Inversión extranjera en la industria del gas natural en Venezuela

Revista N° 29 Oct.-Dic. 2010

por Miguel Rivero y Paula Serra 

El propósito de este trabajo es presentar los aspectos básicos del régimen legal de los hidrocarburos gaseosos en Venezuela. Trataremos también de comparar algunos aspectos del régimen venezolano con el régimen aplicado en otros dos países de Latinoamérica con reservas importantes de gas: Bolivia y Perú. Serán resaltados los aspectos y las diferencias más relevantes, que, en nuestro criterio, servirán al inversionista como elementos de análisis para establecer si el régimen estudiado logra efectivamente incentivar la inversión privada nacional e internacional.

1. Apertura del gas natural en Venezuela.

1.1. Referencia histórica

La producción de gas natural en Venezuela se viene registrando desde 1918, pero el auge del gas natural comienza verdaderamente con el desarrollo de la industria petrolera nacional, en diciembre de 1922, debido al descubrimiento del pozo Los Barrosos n.º 2. De hecho, el petróleo que salía de dicho pozo fue impulsado por el gas natural. Hasta el año 1932, casi todo el gas natural se arrojaba a la atmósfera o era quemado, pero a partir de ese año, se comenzaron a inyectar los yacimientos en la planta de inyección de Quiriquire(1).

En 1943, se dicta la Ley de Hidrocarburos, sin embargo, solamente en 1946 se establece la reglamentación de la ley del 43, la cual fija medidas sancionatorias que forzaron a las empresas extranjeras que gozaban de licencias a desarrollar esquemas de utilización del gas asociado.

Esta ley no logró el objetivo deseado de racionalizar los volúmenes de gas arrojados a la atmósfera, los cuales seguían constituyendo un porcentaje elevado de la producción para comienzos de la década de los setenta.

En 1971, se sanciona la ley que reserva al Estado la industria del gas natural, la cual se inspiró en la implantación de una estrategia de desarrollo industrial del país sustentada en este recurso y teniendo como prioridad el control sobre el desperdicio de una riqueza natural no renovable, mal que había aquejado al sector, a pesar de los antecedentes administrativos en la materia.

El desarrollo del gas natural se hizo aún más evidente con la creación de PDVSA Gas, en 1977. Durante este periodo tiene lugar la nacionalización de la industria petrolera venezolana y se promulga la Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y Comercio de los Hidrocarburos —Loreich—(2).

Finalmente, en 1999 y 2000, fueron promulgados el Decreto con Rango y Fuerza de Ley Orgánica de los Hidrocarburos Gaseosos —Ley del Gas—(3) y su reglamento(4), que permiten, a través del otorgamiento de licencias, la participación de inversionistas extranjeros en casi todas las actividades vinculadas a la industria del gas, desde la exploración y explotación hasta la distribución y la construcción de plantas.

Desde la promulgación de esta ley, el Gobierno venezolano viene concentrando esfuerzos en la apertura y desarrollo del sector del gas natural, considerando que las reservas debían ser explotadas para atender el mercado interno doméstico, comercial e industrial, y sucedáneamente el de exportación como materia prima o combustible a otros países.

Eso porque Venezuela cuenta con importantes reservas de gas natural asociado y libre, que en total alcanzan 152 trillones de pies cúbicos, de los cuales el 90% está comprendido por gas asociado, que a su vez está destinado en un 80% para la producción de petróleo. El resto está dirigido al consumo doméstico en las áreas industrial, comercial y domestica. Sin embargo, existe déficit de gas para satisfacer la demanda en los sectores indicados.

Esta motivación para el desarrollo de la industria y el consumo de gas natural fue manifestada por el legislador en la exposición de motivos de la Ley del Gas, cuando señaló que a los efectos de llevar a cabo un desarrollo estable y permanente de la industria del gas natural era necesario incrementar las reservas de gas libre, mediante “una ley que dé mayor oportunidad al sector privado nacional y extranjero, de participar en todas las fases y actividades relativas esa industria”(5).

Así, en el marco de esta ley, y por medio del Ministerio del Poder Popular para Energía y Petróleo —MEP—, varias licencias de exploración y de desarrollo de reservas de gas han sido otorgadas.

Es importante señalar que la regulación del sector gas en Venezuela, a lo largo de su historia, ha servido también como instrumento para definir las reglas para la participación de los inversionistas en oportunidades de negocios, en las distintas etapas de la cadena comercial.

Respecto al transporte y distribución del gas, existe un proyecto en curso de construcción de un gasoducto, en el marco del Proyecto de Interconexión Centro - Occidente —ICO—, para conectar los campos de gas natural de la región noreste del Estado Falcón con un complejo de refinerías, y el gasoducto del oeste del país con el sistema de transporte de PDVSA en el este. Se espera que este gasoducto tenga una capacidad de entre 40 y 100 millones de pies cúbicos diarios. Este proyecto también incluye la construcción de tres nuevas plantas de compresión de gas.

La promulgación de la Ley del Gas de 1999 y las políticas públicas que han venido produciéndose luego de su promulgación también han dado un impulso importante para lograr el objetivo de desarrollo del sector. Ello porque en Venezuela, el crecimiento del consumo energético del sector primario de transformación —siderúrgico, aluminio y petroquímico—, y en general, el de su población —electricidad y combustible residencial—, tiende a estar cada vez más sustentado en el gas natural, lo que obliga al Estado a buscar soluciones efectivas y de largo plazo.

Por otra parte, la tecnología apunta a la transformación física y química como la nueva forma de expandir el negocio del gas natural en los mercados internacionales. De esta manera, el esfuerzo del Estado venezolano está orientado a lograr el uso más eficiente de un recurso con abundantes reservas, de bajo costo, en comparación con otras alternativas, y con características propias para preservar en mayor grado el ambiente, y que presentará en los próximos años una alta disponibilidad derivada de la explotación de las reservas de gas no asociado y del asociado a la producción del crudo.

Actualmente, un de los proyectos más importantes en la industria del gas en Venezuela es el Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho —Cigma—, en el municipio Valdez del Estado Sucre.

De acuerdo a lo anunciado por PDVSA Gas, que está desarrollando el proyecto del Cigma, este será el complejo industrial gasífero más importante de América Latina, y comprenderá plantas de licuefacción, industrialización y petroquímica, facilitando el procesamiento de los crudos de la faja petrolífera del Orinoco. La inversión total será de 13.000 millones de dólares y permitirá aumentar los volúmenes de producción y así satisfacer la demanda interna e internacional.

Con el Cigma, además de garantizar beneficios de orden social a la región nororiental del país e incrementar los aportes al fisco nacional, el Gobierno, a través de PDVSA Gas, espera crear un nuevo polo de desarrollo industrial en Venezuela.

