CHOQUES EXTERNOS Y VOLATILIDAD EN VENEZUELA fileCorporación Andina de Fomento - CAF Proyecto Andino...

Corporación Andina de Fomento - CAF Proyecto Andino de Competitividad Area: Recursos Naturales

CCHHOOQQUUEESS EEXXTTEERRNNOOSS YY VVOOLLAATTIILLIIDDAADD EENN VVEENNEEZZUUEELLAA

LINO CLEMENTE

ALEJANDRO PUENTE

Diciembre, 2001

CONTENIDO

INTRODUCCION..................................................................................................................1

1. LA INDUSTRIA PETROLERA EN VENEZUELA: Una Visión de Contexto..........5

2. CHOQUES EXTERNOS Y DESEMPEÑO ECONOMICO .................................26

2.1. Choques Petroleros y Volatilidad de la Economía interna .......................30

2.3. Desempeño Petrolero, Actividad Real e Implicaciones

Monetarias...............................................................................................39

3. FONDO DE INVERSION PARA LA ESTABILIZACION

MACROECONOMICA (FIEM) ...........................................................................42

3.1. Resumen de artículos principales............................................................42

3.2. Evaluación del Fondo ..............................................................................47

3.3. Evolución del FIEM..................................................................................50

3.4. Aspectos conceptuales relacionados al FIEM ........................................51

4. CONCLUSIONES..............................................................................................58

BIBLIOGRAFIA...................................................................................................................60

ANEXO 1. REGIMEN FISCAL PETROLERO EN VENEZUELA .........................................68

1. La Estructura Fiscal Petrolera Actual.......................................................73

1.1. Regalía..........................................................................................74

1.2. Impuesto sobre la Renta ...............................................................75

1.3. Política de Dividendos de PDVSA.................................................80

1.4. Impuestos Extraordinarios ............................................................81

1.5. Impuestos Menores.......................................................................81

ANEXO 2. EL TEMA FISCAL, PRESUPUESTARIO Y DE COORDINACION

MACROECONOMICA EN LA CONSTITUCION DE 1999.................................83

1. El manejo del presupuesto como herramienta de la gestión

fiscal en la nueva constitución y el proceso de transición........................87

2. Las realidades estructurales de la ejecución presupuestaria

en Venezuela...........................................................................................91

3. ¿Cómo se esta organizando el estado venezolano para los nuevos

compromisos legislativos en estas materias?..........................................93

ANEXO 3. COMPORTAMIENTO DE LARGO PLAZO DEL PRECIO DEL PETROLEO EN

VENEZUELA .....................................................................................................99

1. Análisis de la serie de precios del petróleo..............................................99

2. Estacionalidad de los precios del petróleo y test de raíz unitaria ..........102

3. Resultados para el caso venezolano.....................................................103

4. Modelo Autoregresivo............................................................................106

5. Modelo de Filtro de Kalman para estimar el comportamiento

del precio del petróleo de la cesta de Venezuela ..................................108

PPRROOYYEECCTTOO AANNDDIINNOO DDEE CCOOMMPPEETTIITTIIVVIIDDAADD –– VVEENNEEZZUUEELLAA –– Area: Recursos Naturales CChhooqquueess EExxtteerrnnooss yy VVoollaattiilliiddaadd eenn VVeenneezzuueellaa

1

INTRODUCCION

Los países de América Latina se han venido caracterizando en las últimas dos

décadas por una volatilidad significativa de un conjunto de variables relevantes para su

desarrollo lo cual los coloca en desventaja relativa con respecto a otras zonas del mundo,

donde los cambios en el comportamiento de dichas variables son menos abruptos y sus

variaciones más predecibles, ver BID (1995) y Caballero (2001). Esto ocurre a pesar de

los programas de reformas implantados durante el mismo período.

Desafortunadamente los factores externos no son la única causa de volatilidad en

la región, ya que a las políticas macroeconómicas les corresponde, necesariamente,

una parte de la responsabilidad. En este sentido, la volatilidad de las políticas se debe a

los errores de quienes las diseñan, pero también, a los choques externos en presencia de

mercados de capitales y financieros, así como de instituciones a cargo de las políticas

débiles lo cual restringe y limita la capacidad de maniobra de la gestión macroeconómica

de los países.

El impacto de los choques externos sobre las economías internas es

particularmente relevante en aquellos países en desarrollo en los cuales el sector público

depende considerablemente de ingresos generados por productos primarios

(“commodities”), tal como ocurre con economías latinoamericanas como Chile, Ecuador y

Venezuela. En estos casos las alteraciones de los términos de intercambio tienen un

impacto inmediato en los ingresos públicos y, en consecuencia, sobre los agregados

fiscales. Esta situación ha generado un sentimiento creciente de inseguridad en la región

con el consecuente deterioro de las expectativas acerca del futuro y sus perspectivas, ver

World Bank (2000).

Además del sistema financiero con sus efectos típicamente amplificadores, hay un

conjunto de factores de políticas e institucionales que desempeñan un papel importante en

la amplificación ó absorción del impacto de los choques sobre la economía, tal es el caso

de la política fiscal, los flujos de capitales, el tipo de cambio y la política monetaria.


2

La política fiscal teóricamente debería jugar una función de “estabilización

automática”, es decir, compensar los choques recesivos mediante la expansión de la

demanda agregada y, lo opuesto, en el caso de los choques expansivos. Sin embargo, en

América Latina es más frecuente el denominado comportamiento “pro-cíclico”, es decir,

aquel que acentúa el comportamiento del ciclo económico en la bonanza y en la

recesión respectivamente. Este desempeño refleja una incapacidad institucional del país y

de funcionamiento de los mercados financieros (extranjeros y nacionales) a los cuales se

tiene acceso, ver Talvi & Végh (2000).

Por su parte, los flujos de capitales pueden ayudar a amortiguar el impacto sobre

la economía interna de los choques. Al mismo tiempo, se ha venido observando una

integración creciente de la región a los mercados de capitales internacionales lo cual hace

más vulnerables a sus economías de los cambios que se presentan en dichos flujos. En

este sentido, el hecho cierto es que vuelcos repentinos de los flujos internacionales de

capitales dejan a las economías de los mercados emergentes sin el financiamiento externo cuando más lo necesitan. De allí la necesidad de crear mecanismos

institucionales que permitan enfrentar esa realidad de los mercados, ver Caballero (2001)

y Hausmann (2001).

El tipo de cambio y la política monetaria son instrumentos que permiten facilitar la

capacidad de las economías domésticas para enfrentar los choques externos y sus

efectos. En este sentido, el objetivo es alcanzar un equilibrio entre credibilidad y

flexibilidad en el tiempo. No hay recetas únicas en relación a políticas cambiarias y

monetarias exitosas, sino el establecimiento de reglas y normas sencillas y transparentes

que se adecuen a una determinada realidad económica, política e institucional existente

en el país y viable a mediano plazo.

A fin de poder disminuir el impacto de la volatilidad externa al interior de las

economías, y estar en capacidad de sustentar estrategias de desarrollo sostenibles, es

indispensable poder identificar los canales de transmisión de los choques. En este

sentido, las investigaciones reciente sugieren que la política fiscal es el canal de


3

transmisión más importante a través del gasto fiscal. De allí la importancia de las

reglas, sus aplicaciones y el funcionamiento de las instituciones fiscales en los países.

En definitiva, lo importante es que la política fiscal pueda mantener en el tiempo

sus objetivos de solvencia y liquidez. Para ello se han recomendado políticas

contingentes como los Fondos de Estabilización los cuales deben contar a fin de poder

funcionar de una manera adecuada con reglas numéricas, de procedimiento y de

transparencias que garanticen su sostenibilidad. Otros factores críticos de éxito son el

manejo de reservas internacionales, la política de endeudamiento externo y la voluntad

política, ver Engel & Valdes (2001) y Hausmann (2001).

Considerando la importancia de los ingresos provenientes del petróleo como

principal fuente de divisas e ingresos fiscales, así como los costos (microeconómicos y

macroeconómicos) asociados a su inestabilidad los cuales afectan el bienestar de los

habitantes del país. Se ha estimulado el desarrollo de instrumentos que permitan suavizar

el flujo de ingreso, consumo y/o gasto. El hecho de que la incertidumbre tenga costos

sociales asociados no implica necesariamente que hay lugar para introducir mejoras a

través de la acción del gobierno. Sin embargo, las cosas son diferentes cuando el receptor

del ingreso volátil es el gobierno.

En este trabajo se resume la experiencia del Fondo de Inversión para la

Estabilización Macroeconómica (FIEM) en Venezuela, creado en 1998 y reformulado en

1999 y 2001, el objeto del FIEM es “procurar que las fluctuaciones del ingreso petrolero no

afecten el necesario equilibrio fiscal, cambiario y monetario del país.”

El trabajo ha sido organizado en tres secciones. En la primera, se describe la

evolución de la industria petrolera en Venezuela, destacando su participación en la

actividad económica real sectorial y su proceso de integración vertical en el negocio

petrolero. En la segunda sección se aborda la importancia del petróleo en el sector

externo, así como los mecanismos de transmisión de los choques externos sobre las

finanzas públicas, los mercados cambiarios, la demanda agregada interna, la actividad

real y las variables monetarias. En la tercera sección, se evalúa el FIEM como mecanismo


4

de atenuación de los efectos producidos por oscilaciones de los precios del petróleo.

Finalmente, en la cuarta sección se resumen las conclusiones.


5

1. LA INDUSTRIA PETROLERA EN VENEZUELA1: Una Visión de Contexto

La explotación petrolera es una industria extractiva en consecuencia su desarrollo

esta condicionado por el tipo de propiedad existente en el territorio donde se desarrolla la

actividad, así como también por los elementos de disponibilidad de recursos,

productividad, riesgo e incertidumbre asociados a los yacimientos y pozos

respectivamente.

El origen de la actividad petrolera en el mundo se encuentra en los primeros

yacimientos explotados en los Estados Unidos hacia la segunda parte de los años 1800.

Este hecho ocasionó que el patrón de desarrollo de dicha actividad económica en lo

relativo a la organización de la industria y su funcionamiento resultara en sus inicios la

referencia para el resto del mundo.

En el caso de la estructura legal, entendida como el mecanismo de vinculación

entre los dueños de la tierra (terrateniente) y los agentes interesados en el desarrollo de la

actividad productiva (productor), la referencia ha sido el patrón de los Estados Unidos; sin

embargo, a diferencia del caso norteamericano la mayoría de las legislaciones de minas,

en el resto del mundo, establecen que la propiedad privada de un terreno comprende sólo

la superficie y los yacimientos del subsuelo son propiedad del Estado o la Nación. Este

hecho ha establecido una diferencia significativa que se ha reflejado junto a la dinámica

económica, política y social de cada país petrolero en realidades institucionales

específicas muy particulares entre los Estados y sus arrendatarios.

Los recursos petroleros mundiales se encuentran geográficamente distribuidos de

manera desigual siguiendo un patrón donde las reservas se encuentran en países en vías

de desarrollo, mientras que la mayoría de los países industrializados suelen ser grandes

1 El objetivo de este punto es recoger la evolución de la estructura real de la industria petrolera en Venezuela destacando el origen de

la industria y su desempeño desde una óptica relevante para los fines del Proyecto Andino de Competitividad (PAC). Para ello se han consultado un conjunto de publicaciones especializadas sobre Venezuela y su industria petrolera donde destacan las siguientes: Baptista (1997 a y b), Baptista & Mommer (1997), CEPET (1989), España & Manzano (1995 a y b), Espinasa (1993, 1996,1997 y 1998), Gelb (1988), Karl (1997), Manzano (2000), Medina (1998), MEM (varios años), Mommer (1988), PDVSA (2000), Tugwell (1975), Vallenilla (1973) y Yergin (1991)


6

importadores netos de crudo. Esta realidad motivó desde los inicios de la industria a que

las empresas norteamericanas (Exxon, Gulf, Mobil, Phillips, Standard, Socal, Texaco, y

otras) y europeas (British Petroleum y Royal Dutch-Shell) salieran de sus fronteras en

busca de crudo. En este sentido, son las compañías europeas las primeras en

internacionalizar su industria petrolera debido a sus escasos yacimientos en el continente.

