimientos señalados en el artículo anterior
en forma directa a través de las Empresas Públicas de Hidrocarburos. De manera
excepcional podrá delegar el ejercicio de estas actividades a empresas nacionales
o extranjeras, de probada experiencia y capacidad técnica y económica, para lo
cual la Secretaría de Hidrocarburos podrá celebrar contratos de asociación, de
participación, de prestación de servicios para exploración y explotación de
hidrocarburos o mediante otras formas contractuales de delegación vigentes en la
legislación ecuatoriana. También se podrá constituir compañías de economía
mixta con empresas nacionales y extranjeras de reconocida competencia
legalmente establecidas en el País.
a. Propiedad – Los hidrocarburos tanto dentro como fuera del yacimiento le
corresponden al Estado. El contratista tiene preferencia en la compra de la
producción del área del contrato, pero el precio nunca será inferior al precio de
referencia.
52
b. Costos y riesgos – En la explotación realizada directamente por
PETROPRODUCCION será de este. En el caso de los contratos de prestación
de servicios, la ley señala que la empresa operadora explotará :
con sus propios recursos económicos, servicios de exploración y/o
explotación hidrocarburífera, en las áreas señaladas para el efecto,
invirtiendo los capitales y utilizando los equipos, la maquinaria y la
tecnología necesarios para el cumplimiento de los servicios
contratados.
La ley también señala que:
Cuando existieren o cuando el prestador de servicios hubiere
encontrado en el área objeto del contrato hidrocarburos
comercialmente explotables, tendrá derecho al pago de una tarifa por
barril de petróleo neto producido y entregado al Estado en un punto de
fiscalización. Esta tarifa, que constituye el ingreso bruto de la
contratista, se fijará contractualmente tomando en cuenta un estimado
de la amortización de las inversiones, los costos y gastos, y una
utilidad razonable que tome en consideración el riesgo incurrido.
Podrá haber una tarifa adicional para privilegiar producciones
provenientes de actividades adicionales comprometidas por la
contratista, a fin de impulsar el descubrimiento de nuevas reservas o la
implementación de nuevas técnicas para la recuperación mejorada de
las reservas existentes.
53
c. Sistema tributario – El Estado Ecuatoriano se reserva el 25% de los ingresos
brutos como margen de su soberanía.
En estos contratos, no se deben pagar regalías. La ley lo establece de la
siguiente manera en su artículo 11:
En los contratos de prestación de servicios para exploración y
explotación de hidrocarburos los contratistas como Operadores, no
están sujetos al pago de regalías. La totalidad de la producción del área
del contrato es de propiedad del Estado.
Impuesto a la renta: El impuesto a la renta para las empresas que explotan
hidrocarburos es del 44.4% sobre las utilidades.
La reducción porcentual de la tarifa del pago del impuesto a la renta
por efecto de la reinversión no será aplicable. No serán deducibles del
impuesto a la renta de la contratista, los costos de financiamiento ni los
costos de transporte por oleoducto principal bajo cualquier figura que
no corresponda a los barriles efectivamente transportados.
Impuesto a la producción adicional: cuando la producción supere los 30,000
barriles al día pagarán un gravamen del 3% y por cada 10,000 barriles
adicionales a esos 30,000 pagarán un 1% adicional hasta llegar a un gravamen
máximo de 30%.
4.2.4. Bolivia
54
Los contratos sufrieron una mutación a partir de la ley de hidrocarburos de 2005, por
lo que se obligó a los operadores de campos de hidrocarburos que tenían contratos de
riesgo compartido a firmar este nuevo tipo de contratos.
a. Propiedad – El Estado es propietario no solo de los hidrocarburos en el
yacimiento sino también por fuera, ya que es YPFB quien se encarga de la
comercialización de la producción. Sin embargo, los operadores pueden
conseguir nuevos mercados que pueden ser abastecidos de forma conjunta.
b. Costos y riesgos – Estos deben ser asumidos por el operador del campo, sin
embargo cuentan con una cláusula de costos recuperables y así anualmente los
operadores le entregan a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)
el detalle de sus gastos de operación y capital que contractualmente se pueden
recuperar. Esta recuperación puede ser incluso del 100%.
c. Vigencia y duración – La vigencia de los contratos es de 30 años a partir de su
firma. La fase de exploración no puede ser mayor a 7 años, y la de explotación
entonces será de 23 años.
d. Sistema tributario – En Bolivia existen las regalías que son aplicadas al valor
bruto de la producción, y los impuestos que son sobre las utilidades. Las
regalías normalmente son del 18% y se dividen en regalía departamental que
configura un 11%, regalía nacional compensatoria del 1% y una participación
del 6% destinada al Tesoro General de la Nación.
55
Entre los impuestos se encuentran el impuesto a la producción que equivale a
un 32% sobre la producción bruta, el impuesto sobre las utilidades del 25%, el
impuesto a la remisión de utilidades al exterior del 12.5% del total remesado.
Además existe una participación contractual en los nuevos contratos que
consiste en una participación adicional calculada sobre la utilidad de la
operación, a favor de YPFB. El porcentaje de esta participación oscila entre un
1% y un 18% del valor bruto de la producción.
También existen pagos por patentes, bonos, IVA del 13% y el impuesto a las
transacciones del 3%.