Otro proyecto importante en la actualidad es el ya mencionado de Interconexión Centro Occidente —ICO—, que tiene como objetivo conectar dos extremos del país; más específicamente, conectar los sistemas de transmisión de gas natural de la región central y este de Venezuela —Anaco, Estado Anzoátegui, Barquisimeto, Estado Lara— con el sistema de transmisión en el oeste del país —Ulé, Estado Zulia, Amuay, Estado Falcón—.

Además de la construcción de un gasoducto de 300 kilómetros de longitud, se prevé la construcción de tres plantas compresoras —Morón, Los Morros y Altagracia—. La inversión en este proyecto está estimada en 530 millones de dólares y tiene la finalidad de cubrir la demanda interna de gas, sobretodo en el occidente de Venezuela, además de desarrollar la distribución del producto en el país y en consecuencia las actividades industriales en las zonas afectadas por el proyecto.

1.2. Políticas públicas a favor de la apertura del gas natural

El éxito del proceso de apertura del negocio del gas de Venezuela depende en gran parte de la conceptualización e implantación de un marco regulatorio que proponga seguridad al inversionista y mantenga su percepción de riesgo económico en los niveles esperados para estas actividades dentro de los mercados de inversión internacionales. Como se mencionó anteriormente, el marco regulatorio del sector del gas clasifica las actividades que desarrollan los agentes para la prestación del servicio en: exploración, producción, almacenamiento, transporte, distribución y comercialización.

Teniendo en cuenta las características de cada una de las actividades, la Ley del Gas estableció, como lineamiento general para el desarrollo del marco regulatorio, la creación e implementación de reglas que permitieran y propendieran a un mercado administrado en los negocios de exploración y explotación, mientras que para los negocios de transporte y distribución se estableció un monopolio natural de red, buscando en todo caso condiciones de competencia regulada. En este sentido, en la revisión y el análisis de la Ley del Gas se observa claramente el propósito del legislador de aperturar el sector en todas las fases, desde la cadena de negocios hasta la inversión privada nacional y extranjera.

Es menester resaltar que todo proyecto de marco regulatorio del gas debe considerar, entre otros, los siguientes aspectos: conceptualización; consideración y aprobación del esquema conceptual preferido por todos los autores involucrados en el negocio —Gobierno, consumidores, terceros e industria petrolera— y desarrollo de instrumentos jurídicos para la puesta en práctica de la normativa legal. Este esquema fue el utilizado por el Estado venezolano en la redacción y posterior promulgación de la Ley del Gas, reglamentada por el Decreto 840. La entrada en vigencia de estas disposiciones “ha supuesto la liberalización de los hidrocarburos gaseosos en Venezuela, los cuales pasan a explotarse mediante actividades económicas privadas, regidas por los principios de libertad económica y libre competencia, sometidas, sin embargo, a diversos controles por parte de los poderes públicos, muy especialmente de la administración”(6).

La exposición de motivos de la Ley del Gas consagra el interés del Estado en otorgar “mayor oportunidad al sector privado nacional y extranjero” para participar “en todas las fases y actividades” relativas a la industria de los hidrocarburos gaseosos. El objetivo que guió a lo redactores de la ley fue incentivar la actuación de inversionistas en un ámbito de libre competencia, mediante la eliminación de la reserva de las actividades para el desarrollo del sector del gas natural, conferida antiguamente al Estado. Así, se encuentra consagrada en la Ley del Gas la derogación expresa de la ley que reserva al Estado la industria del gas natural, así como cualquier otra disposición que colinde con su texto(7).

Por lo tanto, pode afirmarse que, a partir de la entrada en vigencia de la Ley del Gas, las actividades del sector, enumeradas en el artículo 2.º, son actividades económicas privadas, que pueden ser desarrolladas por todos los particulares en ejercicio del derecho fundamental a la libertad económica, en régimen de libre competencia. A diferencia de lo que ocurría bajo la vigencia del régimen hoy derogado, todos los particulares pueden dedicarse a explotar cualquiera de las actividades que integran el sector de los hidrocarburos gaseosos. Así parece confirmarlo la Ley del Gas, de conformidad con la cual las actividades que integran al sector podrán ser explotadas “por personas privadas nacionales o extranjeras, con o sin la participación del Estado, en los términos establecidos en esta ley”(8).

En este sentido, debemos recordar que la Ley del Gas se rige por el principio según el cual las actividades del sector “estarán dirigidas primordialmente al desarrollo nacional, mediante el aprovechamiento intensivo y eficiente de tales sustancias, como combustibles para uso primario o industrial, como materia prima a los fines de su industrialización y para su eventual exportación en cualquiera de sus fases”(9). Ello supone, por lo tanto, que los particulares autorizados quedan sometidos a las eventuales obligaciones que pueda imponer la administración a fin de garantizar los objetivos pautados en el artículo 3.º.

2. Aspectos regulatorios relacionados con los mecanismos de participación privada

Reglas claras y políticas gubernamentales que incentiven la inversión extranjera son las variables que los inversionistas toman en consideración al decidir aportar capital y tecnología en un proyecto determinado, sobre todo en aquellos países de frecuente mutabilidad legislativa.

En los proyectos de exploración y producción —E&P— de gas natural no asociado, por tratarse negocios que implican altas inversiones —desembolsos que se hacen de manera muy intensiva en los primeros años del proyecto y cuyo retorno se produce a mediando y largo plazo—, los inversionistas tienden a realizar análisis de inversión tomando en cuenta diversos factores. Entre ellos se encuentra la existencia de reglas claras y estables durante la vida del proyecto.

En este sentido, debemos recordar que en la década de los noventa fueron dictadas, en la mayoría de los países sudamericanos —Argentina, Bolivia, Colombia, Chile y Perú—, leyes destinadas a regular las actividades de la industria del gas natural, cuyo objetivo fundamental era lograr el desarrollo de la industria mediante la captación de capital nacional o extranjero.

Estas reformas se realizaron en el marco del proceso de globalización de la economía mundial, que estimulaba la liberalización de los mercados, la eliminación de los monopolios estatales, la promoción de la inversión privada y la reducción de la actividad empresarial del Estado(10). Sin embargo, las motivaciones que originaron dichas reformas han cambiado en los últimos años, sobre todo por los altos precios del petróleo y la asunción al poder de gobiernos nacionalistas, los cuales han pasado de un régimen amigable o de libre acceso a la inversión extranjera —Bolivia— a uno de clara restricción a dicha inversión.

En este estudio se realiza, desde un punto vista jurídico, un análisis del régimen legal de hidrocarburos gaseosos en Venezuela, primer país en reservas de gas libre en Latinoamérica —152,32 TCF—(11). Trataremos también de comparar algunos aspectos del régimen venezolano con el régimen aplicado en otros dos países de Latinoamérica con reservas importantes de gas: Bolivia y Perú.

Resaltaremos las diferencias más relevantes sobre temas tales como: régimen legal vigente; propiedad de los yacimientos y de los hidrocarburos producidos y responsables; adjudicación; programas exploratorios; regalías y participaciones; incentivos y convenios de estabilidad jurídica; modalidades de participación; ley aplicable y solución de controversias; garantía de libre disponibilidad de los ingresos; acuerdos y, por último, tratados internacionales.

