“Hay un arbitraje internacional seguro en la confiscación de Petrodelta”

Andrés Rojas Jiménez

El futuro de la empresa mixta Petrodelta, con operaciones en la División Carabobo en la faja del Orinoco, se dirime entre la intención del gobierno de la presidenta encargada Delcy Rodríguez que los campos le sean entregados a la compañía estadounidense Pacific Coast Energy mediante la modalidad de un contrato de participación productiva de hidrocarburos -el llamado CPP- o que Petróleos de Venezuela (PDVSA) mantenga la sociedad con Delta Finance, firma creada por el empresario Oswaldo Cisneros Fajardo y que marcó su entrada en el negocio petrolero venezolano.
Silvestre Tovar, director de Delta Finance y de Petrodelta, concedió una entrevista, que comenzó por una breve introducción con un recuento de cómo se originó esta empresa mixta y en qué momento se involucra Cisneros en este proyecto:

“Petrodelta se originó primero como un convenio operativo en el año 1996, cuando hubo la apertura petrolera. En ese momento, a un consorcio que se llamaba Venton Vinccler le fue adjudicado unos yacimientos, que operaron con bastante éxito, los desarrollaron, los recuperaron. Eran unos campos maduros muy viejos que los desarrollaron.
En un momento dado Venton le vendió su participación a Harvest y en el año 2008, con el cambio de la ley, obligaron a migrar a empresa mixta. Ese fue el momento cuando Exxon se retiró, pero la gente de Harvest decidió quedarse. El proceso de empresa mixta se hizo conforme a la ley, eso fue bastante transparente. Hubo que pasar por la Asamblea Nacional la asignación de los yacimientos a la empresa mixta y los estatutos. Eso está publicado en la Gaceta Oficial y se contemplaba un pago de unos derechos de explotación que tenía que hacer el socio B, que hacía unos aportes de capital y recuperaba su inversión.
Eso funcionó muy bien hasta el año 2010 cuando PDVSA dejó de pagar y en el 2015 Harvest decidió deshacerse de su inversión y fue cuando entra el Grupo Cisneros, es decir, cuando la familia de Oswaldo Cisneros le compra a Harvest y una posición minoritaria a Pluspetrol de Argentina”

-¿Esa compra se hace por el 40% de Petrodelta?

-Se compró exactamente el 32% porque el otro 8% lo tiene Clérico Vinccler, que siempre se quedó y es el otro socio B que queda ahí porque siempre estuvo desde el año 1996.
Cuando Oswaldo compra, la empresa sí producía, pero producto de la gestión de PDVSA se llegó a cero y cuando lo recogimos o cuando entramos oficialmente, dieron el arranque oficial o el acta de inicio, como lo llaman en el argot venezolano, estaba en cero.
Ese proceso también se hizo en su momento como obligaba la ley, hubo que precalificar al inversionista, imponer los fondos y hubo una autorización de cambio de control, avalada por el Ministerio de Petróleo. En el año 2015 empiezan a manifestarse muy fuertes los problemas de incumplimiento por parte de PDVSA y lo migran a una serie de contratos que se firman, eran los convenios macro, en los que había el famoso fideicomiso y los contratos de macrocuenta y de cesión de dividendos, pero nada de eso funcionó con las sanciones y se comenzó con una negociación de cero, que la asumió la Comisión Presidencial para la Reestructuración y Recuperación de la Industria Petrolera Nacional, y fue cuando dijeron que para desarrollar esos campos, iban a crear una figura que se llamaron los ASP (Acuerdos de Servicios Productivos), que fue un contrato accesorio, es decir, seguía la empresa mixta, pero con un contrato accesorio donde el socio B se ocupaba de hacer los desarrollos, aportes y PDVSA tenía que reembolsar esa inversión cada 30 días con el producto de la venta de petróleo. Eso lo aprobó la comisión, el ministerio y el presidente de la República. Se aprobó el contrato y volvieron a exigir el pago de un bono de explotación que quedaba impedido hasta 2027.

