Apertura Petrolera 2c6451

Universidad Central de Venezuela Facultad de Ingenieria Escuela de Petróleo Legislación Minera y Petrolera

La Apertura Petrolera

Estudiantes: Grossman Andrés Medina Juan Leal Jesús Rodriguez Niria

21 de Febrero del 2011

Desarrollo

¿Qué es la apertura petrolera? La apertura petrolera consiste en la participación de capital, tecnología y gerencia privada, tanto nacional como internacional, en las principales actividades del negocio petrolero como son: la exploración, producción, refinación, mercadeo nacional e internacional del petróleo y sus productos derivados. Esta participación privada viene a complementar los recursos nacionales istrados por P.D.V.S.A., a fin de lograr un mejor desarrollo de los recursos energético fósiles (petróleo, gas, carbón).

Introducción La propuesta formulada por Petróleos de Venezuela, en relación con la llamada apertura petrolera, contiene elementos importantes vinculados con la problemática económica, política y social de nuestro país. Es por eso que los objetivos y la proyección de esa apertura requieren de un estudio sistemático para emitir opiniones sobre esa materia lo más acertadas posibles. Antes de 1976 existió una figura híbrida en la que las empresas privadas operaban el negocio y el Estado se limitaba a percibir regalías e impuestos por dichas actividades, puesto que, como ahora, era dueño del subsuelo y de todo lo que allí se encontrase. Dicho régimen istrativo se impuso desde 1854, cuando el Estado entrega la primera concesión de Asfalto. Después, hacia 1865, en el Estado Zulia se otorga una concesión para .taladrar, sacar y exportar petróleo o nafta durante 10 años.. Sin embargo, esta concesión fue rescindida antes de cumplirse los primeros 12 meses. Un año después, en lo que hoy se conoce como estado Sucre, la Asamblea Legislativa del para entonces estado de Nueva Andalucía emite una concesión para explotar petróleo, durante 20 años, a cambio de una regalía de 17%. Esos contratos exigían lo que hoy se conoce como .obras de interés social., entre las que se contaban alumbrado de querosén en las calles y la construcción de torres para iglesias como las de Cumaná y Maturín, construcción de puentes como el del río Manzanares y el pago de aportes para la reparación de infraestructura dañada

En 1923, Juan Vicente Gómez crea la Compañía Venezolana de Petróleo, lo que produce a Gómez y su familia extraordinarias ganancias, puesto que dicha empresa no era sino una forma de canalizar las comisiones percibidas por el otorgamiento de concesiones a terceros. Habrá que esperar 20 años para la promulgación de las leyes de Hidrocarburos y de Impuesto Sobre la Renta que permitiesen a la República participar de una mayor y mejor utilidad regulada del negocio petrolero. Con la promulgación de la Ley de Hidrocarburos en 1943, que unifica toda la legislación petrolera del país y reinicia el régimen de concesiones por cuarenta años más, comienza a crecer el aporte de la actividad petrolera en el monto total de los recursos que recibe la Hacienda Pública Nacional, haciéndose mas activa la participación del Estado en la istración de los recursos petroleros. En 1948, al ser decretada una nueva Ley de Impuesto Sobre la Renta (.ISLR.), la cual estableció la relación de 50%-50% (fifty-fifty) en el reparto de las ganancias, la renta petrolera pasa a representar poco más de 70% de los ingresos del Fisco. A partir de este momento se observa nítidamente la magnitud de la participación petrolera en los ingresos del Estado y en su mantenimiento, comenzando a tener la misma una importancia sin precedentes. Sobre esto es importante señalar que en 1959 se adoptó en nuestro país la política de no más concesiones petroleras. En 1967, el Ejecutivo, en reconsideración de aquella política de no más concesiones y dada la presión que se venía ejerciendo desde el exterior por parte del capital transnacional y de las clases sociales venezolanas asociadas a ese gran capital que ejercía esa presión –repito–, fue anunciada la fórmula alternativa de los contratos de servicio para sustituir a la política de no más concesiones petroleras. El 29 de agosto de 1975 se promulgó la Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos, y a partir de 1976 se puso en marcha lo que se ha dado en llamar la nacionalización de la industria petrolera. Pero las presiones internacionales y las internas no tardaron mucho tiempo y volvieron de nuevo a fomentar la idea de que era necesario regresar al capital transnacional para el mejor desarrollo de la industria petrolera, y a tal efecto se han venido desarrollando diversas políticas por parte de Pdvsa, tales como los contratos de asistencia técnica, de comercialización, la internacionalización petrolera, etcétera, hasta llegar hoy a la llamada apertura petrolera, proceso de apertura de las actividades de exploración y producción en nuevas áreas con la participación de capitales privados como parte integral de la estrategia de consolidación del sector petrolero venezolano. Con el objetivo de promover y afianzar la privatización de la industria petrolera venezolana, Pdvsa propone modificar el artículo 5 de la Ley Orgánica que Reserva al

Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos, para vender acciones al capital transnacional. En 1986 PDVSA comienza a analizar seriamente la posibilidad de atraer capital privado para sufragar sus enormes gastos de operación y poder realizar inversiones de expansión y mantenimiento imprescindibles para su subsistencia como empresa líder en el Escenario petrolero mundial. En enero de 1992, luego del convencimiento de los sectores representantes de los poderes públicos, PDVSA lleva a cabo la primera ronda de convenios operativos iniciando un proceso de Apertura cuyas consecuencias son determinantes para Venezuela. Después surgieron las asociaciones estratégicas, que fueron aprobadas por el Congreso de la República, y con fecha 10 de agosto de 1993 fue firmado el Convenio “Cristóbal Colón”. Se firmaron otros convenios como el de asociación entre las empresas Maraven, S.A. y Conoco, Inc., el convenio de asociación entre las empresas MaravenTotal-Itochu y Marubeni y el convenio de asociación entre Lagoven, S.A. con empresas como la Exxon, Shell y Mitsubishi.

Dos objetivos trascendentales tienen la Apertura: 1. La expansión de PDVSA, que podrá llevar a cabo planes de inversión agresivos que le permitirán aumentar su producción petrolera y situarse con mayor presencia en los mercados internacionales. 2. Ofrecer al público en general, nacional e internacional, la oportunidad de invertir en un negocio extremadamente lucrativo que permitirá ( si es que se institucionaliza un política dirigida a ello), además de los beneficios individualmente considerados, la reactivación directa e indirecta del proceso económico venezolano. Objetivos Generales: -Expandir la base de recursos de hidrocarburos mediante una exploración selectiva, con esfuerzo propio y de terceros. -Optimizar la producción de las áreas tradicionales mediante la aplicación del conocimiento y uso de la tecnología. -Crecer apalancada con terceros. -Maximizar la oferta de gas.

-Desarrollar la Faja Petrolífera del Orinoco a través de asociaciones estratégicas y del negocio del combustible Orimulsión. Ventajas: -Ganancia Compartida en áreas que resulten rentables. -La participación del estado es la más elevada que ha establecido la nación. -Las bases de los convenios aprobados “garantizan el control” de PDVSA en la posible explotación de dichas áreas. -En los contratos de servicios se establece que el personal de la contratista deberían ser venezolanos. -Contribuirá al proceso de consolidación y crecimiento económico del país.

Desventajas: -En 1995, con la apertura petrolera, se da un proceso de desnacionalización de la industria petrolera. -La apertura “se vendió” como la fórmula mágica que acabaría con la inflación incontrolada, el déficit fiscal y hasta la deuda externa. -Poca participación de la empresa privada nacional, por no tener el capital necesario para competir con las transnacionales. -El crecimiento internacional de PDVSA no iba acorde con el desarrollo de la nación. La apertura petrolera es la respuesta venezolana a una creciente demanda mundial de hidrocarburos, puesto que para el año 2007 se estima que los requerimientos energéticos del mundo alcanzarán 94 millones de barriles diarios de petróleo. Venezuela aprovecha la abundancia de hidrocarburos que tiene y busca la oportunidad de mantener un rol protagónico en los mercados petroleros, proponiéndose, a través de P.D.V.S.A., a elaborar un plan dirigido a aumentar, para el año 2007, la producción petrolera del país con la finalidad de aprovechar los recursos para impulsar la economía venezolana. Plan de apertura petrolera:

Con la apertura petrolera iniciada en 1992, P.D.V.S.A busca complementar sus planes para elevar los niveles de reserva y producción, y duplicar la capacidad de producción en los próximos años. El plan de apertura petrolera se basó en tres modalidades: 1.- Se inicia en 1992, con la modalidad de establecer convenios operativos con empresas privadas, para reiniciar la producción de crudos en campos petroleros inactivos. 2.- En 1995, el Congreso Nacional aprobó la segunda modalidad de apertura que consistió en asociaciones estratégicas entre P.D.V.S.A y socios internacionales para la extracción y mejoramiento de crudos pesados y extrapesados de la faja petrolífera del Orinoco, considerada única en el mundo por sus cuantiosos recursos. Para 1999 en el país se habían establecido cuatro asociaciones estratégicas para desarrollar la faja. 3.- Por último, la modalidad de ganancia compartida, consiste en la exploración de nuevas áreas. A través de esta modalidad el Ministerio de Energía y Minas y P.D.V.S.A, seleccionan a las empresas internacionales que ofrezcan al Estado la mayor participación en las ganancias. Estas empresas exploran lo asignado a su propio riesgo, con el compromiso de aceptar que P.D.V.S.A podría luego asociarse para la explotación de las reservas que fuesen encontradas. Convenio Cristóbal Colón El Proyecto Cristóbal Colón se inserta en el contexto de las llamadas “Asociaciones Estratégicas”. Descripción: Proyecto de producción y licuefacción de gas natural mediante un convenio de asociación estratégica para el desarrollo de las reservas de gas de Costa Afuera, con miras a la exportación de Gas Natural Licuado (GNL). Surge como un convenio de asociación donde PDVSA logra que se le otorguen garantías a las empresas extranjeras, tales como las de mantener el régimen fiscal. Antecedentes: Entre 1978 y 1982 LAGOVEN, filial de Petróleos de Venezuela, descubrió cuatro campos costa afuera de gas no-Asociado; Patao, Dragón, Mejillones, ubicados unos 30-45 Km al Norte de la Península de Paria. Adicionalmente se descubrió el campo de gascondensado Río- Caribe ubicado en la misma área. Socios:

En la autorización dada por el Congreso de la República para proceder al mencionado convenio, se estableció de igual manera que la participación accionaria de Lagoven fuese inferior a 50%. De esa forma, la participación inicial en el capital será la siguiente: Lagoven 33% Shell 30% Exxon 29% Mitsubishi 8% Así quedó demostrado el poder que ejercen las empresas transnacionales y la propia Pdvsa, en la toma de las decisiones del Poder Legislativo y Ejecutivo. Marco Legal: A continuación se expondrán algunas de las cláusulas del convenio de asociación propuesto por Lagoven relacionadas especialmente con el control del convenio. Y la tasa impositiva. Primera: Lagoven S.A. filial de Petróleos de Venezuela, S. A. celebrará un Convenio de Asociación con las empresas Shell Gas Venezuela. Exxon Venezuela LNG Inc. y Mitsubishi Corporation. Segunda: Las partes constituirán una sociedad anónima (En lo sucesivo denominada “Empresa”), autorizada conforme a la Ley, y tendrá por objeto, desarrollar las actividades mencionadas en la condición primera. Quinta: A fin de dar cumplimiento al requisito de control por parte del Estado, establecido en la Ley, La empresa emitirá el 33% de acciones privilegiadas, cuyo titular será Lagoven o eventualmente cualquier otra empresa filial de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA). Sexta: El proceso para tomar decisiones en Junta Directiva de la Empresa estará referido a tres categorías en cuanto a los requerimientos de votación: 1. Aquellas que deberán ser tomadas por unanimidad.

