1971: Ley sobre bienes afectos a reversión en las concesiones de hidrocarburos.

Una de las grandes preocupaciones del gobierno de Rafael Caldera y de su gobierno del partido COPEI, era el futuro de la industria petrolera porque las compañías petroleras (Concesionarias) no estaban invirtiendo lo suficiente en el mantenimiento de sus instalaciones y maquinaria en sus campos petroleros. Se pensaba que, de seguir el contexto operacional y financiero de la Industria petrolera venezolana (IPV) en la etapa socialista de 1958-1970 (3), se recibiría en 1983 unos activos totalmente depreciados y sin la confiabilidad operacional requerida.

Desde el punto de vista operacional, se evidenciaba:

a. La decadente actividad exploratoria

b. El declive en las Reservas de Hidrocarburo

c. El incremento en los niveles de producción petrolera

d. La reducción de la relación reservas a producción.

Por su parte, desde el punto de vista financiero se apreciaba la desinversión de la IPV y el incremento en la participación fiscal del estado derivada de la combinación de altos impuestos por:

• La reforma de la Ley de impuesto sobre la renta de 1969

• La política de fijación de Precios de Referencia de 1970

I. Actores políticos de la Ley

Rafael Caldera había ganado en 1968 con minoria parlamentaria. En la IV Legislatura del Congreso Nacional de Venezuela el partido COPEI consolida solo 16 de los 52 senadores y 59 de los 214 diputados. (4) El ministro de Minas e Hidrocarburos fue el Ing. Hugo Pérez La Savia.

El proyecto de ley fue sometido el 29 de marzo de 1971 por los diputados Francisco Faraco, Omar Rumbos, Angel Francisco Oliveros del partido URD; Simón Antoni Pavan del partido MEP y Radames Larrazabal y Héctor Mujica del PCV. Asi mismo, por los diputados independientes: José Vicente Rangel, Francisco Carrillo Batalla, Cesar Rondón Lovera, Raúl Ramos Giménez, Elpidio la Riva Mata, José Herrera Oropeza.

II. Proyecto de ley de reversión petrolera

La institución jurídica de la “reversión” de las concesiones estaba consagrada en la constitución de 1961 en su artículo 103, que establece: “Las tierras adquiridas con destino a la exploración o explotación de concesiones mineras, comprendidas las de hidrocarburos y demás minerales combustibles, pasarán en plena propiedad a la Nación, sin indemnización alguna, al extinguirse por cualquier causa la concesión respectiva”

Por su parte, la ley de hidrocarburos de 1943 (Modificada en 1955 y 1967) en su artículo 80 señala: “En el caso de concesiones de explotación la Nación readquirirá, sin pagar indemnización alguna, las parcelas concedidas y se hará propietaria, del mismo modo, de todas las obras permanentes que en ellas se hayan construido.”

Como se aprecia, la Ley de hidrocarburos no hace explícito ni desarrolla la materia referida a: ¿Qué activos o bienes están sujetos a la reversión?, ¿En qué condiciones debe entregar los activos a la nación el concesionario?, ¿Cómo fiscalizar la condición operacional y mantenimiento de los bienes sujetos a la reversión?

Todo ello, a los fines de garantizar la continuidad operacional de la principal industria del país en el año de 1983, al vencerse la mayoría de las concesiones.

III. La ley de Reversión petrolera.

La determinación del gobierno de eliminar estas dudas y asegurar el futuro petrolero del país dio lugar a la promulgación el 30 de julio de 1971 a la Ley de Bienes Afectos a Reversión en las Concesiones de Hidrocarburos (Ley de Reversión Petrolera).

La nueva ley garantizaba que para 1983 todos los activos de la industria petrolera, más las concesiones que no estuviesen explotadas, revertirían a la nación. Al mismo tiempo, las petroleras tenían que depositar con el gobierno una suma equivalente al 10% de la cuota anual de depreciación de sus activos para asegurar que todos los equipos, edificios y demás activos estuvieran bien mantenidos antes de entregárselas al Estado .