UN CONTRATO POR 20 AÑOS

-¿Ese contrato se firmó cuando la segunda fase de sanciones del presidente Donald Trump del 2019 contra Venezuela?

-Ese contrato se empieza a negociar ese año y se firma en el 2021.

-¿Eso qué significaba?

-PDVSA no tenía recursos y pedían la participación del socio B que tenía tecnología y recursos. Por cierto, recursos que no eran para que el socio B financiera completamente la operación, sino que iba haciendo los trabajos e iban reembolsando porque había una obligación de PDVSA Petróleo para que nos dieran la carga para monetizar. Todo eso lo revisamos y lo vimos con los abogados en Washington. PDVSA nunca cumplió. Se empezó a operar el campo, se empezó a producir, se pagó un bono de explotación hasta el 2027. Aprovecho para hacer una acotación previa de que la autorización ministerial es hasta el 2042, es decir, nos extendieron el plazo de la empresa mixta por otros 20 años. Teníamos que pagar el primer bono por 165 millones de dólares y en el 2028 habría que pagar el otro saldo.

-¿Con eso quieres decir que el contrato de Petrodelta como empresa mixta fue renovado?

-Sí, por parte de la Comisión de Recuperación y Reestructuración. Con la renegociación del año 2021 dieron extensión hasta el año 2042 y ese contrato ASP se firmó hasta el año 2042 siendo consistente con lo que estaban otorgándole en ese momento. Por tanto, Petrodelta Finance era el socio B de la mixta y era el operador del campo. El socio B empezó a poner dinero, con capacidad y con productos, bienes y servicios. Se recorrió ese campo y se agarró en enero del 2022 con cero barriles de producción. Se llegó a un pico de 14.000 barriles diarios de producción con promedio de 7.500 barriles por día en estos últimos años. En el año 2025, después de cuatro años de operación y de 12,5 millones de barriles de producción, PDVSA no cumplió nada, no monetizó, no pagó, no hizo ningún esfuerzo y eso significó una erogación adicional para la familia Cisneros de 120 millones de dólares en bienes y servicios para poder acomodar unos yacimientos, que además que fueron totalmente destruidos en el año 2017. El contrato prevé una suspensión de servicios, que se hizo parcial. procurando que nos recibieran para ponerlo a caminar como nos mandan.
Nosotros cumplimos nuestra parte, PDVSA nunca cumplió y bueno, siguió transcurriendo el tiempo, siguió operando, produciendo y en enero de 2026 viene lo ocurrido con Nicolás Maduro y la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, que es bastante chucuta, aunque tiene unas mejoras sustanciales y establece que los CPP que otorgaron y las empresas mixtas tienen que entrar en un proceso de revisión o adecuación a los nuevos términos.

-Ese acuerdo que firmaron en 2021 fue cuando el Ministro de Petróleo era Tarek El Aissami. Posteriormente, ¿cómo fue luego la relación de Petrodelta durante la gestión de Pedro Tellechea y Delsy Rodríguez como ministra de Petróleo?

-La relación era más que todo con la CVP (Corporación Venezolana de Petróleo), que era el socio A. Con los ministros fue más institucional. En un momento con Luis Molina, como presidente de la CVP, se avanzó un poco y dijo que iba a revisar porque efectivamente no estaba funcionando, PDVSA no estaba cumpliendo y no había manera de que un socio fuera el que pusiera todo y no recibiera los reembolsos porque esto iba a morir en algún momento debido a que el negocio petrolero requiere de inversiones constantes. Hago la acotación que ese contrato que se firmó en 2021, era fue con la Comisión Presidencial, en la que no solo estaba Tareck El Aissami, sino también el presidente del PDVSA e iba mucho más arriba a nivel de gobierno.

LLEGÓ EL AÑO 2026

-¿Qué ocurrió después del 3 de enero y tras la reforma de la LOH?