4.2.5. Similitudes
Como se puede observar en este segundo grupo, existe un común denominador que
consiste en que la propiedad de la producción tanto en el yacimiento como fuera de él
la mantiene el Estado. De esta manera no estamos frente a un sistema regalista, sino
mas bien frente a un sistema dominial en donde el Estado se comporta frente a las
riquezas mineras como un verdadero propietario. Así entonces el Estado puede
explotar por si mismo esta riqueza o hacerlo por medio de terceros y si la cede esto
solo recae sobre la explotación y en ningún momento sobre la propiedad. Estamos a
su vez frente a un dominio directo y absoluto. Directo por lo que el Estado actúa
como un propietario sobre los hidrocarburos y controla su producción y absoluto
porque el Estado tiene la total disponibilidad sobre ellos y puede enajenarlas,
56
explotarlas directamente, darlas en arriendo etc. Los costos y riesgos son asumidos
por las empresas operadoras pero con una recuperación de estos en su gran mayoría.
En la mayoría de los países de este grupo, podemos ver también que la empresa
estatal o el mismo ejecutivo es quien realiza directamente la exploración y
explotación de los yacimientos.
5. Estructuras Administrativas
5.1. NOC
Según Smith y otros (2010, p.41 – 48) la afirmación de soberanía sobre los recursos
naturales fue ampliamente acompañada por la creación de compañías petroleras de
propiedad del Estado. Los países importadores de hidrocarburos fueron los primeros
en crear NOC (National Oil Companies) debido a que necesitaban ayuda en la
adquisición de petróleo necesario. También la creación de NOCs se puede adjudicar
al sentimiento nacionalista en donde los recursos minerales de un país son la llave
para su soberanía y deben ser controlados en su totalidad por entidades de propiedad
del Estado. Este control asegura un suministro doméstico de estos recursos y asegura
la recuperación de todas las rentas económicas atribuibles al desarrollo
hidrocarburifero. En algunos casos, la presencia de monopolios y monopsonios fue
percibida como errores de mercado, y se temía el país que si la empresa llegaran a
rechazar la compra o venta de la producción nacional en mercados mundiales eso
amenazaría toda la economía nacional.
57
Otra razón para la creación de NOCs ha sido como un medio para la participación en
nuevos emprendimientos con compañías extranjeras.
Muchas NOCs fueron creadas a través de la nacionalización de activos de las
compañías multinacionales, como en Irán y México, o por medio de la adquisición de
intereses en concesiones existentes como en caso de Arabia Saudita y los Emiratos
Árabes Unidos.
En general, estas compañías son creadas como Entidades Públicas o sino como
empresas de economía mixta. Muchas compañías nacionales petroleras tienen varias
compañías debajo y son organizadas de acuerdo a su función, como exploración y
producción o refinerías.
La mayoría de NOCs fueron creadas en principio para desarrollar recursos en su país.
Hoy día sus objetivos estratégicos también incluyen la promoción del desarrollo
económico nacional y promocionar las políticas nacionales en el extranjero. Muchas
de estas empresas se han diversificado y hoy día son grandes participantes del
desarrollo hidrocarburifero de otros países como es el caso de la Statoil de Noruega y
de las NOCs de China e India.
Otras NOCs han desarrollado oleoductos transnacionales con el fin de mover petróleo
y gas a otros mercados, comprando sistemas de refinería e incluso vendiendo
directamente a los consumidores. Un ejemplo podría ser PDVSA quien opera en los
Estados Unidos.
58
Debido a que son empresas controladas o de propiedad del Estado, estas deben
responder a las políticas y presiones gubernamentales y por esto la producción no solo
se mide de acuerdo a las ganancias sino también responde a otro tipo de intereses.
PEMEX
Esta compañía nacional cumple con el objetivo de proveer empleo, generar riquezas
para el fisco, y darle oportunidad a la industria nacional. (http://www.pemex.com/)
Sin embargo, debido a que no cuentan con capital para invertir, la empresa está sujeta
a decaimiento de infraestructura, producción vacilante, y poca habilidad para
investigación y desarrollo de nuevas tecnologías. (Smith y otros, 2010).
PETROBRAS
Brasil por el contrario se ha mantenido abierta a la inversión de capital privado. La
propiedad de los hidrocarburos aun le pertenece al Estado. Proyectos en donde se
opere por una empresa extranjera son muy escasos pero algunas concesiones han sido
abiertas a compañías privadas.
Petrobras fue creada en un momento en donde Brasil estaba en busca de sus propias
reservas y dirigía gran parte de su capital a la exploración mas que al desarrollo.
Además Petrobras está entrando en joint ventures con varias compañías extranjeras.
Sin embargo, el objetivo principal de esta empresa es abastecer el mercado doméstico
de Brasil mas que desarrollar producción para la exportación.
59
Muchos países están tratando de copiar este modelo de Petrobras dado su éxito. Según
Según Smith y otros (2010) en 2008, Nigeria anunció que estaban considerando
volver la Petrolera Nigeriana Nacional en una holding comercial con la capacidad de
adquirir recursos del mercado de capitales y competir con compañías petroleras tanto
domésticamente como internacionalmente.