Dicha ley, determinó en el Artículo 1 el ámbito de los bienes revertibles en los siguientes términos: Tierras, obras permanentes, incluyendo instalaciones, accesorios y equipos que formen parte integral de ellas; y los otros bienes adquiridos con destino o afectos a los trabajos de exploración, explotación, manufactura, refinación o transporte en las concesiones de hidrocarburos, y además, salvo prueba en contrario, cualesquiera otros bienes corporales e incorporales adquiridos por los concesionarios"; y precisó que dichos bienes pasan al patrimonio nacional, libres de gravámenes y cargas y sin indemnización alguna, al extinguirse por cualquier causa las concesiones respectivas (Artículo. 2). Como consecuencia, la ley estableció una obligación a los concesionarios de conservarlos y mantenerlos en comprobadas condiciones de funcionamiento (Artículos. 2 y 4), Y atribuyó al Ejecutivo Nacional amplias facultades de inspección y control (6)

Al mismo tiempo, las petroleras tenían que depositar, al estado venezolano en el Banco Central de Venezuela (BCV), una suma equivalente al 10% de la cuota anual de depreciación de sus activos para asegurar que todos los equipos, edificios y demás activos estuvieran bien mantenidos antes de entregárselas al Estado. Este fondo es una garantía que será reintegrado al concesionario una vez cesada la concesión (Artículo 6).

Por su parte, atribuyó al Ejecutivo Nacional amplias facultades de inspección y control sobre los activos y faculta al estado a obtener toda la información sobre el uso, destino y estado de conservación de tales bienes (Artículo 5). Asimismo, se establece la obligatoriedad de las actividades de exploración, de acuerdo a las disposiciones y programas que dicte el ministerio de Minas e Hidrocarburos (Artículos 11,12 Y 13). (10)

Finalmente, se instruyo a las empresas concesionarias la remisión de la información de todos los bienes por ellos adquiridos o que se encuentren afectos a las concesiones al ministerio de Minas e Hidrocarburos en un plazo de 1 año, a partir de la vigencia de la ley. ( Artículo 23)

IV. Observaciones formuladas por demás actores políticos.

La ley de reversión petrolera no dejó de ser conflictiva para los intereses de los demás actores políticos del país, dentro de las instituciones que remitieron opinión al proyecto de Ley, tenemos (2)

1. El Concejo de Economía Nacional, en la figura de su presidente, J.J González Gorrondona.

2. La Cámara de Industria del Petróleo, en la voz de Pedro J. Mantelini Gonzalez

3. La empresa Creole Petroleum Corporation, R.N. Dolph.

4. La empresa Philips petroleum Company, C.A a traves de su equipo jurídico L. Alvarez Olavarría.

5. La Mobil oil Company de Venezuela en la voz de su presidente Harold J Fitzgeorge.

6. Las empresas de la Texaco (Texas Petroleum Company, Coro Petroleum Company , Texaco Seabord INC, Texaco Maracaibo INC) por parte de su presidente Hans Jacob Tanner.

7. La empresa Petrolera Mito Juan C.A en nombre de su Junta directiva.  Humberto Peñaloza Cadet

8. La Compañía Shell de Venezuela LTD, por parte de su primer Viceprecidente, Ken Weterell.

9. La Mene Grande Oil Company, por parte de su presidente, Luis Alcalá Sucre.

Las empresas concesionarias una vez aprobada la ley de Reversión, sometieron la demanda, en vano, ante la Corte Suprema de Justicia por supuesta inconstitucionalidad. De acuerdo a la sentencia de la Corte Plena de la antigua Corte Suprema de Justicia de 3 de diciembre de 1974. (11)

V. Puesta en Marcha y desarrollo de la Ley de Reserva.

La Ley de reserva del 19 de Julio de 1971 fue un paso decisivo en el control operacional y financiero de la IPV, por parte del estado. Su implementación llevó al gobierno a crear los instrumentos necesarios para desarrollarla, entre ellos:

El Congreso:

a. Ley que crea la dirección de bienes afectos a la reversión en el Ministerio de Minas e Hidrocarburos del 11 de agosto de 1972, en Gaceta Oficial N.º 29.877 (9)

El Poder Ejecutivo:

b. Reglamento N.º 1 de la Ley de bienes afectos a reversión en las concesiones de Hidrocarburos . Por Decreto Nº 884 del 26 de enero de 1972, en Gaceta Oficial Nº 29.720.

c. Reglamento N.º 2 de la Ley de bienes afectos a reversión en las concesiones de Hidrocarburos . Por Decreto N.º 900 del 01 de marzo de 1972, en Gaceta Oficial Nº 29.787.

d. Normas del registro de contratistas que realicen obras o servicios para los concesionarios de hidrocarburos. Por resolución del Ministerio de Minas e Hidrocarburos N.º 399 de 23 de abril de 1973.