Estos factores, en nuestro criterio, servirán al inversionista como elementos de análisis para establecer si el régimen estudiado logra efectivamente incentivar o, por el contrario, ahuyentar la inversión privada nacional e internacional.

2.1. Régimen legal vigente

En Venezuela(12), las actividades upstream en materia de hidrocarburos gaseosos no asociados están reguladas por la Ley del Gas y su respectivo reglamento(13).

Adicionalmente, en 2001, fue promulgado el Decreto-Ley de Armonización y Coordinación de Competencias para la Prestación de los Servicios de Distribución de Gas con Fines Domésticos y de Electricidad(14), que se aplica juntamente con varias resoluciones que establecen tarifas, precios y normas técnicas para el transporte y distribución del gas(15).

Estas actividades no están reservadas al Estado y establecen la liberalización y la expansión de la industria, con el objetivo de incrementar significativamente el consumo de gas mediante la inversión nacional y extranjera.

El Ejecutivo Nacional venezolano, por órgano del MEP, ejercerá la competencia nacional en materia de hidrocarburos. Este ministerio tiene amplias competencias, algunas de las cuales son las siguientes: la regulación y seguimiento de políticas; la planificación, la realización y la fiscalización de las actividades del Ejecutivo Nacional en materia de hidrocarburos y energía en general; el desarrollo y control de los recursos naturales no renovables y de otros recursos energéticos, así como de las industrias eléctricas y petroleras; el estudio de mercado y la fijación de precios de los productos de petróleo y del servicio de la electricidad; la prevención de la contaminación del medio ambiente derivada de estas actividades, entre otras que le atribuyan las leyes y otros actos normativos(16).

La Ley del Gas, en su artículo 36, contempló la creación del Ente Nacional del Gas —Enagás— como un órgano desconcentrado, con autonomía funcional, administrativa, técnica y operativa, adscrito al Ministerio de Energía y Minas, hoy MEP.

El objetivo del Enagás, de acuerdo con esta ley, es la promoción y el desarrollo del sector y de la competencia en todas las fases de la industria de los hidrocarburos gaseosos relacionadas con las actividades de transporte y distribución y para coadyuvar en la coordinación y salvaguarda de dichas actividades.

Por otro lado, tiene la misión de “coordinar integralmente el ámbito de acción de los actores involucrados en las actividades del sector gas y satisfacer las necesidades del mercado del gas natural, salvaguardando a los consumidores y asegurando la expansión de una industria del gas eficaz, eficiente y competitiva, que soporte el desarrollo económico y social de la Nación”(17).

Vale mencionar que Petróleos de Venezuela, S.A. —PDVSA— tiene una filial especialmente creada para desarrollar el gas natural. PDVSA Gas es una empresa del Estado adscrita al MEP que se encarga de operar los sistemas de transporte, procesamiento y distribución industrial de gas, así como de explotar los yacimientos de gas natural no asociado al petróleo. PDVSA Gas Comunal se encarga de operar la distribución de gas y de gas licuado del petróleo —GLP— en el sector doméstico y comercial.

En lo que se refiere a la independencia, el MEP, que es el agente regulador en el caso de la industria del gas, no tiene independencia en relación al Ejecutivo. El ministerio debería ser, y lo es en teoría, independiente de las empresas que actúan en el sector. No obstante, considerando que PDVSA es actualmente la empresa más importante en el sector y que el presidente de esta empresa —el ingeniero Rafael Ramírez— es también Ministro del Poder Popular para la Energía y Petróleo, es evidente que no hay verdaderamente independencia en el sector del gas.

Es importante mencionar que existe un proyecto de reforma de la Ley del Gas, anunciado por el Estado venezolano, a través del cual las actividades primarias serían exclusivas del Estado, quien actuaría directamente, por medio de PDVSA Gas, o con empresas mixtas, siempre que el Estado tenga participación mayoritaria.

Respecto a los otros países de la región, las leyes de hidrocarburos de Bolivia y Perú se aplican tanto a las actividades de hidrocarburos líquidos como gaseosos, a diferencia de Venezuela, donde los hidrocarburos líquidos, gas natural asociado y condensado están regulados en la Ley Orgánica de Hidrocarburos(18), más reciente que la Ley del Gas.

En Bolivia(19), la Ley de Hidrocarburos 3058 de 17 de mayo 2005 regula las actividades hidrocarburíferas y reconoce el valor del gas natural como recurso estratégico. Dentro de los postulados de esta ley, el Estado boliviano nacionalizó(20) los recursos minerales hidrocarburíferos en el país y estableció que, a partir del 1.º de mayo de 2006, las empresas que realizan actividades de producción de petróleo y gas están obligadas a entregar a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos —YPFB— toda la producción de hidrocarburos.

El Ministerio de Hidrocarburos, en coordinación con YPFB, es el responsable de la política hidrocarburífera del país en todos sus ámbitos, y la Agencia Nacional de Hidrocarburos, antes Superintendencia de Hidrocarburos del Sistema de Regulación Sectorial, es el ente regulador de las actividades de transporte, refinación, comercialización de productos derivados y distribución de gas natural por redes.

En Perú(21), las normas aplicadas a los hidrocarburos son la Ley de Hidrocarburos 26221 de 20 de agosto de 1993(22) y el texto único de la Ley de Hidrocarburos(23). Los principios de base de estas normas son la libre competencia y el libre acceso a la actividad económica con la finalidad de lograr el bienestar de la persona humana y el desarrollo nacional. En este país, el Ministerio de Energía y Minas es el encargado de elaborar, aprobar, proponer y aplicar la política del sector. Se creó además el actual Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería —Osinergmin—(24), que es el encargado de fiscalizar los aspectos legales y técnicos de las actividades de hidrocarburos.

2.2. Propiedad de los yacimientos y de los hidrocarburos producidos y sus responsables

Venezuela tiene un régimen similar al de otros países de Latinoamérica en lo tocante a la propiedad de los yacimientos, que son del Estado(25). La actual Constitución dispone que “los yacimientos mineros y de hidrocarburos, cualquiera que sea su naturaleza, existentes en el territorio nacional, bajo el lecho del mar territorial, en la zona económica exclusiva y en la plataforma continental, pertenecen a la República, son bienes del dominio público y, por tanto, inalienables e imprescriptibles”(26).

Es importante notar que la Constitución de Venezuela también establece que “por razones de soberanía económica, política y de estrategia nacional, el Estado conservará la totalidad de las acciones de Petróleos de Venezuela, S.A., o del ente creado para el manejo de la industria petrolera”(27).

Aunque la en Ley del Gas no se afirma expresamente que los hidrocarburos son del dominio directo, inalienable e imprescriptible del Estado, en Venezuela se admite la propiedad sobre los hidrocarburos producidos cuando así lo estipule la licencia(28).