2. Las que requieren de mayoría calificada en las cuales deberá concurrir el voto afirmativo de Lagoven.

3. Las adoptadas por mayoría simple. Se enfatiza en que esas categorías se fundamentan en la trascendencia, magnitud, consecuencias u obligaciones que comporten las diversas decisiones por ser adoptadas. Séptima: Lagoven o el tenedor de las Acciones Privilegiadas tendrá el derecho en todo momento, de nombrar y remover al Presidente de la Junta Directiva de la Empresa. Asimismo, tendrá siempre el derecho exclusivo de nombrar y remover al Gerente General. Alcances del Proyecto: El convenio tendrá una duración de 30 años y podrá extenderse a 35, dependiendo de su inicio, bien sea a partir del momento en que se firme el convenio o a partir del comienzo de la actividad. A menudo, los apologistas del proyecto señalan que el país se beneficiará sustancialmente por las inversiones por realizar, por la generación de empleo, la transferencia de tecnología, así como por el fuerte impulso que se dará al desarrollo regional y al fortalecimiento de las empresas consultoras de ingeniería, metalmecánicas, de construcción, de transporte, etcétera. Por lo que respecta a operaciones: la extracción de gas, el manejo de la planta de licuefacción y de los buques metaneros, estarán en manos extranjeras esencialmente, lo cual indica que una vez más la transferencia de tecnología tiende a ser casi nula. Producción y Venta de Líquidos de Gas Natural (LGN): 1. En lo concerniente a las operaciones de procesamiento y extracción de LGN, para el año 2009 se alcanzó un volumen de 158 MBD. 2. La capacidad total de procesamiento se ubica en 4.895 MMPCD y la de fraccionamiento en 282 MBD. Adicionalmente, se dispone de 381 Km de poliductos. 3. Las ventas de LGN se situaron en 163 MBD para el cierre del año 2009, de los cuales 50 MBD (31%) fueron destinados al mercado de exportación y 113 MBD (69%) fueron colocados en el mercado local.

Campos Marginales Definición: Son campos marginales aquellos de baja prioridad operacional o económica, que contienen crudo de baja gravedad (crudo pesado), o necesitan técnicas de recuperación excesivamente costosa. Estos campos no pueden representar más del 1% de la producción nacional, correspondiendo su explotación prioritariamente a las empresas nacionales del sector hidrocarburífero. Recuperación en campos Marginales: Los convenios operativos es una modalidad de la apertura petrolera mediante el cual empresas privadas y extranjeras invierten recursos financieros y ejecutan las actividades que PDVSA y sus filiales estimen necesarias en Materia de destreza operacional, tecnología y mercados. Antecedentes: Para la Apertura Petrolera, la forma más dinámica que ha utilizado hasta el momento, ha sido establecer los contratos operacionales con empresas privadas, para la reactivación de Campos considerados marginales. Aún sin restricción presupuestaria, muchos proyectos no resultan rentables para una filiar de PDVSA, pero para una empresa privada que paga una tasa de impuesto de 34% de regalía, si pueden ser rentables. Esta ventaja fiscal permite acometer proyectos que de otra manera no se realizarían. Hasta ahora se han otorgado, a través de tres rondas de licitación, 32 áreas donde operan 49 empresas privadas, nacionales y extranjeras. Se licitaron Diez (10) áreas y se obtuvieron ofertas por ocho que se adjudicaron a 14 empresas agrupadas en diferentes consorcios, en enero de 1996. Los contratos definitivos fueron aprobados por el Congreso en Julio de 1996. Y durante los actos de la Tercera Ronda de Convenios Operativos, efectuados en Caracas entre el 2 y el 6 de Junio de 1997, se adjudicaron 17 áreas de exploración por un total de Factor de Valorización (FDV) de 2 Mil Millones 719 Mil 344 U$. Bajo la figura de los Convenios Operativos, PDVSA contrataba empresas operadoras para que le prestaran el servicio de explotación de hidrocarburos en campos marginales, a cambio de un precio indexado al precio del petróleo.