Este marco regulatório allanaría el camino para las negociaciones de la nacionalización petrolera de 1975.

Ing. Robny Jauregui

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Referencias

1. Brian S. McBeth. Política petrolera venezolana: Una perspectiva histórica, 1922-2005.

2. Faraco, Francisco J.(1975) Reversión Petrolera en Venezuela . Ediciones Centauro.

3. Mommer, Dorothea (1974) El estado Venezolano y la Industria Petrolera,

4. Jauregui, Robny (2023) Contexto operacional y financiero de la Industria petrolera venezolana (IPV) en la etapa socialista de 1958-1970.

5. Wikipedia (S/F) IV Legislatura del Congreso Nacional de Venezuela

6. Brewer Carias, Allan (1996) Instituciones políticas y constitucionales

7. Constitución de Venezuela de 1961.

8. Ley de Hidrocarburos de 1943.

9. Justia (S/F) Ley que crea la dirección de bienes afectos a la reversión en el Ministerio de Minas e Hidrocarburos.

10. UCAB (1971) Entrevista Francisco Faraco, presidente de la Comisión de Minas e Hidrocarburos del Congreso Nacional, diputado por Unión Republicana Democrática, URD.

11. Brewer Carias, Allan (1997) EL Régimen de la reversión en las concesiones administrativas en Venezuela, con especial referencia a las concesiones mineras

Contexto operacional y financiero de la Industria petrolera venezolana (IPV) en la etapa socialista de 1958-1970.

Una de las grandes preocupaciones del gobierno de Rafael Caldera Rodríguez y de los partidos de oposición que representaban mayoría en el congreso, era el futuro de la industria petrolera porque las compañías petroleras no estaban invirtiendo lo suficiente en el mantenimiento de sus instalaciones y maquinaria en sus campos petroleros. La combinación de altos impuestos junto con la caducidad de muchas de las concesiones, a principios de 1970, hizo que muchas de las petroleras recortaran sus presupuestos de inversión.

I. La decadente actividad exploratoria

La actividad exploratoria de la industria petrolera disminuyó significativamente en un 60% el número de pozos exploratorios completados. Bajando de 972 pozos en el periodo de 1958 a 578 pozos en el año de 1970. Esto incluyo todos los pozos ( Gas y petroleo, así como de desarrollo o exploratorios ). Esto conllevó a una tasa de crecimiento anual de -4%. 

Vale señalar que en periodo de 1950 a 1959 se perforaban 128 pozos exploratorios en promedio por año, mientras que en el lapso de 1960 a 1969 se perforaron en promedio 52 pozos anualmente. Acá se resalta el hecho que para 1970 se perforaron 37 pozos exploratorios, representando así solo un 30% del esfuerzo exploratorio de la década de 1950 a 1959. 

II. El declive en las Reservas de Hidrocarburo

Esta falta de actividad exploratoria llevó a una caída de las reservas de hidrocarburos a una tasa de disminución de 2% interanual, del periodo de 1960 a 1970. Al pasar de 17.402 a 14.039 millones de barriles respectivamente.

Esta caída en las reservas se puso de manifiesto con el incremento en los niveles de producción, la cual presentó una tasa de crecimiento anual de 2.7% en el periodo de 1960 a 1970. Al pasar de 2.854 a 3.708 miles de barriles al día respectivamente. 

 

III. Relación reservas a producción

Tal disminución en la actividad exploratoria y el incremento de la producción tuvo un importante impacto en la relación reservas de petróleo probadas a producción, la cual disminuyó de 16.7 años en 1960 a 10,6 años en 1971.