ECOPETROL
Cuando en 1951 se revierte la Concesión de Mares se crea ECOPETROL. Inició con
los activos que habían sido revertidos en 1921 de la Tropical Oil Company. Esta
nueva empresa comercial e industrial del Estado vinculada al Ministerio de Minas y
Energías, inició las actividades propias de la industria petrolera, incluida desde 1961
la refinería. 3
En el año 2003 se tomó la decisión de reestructurar la empresa con el objetivo de
internacionalizarla y hacerla mas competitiva en la industria hidrocarburifera. La
reestructuración se dio por medio del Decreto 1760 de 2003 en donde se modificó su
estructura orgánica y la convirtió en ECOPETROL S.A., una sociedad pública por
acciones, ciento por ciento estatal y vinculada al Ministerio de Minas y Energía.�
Gracias a esta transformación, la empresa ya no tiene las funciones de administrador
del recurso y se dedicó a las actividades de exploración, participación en el extranjero,
mejorar su visión empresarial y comercial etc.
3 La empresa funciona como sociedad de naturaleza mercantil, dedicada al ejercicio de las actividades propias de la industria y el comercio del petróleo y sus afines, conforme a las reglas del derecho privado y a las normas contenidas en sus estatutos, salvo excepciones consagradas en la ley (Decreto 1209 de 1994)
60
61
5.2 Agencias Nacionales
Las Agencias de Hidrocarburos se han creado con el fin de ser las administradoras y
reguladoras de los hidrocarburos en los distintos países donde se han implementado.
Entre sus funciones están identificar el potencial hidrocarburifero del país, realizar las
rondas de adjudicación y negociación de campos, diseñar y negociar los contratos de
exploración y explotación de hidrocarburos, estructurar estudios e investigaciones en
áreas geológicas, administrar la participación del Estado, entre otros.
Colombia
En Colombia, existe desde el año 2003 la Agencia Nacional de Hidrocarburos4, a
quien se le delegó la función de administrar los recursos hidrocarburiferos con el fin
de que ECOPETROL pudiera dedicarse única y exclusivamente al negocio de
exploración y explotación de hidrocarburos y convertir la industria en una mas
eficiente. La Agencia Nacional de Hidrocarburos tiene como una de sus principales
funciones “diseñar, promover, negociar, celebrar y administrar los contratos y
convenios de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación,
con excepción de los contratos de asociación que celebré Ecopetrol hasta el 31 de
Diciembre de 2003, así como hacer el seguimiento al cumplimiento de todas las
obligaciones previstas en los mismos.” (http://www.anh.gov.co/es/index.php?id=13)
4 entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía, con personería jurídica, patrimonio propio, autonomía administrativa y financiera, sometida al régimen jurídico contenido en el presente decreto y, en lo no previsto en él, al de los establecimientos públicos, de conformidad con lo dispuesto en la Ley 489 de 1998 y en las normas que la sustituyan, modifiquen o adicionen. (www.anh.gov.co)
62
Perú
En el caso de Perú, fue creada PERUPETRO S.A. que “es la Agencia Nacional de
Hidrocarburos, una Empresa Estatal de Derecho Privado, que en representación del
Estado Peruano, se encarga de promocionar, negociar, suscribir y supervisar contratos
para la exploración y explotación de hidrocarburos en el Perú”
(http://www.perupetro.com.pe/wps/wcm/connect/perupetro/site/NuestraEmpresa/Cont
_QuienesSomos). Esta empresa fue creada por medio del Artículo 6° de la Ley
Orgánica de Hidrocarburos aprobada en 2005.
Brasil
En Brasil por su parte, se creó la ANP (Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y
Biocombustible) el 6 de Agosto de 1997 por medio de la ley No.9478.
Bolivia
Situación distinta ocurre con la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Bolivia, ya
que sometiéndose a un proceso de nacionalización de los recursos naturales no
renovables en el país, esta entidad fue creada en 2006 como una entidad encargada
por la “Constitución Política para regular, controlar, fiscalizar y supervisar, en el
marco de sus atribuciones y en cumplimiento de las políticas, normas y objetivos del
proceso de nacionalización, todas las actividades de la cadena de hidrocarburos
desarrolladas dentro del territorio nacional, por empresas públicas nacionalizadas y
privadas, en beneficio del pueblo boliviano y los derechos de los consumidores en
63
términos de calidad y continuidad en el abastecimiento, con personal altamente
comprometido y calificado.” (http://www.anh.gob.bo/index.php?urlAdd=Anh_0)
6. Modelos Contractuales
En Colombia se han manejado diversos tipos de contratos para la explotación y
exploración petrolera a lo largo de la historia, dependiendo de la situación económica
y geológica del país en cada momento. He aquí los principales modelos contractuales
utilizados.
6.1. Concesión Antigua
El contrato de concesión antigua es definido por Edgar Francisco Paris Santamaría
(2004) como:
un contrato Administrativo normado celebrado entre el Gobierno y un
inversionista llamada Concesionario, por medio del cual aquel le otorga a este
un privilegio para poder explotar los recursos naturales no renovables
pertenecientes por Constitución a la Nación, y a su vez, el inversionista se
obliga a pagar una regalía como contraprestación.
En esta modalidad de contrato, una vez extraído el petróleo del subsuelo colombiano,
la producción pasa a ser del contratista, descontando previamente regalías. Este tipo
de contrato fue puesto en desuso en Colombia en 1974 debido a que existía un
descontento nacional frente a las pocas ganancias que estaba recibiendo la Nación por
64
concepto de un recurso extraído de nuestro propio subsuelo.5 Además, este contrato
permitía que las grandes empresas multinacionales congelaran para sí estas áreas
porque el contrato de concesión antigua no obligaba a la empresa a realizar un
programa de explotación como tal.