Esta realidad estimulo la búsqueda de concesiones en aquellos países donde existían

recursos (México, Medio Oriente, Rusia y Venezuela) y, al mismo tiempo, este hecho

despertó en las élites dirigentes de los países poseedores de los recursos naturales una

conciencia nacionalista en relación a los recursos del subsuelo frente a las empresas

extranjeras.

Venezuela hasta la década de los años veinte era un país agrícola y rural donde

sus principales productos de exportación eran el café y el cacao. De allí que el desarrollo

de la industria petrolera en sus inicios se debe a la existencia de los yacimientos en su

territorio y a las necesidades existentes los Estados Unidos y en Europa.

La razón para que Venezuela pasara de estar por debajo de los diez primeros

países productores de petróleo en 1920, a ocupar el segundo puesto en menos de veinte

años, se encuentra en los cambios ocurridos en los países que originalmente sirvieron

como fuente de abastecimiento a la industria europea, las necesidades crecientes de la

industria norteamericana, la presencia de un régimen que garantizaba cierta estabilidad

política e institucional en el país y a las ventajas comparativas que significaba la ubicación

geográfica, la calidad de los crudos, los costos de producción y su transporte desde

Venezuela hacia los principales centros de consumo del mundo.

Este dinamismo de la actividad petrolera nacional se reflejo en el incremento

sistemático de su producción, exportación, descubrimiento de reservas y, especialmente,

en la participación relativa dentro del producto interno bruto (PIB).

Para ilustrar el punto anterior se tiene que en 1920, el PIB petrolero representaba

menos del 1% del PIB total y a finales de la década su participación fue de 32%. En la

década de los treinta su peso relativo en la economía se estabilizó en un promedio de 34%

con un crecimiento promedio interanual similar al de la economía en su conjunto.

Cuadro Nº 1.1. Nivel, Estructura y Tasas de Crecimiento del PIB, 1920-1939

1920 1921 1922 1923 1924 1925 1926 1927 1928 1929 1920-1929 1930 1931 1932 1933 1934 1935 1936 1937 1938 1939 1930-

1939

NIVEL DEL PIB (MMBs. 84)

Actividades agrícolas

2471 2369 2461 2577 2817 2873 2873 3000 3349 3152 2794 3819 3180 3354 3442 3616 3765 4035 3858 3916 3775 3676

Petróleo y Minería

74 150 208 393 781 1693 3059 4775 7419 9601 2815 10186 9587 10855 9135 8374 9656 9867 11496 11375 12561 10309

Industrias Manufactureras

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2296 2597 2477 2546 992

Servicios 5137 5273 5446 6524 8130 11056 13671 14081 15105 17293 10172 16361 13156 13108 13438 14609 16406 14951 17300 19685 20797 15981

Total 7682 7792 8115 9494 11728 15622 19603 21856 25873 30046 15781 30366 25923 27317 26015 26599 29827 31149 35251 37453 39679 30958

ESTRUCTURA SECTORIAL


32,17 30,40 30,33 27,14 24,02 18,39 14,66 13,73 12,94 10,49 21,43 12,58 12,27 12,28 13,23 13,59 12,62 12,95 10,94 10,46 9,51 12,04


0,96 1,93 2,56 4,14 6,66 10,84 15,60 21,85 28,67 31,95 12,52 33,54 36,98 39,74 35,11 31,48 32,37 31,68 32,61 30,37 31,66 33,56


0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 7,37 7,37 6,61 6,42 2,78

Servicios 66,87 67,67 67,11 68,72 69,32 70,77 69,74 64,43 58,38 57,56 66,06 53,88 50,75 47,98 51,65 54,92 55,00 48,00 49,08 52,56 52,41 51,62

Total 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

TASAS DE CRECIMIENTO


-4,13 3,88 4,71 9,31 1,99 0,00 4,42 11,63 -5,88 2,88 21,16 -16,73 5,47 2,62 5,06 4,12 7,17 -4,39 1,50 -3,60 2,24


102,70 38,67 88,94 98,73 116,77 80,69 56,10 55,37 29,41 74,15 6,09 -5,88 13,23 -15,85 -8,33 15,31 2,19 16,51 -1,05 10,43 3,26


13,11 -4,62 2,79 3,76

Servicios 2,65 3,28 19,79 24,62 35,99 23,65 3,00 7,27 14,49 14,97 -5,39 -19,59 -0,36 2,52 8,71 12,30 -8,87 15,71 13,79 5,65 2,45

Total 1,43 4,15 16,99 23,53 33,20 25,48 11,49 18,38 16,13 16,75 1,07 -14,63 5,38 -4,77 2,24 12,14 4,43 13,17 6,25 5,94 3,12

Fuente: Baptista (1997), BCV y Cálculos Propios


8

En Venezuela, el petróleo se visualiza como recurso fiscal para financiar el proyecto modernizador del país agrícola y rural hacia la década del treinta cuando la

caída de los precios internacionales del café por la recesión mundial y el desarrollo

acelerado de la actividad petrolera mundial colocan a los hidrocarburos como el primer

producto de exportación hecho que se mantiene hasta el presente. La integración del país

a la actividad petrolera a través de la renta y la discusión de su destino como elemento del

desarrollo nacional se inició desde 1936 y en la actualidad sigue siendo materia de

debates intensos.

Para desarrollar la industria petrolera en sus comienzos Venezuela no disponía de

los recursos financieros, técnicos y humanos necesarios de allí su dependencia de las

compañías extranjeras. Sin embargo, el interés progresivo del país por extraer mayor

beneficio de la actividad petrolera provoca enfrentamientos con las empresas productoras

interesadas en mantener niveles de renta bajos y estables. El mecanismo operativo para

resolver las diferencias (otorgamiento de concesiones, extensión territorial, participación

en las ganancias del negocio, impuestos y rentas) fueron las leyes de hidrocarburos

donde se plasmaban los acuerdos entre las partes.

El inicio de la II Guerra Mundial y el incremento de la demanda petrolera en los

principales países consumidores colocan al país como el tercer productor del mundo y el

primer exportador para esos años. Esta dinámica externa provocó un incremento

sostenido de la producción, exportación, descubrimiento de reservas y de la actividad

petrolera en la economía nacional.

En la década de los cuarenta la participación del sector petrolero en el PIB nacional

se mantuvo en el 33% mientras que la agricultura disminuía su importancia relativa y la

industria manufacturera la aumentaba con relación a la década precedente. En los años

cincuenta la importancia relativa promedio del petróleo en la economía nacional ascendió

a 37% y la tendencia señalada en el resto de los sectores productivos se mantuvo. En esta

última década los niveles promedio de producción y exportación de crudo fueron de 782 y

734 miles de barriles por día (MBD). Siendo el empleo directo promedio generado en el

decenio un 2,34% de la población económicamente activa.


1940 1941 1942 1943 1944 1945 1946 1947 1948 1949 1940-1949 1950 1951 1952 1953 1954 1955 1956 1957 1958 1959 1950-

1959



3934 3761 3774 3857 4017 4098 4415 4287 4587 5064 4179 4964 5477 5744 6326 6184 6743 6933 7262 7647 8348 6563


10334 14237 9247 10308 18166 23267 25335 29749 35405 30421 20647 34162 43725 44231 43545 47788 53986 74587 82857 64157 64077 55312


2659 2341 2557 2636 2898 3313 3915 4529 4108 4563 3352 5023 5830 7171 8097 9574 11052 11796 13324 14421 16381 10267

Servicios 19935 18790 17183 18799 25402 31496 36758 45971 55827 58373 32853 56510 57831 62506 65389 73451 77244 84120 99763 98569 100695 77608

Total 36862 39129 32761 35600 50483 62174 70423 84536 99927 98421 61032 100659 112863 119652 123357 136997 149025 177436 203206 184794 189501 149749



10,67 9,61 11,52 10,83 7,96 6,59 6,27 5,07 4,59 5,15 7,83 4,93 4,85 4,80 5,13 4,51 4,52 3,91 3,57 4,14 4,41 4,48


28,03 36,38 28,23 28,96 35,98 37,42 35,98 35,19 35,43 30,91 33,25 33,94 38,74 36,97 35,30 34,88 36,23 42,04 40,77 34,72 33,81 36,74


7,21 5,98 7,81 7,40 5,74 5,33 5,56 5,36 4,11 4,64 5,91 4,99 5,17 5,99 6,56 6,99 7,42 6,65 6,56 7,80 8,64 6,68

Servicios 54,08 48,02 52,45 52,81 50,32 50,66 52,20 54,38 55,87 59,31 53,01 56,14 51,24 52,24 53,01 53,62 51,83 47,41 49,09 53,34 53,14 52,11

Total 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100



4,21 -4,40 0,35 2,20 4,15 2,02 7,74 -2,90 7,00 10,40 3,08 -1,97 10,33 4,87 10,13 -2,24 9,04 2,82 4,75 5,30 9,17 5,22


-17,73 37,77 -35,05 11,47 76,23 28,08 8,89 17,42 19,01 -14,08 13,20 12,30 27,99 1,16 -1,55 9,74 12,97 38,16 11,09 -22,57 -0,12 8,92


4,44 -11,96 9,23 3,09 9,94 14,32 18,17 15,68 -9,30 11,08 6,47 10,08 16,07 23,00 12,91 18,24 15,44 6,73 12,95 8,23 13,59 13,73

Servicios -4,14 -5,74 -8,55 9,40 35,12 23,99 16,71 25,06 21,44 4,56 11,78 -3,19 2,34 8,08 4,61 12,33 5,16 8,90 18,60 -1,20 2,16 5,78

Total -7,10 6,15 -16,27 8,67 41,81 23,16 13,27 20,04 18,21 -1,51 10,64 2,27 12,12 6,02 3,10 11,06 8,78 19,06 14,52 -9,06 2,55 7,04



10

El desarrollo de los yacimientos del Medio Oriente luego de concluida la II Guerra

Mundial, permitió que por primera vez la producción petrolera de Venezuela fuera

superada por dicha región en 1949. Esta realidad limitó las capacidades de negociación de

Venezuela frente a las compañías extranjeras en materia de participación en las

ganancias del negocio.

En los años finales de la década de los cincuenta ocurren cuatro acontecimientos

que afectan la dinámica petrolera mundial de las dos décadas siguientes y, al mismo

tiempo, propician la creación de la Organización de Países Exportadores de Petróleo

(OPEP), ellos son: la aparición de las compañías petroleras independientes, la fijación de

cuotas de importación de crudo en los Estados Unidos, la eliminación del “fifty-fifty” como

mecanismo de reparto de la renta en Venezuela en 1958 y el Pacto de Caballeros de El

Cairo firmado en 1959.

Entre 1958 y 1961 los precios del petróleo descendieron de 2,08 a 1,80 US$ por

barril en Arabia Saudita y de 2,50 a 2,12 US$ por barril en Venezuela. Esta situación

provocó que en Septiembre de 1960 Arabia Saudita, Iraq, Irán, Kuwait y Venezuela

decidieran crear en Baghdad la OPEP organización que tenia como objetivo la búsqueda

coordinada entre los países miembros de acciones y políticas que garantizaran la

estabilidad de los precios del crudo en los mercados internacionales como medio para

defender la renta por barril. Estas ideas se concretan en la “Declaración de Política

Petrolera en los Países Miembros” firmada en Junio de 1968.

El incremento de los precios del petróleo venezolano de 3,71 a 10,53 US$ por barril

entre 1973 y 1974 evidenció en el país los cambios ocurridos en el mercado internacional

del petróleo y, al mismo tiempo, en las relaciones comerciales existentes entre las

compañías petroleras y los Estados propietarios de los recursos naturales. Así como

también, la dependencia de los países industrializados con relación a la producción de la

OPEP.

Este último hecho estimulo entre los miembros de la Organización para la

Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE) la creación de la Agencia Internacional de


11

Energía (AIE) en Noviembre de 1974, como una respuesta a la amenaza que para ellos

representaba depender de la OPEP para su abastecimiento energético. El objetivo de la

AIE era diseñar una estrategia que permitiera desligar el crecimiento económico de las

países miembros del consumo petrolero de la OPEP, hiciera más eficiente su consumo de

energía y, al mismo tiempo, desarrollara fuentes de energía alternas al petróleo

Los hechos más destacados que han venido condicionando el comportamiento de

los precios con posterioridad a 1974 son:

! El Derrocamiento del Sha de Irán, la Revolución Iraní y la Guerra Irán-Irak

(1978-1982),

! La Defensa de los Precios por la OPEP (1982-1985),

! La Recuperación de los Mercados OPEP (1986-1990),

! La Invasión de Kuwait (1990-1991),

! La Expansión de la Demanda (1991-1997), la Crisis de 1998 y el Repunte de los

Precios en 1999.