IV. La Desinversión de la IPN

Durante el periodo que va de 1955 a 1959 la Industria petrolera venezolana invierte en activos fijos un promedio anual de 1400 millones de bolívares. Luego este ritmo caerá a niveles de 500 millones de bolívares por año en el periodo de 1960 a 1965. representando una caída del 65% del nivel de inversión en comparación a lo invertido entre 1955 y 1959.

 

Luego las inversiones presentará una leve recuperación durante el periodo de 1966 a 1970, donde presento 1000 millones de bolívares en promedio anual. Cifra esta, que llevaría al promedio anual anual de 756 millones de bolívares para el lapso de 1960 a 1970. Durante este periodo se aprecia una pérdida del 50% del nivel promedio de 1955 a 1959.

V. El activo fijo neto promedio

Esta falta de inversión en el periodo de 1960 a 1970 llevó a una caída del activo fijo neto promedio a una tasa de disminución del 3% interanual, del periodo de 1960 a 1970. Al pasar de 10.074 a 7.411 millones de bolívares respectivamente.

Esta caída contrasta con con el incremento en los niveles de inversión en activo fijo neto de 1955 a 1960 , la cual presentó una tasa de crecimiento anual de 12.5% en el periodo . Al pasar de 5.592 a 10.074 millones de bolívares respectivamente.

IV. Las acciones del Gobierno

Todo este panorama llevó al gobierno y a los partidos de la oposición en el congreso generar las medidas legislativas para aumentar y fortalecer el control operacional y financiero de la Industria Petrolera Venezolana. Dentro de estas acciones tenemos:

1. La reforma de la Ley de I.S.R (1969)

2. La ley de Revisión de los bienes afectos a las concesiones de hidrocarburos (1971)

3. La ley que reserva al estado la explotación de la industria del gas natural (1971)

4. El reglamento para el establecimiento de los valores de exportación para efectos fiscales (1971)

5. La Ley que crea la Dirección de Bienes Afectos a Reversión en el Ministerio de Minas e Hidrocarburos (1972)

6. Ley que establece el Fondo Destinado a la Investigación en Materia de Hidrocarburos y Formación de Personal Técnico para la Industria de dichas Sustancias (1972)

7. La Ley que reserva el Mercado Interno de la gasolina y productos derivados de Hidrocarburos (1973)

Todas estas acciones se enmarcan dentro de la politica La Política petrolera en Venezuela en tiempos socialistas que marco el devenir histórico venezolano, dejando la mesa servida para la estocada final: Ley orgánica que reserva al estado la industria y el comercio de los hidrocarburos de 1975.

Ing. Robny Jauregui

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Referencia

1. Vallenilla, Luís (1986) Auge, declinación y porvenir del petróleo venezolano . Monte Ávila Editores

2. González, Luis (1982) La nacionalización de la industria petrolera venezolana. Editorial Juridica Venezolana

3. Jauregui, Robny (2022) La Política petrolera en Venezuela en tiempos socialistas (1958-1975) Recuperado de https://ptroleoysociedad.blogspot.com/2022/12/la-politica-petrolera-en-venezuela-en.html

4. PODE (1970) Petróleo y Otos datos estadísticos 1970.

MEZCLA DE GASOLINAS EN REFINACION DE PETROLEO - AMUAY

 

Dentro de las responsabilidades del departamento de programación de operaciones de la refinería se encuentra: La planificación y operación de la refinería, el recibo y el suministro de crudos (Insumos) y productos, la programación de embarcaciones, las Mezclas y el almacenamiento de tanques.

Dentro de los procesos de mezclas se encuentra la mezcla de gasolina.