6.2. Contrato de Asociación
El contrato de asociación es definido en sentencia de la Corte Constitucional C-
994/01 de la siguiente manera:
El objeto del contrato de asociación consiste en la ejecución conjunta de actividades
propias de la industria petrolera y la consecuente repartición de los costos y riesgos de
los mismos en la proporción pactada por las partes contratantes. Así mismo, en virtud
de este contrato las partes pueden convenir que los hidrocarburos producidos
pertenecerán a cada parte contratante en las proporciones estipuladas en el mismo.
En Colombia, la posibilidad del contrato de Asociación surgió con la Ley 20 de 1969
en donde se autorizaba al Gobierno Nacional a declarar cualquier área petrolífera del
país como reserva nacional y aportarla a ECOPETROL para que la explorara,
explotara o administrara directamente o en asociación con el capital público o privado,
nacional o extranjero. 6
5 La mayor inconformidad provenía de la participación del Estado en la renta petrolera. La cifra oficial del gobierno, incluyendo todos los impuestos pagados por las compañías, era del 39%.Los cálculos más contestatarios la reducían al 19%. Debe recordarse que para esta época los grandes países productores ya recibían más del 50%. http://www.ecopetrol.com.co/especiales/Libro60anios/esp/cap10.htm 6 ley 20 1969 Artículo 12. El Gobierno podrá declarar reserva nacional cualquier área petrolífera del país y aportarla, sin sujeción al régimen ordinario de contratación y de licitación, a la Empresa Colombiana de Petróleos para que la explore, explote o administre directamente o en asociación con el capital público o privado, nacional o extranjero. Lo dispuesto en el inciso primero de este artículo no afecta las expectativas de derecho creadas por propuestas formuladas con anterioridad a la providencia que declare la reserva de la zona respectiva.
65
La filosofía del contrato de asociación consiste en que el socio privado realice bajo su
propio riesgo las inversiones exploratorias. En caso de encontrarse un campo
productivo, su explotación la hace asociado y no individualmente, con ECOPETROL,
(Montana,
http://www.banrepcultural.org/blaavirtual/faunayflora/orinoco/orinoco14a.htm ) ya
que este entra a participar en la inversión. Las regalías se pagan siempre antes de la
repartición de la producción. La operación se maneja por medio de un comité
ejecutivo conformado por un representante de cada parte, que controla y supervisa
todas las operaciones durante la vigencia del contrato.
Se parte de la base de que el propietario del subsuelo es el Estado, y ECOPETROL
funciona como su intermediario. Sin embargo, los hidrocarburos una vez son
extraídos pertenecen a cada una de las partes, y así el asociado puede contabilizar las
reservas descubiertas como de su propiedad.
Evolución
El contrato de asociación sufrió distintas reformas a lo largo del tiempo, básicamente
en cuestiones de repartición de utilidades, teniendo en cuenta las diferentes realidades
económicas y geológicas que el país atravesó.
En la primera etapa de aplicación de esta modalidad de contrato, la producción se
repartía por partes iguales una vez se hubiera medido el petróleo y descontado las
regalías. Rodolfo Segovia establece en el Libro de los 60 años de ECOPETROL en su
capitulo 10 que:
66
De encontrar hidrocarburos explotables comercialmente a juicio de Ecopetrol,
la Empresa entraba a participar con la mitad de las inversiones para el
desarrollo de lo descubierto, reembolsaba en petróleo la mitad del costo de los
pozos de exploración que resultasen productores y recibía el 50% del
producido después de regalías, fijadas estas en el 20% que Ecopetrol recibía
para trasladar al Estado. No se contempló mayor participación de la Nación
por aumento de precios del petróleo.
(http://www.ecopetrol.com.co/especiales/Libro60anios/esp/cap10-3.htm)
Con el descubrimiento de campos de gran magnitud como fue Caño Limón, se vieron
en la necesidad de desarrollar un sistema en donde Colombia recibiera mayor
participación de las ganancias. Por esto se aplicó el sistema de distribución de
producción escalonada. En este, una vez deducidos los porcentajes correspondientes a
la regalía, los hidrocarburos se repartirían según una tabla presentada en el decreto
2782 de 1989. El escalonamiento aplicaba mas que todo a los campos de mayor
producción y por esto no muchos se vieron afectados por la medida ya que si producía
menos de 60millones de barriles, seguía aplicando el 50 – 50.
Cada parte contractual entraba a contribuir en los gastos directos de la operación
conjunta en la proporción señalada en la tabla de distribución de la producción y en
los gastos indirectos en la misma proporción establecida para los gastos directos.