Finalmente, la Ley del Gas establece que todos los activos e instalaciones relacionados con actividades de exploración y explotación realizadas conforme a una licencia están sujetos al derecho de reversión, que es el derecho que tiene la República de adquirir la propiedad de todos los activos e instalaciones usados por el titular de la licencia para cumplir el objeto de dicha licencia en la fecha en que esta se extinga por cualquier causa. Así, las tierras y obras permanentes deben ser posteriormente entregadas al Estado, sin que exista derecho a indemnizaciones.

En el caso de Bolivia y Venezuela, se expresa que los hidrocarburos son del dominio directo, inalienable e imprescriptible del Estado. Aunque en Perú no se hacen estas especificaciones, pensamos que los efectos son los mismos.

En Bolivia, se recupera la propiedad de los hidrocarburos en boca de pozo para el Estado, cuyos derechos de propiedad serán ejercidos a través de la YPFB, la cual ejercerá el derecho de propietario sobre la totalidad de los hidrocarburos y representará al Estado en la suscripción de contratos petroleros y en la ejecución de las actividades de toda la cadena productiva(29).

En el Perú, Perupetro S.A. es la entidad jurídica que representa al Estado para negociar, celebrar y supervisar los contratos que establece la ley y tiene el derecho de propiedad sobre los hidrocarburos extraídos, el cual será transferido a los licenciatarios al celebrarse los contratos de licencia(30).

2.3. Reconocimiento superficial

En Bolivia, se establece que cualquier persona, previa autorización del Ministerio de Hidrocarburos, podrá realizar trabajos de reconocimiento superficial, consistentes en estudios topográficos, geológicos, geofísicos, geoquímicos, prospección sísmica y perforación de pozos para fines geofísicos, en áreas bajo contrato o en áreas libres. Esta autorización no concede al ejecutante ni prioridad ni derecho alguno para suscribir contratos hidrocarburíferos, y la información recogida se pondrá en conocimiento de las entidades competentes. No existen disposiciones similares en Venezuela y Perú.

2.4. Adjudicación

En Venezuela, la Ley del Gas establece que las diferentes actividades referentes a la exploración y explotación de hidrocarburos gaseosos no asociados podrán ser realizadas directamente por el Estado o mediante entes de su propiedad, o por personas privadas nacionales o extranjeras, con o sin la participación del Estado.

En el caso de la exploración para la búsqueda de yacimientos de gas libre no asociado, y para la exploración de estos, se requieren licencias, las cuales se otorgarán a través de un proceso licitatorio(31), que efectuará el MEP en nombre del Ejecutivo Nacional. Estas licencias podrán también ser otorgadas directamente sin proceso licitatorio, por razones de interés público o por circunstancias especiales, sujeto a condiciones especificadas en la Ley del Gas(32).

Para las actividades de almacenamiento, procesamiento, industrialización, transporte, distribución y comercialización, las partes interesadas deben obtener un permiso del MEP. Tanto las licencias como los permisos deben ser vinculados a un proyecto específico, lo cual debe también ser aprobado por el ministerio.

En Bolivia, YPFB es la responsable de convocar y adjudicar, mediante licitación pública internacional, las áreas libres dentro del área de interés hidrocarburífero. A diferencia de Venezuela, en Bolivia están prohibidas las modalidades de contratación directa o por excepción.

En Perú, en cambio, podrán celebrarse los contratos de licencia y servicio, a criterio de Perupetro, S.A., previa negociación directa o por convocatoria. Estos contratos serán aprobados por decreto supremo refrendado por los ministros de Economía y de Finanzas.

2.5. Programa exploratorio

En Venezuela, el programa mínimo exploratorio no puede ser superior a cinco años y la licencia tendrá una duración de 35, prorrogable por un periodo no mayor de 30 años. La licenciataria podrá también ejecutar un programa adicional exploratorio, cuya duración estará comprendida dentro del lapso de cinco años previsto en la ley para la exploración.

La licencia otorga a los inversionistas el derecho a desarrollar la exploración y producción de gas no asociado en el área autorizada en la licencia a su cuenta y riesgo. Es importante resaltar que el gas asociado no está incluido.

A adquisición de la propiedad del gas se da en el momento en el cual el gas es llevado a la boca del pozo, en este momento, la propiedad del producto deja de ser del Estado.

Las licencias son muy específicas en lo que se refiere a la localización geográfica y límites del área de exploración, el periodo de vigencia, los eventuales permisos especiales de uso de tierras públicas y las metas de producción. Estas últimas no son definidas o limitadas en la Ley del Gas o en su reglamento.

En Bolivia, el plazo inicial de exploración no podrá exceder de siete años en zona tradicional —región donde existe producción de hidrocarburos con explotación comercial— y de 10 años en zona no tradicional —región no comprendida en la definición de zona tradicional—(33), y se dividirá en tres fases para cada zona. También se establece, previo cumplimiento de ciertas condiciones, un plazo adicional de exploración aplicable a ambas zonas con una duración de 7 años, que se dividirá en tres fases para cada zona.

En Perú, los contratos contemplarán dos fases: la de exploración y la de explotación, dependiendo del tipo de reserva a explotar. La fase de exploración es de 7 años, pudiendo dividirse en varios periodos. En esta fase, podrá continuarse hasta el vencimiento del plazo señalado, no obstante haberse iniciado la producción de los hidrocarburos descubiertos.

2.6. Derecho de retención

En Bolivia, el titular podrá retener el área del campo por un plazo hasta de 10 años, cuando efectuase un descubrimiento que no puede ser declarado comercial por inexistencia o insuficiencia de infraestructura de transporte y/o falta de mercado o limitaciones a su acceso. En Perú, al igual que en Bolivia, el contratista podrá solicitar un periodo de retención no mayor a 10 años, cuando realice un descubrimiento de gas natural asociado o no que no sea comercial por razones de transporte. No existe en Venezuela una disposición semejante.

2.7. Regalías, participaciones e impuestos

En Venezuela, el Estado tiene el derecho a una participación de 20% por concepto de regalía de los volúmenes de hidrocarburos gaseosos no asociados extraídos de cualquier yacimiento y no reinyectados.

El Estado tendrá igualmente derecho a contraprestaciones especiales, las cuales deberán incluirse en las bases del proceso licitatorio(34). Las empresas mixtas, por ejemplo, pagan una regalía adicional de 3,33%, destinada a proyectos de desarrollo y a los municipios, y están obligadas a invertir el 1% de los ingresos en proyectos sociales.

Adicionalmente, los inversionistas estarán sujetos al régimen tributario ordinario previsto para el impuesto sobre la renta —ISLR—, impuesto al valor agregado —IVA—, entre otros. La alícuota del IVA es fijada anualmente en la Ley de Presupuesto, y actualmente es de 12%, la alícuota del ISLR previsto para las actividades primarias de hidrocarburos gaseosos es de 34%.