A lo largo de los años noventa, PDVSA organizó tres rondas de licitación de Convenios Operativos: en 1992, 1993 y 1997; además de una adjudicación directa en 1995 (el Convenio Operativo Boscán). La figura de los Convenios Operativos estaba contemplada en el artículo 5to de la Ley Orgánica, que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos, la LOREICH, conocida como la Ley de Nacionalización. Con estos Convenios, en realidad PDVSA entregó a terceros las actividades de exploración y producción, reservadas por la ley de Nacionalización a las empresas del Estado, o a la figura de Convenio de Asociación con una empresa del Estado. No fueron lo que se pretendía en la Ley, simples empresas de servicio; sino contratos de producción de petróleo. Tanto es así que muchos de ellos, de hecho, presentan las reservas de hidrocarburos correspondientes en sus libros con la aprobación de la Securities and Exchange Commission (SEC), estadounidense. Los Convenios Operativos se presentaron a la opinión pública como una solución a la producción y el manejo de Campos Marginales, es decir, aquellos que requerían inversiones adicionales para ser reactivados y que PDVSA no consideraba prioritario reactivar con recursos propios. En la primera ronda se entregaron campos marginales abandonados o inactivos; pero ya en la segunda ronda se trataba de campos inactivos y activos. En 1995 se entregó por adjudicación directa el campo Boscán. Éste producía 80 MBD, con lo que difícilmente puede calificarse como campo marginal. En la tercera ronda se entregaron oficialmente campos marginales en producción. El titular de PDVSA comentó que la esencia de la Apertura Petrolera puede resumirse en pocas palabras: La globalización del recurso natural, que ya no sería nacional sino que estaría a la libre disposición de los poderosos países consumidores. “Con la Apertura Petrolera, el capital transnacional pretendía expropiarle a Venezuela su principal recurso: el petróleo. La vieja PDVSA era esencialmente antinacional”, dijo. Durante el primer trimestre de 2005 los convenios operativos produjeron 499 mil barriles diarios, con un valor promedio de mercado de 34,67 dólares por barril. Se Explica que las contratistas facturaron para sus servicios un promedio de 18 dólares por barril, o sea el equivalente al 52% del valor, mientras que los barriles producidos por PDVSA con esfuerzo propio, le costaron a la industria 4 dólares por unidad.

Los campos que se pueden considerar marginales en Venezuela tienen las siguientes especificaciones: • Campos que presentan alto contenido de hidrocarburo que requieren instalaciones de procesamiento no convencionales. • Campos en pronunciado estado de agotamiento por causas naturales, normales en la industria. • Campos afectados por la invasión de gas o agua o por la ocurrencia de daños físicos y mecánicos. • Campos con potencial posiblemente aceptable pero acumulaciones en arenas de poco desarrollo. •

Campos en los cuales el deterioro normal de los equipos de producción, almacenaje, transporte, ha llegado a una condición tal que exigen consideraciones especiales.

La Faja Petrolífera Del Orinoco PDVSA complementa su crecimiento propiciando la participación del sector privado nacional e internacional en sus negocios. La estrategia ha sido compartir los esfuerzos de inversión necesarios para aumentar su capacidad de producción, cumplir las cada vez mayores exigencias de calidad de los productos consumidos internamente y exportados, y lograr de su relación con los socios el beneficio de incorporar nuevas tecnologías. También pone especial énfasis en la incorporación del aparato productivo nacional a su principal industria, con miras a provocar una expansión en la actividad petrolera, industrial y de servicios en el país. A tal efecto ha abierto oportunidades de participación al sector privado nacional e internacional en actividades de producción, mediante Convenios Operativos en campos maduros, la producción bajo Ganancias Compartidas en áreas nuevas, Asociaciones Estratégicas para desarrollar la Faja del Orinoco y otros proyectos. Se estima que las empresas socias de PDVSA en las ocho Areas de Exploración a Riesgo y Producción bajo Ganancias Compartidas inicien los primeros desarrollos comerciales entre finales del año 2001 y principios del 2003. La producción planificada para el 2009 es de 400 mil barriles por día.