(Mena, 2007. P.138)
Además, el decreto contenía una cláusula que formalizaba la obligación de
transferencia tecnológica por los asociados, que con el tiempo se convertiría en una
67
suma exacta de dinero pactada al suscribirse el contrato. También se añadió la
cláusula de control ecológico que recordaba la “obligación de cumplir con lo
dispuesto por el Código Nacional de Recursos Naturales Renovables y de Protección
de Medio Ambiente”, así como establecer planes de contingencia específicos para
atender emergencias. (Segovia,
http://www.ecopetrol.com.co/especiales/Libro60anios/esp/cap10-3.htm)
Esta distribución escalonada se sustituyó en 1994 por la fórmula denominada factor
“R” debido a que el modelo colombiano no estaba siendo competitivo y se debían
tomar medidas para aliviar esta contingencia. Como lo explica Margarita Mena de
Quevedo en su libro Jaque Mate a ECOPETROL:
La fórmula de Factor R significa que la producción se divide entre la Asociada
y ECOPETROL de acuerdo con la rentabilidad del área contratada, y no con
base en la producción acumulada. Para el efecto, se toman en cuenta los
ingresos, las inversiones, los costos directos de exploración y los gastos de
operación acumulados de la Asociada” y por medio de una fórmula
matemática se reparte la producción.
Según Segovia:
La aplicación del Factor R significaba entonces que si la producción de un
contrato pasaba de 60 millones de barriles equivalentes, el escalonamiento
descendente en la porción del petróleo a disposición del asociado no
comenzaba a aplicarse hasta tanto este no hubiese recuperado su inversión
(Factor R = 1). Se intentaba suavizar el desestimulante escalonamiento
haciendo que la distribución de la producción dependiera no solo de la
68
producción acumulada sino también de los factores económicos en cada caso.
Al límite inferior de la escala no podía llegarse mientras el asociado no
hubiese recuperado el doble de su inversión, sin importar que ya hubiera
alcanzado un recobro de más de 150 millones de barriles. El factor R con
nuevas escalas se aplicó también a los contratos de riesgo
compartido.( http://www.ecopetrol.com.co/especiales/Libro60anios/esp/cap10
-3.htm)
Esta fórmula fue muy criticada debido a su complejidad ya que no es fácil identificar
todos los conceptos que ella contiene. ECOPETROL dijo que la aplicación de esta
fórmula traería una distribución mas equilibrada de los beneficios económicos de la
explotación de hidrocarburos para ambas partes. Sin embargo, esta fórmula de reparto
hizo que se redujera la real participación del Estado, prácticamente volviendo a un 50
– 50. La formula sufrió varias modificaciones en el tiempo.
El contrato de asociación tenía un plazo máximo de 28 años a partir de su fecha
efectiva (día calendario en que venciera el término de 60 días calendario contados
desde la fecha de firma del contrato) y no existía posibilidad de prórroga. El contrato
además contaba con dos períodos: uno de exploración que duraba 6 años y otro de
explotación que comprendía 22 años.
Solo Riesgo
En el contrato de asociación, si Ecopetrol decidía no aceptar la comercialidad del área
propuesta por el asociado, este podía optar por explotar hasta recuperar por su cuenta
y riesgo (solo riesgo) el 200% de su inversión con el petróleo del campo descubierto,
69
también después de regalías. Se especificaba sin embargo, que en cualquier momento
Ecopetrol podía entrar a participar en la operación del campo descubierto y
desarrollado a solo riesgo por el asociado, a cambio de reembolsarle sus inversiones.
Participación en Riesgo
Esta modalidad se creó con el objeto de anticipar la exploración de ciertos campos
que ECOPETROL tenía destinados para sí. Aquí se comparte el riesgo exploratorio
participando con el “15% de las inversiones en perforación a partir del segundo pozo
exploratorio o tercer año del contrato, y como contraprestación, obtendría una mayor
proporción de la producción en comparación con el contrato de Asociación estándar.”
(Mena, 2007. P.164) La participación que tendría ECOPETROL después de
descontadas las regalías, sería del 55% hasta llegar a 10 millones de barriles de
producción acumulada; después de esto le correspondía el 60%.
Riesgo Compartido
En esta modalidad, ECOPETROL era el operador y participaba con el 50% de la
inversión en exploración. “La licitación se definía a favor de la compañía que
ofreciera a ECOPETROL el mayor porcentaje de producción sobre el 50% estándar o
el Factor R.” (Mena, 2007. P.165)
6.3 Contrato de Servicios de Producción
En los contratos de servicios el propietario de los hidrocarburos, tanto los in situ como
los producidos, son propiedad del Estado. Bajo esta modalidad, el Estado no confiere
70
derechos de exploración y explotación al contratista, sino que este va a ejercer sus
actividades en nombre del Estado a cambio de una remuneración. (Vela, C.,
Velasquez, C. (2011). P.94)
6.4 Contrato de Exploración y Explotación “Plays Profundos”
Según Margarita Mena (2007) esta modalidad de contrato posibilita la exploración en
prospectos profundos ya identificados, pero que por condiciones contractuales no son
económicamente viables. Va dirigido a bloques ya contratados en período de
producción y permite la posibilidad de celebrar un nuevo contrato de asociación
aplicado a las rocas subyacentes en los campos descubiertos y su zona de reserva.
Esto quiere decir que son zonas mas profundas que los yacimientos que están
actualmente en producción.
En plays profundos el periodo de exploración tiene una duración máxima de tres años
contados desde su fecha efectiva dividida en una o mas etapas y el programa
exploratorio debe incluir mínimo un pozo de exploración.
Básicamente, son incentivos que se le dan a los inversionistas para que exploren a
profundidades superiores a las acostumbradas en los contratos.
6.5 Contrato de Evaluación o Estudios Técnicos
En este contrato se estudian bloques inexplorados para incorporar nuevas áreas a la
contratación.