-Vino el 3 de enero y la modificación de la ley. Nosotros, que nunca dejamos de mandar comunicación, pedir citas e ir a las pocas reuniones que nos recibieron. Vimos que la nueva ley prevé una adecuación de las empresas mixtas a las nuevas condiciones, que básicamente son un nueva regalía e impuesto, presentar el plan de negocio que ya nosotros lo habíamos entregado en diciembre de 2024, perfectamente adecuado, el cual iba primero de 2024 a 2027 y luego de 2027 a 2042.

-¿Esa modalidad de negocio que encontró Petrodelta para operar con mayor celeridad con el llamado ASP, podría decirse que era una especie de CPP dentro de una empresa mixta?

-No, porque el CPP favorece más al contratista. El caso nuestro se acerca más a lo que tiene Chevron, que en su caso es un modelo de negocio más evolucionado y más amplio porque tiene diferentes tipos de yacimientos, pero básicamente establece que el socio B asume parte del control de la empresa mixta, nosotros teníamos nuestro personal que antes no teníamos y que podíamos designar. Asumíamos algunas funciones y éramos el contratista único. De alguna forma u otra, asumimos la responsabilidad con los subcontratistas, pero PDVSA tenía que reembolsarnos. Ahí no había ni siquiera utilidad. Nuestro negocio venía por la parte de los dividendos, pero eso nunca funcionó.

-¿Con el ASP, tuvieron un mayor control operacional y gerencial de Petrodelta?

-Uno de los problemas que tenía la empresa mixta era que se iban todos los recursos en los contratistas y tenía varios contratos muy mal manejados. Por tanto, si se va a arriesgar capital, así sea temporal, el socio B debe controlar que los proveedores sean los correctos. Con PDVSA se firmaban contratos que no se ejecutaban y se pagaban. Básicamente fue una exigencia de la industria al decir que se seguía el esquema de la empresa mixta y que se estaba dispuesto a aportar tiempo, dinero y tecnología con condiciones muy particulares. Se logró fijar el esquema de contratista único, que es el modelo que tienen Chevron o Maurel & Prom en mayor o menor grado el control operacional de la empresa y cómo se usan los recursos porque parte del problema es que PDVSA incumple y obligaban a contratar a alguien. Ahora, la idea parte de mejorar el rendimiento y el uso de los recursos no se vaya en operaciones turbias sino en contratistas de verdad.

-¿Por qué considera que el ASP no funcionó?

-PDVSA tenía básicamente dos obligaciones de acuerdo a la autorización que dio la Comisión: había que monetizar la carga porque ellos no podían por las sanciones, y nos designaba con esa responsabilidad. Ese dinero que se recibía, se destinaba para una cascada de pagos establecida, que incluía los proveedores de bienes y servicios que lo manejaba el socio B. Si sobraba plata iba para las obligaciones estatutarias si había dividendos o alguna obligación pendiente. Ese era básicamente el esquema a grosso modo para monetizar la carga neta de regalías. El problema fue que PDVSA se cogió 12,5 millones de barriles para ponerlo en palabras llanas y nunca entregó un solo barril, ni un solo bolívar y ni un solo dólar a la empresa mixta.

-¿Esos son los barriles a los que ustedes se refieren en el comunicado, indicando el período que abarcan?

-No estamos contando lo anterior al año 2021. Nosotros mandamos cientos de cartas y pedimos reuniones para decir que nos queríamos adecuar. Hicimos el plan de negocio, queremos seguir invirtiendo, pero quiero también que el negocio funcione. La reforma de la ley dice que se debe adecuar a las nuevas condiciones, que básicamente son regalías. Había que negociar regalías, el nuevo impuesto integrado de hidrocarburos que cambiaba un poco el flujo de caja y eso fue lo que intentamos hacer, pero nunca nos recibieron. La reforma también dice que no se pueden desmejorar las condiciones actuales, que es lo más importante. También hablan de transparencia, imperio de la ley y rendición de cuentas, pero ninguno de esos tres principios los aplicaron.