Es importante resaltar que en Venezuela se considera como criterio de vinculación tributaria el principio de renta mundial. De esta manera, se gravan las rentas de fuente nacional obtenidas por personas residentes y/o domiciliadas o no en el país, y también las rentas obtenidas en el extranjero por quienes sean residentes o estén domiciliados en Venezuela.

Además, los contribuyentes que posean inversiones de manera directa, indirecta, o a través de persona interpuesta, en sucursales, personas jurídicas, bienes muebles o inmuebles, acciones, cuentas bancarias o de inversión y cualquier otra forma de participación en entes con o sin personalidad jurídica, ubicados en jurisdicciones de baja imposición fiscal, están sometidos al régimen de transparencia fiscal internacional.

En virtud del régimen de transparencia fiscal, se consideran gravables en el ejercicio en que se causen los ingresos derivados de las inversiones efectuadas por el contribuyente, en la proporción de la participación directa o indirecta que tenga el contribuyente, siempre que no se hayan gravado con anterioridad. Para determinar los enriquecimientos o la pérdida fiscal de las inversiones, los contribuyentes pueden imputar proporcionalmente a su participación directa o indirecta en las mismas, los costos y deducciones que correspondan. Por último, los contribuyentes pueden acreditar contra el impuesto venezolano lo que hubieren pagado en las jurisdicciones de baja imposición fiscal.

En Bolivia, el titular está sujeto al pago de una cantidad de 50% del valor de producción de los hidrocarburos a favor del Estado por las siguientes regalías, participaciones e impuestos: a) regalía departamental equivalente al 11% a favor del departamento donde se produce el hidrocarburo; b) una regalía nacional compensatoria del 1% que debe ser pagada a los departamentos de Beni (2/3) y Pandi (1/3); c) una participación del 6% a favor del Tesoro General de la Nación y d) el impuesto de hidrocarburos directo —IHD—, de 32% del total de hidrocarburo producido en el punto de evaluación impositiva, que es aplicable directamente —no progresivamente— sobre el 100% del volumen de hidrocarburo medido en el punto de evaluación para el cálculo del impuesto en la primera fase de evaluación.

En lo que respecta al Perú, la ley no establece un porcentaje por concepto de regalía, pero sí indica que este será regulado en cada contrato, tomando en cuenta que el gas natural será valorizado sobre la base de precios de venta en el mercado nacional o de exploración, según sea el caso. Mediante decreto(35) emitido por los ministerios de Economía y Finanzas y de Energía y Minas, las normas que regulan la aplicación de la regalía establecen una escala variable, la cual estará basada en factores técnicos y económicos que permitirán determinar el porcentaje de regalía aplicable. Esta metodología de cálculo de regalía fue modificada por medio del Decreto 017-2003(36), confiriendo incentivos a la inversión extranjera.

2.8. Incentivos y convenios de estabilidad jurídica

En Venezuela, el Decreto 356 con Rango y Fuerza de Ley instituye el régimen de promoción y protección de inversiones(37), que establece la posibilidad de que la República celebre contratos de estabilidad jurídica en materia de impuestos nacionales, para lo cual se requerirá la opinión favorable del Servicio Integrado de Administración Tributaria —Seniat— y previa autorización de la Asamblea Nacional.

En materia de convenios para evitar la doble imposición en materia de impuesto sobre la renta y sobre patrimonio, Venezuela ha ratificado los convenios de doble imposición con los siguientes países: Alemania, Austria, Barbados, Bielorrusia —aún no ha entrado en vigencia—, Bélgica, Brasil —aún no ha entrado en vigencia—, Canadá, China, Corea, Cuba, Dinamarca, España, Estados Unidos, Francia, Indonesia, Irán, Italia, Kuwait, Malasia, Noruega, Países Bajos, Portugal, Qatar, Reino Unido, República Checa, Rusia —aún no ha entrado en vigencia—, Suecia, Suiza, Trinidad y Tobago y Vietnam.

En Bolivia, la ley contempla que los ministerios de Hacienda y de Hidrocarburos, en forma conjunta, podrán celebrar convenios de estabilidad jurídica del régimen tributario vigente, por un plazo no mayor de 10 años, los cuales deberán ser aprobados por el Congreso Nacional.

En el Perú, se garantiza a los contratistas que los regímenes cambiarios y tributarios vigentes a la fecha de celebración del contrato permanecerán inalterables durante la vigencia del mismo, para efectos de cada contrato. El Decreto Supremo 32-95-EF(38) contiene las normas de garantía de estabilidad tributaria y las normas tributarias de la Ley Orgánica de Hidrocarburos.

2.9. Modalidades de participación

En Venezuela, como se mencionó anteriormente, la propiedad y la estructura organizacional son reglamentadas en la Ley del Gas y en su reglamento. El Estado mantiene la propiedad sobre los hidrocarburos y puede actuar en la exploración solo o por medio de empresas privadas o mixtas(39).

Actualmente, las modalidades de contratación consisten en empresas mixtas o licencias de gas no asociado. La modalidad de empresas mixtas es la impuesta por la legislación a los hidrocarburos líquidos(40).

La Ley del Gas brinda a los inversionistas una forma diferente de contratación, por medio de una licencia de exploración y explotación de gas no asociado. Así, los inversionistas pueden realizar las actividades upstream luego del otorgamiento de una licencia que tiene una duración máxima de 35 años. En lo tocante a la propiedad de los hidrocarburos producidos, como ya se indicó, dicha licencia regulará su disposición por parte del licenciatario.

Como mencionamos anteriormente, el proyecto de reforma de la Ley del Gas anunciado por el Gobierno podría cambiar esta modalidad de contratación e imponer la empresa mixta como modalidad obligatoria, al lado de la participación exclusiva del Estado.

Los tipos de contrato existentes en el sector del gas en Venezuela cubren las actividades de comercialización, distribución, transporte y suministro de gas.

Los contratos de servicio agregado son los acuerdos celebrados entre el comercializador y los consumidores para el suministro, transporte, distribución o almacenamiento de gas. Los contratos de servicio de distribución son aquellos celebrados entre el distribuidor y los usuarios para la distribución de gas. El contrato de servicio de transporte es el acuerdo celebrado entre el transportista y los usuarios para el transporte de gas. Finalmente, el contrato de suministro es el celebrado entre el productor y el consumidor mayor, distribuidor o comercializador para el suministro de gas.

Es de conocimiento público que algunas modalidades contractuales estarían en proceso de anulación por el actual Gobierno y que este estaría renegociando una nueva forma de contratación con las empresas privadas(41).

En Bolivia, los inversionistas nacionales o extranjeros, públicos o privados, para ejecutar las actividades upstream previstas en la ley, podrán celebrar con YPFB contratos de operación, contratos de producción compartida y contratos de asociación, por un plazo que no excederá los 40 años. El titular de un contrato de operación tendrá derecho a una contraprestación en forma de retribución, y a una participación en los contratos de producción compartida y asociación. Iniciada la producción, la totalidad de los hidrocarburos producidos serán entregados a YPFB.