A pesar de las coyunturas internacionales mencionadas la industria petrolera

venezolana actual es una industria de carácter mundial siendo la cuarta en capacidad de

producción con 3.9 MMBD, superada por Arabia Saudita (8.9 MMBD), Estados Unidos (8.3

MMBD) y Rusia (6.0 MMBD). En relación a las reservas probadas es la sexta con 75 miles

de millones de barriles diarios (MMMBD) sin contabilizar las reservas de la faja, con las

cuales alcanzaría los 308 MMMBD y la convierte en la industria con mayores reservas de

petróleo en el mundo.

Por su parte, Venezuela es el sexto país con mayores reservas de gas en el mundo.

En cuanto al continente americano, la industria petrolera venezolana es la segunda en

capacidad de producción, la primera en reservas petroleras (inclusive sin contar con la

faja), la segunda en reservas de gas luego de los Estados Unidos. Además, Petróleos de


12

Venezuela, S.A. (PDVSA) es la tercera empresa en el ámbito mundial en capacidad de

refinación con 3.3 MMBD.

Las reservas petroleras del país se concentran en su mayoría en crudos que se

definen como pesados y extrapesados, los cuales representan el 69% de las mismas si no

se consideran las contenidas en la faja, ya que al considerar éstas el porcentaje se eleva

al 89%. La composición de las reservas es un factor fundamental en la estrategia de

inserción de la industria nacional en el negocio mundial, ya que éstas determinan los

costos de extracción, exploración y desarrollo, gastos de inversión, usos, patrones de

refinación y, en definitiva, los mercados de destino de las exportaciones.

Los costos de extracción en la actividad petrolera son función de los tipos de crudo,

sus niveles de producción y el monto de reservas probadas. De allí que el costo por barril

se incrementa en la medida que se deteriora el potencial de producción disponible.

Por su parte, la generación de reservas es una actividad que requiere de

inversiones dedicadas a la exploración y desarrollo la cual si es exitosa debe traducirse en

un incremento del número de pozos completados y un aumento de las reservas probadas.

En definitiva, mayores niveles de inversión deben aumentar el nivel de reservas

disponibles y, en consecuencia, reflejarse en menores costos de producción a futuro

siempre y cuando exista la disponibilidad del recurso2.

Los crudos definidos como pesados y extrapesados tienen un menor precio de

comercialización al requerir mayores procesos de refinación para alcanzar los productos

derivados con los niveles de calidad que se demandan en el ámbito mundial. Ha sido esta

característica de la industria petrolera venezolana la base para el diseño de la estrategia

de posicionamiento externo, conjuntamente con el potencial de crecimiento de la demanda

en el continente americano, que es su mercado natural y que ofrece interesantes

posibilidades para su expansión.

2 En la medida que los niveles de exploración se incrementan en un determinado territorio (yacimiento) el aporte marginal en términos

de las nuevas reservas descubiertas se reduce en el tiempo.


13

Desde mediados de los años sesenta y hasta la nacionalización de la actividad

petrolera el nivel de inversiones disminuyó considerablemente lo cual se reflejó en un

deterioro del nivel de las reservas probadas producto de menos actividades de

exploración, al mismo tiempo se incrementaron los niveles de extracción y, en definitiva,

se inició una caída del potencial de producción.

Cuadro Nº 1.3. Producción, Exportación, Refinación, Demanda Nacional y Precios del Petróleo,

1950-1998

Año Producción (MB)

Refinación (MB)

Exportación (MB)

Demanda Nacional

(MB) Precio

US$/Barril Año Producción

(MB) Refinación

(MB) Exportación

(MB)

Demanda Nacional

(MB) Precio

US$/Barril

1950 546,00 91,00 519,70 18,80 2,12 1975 856,00 316,00 761,40 90,20 10,99 1951 622,00 115,00 588,50 20,90 2,00 1976 839,00 360,00 780,30 99,50 11,15 1952 660,00 126,00 625,80 22,60 2,14 1977 816,00 354,00 716,80 105,10 12,54 1953 644,00 150,00 606,50 27,60 2,30 1978 790,00 359,00 708,90 116,70 12,04 1954 691,00 161,00 645,90 32,80 2,31 1979 860,00 361,00 764,10 127,20 17,69 1955 787,00 193,00 738,60 38,80 2,34 1980 793,00 338,00 679,20 140,70 26,44 1956 899,00 228,00 846,20 45,20 2,36 1981 769,00 314,00 634,90 149,30 29,71 1957 1014,00 251,00 940,30 51,70 2,65 1982 691,00 318,00 560,40 149,40 27,47 1958 951,00 267,00 889,60 47,80 2,50 1983 657,00 328,00 541,80 145,80 25,31 1959 1011,00 300,00 940,90 49,00 2,23 1984 659,00 329,00 549,40 135,90 26,70 1960 1041,00 322,00 982,70 46,70 2,12 1985 613,00 343,00 495,20 135,10 25,89 1961 1065,00 338,00 1009,00 46,50 2,12 1986 653,00 339,00 555,10 141,50 12,82 1962 1167,00 374,00 1101,60 55,30 2,08 1987 664,00 331,00 548,90 142,70 16,32 1963 1185,00 380,00 1121,90 57,20 2,03 1988 696,00 366,00 583,80 149,10 13,51 1964 1241,00 399,00 1175,80 60,50 1,94 1989 696,00 351,00 585,50 141,50 16,87 1965 1267,00 429,00 1187,20 64,20 1,88 1990 779,80 334,00 679,00 145,80 20,33 1966 1230,00 428,00 1161,30 65,60 1,88 1991 886,50 370,00 763,00 147,80 15,92 1967 1292,00 445,00 1226,90 66,90 1,85 1992 874,70 344,00 742,90 157,70 14,91 1968 1319,00 434,00 1232,90 70,90 1,86 1993 904,40 346,00 783,70 156,80 13,34 1969 1311,00 421,00 1244,90 70,20 1,81 1994 993,90 342,00 845,70 159,20 13,23 1970 1353,00 471,00 1266,40 73,10 1,84 1995 1021,60 367,00 915,10 162,90 14,84 1971 1295,00 454,00 1198,00 76,90 2,35 1996 1088,90 373,00 994,90 155,90 18,39 1972 1178,00 411,00 1121,80 83,50 2,52 1997 1153,40 385,00 1102,20 154,90 16,31 1973 1228,00 475,00 1149,80 95,80 3,71 1998 1215,20 428,00 1124,80 173,40 10,57 1974 1086,00 436,00 1004,50 94,10 10,53

Fuente: Baptista (1977), MEM y Cálculos propios

El nivel de producción promedio en los sesenta fue de 1212 MBD, es decir, un

crecimiento de 55% con relación a la década anterior. Mientras que en los setenta la

producción promedio fue de 1030 MBD. Este hecho se reflejó en el empleo directo

generado por la actividad el cual disminuyó en un 44% en relación al promedio de la


14

década de los cincuenta. El número de personas promedio trabajando en la industria

petrolera en los setenta fue de 24.581 empleados lo cual representó un 0,63% de la

población económicamente activa a nivel nacional.

A nivel microeconómico, desde la nacionalización de la industria hasta el presente,

se identifican dos tendencias claras una caída de la participación fiscal de PDVSA y un

incremento de los costos operativos totales ambos como proporción de sus ingresos

brutos. Por su parte, el nivel de producción de crudo descendió hasta 1985 y desde

entonces se inicia un crecimiento sostenido hasta el presente.

Cuadro Nº 1.4. PDVSA: Costos Operativos, Participación Fiscal y Producción 1976-1999

Producción de Crudo

Participación Fiscal Total

Costos Operativos Totales

1976 839 76 17 1977 816 67 19 1978 790 65 24 1979 860 64 19 1980 793 67 18 1981 769 68 18 1982 691 65 23

1983 657 63 29 1984 659 65 22 1985 613 66 25 1986 653 60 36 1987 664 61 27 1988 696 62 33

1989 696 59 28 1990 780 44 48 1991 887 39 52 1992 875 33 61 1993 904 25 67 1994 994 23 66

1995 1022 19 68 1996 1089 28 60 1997 1153 24 67 1998 1215 14 83 1999* 1389 13 85

* 1999 Estimado

Fuente: MEM (1999) y PDVSA Informes Anuales


15

Por su parte, las exportaciones siempre fueron realizadas por las empresas

concesionarias que existían en el país a través de sus empresas filiales ubicadas en el

exterior, por lo que era muy reducido el papel que en esto jugaba el país al ser las grandes

operadoras internacionales quienes de acuerdo a sus propias estrategias manejaban los

procesos de exportación del crudo venezolano en el ámbito mundial.

Esta situación planteó para la industria nacionalizada en 1976 un gran reto, debido

a que existía una gran dependencia y vulnerabilidad para la colocación de los productos

venezolanos en el mercado mundial ya que las operaciones de mercadeo internacional se

concentraban en las propias operadoras.

Estas debilidades fueron corregidas mediante la implantación de una estrategia

dirigida a diversificar las exportaciones del país. La estrategia adoptada tuvo como

efecto que se disminuyera la dependencia de las operadoras internacionales ante las

cuales se colocaba el 81% de las exportaciones para 1977, pasando éstas a representar

solo el 32% para 1989. Además a raíz de la ejecución de este proceso Europa pasó a

consolidarse como segundo mercado en importancia llegando a representar cerca del 20%

de nuestras exportaciones para 1985.

La estrategia de inserción internacional que se ha seguido a partir de la

nacionalización de la industria petrolera se basa en asegurar la colocación de la

producción petrolera mediante la captación de mercados estables y como una evolución

dentro de la estrategia de asegurar mercados es que se desarrolló el proceso de internacionalización, el cual se ve reforzado a partir de los noventa por la política

denominada de Apertura Petrolera, mediante la cual se quería consolidar y fortalecer la

industria petrolera del país, para lograr incrementar su capacidad de producción y

aprovechar así las oportunidades de negocios en el mercado mundial.

El proceso de internacionalización comienza en 1978 cuando se establecen las

bases y las guías para el largo y mediano plazo de la industria petrolera nacional, los

factores que lo impulsan son:


16

! el incremento en el nivel de precios que propició la aparición de nuevos

escenarios de producción,

! los cambios en los patrones de comercialización internacional ocurridos a partir

de los procesos de nacionalización en el ámbito mundial,

! los esfuerzos para el desarrollo de fuentes alternas de energía y los esfuerzos

para el ahorro de la misma.

Es a partir de 1981 cuando la industria le da la mayor prioridad al logro de la

internacionalización a través de sus planes estratégicos de desarrollo; sin embargo, ésta

no se concreta sino hasta la firma del primer convenio en 1983.

Desde ese momento se han firmado diversos convenios en el marco de la

internacionalización, el primero con la Veba Oel en Alemania para la conformación de la

empresa Ruhr Oel, ampliado posteriormente en 1986 con la adquisición de la totalidad de

las operaciones de refinación de la Veba. Durante 1986 se firma además un convenio con

Southland Corporation con el cual se adquiere el 50% de la Citgo Petroleum Corporation,

que posee una planta para refinar crudos pesados y un sistema propio de distribución y de

suministros al detal, todo dentro del mercado de los Estados Unidos. También se suscribe

un convenio con el grupo sueco Axel Jhonson para adquirir el 50% de la empresa Nynas

Petroleum, con la finalidad de expandir y consolidar la posición de crudos pesados en

Europa. En 1987, PDVSA constituye con dos empresas norteamericanas la compañía

Champlin Refining Company, la cual cuenta con una refinería en los Estados Unidos. En

1988 se firma un Acuerdo con la empresa Unocal Corporation de California para constituir

una empresa mancomunada para el manejo de una refinería para crudos pesados en

Chicago, conformándose la empresa UNO-VEN.