Los objetivos de PDVSA con estos negocios son lograr una explotación petrolera con alta eficiencia operacional, mediante el uso de las mejores prácticas; y propiciar el incremento del valor agregado nacional y del aprovechamiento de sinergias con socios y filiales, optimando el uso de las instalaciones existentes. Bordeando la margen norte del río Orinoco y atravesando los estados Monagas, Anzoátegui y Guárico se ubica la Faja Petrolífera del Orinoco, cuyos enormes depósitos contienen 1,2 billones de barriles de crudo pesado, extrapesado y bitumen, de los cuales 270 millardos de barriles son económicamente recuperables con la tecnología actualmente disponible. Los hidrocarburos de la Faja se caracterizan por su baja gravedad API (de 8 a 10 grados) y alto contenido de metales y azufre, lo que hace más compleja su comercialización. A pesar de la alta viscosidad del crudo, los yacimientos poseen, sin embargo, excelentes características por su alta porosidad y permeabilidad, espesor de arenas sobre los 200 pies, lo que se traduce en productividades por pozo por encima de los 2 mil barriles por día. PDVSA ha adoptado dos estrategias, reconocidas plenamente como viables y exitosas, para el aprovechamiento de estos enormes recursos: •

La explotación, mejoramiento y comercialización, mediante Asociaciones Estratégicas con consorcios internacionales, que aporten el capital y la tecnología requeridos, para transformar estos crudos extrapesados en crudos sintéticos de mayor valor comercial en el mercado internacional, con miras a atender la demanda de combustible del sector transporte.

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La explotación de estos crudos para manufacturar el combustible Orimulsión®, destinado al sector de generación de electicidad.

Cuatro asociaciones se han conformado, hasta 1999, para desarrollar proyectos en la Faja del Orinoco: •

Petrozuata, asociación entre Conoco y PDVSA para la explotación de recursos en el área de Zuata.

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Cerro Negro, asociación entre Exxon Mobil, Veba Oel y PDVSA, con actividades en el área de Cerro Negro.

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Sincor, asociación entre Total, Statoil y PDVSA, ubicada en el área de Zuata.

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Hamaca, asociación entre Phillips, Texaco y PDVSA, para el área de Hamaca.

Petrozuata: El proyecto contempla la producción de crudo extrapesado del área de Zuata (sur de Anzoátegui), su transporte por un oleoducto de 200 kilómetros de longitud

hasta el Complejo Industrial de Jose (norte de dicho estado), donde, a partir de mediados del año 2000, será procesado para obtener 112 mil barriles diarios (MBD) de crudo sintético de unos 21 grados API. La inversión total estimada a realizar en Venezuela asciende a unos 3 millardos de dólares. En 1997 obtuvo un financiamiento proveniente de la banca y los mercados de capitales por un monto de 1,45 millardos de dólares. En agosto de 1998 se inició la producción de desarrollo. La producción para fines de 1999 se situó en unos 50 MBD. Cerro Negro: El esquema del proyecto es similar: producción de crudo extrapesado del área de Cerro Negro (sur de Monagas), transporte por oleoducto a una planta de mejoramiento en construcción en Jose, donde será procesado para obtener 116 MBD de crudo sintético (16 grados API). La producción de desarrollo se inició a fines de 1999 y la producción comercial de crudo mejorado comenzará a mediados del 2001. La inversión total estimada del proyecto en Venezuela es de unos 2 millardos de dólares, tanto para las instalaciones de producción como de mejoramiento. Esta asociación obtuvo en 1998 la cantidad de 900 millones de dólares, financiamiento requerido para arrancar con la contratación y adjudicación de la totalidad de las instalaciones. Sincor: El proyecto, por un monto estimado de unos 4,2 millardos de dólares, comprende también la extracción de crudo extrapesado de la Faja, transporte y mejoramiento en Jose. El inicio de la producción de desarrollo está previsto para fines del año 2000 y la producción comercial de 186 MBD de crudo sintético de 32 grados API comenzará a mediados del 2002. En agosto de 1998 obtuvo un crédito bancario por 1,2 millardos de dólares. Hamaca: Este proyecto estima obtener unos 170 MBD de crudo mejorado de 25 grados API, a partir de crudos extrapesados del área Hamaca, procesados en el complejo industrial de Jose. Las inversiones totales estimadas del proyecto, hasta poner en operación la planta mejoradora, serán de 3,2 millardos de dólares. La ingeniería básica del proyecto fue completada a fines de 1999. Se estima que la construcción de obras comenzará en el año 2000; el inicio de la producción de desarrollo en el 2001 y la producción de crudo sintético en el 2003. Las posibilidades de nuevos proyectos y la expansión de los existentes están planificadas en función del crecimiento de la demanda mundial, del aseguramiento de mercados a través de las Asociaciones Estratégicas y de la disponibilidad de financiamiento.La participación del capital privado nacional e internacional en los procesos de la industria petrolera venezolana ha significado no sólo la inyección de capital en los proyectos, sino de tecnología de punta para optimizar la explotación de las reservas de hidrocarburos, estimulando también el desarrollo de las economías regionales, al generar empleos directos e indirectos y propiciar el desarrollo del sector conexo nacional.