El objeto de este tipo de contrato lo define la ANH de la siguiente manera:
71
En este contrato se otorga a EL EVALUADOR el derecho exclusivo a realizar
Operaciones de Evaluación Técnica a su costo y riesgo tendientes a evaluar el
potencial hidrocarburífero con el propósito de identificar las zonas de mayor
interés prospectivo en el Área de Evaluación Técnica, mediante la ejecución del
Programa de Evaluación Técnica establecido en el contrato. De igual manera,
mediante este contrato, la ANH otorga el Derecho de Prelación” que significa
que “si durante la vigencia del presente contrato y dos (2) meses más, la ANH
recibe de un tercero una propuesta de Contratación Directa sobre toda o parte
del Área de Evaluación Técnica, EL EVALUADOR podrá ejercer por una sola
vez el Derecho de Prelación sobre el área objeto de la Propuesta de Contratación
presentada por el tercero.
( http://www.consultorescolombianos.com/yahoo_site_admin/assets/docs/tea.40
51318.pdf )
Además:
en cualquier momento durante la vigencia de este contrato y con sujeción al área
máxima determinada en el Reglamento para los contratos de Exploración y
Producción, EL EVALUADOR podrá presentar a la ANH propuestas de
Contratación sobre toda o una parte del Área de Evaluación Técnica, de acuerdo
con la reglamentación vigente expedida por la ANH. En caso de suscribirse un
contrato de exploración y producción con EL EVALUADOR, el área objeto de
ése Contrato quedará excluida del Área de Evaluación Técnica, la cual se
formalizará mediante acta suscrita por las Partes.
(http://www.consultorescolombianos.com/yahoo_site_admin/assets/docs/tea.40
51318.pdf )
72
Segovia establece que este contrato podrá tener un máximo de 18 meses en áreas
continentales y un máximo de 24 meses en áreas costa afuera.
(http://www.ecopetrol.com.co/especiales/Libro60anios/esp/cap10-7.htm )
6.6 Concesión Moderna
El contrato de Concesión Moderna es conocido en Colombia como “Contrato E&P”
que significa de exploración y producción. Este contrato se creó respondiendo a la
necesidad de tener, como lo estableció el Dr. José Armando Zamora en 2003, un
nuevo contrato que sea sencillo, flexible en el que el inversionista adquiera
compromisos de trabajo, asuma los costos y los riesgos y se encargue de la operación
y de la producción; el Estado no debe realizar inversión alguna, deber ser un
recaudador de las regalías, los derechos económicos y los impuestos, debe hacer
seguimiento de la ejecución del contrato y puede pactarse una participación adicional
en la producción para efectos de sostenimiento de la Agencia. Todos estos cambios,
en relación con el modelo de Asociación, están encaminados a mejorar ligeramente la
rentabilidad, disminuyendo el “government take” o la remuneración que recibe el
Estado, mejorando también la prospectividad.
El resultado ha sido un contrato de concesión, ya que el contratista tiene derecho al
petróleo extraído después de reducidas las regalías, y es completamente libre de
disponer de esos hidrocarburos.
Esta concesión tiene una duración total de treinta años en donde 6 son destinados a
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exploración, y 24 a explotación. Cada una de esas etapas puede ser prorrogada.
Además el contratista puede renunciar al contrato después del periodo de exploración
si ha cumplido con la ejecución del programa exploratorio mínimo y sus otras
obligaciones. Si después de la exploración no hubo resultados positivos, el área
contratada se debe devolver cumpliendo previamente con las obligaciones de
abandono (taponamiento y abandono de pozos, el desmantelamiento de
construcciones, limpieza y restauración ambiental).
En caso de que hayan resultados positivos, el contratista envía una comunicación
escrita a la ANH en donde declara la comercialidad del campo. El contratista en esta
etapa puede dar por terminado el contrato en cualquier tiempo, previa comunicación a
la ANH.
Otra característica del Contrato de Concesión Moderna es que la ANH exige un
Programa Exploratorio Mínimo en cada una de las fases de exploración. El contratista
es quien le presenta a la ANH el programa.
Si finaliza el periodo de exploración y existe, aunque sea, un área de evaluación o un
área de explotación, el contratista podrá retener el 50% del área contratada para
adelantar allí, un programa de exploración posterior.
El “government take”, es la participación en la renta petrolera que recibe el gobierno
como contraprestación por permitir la exploración y explotación de los hidrocarburos,
es recibido por la ANH, actuando en representación del Estado. Además el Estado,
por medio de la DIAN, recauda los impuestos correspondientes a las empresas que se
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dedican a estas actividades.
La remuneración del gobierno consiste en distintos tipos de derechos que son:
derechos por uso del subsuelo7, el derecho por precios altos8, participación de la
producción durante la prórroga del período de explotación9. Además, es un derecho
del gobierno el cobro de regalías, que puede ser pagado tanto en dinero como en
especie, según lo acuerden las partes. Este monto es el establecido por la ley. Otra
fuente de ingreso para el Estado es el porcentaje de producción adicional para la ANH.
Según ECOPETROL, en Colombia, dentro del proceso competitivo para la
adjudicación de bloques, las empresas ofrecen participaciones adicionales para la
agencia en la producción. También, el contratista debe cumplir con las obligaciones
tributarias establecidas en la legislación colombiana.
Al contratista entonces le corresponde como contraprestación a su exploración y
explotación, los hidrocarburos que remanezcan luego de reducir las regalías y demás
obligaciones para con el Estado.