Este proceso que se inició en los ochenta no se detuvo sino que se profundiza en

los noventa, al adquirirse la refinería ISLA en Curazao, el 100% de la Citgo, el 100% de

UNO-VEN, el 50% de la refinería de Chalmette (propiedad de la MOBIL) ubicada en

Lousiana para el procesamiento de crudo proveniente de la faja. Adicionalmente se logra

un acercamiento con la empresas estatales de petróleo de Brasil PETROBRAS y de


17

Argentina Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), y se inician negociaciones con la

empresa Amerada Hess Corp. y el gobierno de las Islas Vírgenes estadounidenses para

conformar una empresa conjunta con la firma Hess Oil Virgin Islands.

Cuadro Nº 1.5. Capacidad de Refinación de Venezuela, Año 2000

(Miles de Barriles Diarios)

PAIS ESTADO MBD % % EN VENEZUELA Amuay Falcón 635 50,20 19,42 Bajo Grande Zulia 10 0,79 0,31 Cardón Falcón 305 24,11 9,33 El Palito Carabobo 110 8,70 3,36 Puerto La Cruz Anzoátegui 200 15,81 6,12 San Roque Anzoátegui 5 0,40 0,15 Capacidad de Refinación Nacional 1265 100,00 38,70 EN NORTE AMERICA Chalmet Texas 92 5,28 2,81 Corpus Christi Texas 150 8,61 4,59 Lake Charles Texas 320 18,37 9,79 Lemont Canada 160 9,18 4,89 Lyondell Luisiana 110 6,31 3,36 Paulsboro New Jersey 84 4,82 2,57 Savannah Georgia 28 1,61 0,86 Sweeny Texas 213 12,23 6,52 Sub-Total 1157 66,42 35,39 EN EL CARIBE Isla de Curazao Isla de Curazao 335 19,23 10,25 Saint Croix Saint Croix 250 14,35 7,65 Sub-Total 585 33,58 17,90 Sub-Total - Américas 1742 100,00 53,29 EN EUROPA Nynas Bélgica, Reino Unido y

Suecia 35 13,36 1,07

Ruhr Oel Alemania 227 86,64 6,94 Sub-Total 262 100,00 8,01 Capacidad de Refinación en el Exterior 2004 61,30 Capacidad de Refinación Total 3269 100,00

Fuente: MEM, PDVSA y Cálculos Propios.

La estrategia de internacionalización es ejecutada y manejada a través Interven,

filial de PDVSA. Desde un principio la idea era asegurar la colocación de parte de las

exportaciones venezolanas, estableciéndose para 1987 la meta de 700 mil barriles diarios


18

(MBD), y alcanzándose para 1997 la colocación 916 MBD de crudo, lo cual representa

aproximadamente el 30% de las exportaciones para ese año.

Por medio de la internacionalización PDVSA ejecutó su política de inserción en los

mercados internacionales no sólo asegurando la colocación de nuestros crudos sino

además el suministro directo al consumidor final a través de las redes de distribución y

mercadeo al detal adquiridas. En la actualidad PDVSA dispone de 15 refinerías en el

exterior, ubicadas 9 en Europa y 6 en los Estados Unidos, lo que ha generado que PDVSA

disponga de una capacidad de refinación mayor a escala internacional que nacional,

focalizada básicamente en América (quien absorbe aproximadamente el 70% de las

colocaciones propias) y Europa, lo cual corresponde con la orientación geográfica de

nuestras exportaciones y hacia donde orienta PDVSA sus planes de expansión dentro del

Plan de Negocios 2000-2009.

En el año 2000 la capacidad de refinación de Venezuela era de 3.3 MMBD siendo

su distribución geográfica la siguiente: un 38,7% se ubicaba en el país, un 35,4% en

Norteamérica, un 17,9% en el Caribe y el 8% restante en Europa.3

PDVSA presentó a principios del año 2000 su plan de negocios con un horizonte de

diez años. Las tendencias de entorno identificadas apuntan a crecientes presiones

competitivas las cuales se identifican de la manera siguiente:

! Competencias por Mercados debido a un crecimiento moderado de la demanda

mundial y a la existencia de mayores niveles de eficiencia.

! Megafusiones que estimulan optimizaciones de costos, influencia en los

mercados y mejoras tecnológicas. Por ejemplo, AMOCO-BP-ARCO y EXXON-

MOBIL.

! Apertura Petrolera en Africa / Medio Oriente que crean nuevas fuentes de

suministro.

3 Al analizar la distribución geográfica de la capacidad de refinación nacional se tienen las participaciones siguientes: 50% Zulia, 15%

Falcón, 15% Monagas, 12% Anzoátegui, 4% Carabobo y 4% otros.


19

! Presiones Ambientalistas

El Plan parte de la propia orientación corporativa de la empresa, cuyo objetivo

principal es el de maximizar el valor creado para la nación, asegurando la viabilidad de la

corporación y la integración de la sociedad venezolana al negocio de la industria petrolera.

Este objetivo principal se desarrollará por medio de cinco objetivos estratégicos:

1. Centrarse en las actividades medulares del negocio (exploración, producción,

refinación, manufactura y mercadeo).

2. Contribuir con el desarrollo del país y la integración del aparato productivo

nacional al negocio a través de promover la participación del sector privado en el

desarrollo de: gas natural, industrialización de las corrientes de refinerías y

petroquímica.

3. Intensificar el uso de tecnologías para crear ventajas competitivas.

4. Transformar la organización para optimizar el uso de los recursos disponibles y

asegurar la continuidad y desarrollo óptimo de la industria petrolera en el largo

plazo.

5. Garantizar operaciones seguras y la protección del ambiente.

El Plan de negocios está orientado hacia el logro de estos objetivos a través del

aprovechamiento de las oportunidades que se presentan en el mercado mundial en las

diferentes áreas del negocio que ésta maneja, ellas son: Carbón, Gas, Orimulsión,

Petróleo y Petroquímica.

Para el logro de los planes de posicionamiento del crudo las estrategias básicas

como ya se señalara son la apertura y la internacionalización. A través de la primera se

pretende incrementar la capacidad de producción del país, por medio de los recursos

propios de PDVSA y mediante alianzas y convenios. Para el incremento de la capacidad

se tiene planeado una inversión conjunta de 55 mil millones de dólares durante diez años,

con un aporte individual de PDVSA de 31 mil millones y 9 mil millones a través de las


20

asociaciones, mientras que los socios en los convenios aportarán 15 mil millones de

dólares. Por el lado de la internacionalización se pretende elevar la capacidad de refinación internacional mediante la compra de refinerías y alianzas con los suplidores

en los mercados de destino. Adicionalmente, el plan contempla modificar el patrón de

refinación para darle un mayor peso a los productos destilados y a la nafta y gasolina,

reduciendo la participación de los combustibles residuales y por medio de la conformación

de empresas mixtas desarrollar capacidad de producción en diversos productos refinados.

En cuanto a la orimulsión, por medio de las alianzas estratégicas se pretende

incrementar la capacidad de producción actual. Sin embargo, un factor importante para el

logro de esta meta es el de ampliar los mercados para este producto. En este sentido,

destaca que a pesar de que los Estados Unidos es el principal mercado de destino para el

crudo y los productos no tradicionales, no se ha logrado penetrar este mercado con este

rubro, lo cual deja una tarea por acometer por parte de nuestros negociadores.

La estrategia a seguir en cuanto a la producción de gas va dirigida a que éste

evolucione hacia una estructura de libre mercado, orientado particularmente hacia el

mercado interno como base para soportar la industria venezolana y el crecimiento

energético del país.

Al igual que la Orimulsión, las exportaciones de carbón muestran un mayor

dinamismo hacia los mercados europeos. En esta materia se pretende sobre la base de

inversiones propias expandir la capacidad de producción dedicada básicamente a la

exportación, las cuales se acometerán conjuntamente con la Shell, Ruhr Kohle y Evans

Energy.

Una de las estrategias más importantes del Plan de Negocios de PDVSA lo

constituye la denominada “Apertura Petrolera”, a través de la cual se ha permitido el

acceso al capital privado tanto nacional como internacional, en las actividades aguas

arriba de la industria petrolera venezolana.

El proceso se inició en 1990 y se fue profundizando en el transcurso de la década

de los noventa. El objetivo de la estrategia fue aprovechar el capital, la tecnología y las


21

destrezas del capital privado con la finalidad de incrementar la capacidad de producción

del país para comienzos de la próxima década, proceso que de haber sido abordado

solamente por PDVSA, requeriría mucho más tiempo y cuantiosos recursos, traduciéndose

en elevados costos de oportunidad en el posicionamiento oportuno en los crecientes

mercados externos.

Para el desarrollo de este proceso fue necesario la modificación de algunas leyes

que limitaban la participación del sector privado en las actividades petroleras, entre ellas la

de una menor carga fiscal para las empresas participantes.4 A partir de este proceso, el

capital privado puede participar en las actividades que realiza PDVSA a través de alguna

de las siguientes modalidades: Convenios para la reactivación de campos de producción,

Esquema de ganancias compartidas, asociaciones estratégicas para la producción de

crudos en la faja y explotación de gas costa afuera, mercado de gas natural, Orimulsión,

mercado interno de derivados de petróleo, “outsourcing” (bajo este concepto PDVSA

pretende contratar servicios en áreas consideradas no medulares del negocio,

concentrándose en las llamadas áreas medulares del negocio petrolero), mercado de

capitales y desarrollos corrientes aguas abajo y del carbón.

El proceso de Apertura intenta elevar la capacidad para competir del sector

petrolero venezolano ante las nuevas oportunidades que se abren en esa área. Este

proceso permitirá darle a la industria petrolera (pública y privada) una mayor presencia en

los mercados mundiales al expandirse, de acuerdo a la dinámica del negocio petrolero en

el ámbito mundial.

En Venezuela, la industria petrolera ha contribuido al desarrollo de otras actividades

asociadas a su producción como son la industria del gas, de la petroquímica y de los

sectores proveedores de bienes y servicios necesarios para su producción y manufactura,

es decir la industria impulsa el desarrollo de otras industrias tanto aguas abajo como de

carácter horizontal

4 Un resumen del régimen legal que rige la materia se puede ver en CONAPRI: Oportunidades de Inversión en Hidrocarburos y

Petroquímica, Caracas, 1997.


1960 1961 1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1960-1969

1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1970-1979



9462 9207 9912 10748 11615 12387 12801 13364 14453 15475 11942 16381 16603 16376 17240 18294 19579 18872 20351 21007 21618 18632


63257 67959 75960 75924 107729 112358 106945 116965 120812 114390 96230 124025 124481 113080 134517 140641 108490 109774 105848 99952 110587 117140


16131 16915 18694 20319 23387 25575 25757 27882 30467 31498 23663 34645 36851 39904 42233 46422 51731 57893 60383 63748 66054 49986

Servicios 98306 94811 98600 101750 112750 119904 124830 132552 145665 154161 118333 166987 175607 186545 198315 210433 240854 271493 294998 302921 296683 234484

Total 187156 188892 203166 208741 255481 270224 270333 290763 311397 315524 250168 342038 353542 355905 392305 415790 420654 458032 481580 487628 494942 420242



5,06 4,87 4,88 5,15 4,55 4,58 4,74 4,60 4,64 4,90 4,80 4,79 4,70 4,60 4,39 4,40 4,65 4,12 4,23 4,31 4,37 4,46


33,80 35,98 37,39 36,37 42,17 41,58 39,56 40,23 38,80 36,25 38,21 36,26 35,21 31,77 34,29 33,83 25,79 23,97 21,98 20,50 22,34 28,59


8,62 8,95 9,20 9,73 9,15 9,46 9,53 9,59 9,78 9,98 9,40 10,13 10,42 11,21 10,77 11,16 12,30 12,64 12,54 13,07 13,35 11,76

Servicios 52,53 50,19 48,53 48,74 44,13 44,37 46,18 45,59 46,78 48,86 47,59 48,82 49,67 52,41 50,55 50,61 57,26 59,27 61,26 62,12 59,94 55,19

Total 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100



13,34 -2,69 7,66 8,43 8,07 6,65 3,34 4,40 8,15 7,07 6,44 5,85 1,36 -1,37 5,28 6,11 7,02 -3,61 7,84 3,22 2,91 3,46


-1,28 7,43 11,77 -0,05 41,89 4,30 -4,82 9,37 3,29 -5,32 6,66 8,42 0,37 -9,16 18,96 4,55 -22,86 1,18 -3,58 -5,57 10,64 0,30