I. Componentes para la mezcla de Gasolina

Los principales componentes que forman parte de una mezcla para preparar gasolina son los siguientes:

Código de la Corriente	Nombre de la corriente	Planta o Unidad de producción en Amuay
1. MTBE	Metil Terbutil Eter	MTBE
2. TAME	Ter-amil-metil-éter.	TAME
3. HVN	Nafta pesada Virgen - sin procesar	Redestiladora de Nafta (NRAY) Fraccionadora de Nafta (NFAY-4) del procesamiento del fondo de la destiladora atmosférica (PSAY-5)
4. HCN	Nafta Catalítica Pesada	Craqueo Catalítico – (DCAY)
5. HKN	Nafta Pesada del Coquer	Flexicoquer (FKAY)
6. HDS	Nafta hidrodesulfurada	Plantas de Hidrodesulfuración (HDAY 2/3/4) Fraccionadora de Nafta (NFAY-3)
7. ALO	Alkylato	Alquilación (ALAY)
8. REF	Reformado	Reformador Catalítico de Refinería Cardón (PLT)
10. LCN	Nafta Catalítica Liviana - Craqueada	Craqueo Catalítico - (DCAY) Coquificador retardado ( CRAY)
11. LVN	Nafta Virgen -Liviana sin procesar	Fraccionadora de Nafta (NFAY-1/2/4) Destiladora Admosferica (PSAY1/2/3/4/5)
12. LKN	Nafta Liviana Coquer	Flexicoquer (FKAY)
13. LC4	Butano	Isomerización (ISAY)

2. Aditivos de Las Gasolinas

En la refinería de Amuay se mezclan los diferentes componentes de la gasolina, provenientes de las distintas unidades de proceso, con aditivos especiales para uno u otro tipo de gasolina, como lo son:

1. El marcador EB.

2. El colorante rojo B.

3. El inhibidor de goma u oxidación.

4. Los desactivadores de metales.

5. El aditivo detergente.

6. El anticongelante (usado en países fríos en invierno)

3. Diagrama de bloques global de refinación

La refinación es un conjunto de operaciones requeridas para separar y transformar los hidrocarburos con el fin de obtener productos derivados de determinadas especificaciones. En la figura Nº1 se muestra un diagrama de bloque que incluye los principales procesos.

Fig. 1 Diagrama global para una refinería de Amuay 

4. Gasolinas obtenidas

Con ello se obtienen los siguientes tipos de gasolina

1. V22 – Gasolina Media

2. V23 – Gasolina Alta

3. L154I - Gasolina reformulada de exportación con calidad de invierno

4. L154V - Gasolina reformulada de exportación con calidad de verano

El mezclador de gasolinas tiene una capacidad mínima de 6.000 barriles por hora (BPH) y un máximo de 14.000 BHP.

Fig. 2 Diagrama del proceso de Mezcla de Gasolinas 

5. Especificaciones de la Gasolina

La calidad de un tanque de almacenamiento de gasolina está determinada por un conjunto de propiedades medidas en el laboratorio, las cuales deben estar en los valores y/o rangos aceptables según las exigencias del cliente y de los parámetros establecidos por los entes gubernamentales (Ministerio del Petróleo, Ministerio del Ambiente). Las propiedades más importantes de las gasolinas son:

a. Números de Octano

Es la medida de la resistencia de la gasolina a la detonación y es un factor determinante en la calidad del producto. Una gasolina con una calidad antidetonante inferior al requerimiento del vehículo provoca el pistoneo del motor, el cual lo afecta negativamente en términos de pérdida de potencia y posible daño al mismo.

El octanaje se expresa en términos de RON, MON o IAD, cuyos valores son indicativos de la calidad antidetonante del producto, relativos a combustibles de referencia. El análisis del RON (Research Octane Number) de una gasolina consiste en determinar el número de octano, en una prueba donde se hace pasar la muestra a través de una máquina de octanaje, sometida a condiciones de baja severidad. El análisis del MON (Motor Octane Number) de una gasolina consiste en determinar el número de octano, en una prueba donde la muestra se hace pasar a través de una máquina de octanaje sometida a condiciones de alta severidad.

El IAD (Índice Antidetonante) es el promedio del RON y el MON. Se concluye que mientras más alto es el RON, MON o IAD llamado octanaje, mejor es la calidad de la gasolina y por ende se obtiene un mayor rendimiento en un motor de combustión.

b. Volatilidad

Indica la tendencia a la vaporización o cambio de estado líquido al gaseoso del combustible, lo cual incide en el comportamiento del vehículo. La volatilidad de las gasolinas se establece en función de las condiciones ambientales del lugar donde se consumen y de los requerimientos del parque automotor.

c. Presión de vapor Reid (RVP)

Mide cuán volátil puede ser una gasolina. El término volátil significa la cantidad de gasolina que puede evaporarse por sí sola, a condiciones ambientales. Mientras más alto es el RVP más tendencia tendrá la gasolina de evaporarse en los tanques de almacenamiento. Sin embargo en los meses de invierno es necesario mantener un RVP alto, tal que garantice el encendido de los motores a bajas temperaturas.

d. La curva de destilación.