En conclusión, el Estado en esta nueva modalidad de contrato, es un simple
recaudador de Regalías e impuestos, y no participa en la inversión en ningún
momento.
7 Consiste en que el contratista deberá pagar a la ANH una suma de dinero, que se determina por emdio de una tabla o con una formula, según se trate de área de exploración o de área de explotación. 8 Alcanzado un nivel determinado de producción acumulada del campo (5 millones de barriles), y el precio del crudo supere un precio base determinado, el contratista deberá pagar a la ANH una suma de dinero que se establece por medio de una formula. El contratista le pagara mas dinero a la ANH si la producción del campo y el precio internacional del crudo superan un nivel determinado. 9 El contratista reconocerá a la ANH, a titulo de participación en la producción, una suma equivalente al 10% del valor de la producción en el punto de entrega.
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6.7. Contrato de Producción Compartida
El contrato de Producción Compartida es un contrato entre el Estado que es
propietario de los yacimientos de hidrocarburos, con una compañía privada que posee
el conocimiento y experticia en actividades de exploración y explotación de
hidrocarburos. El Estado le garantiza a la compañía privada el derecho a explorar un
área determinada bajo su costo y riesgo. El Estado tiene la posibilidad de asociarse en
la etapa de explotación y desarrollo y la producción se divide entre las dos partes,
después de pagadas las regalías.
Este contrato además, le garantiza a la compañía privada el derecho a recuperar los
costos incurridos con un porcentaje del volumen del hidrocarburo producido.
La diferencia básica entre este y el contrato de asociación, radica en que en el contrato
de producción compartida no es necesaria la inversión del Estado en la etapa de
explotación, sino únicamente hay un derecho de este a asociarse en la explotación
mientras que en el caso del modelo de asociación si existe necesariamente una
participación en la inversión por parte del Estado.
Ahora, diferenciando entre el contrato de producción compartida y el contrato de
concesión, la doctrina en general concluye que la diferencia entre un contrato de
concesión y uno de producción compartida se determina en la propiedad de los
hidrocarburos ya que en el caso de la concesión pertenece a la compañía privada, y en
los de producción compartida la propiedad de los hidrocarburos es del Estado y el
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particular solo percibe un porcentaje de la producción después de deducir las regalías
y los costos de exploración y explotación aguas arriba de la boca del pozo. Sin
embargo, esta diferencia no aplica para Latinoamérica, ya que como se ha establecido,
la propiedad siempre pertenece al Estado y ambos modelos contractuales están bajo el
sistema regalista. Otro factor de diferenciación que se utiliza es el punto de entrega de
los hidrocarburos en uno u otro contrato. Tampoco creemos en este factor
diferenciador debido a que es accidental porque las partes pueden pactar que el punto
de entrega sea en la boca del pozo o en aguas abajo sea cual sea el tipo de contrato.
La diferencia entre uno y otro contrato radica entonces es en el control sobre las
operaciones. Camilo Vela y Catalina Velasquez (2011) determinan que:
Es la intervención del Estado en el control y manejo de las operaciones en la
que encontramos la nota distintiva entre el contrato de producción compartida
y el de concesión desde un punto de vista practico, ya que cada uno
responderá a un modelo de contrato distinto desde el punto de vista de lo
jurídico.
El inversionista privado entonces tendrá mayor libertad en el contrato de concesión al
momento de realizar las actividades industriales, operacionales o de inversión,
mientras que en el contrato de producción compartida nos encontramos frente a una
intervención directa y restrictiva.
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6.8. Híbridos
Se le llaman contratos híbridos a aquellos que tiene una mezcla de diferentes modelos
contractuales. Se utilizan elementos de dos o mas tipos de contratos. Por ejemplo,
existen modelos que combinan características del contrato de regalías e impuestos y
del contrato de producción compartida. Este podría ser el caso del contrato de
asociación colombiano, ya que se podría ver la etapa de exploración como una
licencia y la de explotación si como un contrato de producción compartida. (Vela, C.,
Velasquez, C. 2011. P.79 – 99)
Otro modelo denominado hibrido ha sido uno surgido en la República Popular China
al principio de la década de 1980, con la creencia de que en un contrato petrolero
compuesto deben utilizarse las ventajas de los diferentes tipos contractuales, al tiempo
que se evitan sus desventajas. Este contrato está entonces influenciado por el Joint
Venture en Noruega, el de producción compartida de Indonesia y el contrato de
servicios de Brasil. (Cardona, 2005)
La doctrina ha debatido si el contrato de E&P que maneja la ANH se considera un
contrato hibrido ya que como se explicó anteriormente, en las rondas licitatorias se
pueden negociar cantidades adicionales de producción que aumente el “government
take” cuando los hallazgos en los campos superen las expectativas previstas.10 Esto
incluso es un factor determinante en muchos casos al momento de adjudicar el campo
a uno u otro competidor. Algunos consideran que el contrato de E&P pasa a ser de un 10 El government take se aumenta entre 0,7% y 1,1% por cada 1% adicional que se le dé a la ANH. ECOPETROL, “Carta Petrolera” Mayo 2011 obtenido en: <http://www.ecopetrol.com.co/especiales/carta_petrolera125/especial2.htm> recuperado en: Octubre 1, 2012
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contrato de concesión moderna a un contrato híbrido porque hay una participación en
la producción.