-1,53 4,86 10,52 8,69 15,10 9,36 0,71 8,25 9,27 3,38 6,86 9,99 6,37 8,28 5,84 9,92 11,44 11,91 4,30 5,57 3,62 7,72

Servicios -2,37 -3,56 4,00 3,19 10,81 6,35 4,11 6,19 9,89 5,83 4,44 8,32 5,16 6,23 6,31 6,11 14,46 12,72 8,66 2,69 -2,06 6,86

Total -1,24 0,93 7,56 2,74 22,39 5,77 0,04 7,56 7,10 1,33 5,42 8,40 3,36 0,67 10,23 5,99 1,17 8,89 5,14 1,26 1,50 4,66



1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1980-1989

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 1990-1999



22024 21613 22385 22477 22144 23944 25878 26906 28155 26712 24224 26630 27487 28205 27445 27953 26995 27526 28186 28356 27748 27653


107747 104747 92557 82497 91327 84495 80628 89621 86221 109987 92983 129058 134844 126793 132952 141501 144460 155313 169767 172765 159790 146724


68394 67007 69870 68745 71263 74466 80011 85128 88049 75295 74823 78975 87517 92487 91160 86827 94091 89186 93105 87863 79771 88098

Servicios 276040 274028 266969 246380 225333 232444 245077 257958 275139 248819 254819 257507 282757 312304 307228 288180 301081 293481 310476 313574 298579 296517

Total 474205 467395 451781 420099 410067 415349 431594 459613 477564 460813 446848 492170 532605 559789 558785 544461 566627 565506 601534 602558 565888 558992



4,64 4,62 4,95 5,35 5,40 5,76 6,00 5,85 5,90 5,80 5,43 5,41 5,16 5,04 4,91 5,13 4,76 4,87 4,69 4,71 4,90 4,96


22,72 22,41 20,49 19,64 22,27 20,34 18,68 19,50 18,05 23,87 20,80 26,22 25,32 22,65 23,79 25,99 25,49 27,46 28,22 28,67 28,24 26,21


14,42 14,34 15,47 16,36 17,38 17,93 18,54 18,52 18,44 16,34 16,77 16,05 16,43 16,52 16,31 15,95 16,61 15,77 15,48 14,58 14,10 15,78

Servicios 58,21 58,63 59,09 58,65 54,95 55,96 56,78 56,13 57,61 54,00 57,00 52,32 53,09 55,79 54,98 52,93 53,14 51,90 51,61 52,04 52,76 53,06

Total 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100



1,88 -1,87 3,57 0,41 -1,48 8,13 8,08 3,97 4,64 -5,13 2,22 -0,31 3,22 2,61 -2,69 1,85 -3,43 1,97 2,40 0,60 -2,14 0,41


-2,57 -2,78 -11,64 -10,87 10,70 -7,48 -4,58 11,15 -3,79 27,56 0,57 17,34 4,48 -5,97 4,86 6,43 2,09 7,51 9,31 1,77 -7,51 4,03


3,54 -2,03 4,27 -1,61 3,66 4,49 7,45 6,40 3,43 -14,49 1,51 4,89 10,82 5,68 -1,43 -4,75 8,37 -5,21 4,39 -5,63 -9,21 0,79

Servicios -6,96 -0,73 -2,58 -7,71 -8,54 3,16 5,43 5,26 6,66 -9,57 -1,56 3,49 9,81 10,45 -1,63 -6,20 4,48 -2,52 5,79 1,00 -4,78 1,99

Total -4,19 -1,44 -3,34 -7,01 -2,39 1,29 3,91 6,49 3,91 -3,51 -0,63 6,80 8,22 5,10 -0,18 -2,56 4,07 -0,20 6,37 0,17 -6,09 2,17



24

La importancia relativa de la actividad petrolera en la actividad económica (PIB) en

términos de décadas creció desde sus inicios en 1920 hasta la década del sesenta cuando

representó el 38% de la economía. Luego, en las dos décadas siguientes su participación

disminuyó hasta llegar a un 21% en los ochenta y durante los años noventa su dinamismo

le permitió incrementar nuevamente su importancia relativa en la economía real hasta

representar un 25% del PIB.

La importancia de los planes de PDVSA no se queda sólo en los beneficios directos

que éstos tienen para la expansión de la capacidad de producción y la penetración o

posicionamiento de mercados, sino en los efectos que el crecimiento de la actividad

petrolera trasmite al resto de la cadena tanto de manera horizontal como vertical.

En cuanto a la integración horizontal el Plan de PDVSA tiene previsto tanto la

compra de materiales como la contratación de servicios, que si son adquiridos en el país

generarían a su vez una expansión importante en el sector privado petrolero venezolano.

Sólo en materia de compras se destinarán 22,5 mil millones de dólares de los cuales un

49% serían compras locales.

El maximizar los montos de compras y contrataciones nacionales están

establecidos como lineamientos de políticas de PDVSA, por lo que se deben desarrollar

planes que permitan potenciar el nivel de participación del resto de las industrias en los

planes de PDVSA. Esto se lograría mediante la implementación de un programa de

desarrollo del sector privado petrolero venezolano a través del cual se eliminen las fallas

de mercado que no permiten la competencia en igualdad de condiciones entre las

empresas locales y las foráneas y que a su vez permita que la fuerza de la demanda de la

industria petrolera sirva de plataforma para el desarrollo de un sector privado con

capacidad de competir en los mercados mundiales, aprovechando no sólo su potencial de

compra interno sino la posición que mantiene en el exterior a través de asociaciones y red

de refinación propia. Este programa permitiría que se conforme o consolide un verdadero

“cluster” del sector petrolero venezolano.


25

En cuanto a la integración vertical los esfuerzos que se realizan con la finalidad de

expandir la capacidad de producción y distribución de gas permitirán que PDVSA pueda

ampliar su capacidad como suplidor de las materias primas necesarias para el desarrollo

de la cadena de olefinas (etano y propano), las cuales suministra a PEQUIVEN, quien una

vez procesadas, las suministra a las empresas mixtas. En el sector petroquímico también

se están dando avances hacia la apertura del mismo a una mayor participación privada

tanto nacional como extranjera en el negocio.

Los planes de expansión en el área petroquímica están orientados a incrementar

la capacidad de producción en tres áreas del negocio como son: fertilizantes (amoníaco y

urea), olefinas y derivados (polietilenos y glicoles) y oxigenados (metanol), todos los

proyectos orientados a incrementar nuestras exportaciones en esas áreas. Estos

desarrollos se dirigen a expandir la capacidad de la planta de José en el estado

Anzoátegui con la finalidad de transformarlo en el Polo Petroquímico de América del Sur.


26

2. CHOQUES EXTERNOS Y DESEMPEÑO ECONOMICO

Más allá de la discusión de los efectos de la política fiscal sobre la asignación de

recursos y sobre la demanda agregada se ha venido imponiendo una discusión relativa a

la sostenibilidad de la misma, tema que juega un papel protagónico en las discusiones de

política macroeconómica contemporánea, especialmente en países altamente

dependientes de recursos naturales exportables en manos del sector público. Esta

preocupación se ha traducido en la búsqueda de indicadores sobre la sostenibilidad de la política fiscal5.

El diseño de indicadores de sostenibilidad es de relevancia especial para los países

de América Latina que operan en un ambiente macroeconómico altamente volátil. En el

Cuadro Nº 2.1. se presentan los niveles de volatilidad6 de un conjunto de variables

macroeconómicas y fiscales para la región y la Organización para la Cooperación y el

Desarrollo Económico (OCDE).

Allí se observa que el crecimiento del PIB y la inversión doméstica en América

Latina (AL) son dos veces más volátiles que en el caso de la OCDE, mientras que el

consumo privado y la tasa de cambio real son casi tres veces más volátiles en AL. Este

hecho se ha reflejado en recesiones más costosas, largas y profundas en la región vis a

vis otras zonas del mundo7.

El hecho descrito anteriormente para las variables macro también se encuentra en

los agregados fiscales donde los ingresos y los gastos han sido cerca de tres veces más

volátiles que en la OCDE. Según Talvi & Végh (2000) la alta volatilidad de la política fiscal

se explica no sólo por el ambiente económico subyacente sino también por la naturaleza

procíclica de la política fiscal en América Latina8.

5 Ver Blanchard (1990), Gavin, Perotti & Talvi (1996) y Talvi & Végh (2000). 6 Expresados como la desviación estándar de las tasas de crecimiento de las variables. 7 Ver BID (1995). 8 Expansiva en épocas prósperas y contractiva en épocas malas.


27

Cuadro Nº 2.1. Indicadores de Volatilidad del Ambiente Macroeconómico

y de los Agregados Fiscales

INDICADOR AMERICA LATINA OCDE AMBIENTE MACROECONOMICO 1970-1992 PIB 4,7 2,2 Consumo Privado 5,6 2,1 Inversión Doméstica 16,1 8,3 Tipo de Cambio Real 13,4 4,8 Inflación (*) 463,5 3,9 Términos de Intercambio 15,1 8,9 Flujos de Capitales (**) 2,8 1,7 AGREGADOS FISCALES 1970-1994 Ingresos 15,2 5,2 Gastos 15,7 3,9 Superávit Primario (**) 3,6 1,4

(*) Porcentaje Anual (**) Como fracción del PIB OCDE = Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico Fuente: Talvi & Végh (2000).

En un ambiente volátil las cifras de ingresos, gastos y superávit fiscal tradicional

pueden mostrar información engañosa sobre la verdadera situación fiscal. Por ejemplo, en

una economía donde la mayor fuente de ingreso fiscal es un bien transable – petróleo- la

apreciación real resultaría en el deterioro de las cuentas fiscales al reducir los ingresos en

términos de los bienes no transables. En consecuencia, ante largas fluctuaciones

temporales en la tasa de cambio real, la interpretación de la situación fiscal recogida por

los indicadores tradicionales podría resultar en una evaluación distorsionada9.

Venezuela se ha visto afectada desde mediados de los años setenta por un

proceso de inestabilidad macroeconómica y una caída del ingreso real per cápita de su

población. Parte importante de este desempeño se explica por los choques externos de

magnitudes considerables provenientes del mercado petrolero internacional10. En el

Cuadro Nº 2.2. y en el Gráfico N° 2.1. se muestran la importancia relativa que tiene el

9 Ver Blanchard (1990) y Talvi & Végh (2000). 10 Las exportaciones petroleras no sólo han acusado una pronunciada volatilidad, sino también una significativa reducción medida en

dólares constantes per cápita.


28

petróleo en la balanza de pagos del país en la década de los noventa y la evolución de las

exportaciones petroleras per cápita 1968-2000 respectivamente.

Cuadro Nº 2.2. Balanza de Pagos Anual (Millones de US$)

INDICADOR 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 (*)

CUENTA CORRIENTE 8279 1736 -3749 -1993 2541 2014 8914 3467 -3253 3689

Saldo en Bienes 10706 4900 1322 3275 7625 7013 13770 10025 2471 7606

Exportaciones de Bienes F.O.B. 17623 15159 14202 14779 16105 19082 23707 23703 17576 20819

Petroleras 15268 13238 12140 12031 11535 13852 18642 18301 12134 16697

No Petroleras 2355 1921 2062 2748 4570 5230 5065 5402 5453 4122

Importaciones de Bienes F.O.B. -6917 -10259 -12880 -11504 -8480 -12069 -9937 -13678 -15105 -13213

Petroleras -199 -89 -41 -119 -875 -1754 -2205 -1973 -2232 -1648

No Petroleras -6718 -10170 -12839 -11385 -7605 -10315 -7732 -11705 -12873 -11565

Saldo en Servicios -1351 -2202 -2951 -3185 -3096 -3165 -3269 -4006 -3685 -2469

Saldo en Renta -774 -598 -1746 -1715 -1904 -1943 -1725 -2408 -1931 -1518

Saldo en Bienes , Servicios y Renta 8581 2100 -3375 -1625 2625 1905 8776 3611 -3145 3619

Transferencias Corrientes -302 -364 -374 -368 -84 109 138 -144 -108 70

CUENTA CAPITAL Y FINANCIERA -4207 2962 3104 1878 -3153 -2647 -1495 1523 1780 -1650

Cuenta Capital 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Cuenta Financiera -4207 2962 3104 1878 -3153 -2647 -1495 1523 1780 -1650

Inversión Directa 76 1728 473 -514 455 894 1676 5036 4262 2669

En el extranjero -375 -188 -156 -886 -358 -91 -507 -500 -233 -518

En el país 451 1916 629 372 813 985 2183 5536 4495 3187

Inversión de Cartera 15976 351 1003 621 253 -801 739 506 1289 1459

Activos -1952 17 2 79 -22 -14 -41 -600 1070 280

Pasivos 17928 334 1001 542 275 -787 780 1106 219 1179

Otra inversión -20259 883 1628 1771 -3861 -2740 -3910 -4019 -3771 -5778

Activos -2305 -925 -590 615 -4173 -661 -1592 -3385 -3413 -6470

Pasivos -17954 1808 2218 1156 312 -2079 -2318 -634 -385 692

ERRORES Y OMISIONES -1760 -1516 -494 -538 -281 -493 -886 -1460 -1442 -990

SALDO EN TRANSACCIONES CORRIENTES Y DE CAPITAL

2312 3182 -1139 -653 -893 -1126 6533 3530 -2915 1049

(*) Cifras Provisionales

Fuente: Banco Central de Venezuela


29

Gráfico Nº 2.1. Exportaciones petroleras reales per capita

(millones de US$ de 1998)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1998 20001994 19961990 19921986 19881982 19841978 19801974 19761970 19721968

Fuente: BCV, MEM y Cálculos Propios.