-A criterio de ustedes, ¿el nuevo marco de regalía es más favorable para inversionista?

-El de regalía es bastante similar porque las áreas que tiene Petrodelta son un brownfield (campo maduro o que ya está en desarrollo), pero el de impuestos es sustancialmente mejor porque baja el Government Take (carga fiscal) y permite hacer inversiones más rápidas. La verdad que en ese sentido está bien diseñada, pero yo no sé si lo van a implementar bien. El CPP a su vez permite una cosa que nosotros no podíamos hacer como es que automáticamente un porcentaje de la carga se la pueden llevar. En cambio, todo el petróleo de la empresa mixta debía ir para PDVSA Petróleo y era PDVSA Petróleo la que debía devolver el neto de esa carga para monetizarlo y tenerlo en una cuenta bancaria para pagarlo, pero eso nunca funcionó. El socio B en una empresa mixta por obligación le tiene que venderle toda la producción a PDVSA Petróleo, pero en el CPP eso cambia.

SIETE MESES DESPUES DE LA REFORMA DE LA LOH

-En estos meses posteriores a la reforma de la LOH, ¿nunca hubo una notificación del Ministerio, PDVSA o la CVP informándolos de una revisión del contrato de empresa mixta?

-No. El año pasado nos llamaron de la CVP y nos dijeron que iban a recomendar no extender el plazo, pero debo decir que nosotros ya tenemos el plazo extendido hasta el año 2042; o sea que en el Ministerio ni siquiera sabían que nosotros teníamos una extensión de plazo aprobada por la Comisión de Recuperación y Reestructuración con un oficio del Ministerio y habíamos pagado la primera condición…

-…¿el año pasado leS dijeron que iban a revisar el contrato para no extenderlo sin saber que en 2021 ya lo habían hecho.

-Les mandamos a todos los oficios que tenemos con una extensión hasta el 2042 y que tenemos que pagar efectivamente un bono que ya está establecido en  diciembre de 2027. Nosotros seguimos intentando que funcionara el ASP y vino el 3 de enero. A partir de abril, vinieron estas situaciones donde hay unos inversionistas que van a ver los yacimientos. Nosotros le preguntamos a la presidenta de la empresa mixta, y no dijo que eso era normal, pero por supuesto que no era normal.

-¿Quién es la presidenta de la empresa mixta Petrodelta?

-María Eugenia Carril puesta por la CVP.

-¿Qué fue lo que ocurrió en abril?

-Vino esta misión rara de inversionistas paquistaníes encabezada por un empresario de nombre Alsaid Fiyad, quien estuvo en los campos acompañado por Jovanny Martínez, vicepresidente ejecutivo de PDVSA; Marinel Budarra, quien es cuñada de la presidenta de la empresa mixta; Eduardo Pinto, vicepresidente de Exploración y Producción de PDVSA. Ellos fueron a explorar. Ese señor se apareció, estuvo un par de veces, visitó los campos y luego se puso a un lado. Luego apareció esta gente de Pacific Coast Energy haciendo las revisiones y las investigaciones.
Hasta ahora, el proceso de negociación y asignación de los CPP ha sido oscuro, es una caja negra, nadie sabe cómo se escogen, cómo llegan, quiénes son. Ellos aparentemente le entregan estos yacimientos en un CPP a esta gente de Pacific para que arranquen el 1º de Julio cuando todavía ni siquiera han hecho el procedimiento que nosotros estamos objetando. Vamos a pelear la revocatoria de los yacimientos y no nos pueden quitar las acciones.