Sin embargo, nos apartamos de esta tesis al considerar que lo que se debe analizar
para determinar que tipo de contrato es, es efectivamente quien tiene el control sobre
la producción de los hidrocarburos. En el caso del contrato de E&P con la ANH el
control lo tiene el contratista y el Estado no entra a asociarse ni a participar
activamente en la producción sino que lo que va a ocurrir es que el contratista se
compromete a aumentar el “government take” si se dan las condiciones establecidas
en el contrato. En la “Carta Petrolera” de ECOPETROL se determina que:
Los gobiernos cada vez son más cautelosos a la hora de ejercer control sobre
la administración de estos recursos y asegurar rentas derivadas de esta
actividad. Tienen que equilibrar los intereses en juego: estimular la mayor
inversión y, al mismo tiempo, remunerar la cesión que se hace de los derechos
sobre el subsuelo.
( http://www.ecopetrol.com.co/especiales/carta_petrolera125/especial2.htm )
7. Confusiones en la doctrina
Fuentes tan veraces y de gran reputación como por ejemplo OLADE confunden
muchas veces la clasificación de contratos y esto se da porque no tienen claros los
sistemas de propiedad de los hidrocarburos. Con el análisis que se ha realizado en este
trabajo se puede lograr un mayor entendimiento frente a como se clasifican los
modelos contractuales y cuales pueden ser utilizados por cada país de acuerdo a sus
necesidades y objetivos.
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En la obra anteriormente citada “Contratación y Explotación de Hidrocarburos:
América del Sur 2009” encontramos que citan a Johnson&Johnson para la
clasificación contractual de hidrocarburos. Aquí figura un cuadro en donde se dividen
sistemas contractuales de sistemas de regalía e impuestos. En ella hacen la distinción
entre los sistemas contractuales en donde la propiedad de los recursos es del Estado, y
en el sistema de regalía la propiedad la adquiere la compañía que asume el riesgo.
Esta clasificación la consideramos errada ya que en primer lugar, en América Latina
la propiedad tanto en los contratos de producción compartida y de servicios, como en
los de concesiones en donde se maneja el sistema regalista son de propiedad del
Estado. Por ende, no debería existir tal distinción. Además se plantea que el sistema
regalista y de impuestos no fuera un contrato cuando hemos visto que por mas que
haya cobro de regalía existe un contrato que permite el derecho a explotar y explorar
los recursos hidrocarburiferos entre el Estado y el contratista.
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III. Conclusiones
A manera de conclusión, este estudio amplio y detallado, tanto de análisis de la
evolución histórica de la industria de los hidrocarburos en América Latina, Europa,
Asia y Estados Unidos, así como de los aspectos teórico jurídicos de los regímenes de
propiedad y de los diferentes modelos de contratos, permite aprehender los elementos
fundamentales a la hora de evaluar, aunque sea solo en aspectos teóricos, los varios
regímenes de propiedad de los hidrocarburos y las instituciones necesarias a crearse al
interior de los Estados para su administración.
En efecto, un modelo de análisis como el que proponemos, que desde luego necesitará
mucha más investigación y análisis de aspectos específicos de cada régimen, de cada
institución, de cada modelo de contrato, de sus particularidades, para que se entienda
completo, servirá para que los analistas partan de él para evaluar otros aspectos como
los económicos, financieros y técnicos.
Por tanto, este modelo propuesto, servirá por ejemplo, como lo hemos hecho aquí,
para reconsiderar las conclusiones de modelos de estudio extranjeros en materias
como la clasificación de contratos para Latino América que se habían venido
imponiendo sin objeción alguna. De hecho, el análisis de los regímenes de propiedad
de los países latinoamericanos, nos permitió en este trabajo revisar, reconsiderar y
proponer una nueva clasificación de los modelos contractuales y entender con mayor
conocimiento las diferencias y las razones de cada uno de los modelos económicos en
varios países.
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Por otra parte, el tener en consideración conceptos claves como “soberanía”,
“propiedad” y “dominio” agiliza y facilita el entendimiento y comprensión de
fenómenos políticos y económicos relacionados con la industria petrolera o
fenómenos particulares e interesantes como el que se da en Colombia de la
coexistencia de regímenes. Hoy por hoy en Colombia existe aún un campo petrolero
de propiedad privada (Velásquez), es decir un yacimiento en el subsuelo de propiedad
de un sujeto privado, modelo propio de un régimen de accesión; subsiste también un
campo bajo un contrato de concesión antigua (Yalea), propio de aquellos modelos que
provocaron los procesos sociales de México o la huelga Árabe o la creación de la
OPEC o los movimientos nacionalistas; también subsisten contratos de asociación
propio de un modelo de dominio directo; contratos de servicios puros propios de
regímenes dominiales y finalmente contratos de concesión moderna.
Esta coexistencia de regímenes, además de dar cuenta de una seguridad jurídica
reconocida internacionalmente, presenta a la evolución de la industria en Colombia
como un laboratorio exquisito para los investigadores de estas materias que,
adoptando un modelo como el que proponemos, tendrán mejores elementos de juicio
y a la par de la evolución de la lex mercatoria a nivel mundial, podrá servir, a no
dudarlo, para convertir a Colombia, desde un punto de vista investigativo, como el
modelo evolutivo mas completo y como punto de partida para el análisis
latinoamericano.
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