Por su parte, en Perú, los que autorizan la realización de las actividades upstream son los contratos de licencia y los contratos de servicios. El derecho de propiedad sobre los hidrocarburos extraídos será trasferido a los licenciatarios y el contratista tendrá la libre disponibilidad de los mismos y podrá exportarlos libres de todo tributo.

2.10. Ley aplicable y solución de controversias

Respecto a la solución de controversias por medio del arbitraje(42), en Venezuela, la Ley del Gas(43) establece que cualquier controversia que no pueda resolverse amistosamente entre las partes, incluyendo arbitraje, se decidirá ante los tribunales competentes de la República de conformidad con sus leyes, sin que por ningún motivo ni causa puedan dar origen a reclamaciones extranjeras.

Así, la Ley del Gas señala expresamente que las controversias entre la República y el titular de la licencia podrán ser resueltas mediante arbitraje, sin embargo, dicha ley no distingue entre arbitraje local y extranjero.

En este sentido, el reglamento de la Ley del Gas trae una aclaratoria al establecer que las partes pueden acordar que las dudas y controversias relacionadas con licencias o permisos serán resueltas de manera definitiva mediante el procedimiento amistoso de arbitraje al cual se refiere la Ley del Gas en su artículo 24(44).

Sin embargo, en cuanto a las licencias otorgadas hasta la fecha, el MEP, en contravención de la ley, excluyó de ellas el arbitraje vinculante.

Todas las licencias expresan claramente que las mismas se rigen e interpretan de conformidad con la legislación de la República Bolivariana de Venezuela. En todas las licencias —salvo en el caso específico de las del Proyecto Rafael Urdaneta— se establece la posibilidad de que cualquier diferencia entre la licenciataria y la República pueda resolverse mediante arbitraje previsto en el Código de Procedimiento Civil o en la Ley de Arbitraje Comercial o en experto independiente, siempre en la ciudad de Caracas. Establecen también que el laudo que se dicte tendrá el efecto que así las partes previamente hayan convenido.

En el caso de las licencias otorgadas en las áreas del Proyecto Rafael Urdaneta, se señala expresamente que cualquier diferencia que surja o pueda surgir será decidida por los tribunales de la República Bolivariana de Venezuela, excluyéndose la posibilidad de que las partes resuelvan sus diferencias mediante arbitraje definitivo y vinculante.

En Bolivia, en materia de solución de controversias, la ley remite a la Constitución de la República de 2005(45), la cual establece que las empresas y súbditos extranjeros están sometidos a las leyes bolivianas, sin excepción. En razón de lo expuesto, y por el hecho de que el Estado boliviano reconoce el valor del gas natural como recurso estratégico y las claras tendencias nacionalistas del Gobierno boliviano, pareciera que el arbitraje internacional será difícilmente admitido como mecanismo de solución de controversias.

En Perú, en cambio, se reconoce el arbitraje internacional en los contratos de licencias y de servicios y en cualquier otra modalidad contractual, sometiéndose los contratistas a la ley peruana.

2.11. Garantía de libre disponibilidad de los ingresos

En Venezuela, la Ley que Establece el Régimen de Promoción y Protección de Inversiones establece que la transferencia de pagos relacionados a inversiones se hará sin demora, en moneda convertible, al tipo de cambio vigente, de conformidad con las reglamentaciones de cambio para ese momento.

Desde el año 2003, en Venezuela, fue instaurado un régimen de control de cambios mediante el cual se prevé que toda la compra y venta de divisas se debe centralizar a través del Banco Central de Venezuela —BCV—. El control de cambio está reglamentado por un conjunto de resoluciones y convenios cambiarios promulgados por el BCV.

Respecto a la industria del gas, es interesante señalar el artículo 5.º del Convenio Cambiario 9, que establece lo siguiente:

“(…) las empresas mixtas a las que se refiere la Ley Orgánica de Hidrocarburos y la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, podrán mantener en el exterior cuentas en divisas en instituciones bancarias o de similar naturaleza, por concepto de los ingresos recibidos, con el fin de efectuar los pagos y desembolsos que corresponda realizar fuera de la República Bolivariana de Venezuela, cuyo seguimiento deberá efectuar el Banco Central de Venezuela, el cual dictará la regulación correspondiente”.

De acuerdo con este mismo artículo, el resto de las divisas será de venta obligatoria al Banco Central de Venezuela, al tipo de cambio oficial.

Adicionalmente, de acuerdo con las normas vigentes, las compañías nacionales, mixtas y extranjeras están autorizadas a remitir al exterior, a sus inversionistas extranjeros, hasta el 100% —menos los impuestos que sean aplicables— de las utilidades líquidas obtenidas al cierre de cada ejercicio económico.

Por otra parte, se encuentra plenamente autorizada la reinversión de utilidades que realicen los inversionistas extranjeros en empresas nacionales, mixtas o extranjeras, hasta en un 100% de las utilidades líquidas y recaudadas de la empresa. Una vez llevada a cabo, deberá ser notificada a la Superintendencia de Inversiones Extranjeras —SIEX—, a los fines de obtener el registro correspondiente de la nueva inversión.

Las inversiones extranjeras pueden ser repatriadas en cualquier momento, no así aquellas que se hayan hecho mediante mecanismos de conversión de deuda en inversión.

Finalmente, como consecuencia del control de cambio aplicable en Venezuela, los inversionistas privados extranjeros deben siempre tener en cuenta los límites impuestos a las transferencias internacionales de divisas, a los pagos en el extranjero, a la repatriación de dividendos y a la libre disponibilidad de los ingresos.

En Bolivia, las empresas gozan de la libre disponibilidad de las divisas provenientes de sus ingresos de exportación; asimismo, se garantiza la libre convertibilidad de sus ingresos por ventas en el mercado interno. En Perú, se garantiza a las empresas la disponibilidad de divisas que les corresponden de acuerdo a la ley y a lo establecido en los contratos.

2.12. Acuerdos y tratados internacionales

Venezuela suscribió varios acuerdos energéticos con países de la región, entre los cuales se destaca la propuesta de integración energética de los pueblos del continente —Petroamérica—, enmarcada en la Alternativa Bolivariana para los Pueblos de Nuestra América —ALBA—.

La propuesta de Petroamérica abarca tres iniciativas subregionales de integración energética, que son: Petrosur —Argentina, Brasil, Venezuela y Uruguay—, Petrocaribe —14 países del Caribe— y Petroandina —Bolivia, Ecuador, Colombia, Perú y Venezuela—.

Venezuela defiende también otra propuesta de integración energética regional, enmarcada en la Unión de Naciones Suramericanas —Unasur—.

Respecto a la protección de la inversión extranjera, fue promulgada en Venezuela, en 1999, la Ley de Promoción y Protección de Inversiones(46), la cual ofrece estándares internacionales de protección a las inversiones, permitiendo incluso que los tratados o acuerdos vigentes contengan disposiciones que otorguen una protección más amplia que la prevista por la legislación nacional(47).