Conclusión A manera de conclusión, queremos puntualizar algunas de las ideas expuestas en este trabajo y que recogen, en líneas generales, nuestra posición acerca de la llamada apertura petrolera. En 1970 fue creada la modalidad de los contratos de servicio para reemplazar la política de no más concesiones petroleras. Y en 1995, con la apertura petrolera, se sustituye el proceso de la nacionalización del petróleo. Ello significa una total rectificación de la política de los hidrocarburos. Se trata de un cambio radical. Pero reconocer ese hecho representa un elevado costo político, que los protagonistas estiman conveniente no asumir. Con el efugio de una infundada racionalidad económica, bajo el manto de una predicación modernizadora y la algarabía de una necesaria e imprescindible inserción en el proceso globalizador –otorgando cuantos incentivos y privilegios soliciten los inversionistas extranjeros–, se corre el riesgo cierto de que el país se transforme en una simple empresa subsidiaria del dogma de la globalización. De esa forma, Venezuela no tendrá facultad para planificar, desarrollar e instrumentar una estrategia propia, en beneficio de la sociedad venezolana. Todo ello conllevará mayor dependencia económica, política, social, cultural, tecnológica, comunicacional y militar, con un alto grado de vulnerabilidad. Petróleos de Venezuela actúa más como núcleo empresarial que como ente del Estado venezolano. Con el modelo de asociación propuesto de ganancias compartidas se hiere mortalmente a la nacionalización petrolera, que al decir de algunos pasó de moda y no cónsona con los tiempos actuales. Por último, conviene subrayar que todo este proceso, llamado de “apertura petrolera”, de lo que se trata es de permitir la participación del núcleo empresarial transnacional en la planificación, desarrollo e instrumentación de la política energética nacional y con ello la liquidación de la nacionalización petrolera. Si actualmente existe pérdida de soberanía para el desarrollo de una estrategia propia, ahora, con la política establecida, se consolida y acrecienta esa pérdida de soberanía nacional. Estamos en capacidad de afirmar que las llamadas “asociaciones estratégicas”, bajo las condiciones y modalidades aquí analizadas, a través del Proyecto Cristóbal Colón, no son convenientes para el país.

No es posible poner los intereses extranjeros por encima de los nacionales, ni desmejorar las condiciones establecidas en las leyes venezolanas, incluso que rigieron para la época de las concesiones. No puede ni debe aceptarse que se lesione nuestra soberanía, bajo el argumento de que han cambiado las circunstancias en el mundo y que la realidad petrolera es otra. No es ésa la forma como debe propiciarse el flujo de capital externo. La apertura económica no puede ser a cualquier costo. No es saludable fomentar una reinserción del país subordinada y pasiva, acentuando cada vez más nuestra dependencia y vulnerabilidad económicas. Ello no significa, por supuesto, que no debamos contribuir para una mejor inserción en la cambiante división internacional del trabajo. Todo induce a pensar que la estrategia planificada conduce a la institucionalización de las empresas mixtas y de la privatización de la industria petrolera venezolana en todas sus fases. Lamentablemente, Venezuela ha perdido soberanía para planificar, desarrollar y aplicar una genuina estrategia económica, política y social.

Referencias Bibliográficas

 De la nacionalización a la apertura petrolera: derrumbe de una esperanza – [Cuarta

edición] Caracas: BCV, 2009. – 360 p.  www.pdvsa.com