LO LLAMAN CONFISCACIÓN

-Pero a Pacific no le están otorgando la propiedad de la empresa mixta

-No, pero le quitan a la empresa mixta los yacimientos. Queda con una participación de 60% y 40% pero sin yacimientos. Esa es la innovación, y también es lo raro y lo peligroso de este procedimiento, de esta vía que están haciendo porque ellos dicen que cumplimos con todo, pero dicen que necesitan entregarle eso a alguien, y como el concesionario natural por ley, publicada en Gaceta, es la empresa mixta, no lo pueden hacer porque necesitan nuestra aprobación, lo que hicieron fue arrancarle los activos y se los dieron a esta gente.

-Para efectos legales sigue existiendo la empresa Petrodelta…

-Con unas cuentas por cobrar gigantescas. PDVSA le debe 1.000 millones de dólares, con unas cuentas por pagar a socios también gigantescas y con unas obligaciones por los bienes y servicios desde 2021 por más de 120 millones de dólares.

-¿Diría que es como una especie de expropiación encubierta?

-Es una confiscación porque en la expropiación, te dicen que te van a quitar la empresa, te hacen un acto y tienes que sentarte a negociar.

-¿Por eso es que ustedes utilizan el término confiscación en el comunicado?

-Es una confiscación. ¿Qué hicieron ellos? Abrieron un expediente administrativo muy malo. Verdaderamente desde el punto de vista de calidad legal, es pésimo y la presidenta de la empresa mixta contestó que nosotros incumplimos. Eso fue todo. Nos dijeron que no cumplimos con el plan de negocio y resulta que primero se equivocaron porque arrancaron con el plan de negocio de 2017 cuando nosotros tenemos un plan de 2021. Entonces, el procedimiento fue mal montado. Se ve que lo hicieron a toda carrera y ponen que cumplimos el plan de negocio en 34%. Si te pones a ver desde 2017, ni Chevrón cumplió con los planes de negocio por las razones que todos conocemos, es decir, había sanciones y bloqueos.
Ellos ignoraron olímpicamente que además en este contrato que la forma en que se iba a financiar el plan de negocio había una obligación concurrente fundamental de parte de PDVSA de pagar. Entonces, ellos hicieron ese mecanismo y nosotros por suerte nos enteramos el mismo día y por eso hicimos un escrito y les contestamos, pero el escrito de ellos tiene una técnica jurídica muy particular porque todo es una barbaridad legal lo que hicieron y fue solo el 22 de julio cuando nos informaron que se estaba revocando la concesión a la empresa mixta por la confesión de la presidenta de la empresa mixta y nos contestó algunas cosas, de las cuales hubo una que me llamó poderosamente la atención como es que la ministra dice básicamente, ante el alegato nuestro que PDVSA incumplió, que ese era un riesgo que nosotros teníamos que saber que PDVSA iba a incumplir, así mismo lo dijo, palabras más palabras menos.

-Después de que ustedes hacen público el comunicado, ¿ha habido alguna respuesta?

-No, no ha habido respuesta, y esto entra en un proceso legal que ya eso se están ocupando los especialistas.

-¿Este proceso legal puede llevar a un arbitraje internacional?

-Hay uno seguro porque lo tenemos en contrato como es el ASP que tiene el arbitraje previsto; y el de la empresa mixta tenemos que evaluarlo porque todavía es muy reciente. Yo creo que sí, pero digo que debemos evaluarlo porque hay condiciones nuevas que están en el mercado y el socio B es una empresa registrada en los Países Bajos, pero todavía no sabemos y se están evaluando las alternativas legales para poder atacar esta situación.

-¿Los campos que ustedes mencionan en el comunicado, que son los que se corresponden con el área que tiene asignada Petrodelta, a partir del 1º de julio estarán bajo control de Pacific Coast Energy ?

-Al revocar los campos, el Ministerio de Hidrocarburos los puede otorgar la ocupación a Pacific para que los desarrolle y se cobre lo que negociaron, pero todo es cero transparente y oscuro.

-¿Han tenido algún contacto con la empresa Pacific?