Los acuerdos bilaterales de inversión suscritos por Venezuela con 25 países son un importante instrumento para el desarrollo de la inversión extranjera en la industria del gas. Algunos de los países con los que Venezuela firmó tales acuerdos son: Alemania, Argentina, Barbados, Bélgica, Luxemburgo, Canadá, España, Francia, Gran Bretaña, Países Bajos, Suiza, entre otros.

3. Conclusión

A partir de lo expuesto en el presente artículo y de la comparación que hemos podido hacer respecto a otros dos países latinoamericanos que también tienen importantes reservas de gas, podemos señalar algunas conclusiones.

Venezuela tiene la característica de que los hidrocarburos gaseosos y líquidos se regulan en leyes separadas. La Ley del Gas ya tiene más de 10 años, pero se puede decir que, junto con la normativa complementaria, garantiza las condiciones de libre acceso a la inversión privada.

De hecho, consideramos que la Ley del Gas constituye un extraordinario cuerpo normativo que, en principio, estimula la inversión privada. Sin embargo, es todavía una legislación tímida en cuanto a la regulación y el uso de convenios de estabilidad jurídica, y sus políticas públicas en la materia que aquí se analiza parecieran estar subordinadas principalmente a motivaciones de tipo político, en vez de comerciales o de negocios, lo que refleja en mucho la política gubernamental actual.

En lo que respecta a la libre disponibilidad de divisas, lamentablemente, Venezuela está entre los países de Latinoamérica que ofrecen menos garantías, sobre todo por el control de cambios aplicable actualmente en el país.

En cuanto al uso del arbitraje internacional como mecanismo de solución de controversias, la legislación venezolana tiende a establecer que cualquier controversia sea decidida en sus tribunales, lo que también es un reflejo de la actual política gubernamental de carácter nacionalista.

Analizados los diferentes aspectos de la inversión extranjera en la industria del gas en algunos de los países latinoamericanos, somos de la opinión de que los países receptores de capital extranjero para este tipo de proyectos deben entender que los inversionistas requieren de reglas claras y estables.

Considerando que el mercado de la exploración y explotación del gas libre es muy competitivo, los inversionistas suelen comprometer sus inversiones en aquellos países que ofrezcan las mejores condiciones, lo que definitivamente trae mejoras en la perspectiva de inversión y desarrollo en estos países, trayéndoles considerables beneficios.

Venezuela, definitivamente, tiene una legislación favorable a la inversión extranjera, sobre todo en materia de estabilidad del régimen tributario y uso del arbitraje internacional, los cuales son temas clave para los inversionistas. No obstante, en los últimos años, ha sido especialmente celosa en el uso de estas fórmulas de garantía de inversiones privadas extranjeras.

Entendemos que esta realidad está directamente vinculada a algunas políticas con tendencias manifiestamente nacionalistas del actual Gobierno que deberían ser revisadas, pues una disminución importante de la inversión extranjera puede traer perjuicios irreparables para el desarrollo de la industria del gas en el país.

Por lo expuesto, entendemos que las oportunidades de negocios para las empresas privadas nacionales e internacionales en la industria del gas natural son evidentes. Debemos tomar en cuenta que el gas natural tiene una alta expectativa de crecimiento, y Venezuela podría ser un proveedor de ese recurso. Existe además un déficit interno de gas que requiere ser satisfecho, y esto se podría lograr abriendo nuevas áreas para la exploración y explotación de gas libre.

Pensamos que en el país existen las condiciones necesarias para que el Estado, a través de políticas pública dirigidas por el MEP, incentive la participación privada en las actividades de exploración, explotación, almacenamiento, industrialización, transporte, distribución y comercialización del gas.

Es importante señalar que, además de las condiciones antes mencionadas, el Estado debe procurar y garantizar un marco jurídico que ofrezca garantías al inversionista. Las inversiones en este sector son intensivas en capital, sobre todo en los primero años del proyecto, y el retorno de la inversión se produce muchos años después de que se otorga la licencia.

Por lo tanto, un régimen jurídico con reglas de juego claras y estables durante la vida del proyecto podría ser atractivo para los inversionistas. Así lo entendieron países como Bolivia y Perú, en los cuales, por ejemplo, se garantiza al inversionista, previa suscripción de acuerdos, la estabilidad por un periodo de 10 años del régimen tributario y cambiario.

Bibliografía

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(1) Méndez, Alfredo. Aliento de piedra. Vita Arte Producciones C.A., Caracas: 2006, capítulo 1, p. 19. Este material ofrece una interesante información histórica sobre la formación del gas natural. Presenta también otra teoría sobre el origen del gas, denominada “no biológica”, según la cual el gas nace como consecuencia de que “el carbón traído a la tierra por meteoritos, depositó abundante hidrógeno en la atmósfera originando la formación de hidrocarburos los cuales se calentaron produciendo metano”.

(2) Sobre este tema, el doctor Ramón Espinasa, en su trabajo Venezuela un país petrolero, señala que “PDVSA como actor político ha sido el propulsor de la apertura del sector a la inversión privada (...). El cabildeo de PDVSA en esta dirección se inició a principios de los noventa, cuando asumió un rol activo promoviendo las asociaciones estratégicas para el procesamiento de crudo extrapesado de la faja y de gas costas afuera (...). PDVSA asumiría un perfil aún más alto como propulsor de la ley que permitió la licitación de áreas bajo modalidad de ganancias compartidas en 1994-95 y en el proceso que condujo a la licitación de la tercera ronda de convenios operacionales de 1996-97. La combinación de ambos eventos se conoció como la apertura petrolera”.

(3) Publicada en la Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela 36.793 del 23 de septiembre de 1999.

(4) Publicado en la Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela 5.471 extraordinario del 5 de junio de 2000.

(5) Exposición de motivos de la Ley del Gas.

(6) Hernández, José Ignacio. Reflexiones sobre la nueva ordenación de los hidrocarburos gaseosos en Venezuela. En: Temas de Derecho Administrativo, Libro Homenaje a Gonzalo Pérez Luciani, vol. I, Tribunal Supremo de Justicia, Colección Libros Homenajes n.º 7, Caracas: 2002.

(7) Artículo 58 de la Ley del Gas.

(8) Artículo 2.º de la Ley del Gas.

(9) Artículo 3.º de la Ley del Gas.

(10) Campodónico, Humberto. La industria del gas natural y su regulación en América Latina. En: Revista Cepal, n.º 68, agosto, 1999. También se puede consultar a este mismo autor en su trabajo denominado Reformas e inversión en la industria de los hidrocarburos de América Latina. En: Revista Cepal, n.º 78, octubre, 2004.

(11) B.P. Statistical Review de junio del 2006 disponible en la página web www.bp.com/ statisticalreview.

(12) El Ente Nacional del Gas (Enagás) tiene información sobre el marco legal en su página web: http://www.enagas.gob.ve/.

(13) Reglamento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (G.O. Extraordinaria 5.471, de fecha 05/06/2000).