Al considerar la relación entre la cuenta corriente y el comportamiento del mercado

petrolero se observa que el saldo en cuenta corriente en buena medida depende del

desempeño de las exportaciones petroleras.

La política fiscal ha desempeñado un papel determinante en la transmisión de

esos choques externos al resto de la economía actuando como una caja de resonancia en

la propagación de los mismos, en lugar de constituir un instrumento para contener o limitar

los efectos distorsionantes que se derivan de la vulnerabilidad externa de la economía

venezolana11.

Diversos autores han señalado entre las principales características de las finanzas

públicas venezolanas las siguientes:

11 Ver Hausmann (1990), García, Rodriguez & Salvato (1997).


30

! Registran un déficit de magnitudes relevantes en forma casi permanente12,

! Niveles elevados de endeudamiento del sector público,

! Han introducido en la economía niveles de volatilidad y prociclicidad 13

crecientes,

! Reducción del gasto en áreas que son fundamentales para el sector público

(educación, infraestructura, salud, seguridad social y ciudadana) 14,

! Baja recaudación de ingresos fiscales ordinarios provenientes de actividades

no petroleras.

Las características identificadas han condicionado el desempeño pasado y de

alguna manera son el reflejo de una institucionalidad existente que servirá de punto de

partida para el futuro. Según North (1993) la historia es importante no sólo porque se

puede aprender del pasado, sino también porque el presente y el futuro están conectados

al pasado por obra de la continuidad de las instituciones de una sociedad.

2.1. Choques Petroleros y Volatilidad de la Economía interna

El sector petrolero incide significativamente en la economía nacional a través de la

generación de divisas y de ingresos fiscales los cuales constituyen fuentes de

financiamiento de la demanda agregada interna. Sin embargo, esta fuerte dependencia del

sector petrolero hace que la actividad económica interna se encuentre sometida a un alto

12 La medición de los impactos macroeconómicos del déficit fiscal presenta dificultades conceptuales y metodológicas importantes. En

consecuencia, es necesario definir los conceptos de déficit fiscal que pueden ser pertinentes a los objetivos del análisis que se pretende hacer. Por ejemplo, para un análisis de solvencia intertemporal del sector público, el concepto relevante es el déficit primario el cual excluye los pagos por intereses de la deuda pública. Ver Blejer & Cheasty (1990), Easterly et.al. (1994), García et.al. (1995 y 1997), Morgan (1979) y Vaez-Zadeh (1989).

13 Al ser el sector público un exportador neto grande, en relación al resto de la economía, el ajuste del tipo de cambio nominal genera beneficios fiscales de considerables proporciones en el corto plazo. Por ello, el tipo de cambio se ha utilizado como un mecanismo de corrección fiscal a pesar del costo que genera en términos de inflación y nivel de actividad económica. En consecuencia, los impactos fiscales de los choques externos y el uso del tipo de cambio como mecanismo de corrección fiscal han creado una fuerte volatilidad en variables macroeconómicas y un patrón de comportamiento procíclico en el caso del gasto público. Ver Hausmann (1990), Zambrano & Riutort (1997).

14 García et.al. plantea que la evolución del gasto público primario se identifica dentro de lo que Tanzi (1989) denomina “tensión fiscal”. Es decir, políticas que intentan corregir los desequilibrios fiscales sobre bases y acciones poco sostenibles, tales como reducciones en: salarios, mantenimiento de infraestructura e inversión real del gobierno.


31

grado de volatilidad en la medida en que, como bien se ha observado, se producen

fluctuaciones importantes en los ingresos petroleros.

Los choques petroleros se transmiten a la economía nacional por dos vías. Una es

la vía fiscal, y la otra, a través de los términos de intercambio. Ambos impactos

terminan afectando las expectativas sobre la solvencia del país.

Si el choque es de signo positivo, es decir, en respuesta a una situación de

incremento de los precios del petróleo, se observa un aumento repentino del superávit

fiscal y de la cuenta corriente, el gasto público interno comienza a incrementarse al cabo

de algunos meses, especialmente en el siguiente ejercicio fiscal que sigue al choque

imponiéndole a la política fiscal un comportamiento procíclico. Esta expansión del gasto se

convierte en una presión de demanda agregada que ocasiona dos efectos: primero,

estimula un crecimiento de las importaciones de bienes transables, y segundo, induce un

aumento de los precios de los bienes no transables, ya que la oferta de éstos no puede

responder en forma inmediata ante las presiones de demanda. Este aumento en los

precios de los bienes no transables genera cierta presión inflacionaria, por lo cual tiende a

producirse una apreciación real del tipo de cambio, ya que en medio de la bonanza

petrolera la tasa de cambio nominal tiende a mantenerse estable.

La apreciación real del tipo de cambio provoca dos efectos. El primero es un

estímulo adicional al crecimiento de las importaciones, las cuales se abaratan en términos

relativos con respecto a la producción local; y, el segundo, es un deterioro de las cuentas

fiscales15. La combinación de ambos efectos genera en el tiempo un deterioro de la cuenta

corriente en la medida que los precios del petróleo comienzan a bajar por encima del

precio máximo relativo del choque positivo de ese momento. En definitiva, los precios del

petróleo, el gasto público y el tipo de cambio real son las variables de ajuste de ambos

agregados macroeconómicos.

15 El efecto fiscal favorable de la devaluación dependerá del tiempo que demore la tasa de inflación en alcanzar el ritmo de

depreciación o devaluación que se haya producido. En la medida en que la depreciación o devaluación de la moneda se mantenga en términos reales, más duradero será el efecto fiscal positivo. Por el contrario, cuanto más rápido sea el ritmo de ajuste de la inflación interna al ritmo de la devaluación o depreciación el efecto fiscal será temporal. Ver García et.al..


32

La frecuencia de los choques petroleros que ha registrado Venezuela desde los

años setenta, así como el uso del tipo de cambio nominal como mecanismo de corrección

fiscal en algunas oportunidades y como ancla nominal en otras, ha ocasionado en el

tiempo un comportamiento errático e inestable del tipo de cambio real. Ese

comportamiento se refleja también en la tasa de inflación y el nivel de actividad

económica.

Gráfico Nº 2.2. Tipo de cambio real y Tipo de cambio real ajustado

4

6

8

10

12

14

70 75 80 85 90 95 00

TCR TCRHP

Fuente: Cálculos Propios

Cuando el choque es negativo, como resultado de una caída de los precios del

petróleo, se afecta significativamente la generación de ingresos fiscales ordinarios, lo cual

impone la necesidad de adoptar medidas para reducir el gasto público. Sin embargo,

existen restricciones que generan desfases importantes entre el momento en que se

produce el choque negativo y la oportunidad en que reaccionan las instituciones

presupuestarias para incrementar ingresos y/o reducir el gasto y, en consecuencia,

adoptar el nivel de absorción interna a la nueva situación de equilibrio. Esta falta de

coordinación en materia de políticas, y/o adaptación institucional, se termina reflejando en

un aumento en el déficit fiscal y en un menor superávit (ó en ocasiones un déficit) en la


33

cuenta corriente de la balanza de pagos. En definitiva, las medidas de ajuste necesarias

para corregir esta situación de desequilibrio conducen a la economía a etapas de recesión.

En virtud de los planteamientos anteriores se puede concluir que el comportamiento

del gasto público, en el marco institucional descrito, está muy determinado por el patrón de

comportamiento (volatilidad) de los ingresos petroleros, lo cual ocasiona que la política

fiscal sobredimensione su actuación en las etapas de “boom” económico, pero tenga una

escasa capacidad estabilizadora en las etapas de recesión, de ahí su carácter

esencialmente procíclico.

En el caso de los términos de intercambio, que es el otro impacto que transmiten

a la economía doméstica los choques petroleros, su efecto se refleja no sólo en el área

cambiaria, en cuanto induce expectativas de depreciación de la moneda, sino también en

desmejoras en los indicadores de solvencia del país.

Gráfico Nº 2.3. Términos de Intercambio

(Indice de Precios de Exportaciones / Indice de Precios de Importaciones)


0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

19501952195419561958196019621964196619681970197219741976197819801982198419861988199019921994199619982000


34

En efecto, a diferencia de otros países donde básicamente la solvencia se mide por

el nivel de endeudamiento en relación al tamaño de la economía o de los ingresos de

divisas, además de las tasas de interés, en Venezuela ese no es el criterio, pero lo que sí

resulta determinante es la relación entre la caída de los ingresos petroleros y la capacidad

que tiene el Estado para reaccionar, a través de la política fiscal, ante ese tipo de

situaciones, por una parte, y, por la otra, la propia capacidad de actuación del Banco

Central la cual se encuentra determinada, en el corto plazo, por el comportamiento del

nivel de las reservas internacionales.

El resultado final es, por lo general, una pérdida importante de dichas reservas

originada no sólo por la propia incidencia de la caída de los términos de intercambio, sino

también por el hecho de que las expectativas de insolvencia que se generan tienden a

desestabilizar la cuenta de capital de la balanza de pagos, acentuándose así la salida neta

de capitales, hasta que no se adopten las medidas fiscales y monetarias que reajusten la

economía. Esta circunstancia también determina que el ahorro que estructuralmente se

genera por la vía de la cuenta corriente cuando los precios del petróleo son elevados (lo

cual induce a una apreciación del tipo de cambio real), se torne altamente volátil a través

de la cuenta de capital cuando los términos de intercambio empeoran y se espera un

aumento del tipo de cambio real. En este contexto la economía se hace vulnerable a

expectativas de depreciación y de mayor inflación.

La aceleración del proceso inflacionario en Venezuela, particularmente después de

fuertes devaluaciones, ha inducido a los diseñadores de política a utilizar el tipo de cambio

como ancla nominal. Si esta acción no es acompañada con un esfuerzo fiscal sostenible y

una política monetaria compatible con la meta de inflación la apreciación real del tipo de

cambio se hace inevitable lo cual ocasiona un deterioro de las cuentas fiscales y, por lo

tanto, una presión adicional para el abandono del ancla nominal.

La volatilidad de los ingresos petroleros junto a la falta de un arreglo institucional

pertinente ha provocado una comportamiento procíclico del gasto público y, al mismo

tiempo, ha sometido a la economía a ciclos relativamente cortos, en donde de etapas de

“boom” se pasa rápidamente a etapas de crisis y recesión y luego, nuevamente, a


35

situaciones de recuperación, lo cual refleja, obviamente, la incapacidad de la política fiscal

para estabilizar y las propias dificultades que, en ese contexto, enfrenta la política

monetaria16.

La interacción entre política fiscal, tipo de cambio e inflación ha contribuido a

determinar la inestabilidad del crecimiento económico en Venezuela, ya que el ajuste

en la tasa de cambio para corregir los desequilibrios fiscales ha tenido fuertes

repercusiones negativas en la tasa de crecimiento de la economía, dados los efectos

contractivos de las devaluaciones17.