La destilación proporciona información relativa a cuán liviana puede ser una gasolina, puesto que indica la mayor presencia de componentes livianos o pesados en el combustible. Es decir, si los valores de temperatura a la cual se recuperan los condensados son bajas significa la presencia de componentes menos pesados, lo que conlleva a la conclusión de que la gasolina es liviana. Por el contrario sí las temperaturas de recuperación de condensados son muy altas indica que la gasolina es más pesada y que posee componentes menos livianos.

El IBP (Initial Boiling Point) es la temperatura a la cual la muestra de gasolina comenzó a ebullir. El FBP (Final Boiling Point) es la temperatura a la cual la muestra de gasolina se ha evaporado completamente. Típicamente la curva de destilación se logra definir con puntos claves como la temperatura a la cual se evapora el 10% de la gasolina (T10), el 50% (T50), el 90% (T90) y el FBP

e. Otros elementos

En las gasolinas pueden encontrarse compuestos que normalmente son de átomos de carbono con otros elementos. Como azufre, oxígeno, nitrógeno, entre otros. Muchos de estos compuestos son indeseables en la gasolina por el podercontaminante que poseen. Los compuestos principales de este tipo y las unidades en que se expresan éstas calidades son: Olefínas (% en volumen), Aromáticos (% en volumen), Benceno (% en volumen), Oxígeno (% en peso) y Azufre (% en peso).

En la Figura 3 se puede observar los parámetros de calidad exigidos típicamente en las gasolinas mezcladas en la refinería de Amuay. 

                                      Fig. 3 Parámetros de calidad de gasolinas en Amuay   

Podemos concluir, que la fabricación de gasolina es un proceso de mezcla de más de una docena de componentes que requiere la convergencia y/o utilización de las más de 50 plantas de proceso que conforman una refinería de petróleo, así como, unidades o instalaciones auxiliares (electricidad, vapor de agua, agua dulce o salada ). La calidad de las gasolinas debe ser certificada por pruebas de laboratorio a fin de garantizar el comportamiento químico requerido en los vehículos de combustión interna.

Cuando se alude en los medios de comunicación nacional e internacional que la planta de ALAY, el FKAY, el CRAY, MTBE, TAME e incluso el DCAY se encuentran fuera de servicio. Se llega a la conclusión que el producto de las GRANDES INVERSIONES efectuadas para el programa de CAMBIO DE PATRON DE REFINACION esta siendo SUBUTILIZADO. Y por otra parte, se esta obteniendo gasolina bajo los esquemas básicos (Hydroskimming) de la década de los años 70, para ser utilizado en un parque automotor que demanda una calidad mayor en sus combustibles.

Ing. Robny Jauregui

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Referencias

(1) Martinez, Freddy (1997) Automatización de la programación de Operaciones de producción de y suministro de crudos, gasolinas, diesel y fuel oil de la refinería de Amuay. Recuperado de http://virtual.urbe.edu/tesispub/0054295/intro.pdf

(2) Ferreira, Jaqueline (2003) Desarrollo de un modelo de refinación utilizando técnicas de programación lineal con las nuevas tecnologías, para atender las regulaciones de calidad del mercado mundial de combustible. Recuperado de http://saber.ucv.ve/bitstream/10872/15355/1/TRABAJO%20ESPECIAL%20DE%20GRADO.pdf

(3) Obo, Raul (2002) Evaluación del modelo de mezcla y predicción de calidades de gasolinas reformuladas de la refinería Amuay Recuperado de https://docplayer.es/5577146-Trabajo-especial-de-grado-evaluacion-del-modelo-de-mezcla-y-prediccion-de-calidades-de-gasolinas-reformuladas-de-la-refineria-amuay.html