(14) Decreto con Fuerza de Ley de Armonización y Coordinación de Competencias de los Poderes Públicos Nacional y Municipal para la Prestación de los Servicios de Distribución de Gas con fines Domésticos y de Electricidad. Publicado en la Gaceta Oficial 37.319 ordinaria de fecha 7 de noviembre del 2001.

(15) Ver por ejemplo: resolución conjunta por la cual se establecen las tarifas del servicio de transporte de gas metano para el mercado interno desde los centros de despacho, así como las tarifas de distribución del gas metano para las redes industriales y domésticas existente (G.O. 38.386 de fecha 23/02/2006). Resolución por la cual se establecen los precios del gas metano para el mercado interno, en los centros de despacho, aplicables tanto al gas metano proveniente del gas natural asociado como al proveniente del gas natural no asociado (G.O. 38.386 de fecha 23/02/2006).

(16) Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela 38.111, de fecha jueves 20 de enero de 2005, artículo 19.

(17) Ver página web de Enagás: www.enagas.gob.ve/info/organizacion/misionviva.php.

(18) Publicada en la Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela 38.493 del 4 de agosto de 2006.

(19) Para mayor información sobre el marco legal, acceder a la página web de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Bolivia: http://www.hidrocarburosbolivia.com/.

(20) Decreto Supremo 28701 de fecha 1.º de mayo de 2006.

(21) La página web del Ministerio de Energía y Minas ofrece información sobre el marco legal: http://intranet2.minem.gob.pe/web/.

(22) Ley 26221 (20/08/93), Ley Orgánica de Hidrocarburos. Para texto completo ver: www.minem.gob.pe/descripcion.php?idSector=5&idTitular=706&idMenu=sub550&idCateg=371.

(23) Decreto Supremo 042-2005-EM del 7 de octubre de 2005.

(24) Este organismo fue creado el 24 de enero del 2007, mediante los artículos 1.º, 2.º y 18 de la Ley 28964.

(25) Es importante mencionar que “la soberanía de una nación se extiende a sus recursos naturales. En muchos países tales recursos son propiedad del Estado y administrado por el Gobierno. La propiedad pública necesariamente implica que tales recursos serán desarrollados en beneficio del interés público y de los ciudadanos de una Nación”. Smith, Ernest E. y otros. International Petroleum Transactions. Rocky Mountain Mineral Law Foundation, 2.ª edición, Denver: 2000, pp. 340. Bolivia y Perú tienen el mismo régimen.

(26) Artículo 12 de la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela.

(27) Artículo 303 de la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela.

(28) Esta disposición solo existe en la licencia para desarrollo para el Área Yucal Placer Norte y Yucal Placer Sur, publicada en la Gaceta Oficial 37.266 de fecha 22 de agosto de 2001.

(29) El artículo 16 de la Ley de Hidrocarburos establece que “… ningún contrato conferirá propiedad sobre los hidrocarburos en el yacimiento ni en boca de pozo hasta el punto de control (…) el titular de un contrato de producción compartida, operación o de asociación está obligado a entregar al Estado la totalidad de los hidrocarburos producidos…”.

(30) El contrato modelo aprobado por Petroperú establece en su cláusula 2.2 que el contratista tendría derecho de propiedad sobre los hidrocarburos producidos desde el área contratada. El contrato modelo está disponible en la siguiente página web: http://mirror.perupetro.com.pe/downloads/modcon-e.doc.

(31) Smith, ob. cit., explica brevemente los mecanismos con los que históricamente los países han conferido derechos de explotación sobre sus recursos naturales, a saber: negociación individual y mediante proceso competitivo —p. 393—.

(32) Artículo 24 de la Ley del Gas.

(33) Decreto Supremo 24336 de fecha 19/07/1996, Reglamentario a la abrogada Ley de Hidrocarburos de 1996, definición de zona tradicional y no tradicional.

(34) Para la licencia de Yucal Placer Sur, por ejemplo, la contribución especial es equivalente al 2% del valor del gas natural en el campo de producción. Para la licencia de Yucal Placer Norte, la contribución especial es equivalente al 2,51% del valor del gas natural en el campo de producción. Ver Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela 37.266 del 22 de agosto de 2001.

(35) Reglamento de regalía y retribución. Decreto Supremo 049-93-EM (15/11/93). Texto completo en la página web del Ministerio: http://intranet2.minem.gob.pe/web/hidrocarburos/normas_reglamento.asp.

(36) Decreto Supremo 017-2003-EM (29/05/2003). Adicionan metodologías para determinar la regalía en los contratos de licencia para la exploración y explotación de hidrocarburos al artículo 5.º del reglamento aprobado por Decreto Supremo 049-93-EM. Texto completo en la página web del Ministerio: http://intranet2.minem.gob.pe/web/hidrocarburos/normas_reglamento.asp.

(37) Publicado en la Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela 5.390 extraordinario del 22 de noviembre de 1999.

(38) El Decreto Supremo 32-95-EF contiene el reglamento de la garantía de estabilidad tributaria y de las normas tributarias de la Ley Orgánica de Hidrocarburos.

(39) Smith, ob. cit., señala que en un modelo basado exclusivamente en un sistema competitivo, los participantes deben cumplir con ciertos requisitos y la licencia será conferida al participante mejor calificado. Entre los elementos a considerar se encuentra el porcentaje de royalty que el participante estaría dispuesto a pagar, el monto inicial del su inversión, o la combinación de ambos, entre otros factores —p. 396—.

(40) Ver Lamanna, Darío Gerardo. Régimen de los hidrocarburos en América Latina. Ábaco de Rodolfo Desalma, 1.ª edición, Buenos Aires: 2007, p. 200.

(41) Ver Lamanna, ob. cit., p. 199.

(42) Smith, ob. cit., señala que las partes en transacciones internacionales prefieren el arbitraje como método de resolución de conflictos porque, entre otras razones, las cortes ordinarias del país de la inversión podrían no ofrecer decisiones imparciales, o por la insatisfacción y desconfianza con los sistemas tradicionales de justicia que, en los litigios, al contrario del arbitraje, surten procesos públicos que podrían afectar relaciones comerciales entre las partes —pp. 129-130—.

(43) Artículo 24, literal b), numeral 6.º de la Ley del Gas.

(44) Artículo 19 del Reglamento de la Ley del Gas.

(45) Constitución de 1967, con reformas introducidas por la Ley 1585 del 12 de agosto de 1994, texto concordado de 1995 sancionado por Ley 1615 del 6 de febrero de 1995, reformas introducidas por Ley 2410 del 8 de agosto de 2002, reformas introducidas por Ley 2631 del 20 de febrero de 2004, y reformas introducidas por Ley 3089 del 6 de julio de 2005.

(46) Publicada en Gaceta Oficial 5.390 extraordinario de fecha 22 de octubre de 1999.

(47) Artículo 5.° de la Ley de Promoción y Protección de Inversiones.