En el lapso 1983 – 1999 se han identificado cuatro recesiones en Venezuela18:

! la primera se inicia el I Trimestre de 1983 y concluye el II trimestre de 1985;

! la segunda se inicia el I trimestre de 1989 y finaliza el I trimestre de 1990;

! la tercera comienza el IV trimestre de 1993 y concluye el IV trimestre de 1994; y,

! la cuarta se inicia el III trimestre de 1998 y concluye en el IV trimestre de 1999.

Al igual que lo ocurrido con la tasa de inflación, la aparición de un proceso recesivo

con posterioridad al ajuste del tipo de cambio nominal induce a los diseñadores de política

a utilizar la apreciación de la moneda como un mecanismo de estímulo al crecimiento

económico por intermedio de los sectores no transables. Estos últimos tienen un peso

importante en la estructura económica y responden rápidamente al tipo de cambio real,

16 Blejer & Cheasty (1990) y Morgan (1979) señalan que en el caso de países exportadores de materias primas bajo propiedad

pública, si los impactos monetarios de ese ingreso no son esterilizados, su uso para financiar gastos públicos generará inevitablemente efectos expansivos sobre la oferta monetaria, particularmente en momentos de incrementos significativos en los precios de esos productos. En tal sentido, estos autores señalan que el déficit doméstico del sector público determina un impacto directo en la creación de base monetaria. Se han realizado varios análisis aplicando ese concepto de déficit para Venezuela donde se corrobora el planteamiento expuesto, ellos son: Diz (1988) y Vaez-Zadeh (1989).

17 Ver Edwards (1989), Krugman & Taylor (1978) y en relación al caso de Venezuela Hausmann (1990 y 1995). 18 Una recesión comienza cuando el PIB trimestral cae consecutivamente durante dos trimestres y viceversa como el fin de la misma.

Ver Vivancos (2001).


36

mientras que la respuesta de los sectores transables19 a la depreciación de la moneda es

mucho más lenta en el corto plazo20.

En la medida en que la apreciación cambiaria reduce los ingresos petroleros y la

recesión disminuye los ingresos fiscales internos, se hace evidente lo efímero de la mejora

fiscal por esa vía. Desde esa perspectiva para que el anclaje cambiario sea creíble debe ir

acompañado de reformas fiscales estructurales más permanentes de lo contrario es un

proceso insostenible en el tiempo. La experiencia en Venezuela así lo indica.

Con la finalidad de colocar en contexto las consideraciones anteriores se presenta

el comportamiento de los precios promedio de la canasta petrolera de Venezuela. Allí se

puede apreciar los choques petroleros más importantes donde destacan en el caso de los

positivos 1974, 1980, 1981, 1990, 1996 y 1999.

Gráfico Nº 2.4. Precio Promedio del Barril de Exportación


Existe una significativa dependencia de los ingresos fiscales con respecto a los

ingresos petroleros a pesar de la importancia creciente que han venido registrando los

ingresos fiscales ordinarios no petroleros en la década de los noventa.

19 Excluyendo al petróleo. 20 Ver Hausmann (1990).

0.00

10.00

20.00

30.00

1950

1952

1954

1956

1958

1960

1962

1964

1966

1968

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998


37

Cuadro Nº 2.3. Gobierno Central - Resultado Financiero

(en MM de Bs. corrientes y como % del PIB No Petrolero y Total)

INDICADOR 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 INGRESOS TOTALES 514945 691370 710440 897309 1481533 2144214 5661253 10044271 9328050 10512943

Petroleros 425895 557021 485280 539662 742392 1016465 3352386 5775908 3988667 4004930

ISLR 314957 414259 340649 365138 457529 578523 1707386 3164088 997167 1314118

Regalía 110938 142762 144631 174525 284863 437942 1262310 1614916 1207097 1689580

Dividendos 0 0 0 0 0 0 382690 996904 1784404 1001233

No petroleros 89050 134349 225160 357647 739141 1127749 2308867 4268363 5339382 6445435

Directos 29669 37092 60147 119443 186592 294506 526453 887556,7 1035820 1188964

Indirectos 46298 80182 138152 209920 508830 776392 1688033 2600620 3306395 3629468

Otros 13083 17075 26861 28284 43719 56851 94381 780186 997166,9 1627003

GASTOS TOTALES 567943 714472 868171 1066876 2151325 2773989 5780039 9102170 10339046 11701906

Corrientes 373268 474602 645633 785152 1306527 2042877 4492431 7411767 8239747 9762018

Capital 60833 85097 118988 150838 205566 380770 622121 1083592 1521992 1188964

Otros 133842 154773 103550 130886 639232 350342 665487 606811,4 577307,1 750924,5

DÉFICIT GLOBAL -52998 -23102 -157731 -169567 -669792 -629775 -118786 942100,3 -1010996 -1188964

DÉFICIT INTERNO (*) -403678,2 -492074 -538026 -583568 -1173981 -1361726 -2625841 -4030961 -4093632 -4192662

INGRESOS TOTALES COMO % DEL PIB NO Petrolero 31,78% 29,15% 21,23% 20,01% 21,29% 18,94% 26,14% 29,04% 20,22% 20,08%

Petroleros 26,28% 23,48% 14,50% 12,04% 10,67% 8,98% 15,48% 16,70% 8,65% 7,65%

ISLR 19,43% 17,46% 10,18% 8,14% 6,57% 5,11% 7,88% 9,15% 2,16% 2,51%

Regalía 6,85% 6,02% 4,32% 3,89% 4,09% 3,87% 5,83% 4,67% 2,62% 3,23%

Dividendos 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 1,77% 2,88% 3,87% 1,91%

No petroleros 5,49% 5,66% 6,73% 7,98% 10,62% 9,96% 10,66% 12,34% 11,58% 12,31%

Directos 1,83% 1,56% 1,80% 2,66% 2,68% 2,60% 2,43% 2,57% 2,25% 2,27%

Indirectos 2,86% 3,38% 4,13% 4,68% 7,31% 6,86% 7,79% 7,52% 7,17% 6,93%

Otros 0,81% 0,72% 0,80% 0,63% 0,63% 0,50% 0,44% 2,26% 2,16% 3,11%

GASTOS TOTALES COMO % DEL PIB NO Petrolero 35,05% 30,12% 25,94% 23,79% 30,91% 24,51% 26,69% 26,32% 22,42% 22,35%

Corrientes 23,03% 20,01% 19,29% 17,51% 18,77% 18,05% 20,74% 21,43% 17,86% 18,64%

Capital 3,75% 3,59% 3,56% 3,36% 2,95% 3,36% 2,87% 3,13% 3,30% 2,27%

Otros 8,26% 6,53% 3,09% 2,92% 9,18% 3,10% 3,07% 1,75% 1,25% 1,43%

DÉFICIT GLOBAL COMO % DEL PIB NO Petrolero -3,27% -0,97% -4,71% -3,78% -9,62% -5,56% -0,55% 2,72% -2,19% -2,27%

DÉFICIT INTERNO (*)COMO % DEL PIB NO Petrolero -24,91% -20,75% -16,08% -13,01% -16,87% -12,03% -12,12% -11,65% -8,88% -8,01%

INGRESOS TOTALES COMO % DEL PIB 22,74% 22,76% 17,19% 16,45% 17,16% 15,67% 19,23% 23,17% 17,77% 16,80%

Petroleros 18,81% 18,34% 11,74% 9,89% 8,60% 7,43% 11,39% 13,33% 7,60% 6,40%

ISLR 13,91% 13,64% 8,24% 6,69% 5,30% 4,23% 5,80% 7,30% 1,90% 2,10%

Regalía 4,90% 4,70% 3,50% 3,20% 3,30% 3,20% 4,29% 3,73% 2,30% 2,70%

Dividendos 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 1,30% 2,30% 3,40% 1,60%

No petroleros 3,93% 4,42% 5,45% 6,56% 8,56% 8,24% 7,84% 9,85% 10,17% 10,30%

Directos 1,31% 1,22% 1,46% 2,19% 2,16% 2,15% 1,79% 2,05% 1,97% 1,90%

Indirectos 2,04% 2,64% 3,34% 3,85% 5,89% 5,67% 5,73% 6,00% 6,30% 5,80%

Otros 0,58% 0,56% 0,65% 0,52% 0,51% 0,42% 0,32% 1,80% 1,90% 2,60%

GASTOS TOTALES COMO % DEL PIB 25,09% 23,52% 21,01% 19,56% 24,92% 20,27% 19,63% 21,00% 19,70% 18,70%

Corrientes 16,49% 15,62% 15,62% 14,40% 15,14% 14,93% 15,26% 17,10% 15,70% 15,60%

Capital 2,69% 2,80% 2,88% 2,77% 2,38% 2,78% 2,11% 2,50% 2,90% 1,90%

Otros 5,91% 5,10% 2,51% 2,40% 7,41% 2,56% 2,26% 1,40% 1,10% 1,20%

DÉFICIT GLOBAL COMO % DEL PIB -2,34% -0,76% -3,82% -3,11% -7,76% -4,60% -0,40% 2,17% -1,93% -1,90%

DÉFICIT INTERNO (*) COMO % DEL PIB -17,83% -16,20% -13,02% -10,70% -13,60% -9,95% -8,92% -9,30% -7,80% -6,70%

(*) Definido como: ingresos no petroleros menos gastos totales más pagos de intereses al exterior.

Fuente: BCV, MEM, OCEPRE y Cálculos Propios.


38

En el caso de los ingresos petroleros sus principales componentes son: la regalía,

el impuesto sobre la renta y, a partir, del año 1995 los dividendos repartidos por Petróleos

de Venezuela. A objeto de identificar en mayor detalle el origen de los componentes de los

ingresos petroleros y la incidencia del régimen fiscal sobre el negocio se presenta en el

Anexo 1 el Régimen Fiscal Petrolero.

En el caso del gasto total del gobierno central se observa que cuando se produce

un aumento de los ingresos fiscales petroleros se incrementa de manera simultánea el

nivel de gasto. Por el contrario, se hace menos intensa y más variable la disminución del

gasto cuando los ingresos fiscales petroleros disminuyen. Por ejemplo, en 1994 el gasto

se incrementa debido a la crisis financiera a pesar de que los ingresos fiscales petroleros

estaban disminuyendo.

El desempeño consolidado de ingresos y gastos fiscales ante situaciones

cambiantes del entorno petrolero se refleja en la relación existente entre el déficit fiscal y

los precios del petróleo.

Gráfico Nº 2.5. Déficit Fiscal y Precios Petroleros

Fuente: BCV, Proyecto de ley de Presupuesto 2001 y Cálculos Propios

-8,0%

-6,0%

-4,0%

-2,0%

0,0%

2,0%

4,0%

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

0

5

10

15

20

25

30

Déficit Fiscal Global (% del PIB)Precio del petróleo


39

2.3. Desempeño Petrolero, Actividad Real e Implicaciones Monetarias

Al evaluar el impacto del comportamiento de los precios del petróleo sobre la economía real, específicamente en el caso de la economía real no petrolera, se observa

una alta volatilidad en el desempeño del PIB no petrolero. Así, en 1974-1975 la actividad

económica no petrolera crece impulsada de manera significativa por el entorno petrolero

favorable, para luego entrar en una desaceleración continua que termina en recesión a

comienzo de los años ochenta. Posteriormente, el repunte de los precios del petróleo en

1980-1981 impulsa el crecimiento económico por un año. En la segunda parte de los

ochenta se aplica una política fiscal expansiva y la economía no petrolera crece hasta

1988. En 1989 se produce el primer ajuste macroeconómico lo cual ocasiona una caída

significativa del nivel de actividad económica. Luego, en 1990-1991 la Guerra del Golfo

produce inesperados ingresos fiscales petroleros que financian un mayor nivel de gasto

público que se traduce en un incremento en el nivel de actividad económica. Entre 1992-

1994 el PIB no petrolero cae a lo cual contribuyó la crisis financiera en 1994. La economía

no petrolera se recupera en 1995, pero vuelve a caer en 1996, cuando se intenta un nuevo

programa de ajustes; crece de nuevo en 1997 y, desde ese momento cae el nivel de

actividad económica reflejando en parte la difícil situación fiscal debido al desempeño

petrolero.