-En mayo se mandó una carta a Pacific Coast en California. Fue una nota de quien era nuestro abogado en ese momento en Estados Unidos, diciendo que les estaban entregando unas asociaciones a unos campos que pertenecen a Petrodelta; y después en junio, se les mandó a los abogados de ellos en Venezuela, también una comunicación diciéndoles que estaban entrando en una contratación de unos campos que están en litigio, pero nosotros no sabemos si ya arrancaron, no tenemos conocimiento justamente por lo poco transparente que son estas contrataciones y la manera que las manejan.

-¿Por parte de Pacific Coast hubo alguna respuesta a ustedes?

-No, ni de CVP, ni de PDVSA. Lo que sabemos es por lo que se ha filtrado también por la por la prensa.

 

LA SUCESIÓN DE OSWALDO CISNEROS

-Hay gente de PDVSA que alega que parte de la situación del socio B en Petrodelta es el problema de sucesión tras el fallecimiento de Oswaldo Cisneros. ¿Cuán cierto es eso?

-No, para nada cierto. En ningún momento eso afecta a las empresas, ni a la socia B ni la empresa petrolera. Eso es una excusa que están poniendo.  Eso no tiene asidero legal porque no está afectando para nada los holdings, desde arriba o su cúspide hasta abajo, tiene sus estructuras legales intactas con su gobernabilidad y sus directores. Es una excusa burda que están utilizando y tan solo hay que ver las inversiones que se hicieron desde 2021 por más de120 millones de dólares en bienes y servicios.

-¿A cuánto alcanza la nómina de Petrodelta y con la entrada de Pacific Coast Energy cómo queda ese personal?

-Hasta diciembre, trabajaban entre 480 y 510 personas porque hay veces que hay rotación más que todo operario. Con la entrada de Pacific no sabemos qué va a pasar porque se trata de una empresa muy pequeña y verdaderamente me sorprende que le hayan entregado esa operación a una empresa de ese tamaño y prácticamente desconocida en el mundo petrolero, pero el contrato CPP por lo poco que conozco no asumen todo ese personal y es un tema de la empresa mixta que se tendrá que discutir qué se va a hacer. Casi todo ese personal es de PDVSA.

-¿Los retrasos en las cuentas por pagar a proveedores tiene que ver con los incumplimientos por parte de PDVSA?

-Es así. 

-¿A cuánto asciende la deuda con proveedores?

-La deuda que tienen con nosotros es por más de 100 millones de dólares y la que se tiene con servicio con los proveedores llegará a 40 millones de dólares. 70% de esa deuda que tiene PDVSA es con socios propios y otro 30% es con externos. Se han hecho abonos y pagos, pero no se podido facturar porque PDVSA incumplió con los retornos. Cuando nosotros entramos en la contratación, lo hicimos bajo la premisa que hiciéramos los contratos y los pagos, y al mismo tiempo que PDVSA fuera haciendo los reembolsos.

-¿La aspiración de ustedes es que se restablezca la plena operación de Petrodelta con las nuevas condiciones establecidas en la reforma de la LOH?

-Nosotros queremos seguir operando. Hicimos el esfuerzo en los años más duros, nos comimos las verdes, mantuvimos la empresa y ahora queremos seguir operando porque tenemos la capacidad técnica y financiera, pero queremos que se cumplan los contratos con las nuevas condiciones. La expectativa del grupo es que esto se reverse esta decisión porque es una barbaridad jurídica y que volvamos al status quo como el caso de las otras empresas mixtas que llegaron a la renegociación de acuerdo a la nueva.

-¿A cuánto podrían llegar la producción de Petrodelta con los campos que tienen asignados?

-Podemos llegar en una primera etapa a una producción entre 42.000 y 45.000 barriles diarios, que varía en función del tema eléctrico y desarrollando el salto sur se puede duplicar la producción. El plan que teníamos era llegar a 96.000 a 104.000 barriles diarios dependiendo de los cuellos de botella. La capacidad está y eso está bien estudiado y bien medido.