Gráfico Nº 2.6. PIB No Petrolero vs. Precios Petroleros

Fuente: BCV y Cálculos Propios

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000320000

340000

360000

380000

400000

420000

440000

Precio del Petróleo

PIB No petrolero -60,00

-40,00

-20,00

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

1991-1990

1992-1991

1993-1992

1994-1993

1995-1994

1996-1995

1997-1996

1998-1997

1999-1998

2000-1999

% Variación Precio del Petróleo

% Variación PIB No petrolero


40

En conclusión, la economía ha estado sometida a ciclos muy cortos de crecimiento

impulsada por los ingresos petroleros y de recesión, inducida por los frecuentes períodos

de ajuste, particularmente en los últimos diez años.

El sector petrolero es básicamente independiente de la política monetaria, es decir,

si las tasas de interés internas suben o bajan ello no afecta en lo esencial al desempeño

de dicho sector. Por otra parte, puede señalarse que el sector petrolero es hoy en día

mucho más independiente de la política fiscal, lo cual pudiera explicarse por el hecho de

que la orientación de este sector está en función de atender la demanda de hidrocarburos

en los mercados internacionales. Sin embargo, en el logro de ese objetivo se generan

impactos macroeconómicos internos importantes que no pueden ignorarse en el momento

de considerar un manejo integral de la política fiscal, la cual debe abarcar a todo el sector

público.

Por su parte, el sector no petrolero es altamente dependiente de los ingresos

petroleros y, en consecuencia, muy dependiente de la política fiscal. Debido a esta

circunstancia existe un vínculo muy estrecho entre la política fiscal y la política monetaria

en el caso de Venezuela. En efecto, la alta dependencia que presenta la economía no

petrolera respecto a los ingresos petroleros hace que la política monetaria tenga realmente

escasos grados de libertad para ser eficiente considerando el papel esencialmente

endógeno frente al comportamiento del gasto público.

Esta circunstancia determina que, por lo general, la política monetaria tiene que ser

contracíclica frente a la expansión del gasto público. Lo cual hace todavía mucho más

complejo el manejo de la programación monetaria en situaciones donde el gasto se

expande y el Banco Central tiene necesariamente que compensar esa expansión

mediante la absorción neta de recursos excedentes en la economía.

Las implicaciones monetarias del déficit doméstico han sido abordadas por Morgan

(1979) para países exportadores de petróleo21, y más recientemente por Zambrano et al.

(1996) para el caso de Venezuela. Los efectos monetarios del financiamiento del déficit

21 Una derivación del concepto de déficit doméstico se presenta en Liuksila, García & Basset (1994) donde se analiza para países

exportadores de petróleo el grado de dependencia y de vulnerabilidad del ingreso proveniente de las exportaciones de este recurso natural.


41

doméstico con el superávit externo, en medio de un choque positivo de precios del

petróleo, dependerán de la política cambiaría que adopte el gobierno. Si éste mantiene un

tipo de cambio fijo, el déficit doméstico tiene importantes implicaciones monetarias, y el

mecanismo de transmisión sería el siguiente:

Petróleos de Venezuela (PDVSA) vende los ingresos externos netos en divisas al

Banco Central de Venezuela (BCV) a cambio de bolívares, lo cual produce un aumento de

las reservas internacionales netas. Una parte de los bolívares que recibe PDVSA son

depositados en su cuenta en el BCV, y la otra parte, en la cuenta de la Tesorería Nacional

por concepto de pago de impuestos. Hasta ese momento, el aumento de las reservas

internacionales no afecta a la base monetaria, ya que el incremento de los depósitos del

sector público en el BCV esteriliza el impacto del aumento de reservas. En este sentido, la

estructura institucional aísla inicialmente al resto de la economía del choque externo22. En

la medida que PDVSA o el gobierno incrementen sus gastos internos y, en consecuencia,

aumente el déficit doméstico se producirá un aumento de la base monetaria.

En la medida en que el aumento del déficit doméstico sea financiado en parte o en

su totalidad con el superávit externo, se producirá un aumento proporcional de la base

monetaria. Si, por otra parte, el gobierno mantiene un tipo de cambio flotante sin

intervenciones del BCV (no le compra las divisas a PDVSA), un choque positivo externo

ocasiona una apreciación del tipo de cambio sin afectar la base monetaria. En este caso la

volatilidad del mercado petrolero la reflejaría el tipo de cambio mientras que el déficit

doméstico no tendría implicaciones monetarias.

En una economía como la venezolana, con alto grado de dependencia de los

ingresos petroleros y una estrecha relación entre ingresos petroleros y gasto fiscal, la

volatilidad de los primeros se verá reflejada en los agregados monetarios, a menos que el

BCV tenga una política de esterilización adecuada o exista un fondo de estabilización que

esterilice los ingresos externos incompatibles con las metas de inflación y de deuda a

largo plazo23.

22 Si PDVSA fuera una empresa privada depositara los ingresos externos en el sistema financiero nacional. 23 El 5 de Noviembre de 1998 se dictó la Ley del Fondo de Inversión para la Estabilización Macroeconómica.


42

3. FONDO DE INVERSION PARA LA ESTABILIZACION MACROECONOMICA (FIEM)24

El 5 de noviembre de 1998 se dicta la Ley del Fondo de Inversión para la

Estabilización Macroecónomica, la cual se reforma parcialmente el 14 de junio de 1999.

De acuerdo a esta ley el objeto del Fondo es “procurar que las fluctuaciones del ingreso

petrolero no afecten el necesario equilibrio fiscal, cambiario y monetario del País.” A

continuación se describen en detalle los principales artículos que definen el Fondo.

Posteriormente se hace un breve análisis sobre sus características más relevantes, para

finalmente evaluar el comportamiento del Fondo con lo previsto en la normativa.

3.1. Resumen de artículos principales

Los aportes que la República, las entidades estadales y Petróleos de Venezuela

deben hacer al FIEM se definen en los artículos 4º, 5º y 6º de la referida Ley. En el artículo

4º se establece que el Ejecutivo Nacional deberá transferir al FIEM:

a) Ingresos por impuesto sobre la renta de los contribuyentes que se dedican a

realizar las actividades contempladas en el artículo 9º de la Ley de Impuesto

sobre la Renta (actividades petroleras), percibidos en exceso del promedio de

dichos ingresos recaudados en los últimos cinco años calendario.

b) Ingresos por impuesto de explotación del petróleo y del gas percibidos en

exceso del promedio de dichos ingresos recaudados en los últimos cinco años

calendario.

c) Ingresos por dividendos decretados y pagados por Petróleos de Venezuela,

S.A. (PDVSA), recibidos en exceso del promedio de dichos ingresos en los

últimos cinco años calendario.

24 En Fasano (2000) se presenta una revisión de las experiencias de fondos de estabilización en países petroleros. Mientras que en

Engel & Meller (1992) se aborda el tema de los Shocks Externos y Mecanismos de Estabilización referidos a diversos productos y países de América Latina incluyendo el caso de Venezuela. Ver Hausmann & Powell (1990) donde se recogen las ideas iniciales en relación a la necesidad de crear un fondo de estabilización petrolero en Venezuela y además se avanza en relación a sus principales características y parámetros relevantes.


43

d) Ingresos por impuesto sobre la renta causado sobre los ingresos que perciban

PDVSA y sus filiales constituidas o domiciliadas en Venezuela, derivados de las

cuotas de participación pagadas por las compañías privadas precalificadas para

participar en los procesos licitatorios para la apertura petrolera, de los bonos de

desempate ofrecidos y pagados por las compañías ganadoras, de los bonos de

rentabilidad neta de los proyectos denominados “PEG” pagados en base al

porcentaje ofrecido por los inversionistas y de cualquier otro similar.

Los anteriores aportes deberán hacerse una vez deducida: la suma correspondiente

al situado constitucional, la parte correspondiente que debe transferirse a los Estados de

conformidad con la Ley de Asignaciones Económicas Especiales para los Estados

Derivadas de Minas e Hidrocarburos y la porción de ingresos que conforme a la Ley

Orgánica de Creación del Fondo de Rescate de la Deuda Pública de Venezuela debe

destinarse a este último fondo.

En el artículo 5° se establece que los ingresos correspondientes a las entidades

estadales por concepto de situado constitucional y por asignación económica especial,

derivados de los ingresos recibidos por la República por los conceptos y supuestos a que

se refiere el artículo 4°, serán transferidos al FIEM. De acuerdo al artículo 5° el Ejecutivo

Nacional deberá informar a cada entidad su monto correspondiente transferido al fondo.

El artículo 6° define que PDVSA debe mantener en el FIEM los ingresos por

exportación de hidrocarburos y sus derivados (después de deducir únicamente los

impuestos correspondientes) derivados del aumento del precio de exportación de los

hidrocarburos y sus derivados respecto al precio promedio de exportación de los últimos

cinco años calendario. Igualmente establece que PDVSA debe mantener en el Fondo los

ingresos extraordinarios que perciba de acuerdo al literal d) del artículo 4°, luego de

deducir el impuesto sobre la renta correspondiente. PDVSA mantendrá la propiedad sobre

estos recursos.

En el artículo 8° se indica que el Ejecutivo Nacional y PDVSA deben analizar,

dentro de los primeros treinta días continuos de cada trimestre, si los ingresos percibidos

en el trimestre inmediatamente anterior sobrepasan los parámetros establecidos, en cuyo


44

caso deben transferir los montos correspondientes al Fondo en los sesenta días continuos

al vencimiento del anterior plazo. En el caso de los recursos a que se refiere el literal d) del

artículo 4°, la transferencia al Fondo debe hacerse dentro de los sesenta días continuos

siguientes a su ingreso.

Las reglas de salida del Fondo se definen en los artículos 9°, 10° y 11°.

En el artículo 9° se establece que luego que el Fondo compre los bolívares al BCV

y los transfiera a la Tesorería Nacional, ésta debe destinar hasta un 40% de dicha

transferencia al Fondo Unico Social (FUS), cuando se reestimen los ingresos a recaudar

por la República como consecuencia de los siguientes supuestos:

a) Disminución de ingresos por impuesto sobre la renta de los contribuyentes que

se dedican a las actividades contempladas en el artículo 9° de la Ley de

Impuesto sobre la Renta, respecto del promedio de dichos ingresos recaudados

en los últimos cinco años calendario.

b) Disminución de ingresos por impuesto explotación del petróleo y gas, respecto

del promedio de dichos ingresos recaudados en los últimos cinco años

calendario.

En el artículo 10° se indica que el Fondo transferirá recursos a la respectiva entidad

estadal cuando se reestimen los ingresos de las entidades estadales por los siguientes

supuestos:

a) Disminución de ingresos por situado constitucional derivada de la reducción de

ingresos recibidos por la República por concepto de impuesto sobre la renta de

los contribuyentes que se dedican a las actividades contempladas en el artículo

9° del la Ley de Impuesto sobre la Renta respecto del promedio de dichos

ingresos recibidos en los últimos cinco años calendario.

b) Disminución de ingresos por situado constitucional derivada de la reducción de

ingresos recibidos por la República por concepto de impuesto de explotación


45

del petróleo y del gas respecto del promedio de dichos ingresos recibidos en los

últimos cinco años calendario.

c) Disminución de ingresos por asignación económica especial respecto del

promedio de dichos ingresos recibidos en los últimos cinco años calendario.

Finalmente, este artículo establece que el Fondo transferirá directamente a las

entidades municipales la parte que les corresponda por situado constitucional.

El artículo 11° define que el Fondo transferirá divisas a PDVSA cuando, conforme a

la decisión de su Asamblea, se reestimen los ingresos por exportación de hidrocarburos y

sus derivados, como consecuencia de la disminución del precio de exportación de dichos

productos respecto al precio promedio de exportación de los últimos cinco años

calendario.

Para la transferencia de los recursos el Fondo deberá consultar la opinión de las

comisiones de finanzas de las cámaras del Senado y Diputados. Es claro que por la

desaparición del Senado la consulta debería hacerse a la Asamblea Nacional. De no

haber opinión en los 20 días hábiles a la solicitud, ésta se considerará como favorable.

Los límites de uso de recursos del Fondo y límite de acumulación se definen en los

artículos 15° y 16°.

En el artículo 15° se establece que los egresos del Fondo no podrán ser superiores

a las dos terceras partes del saldo del Fondo para el cierre del ejercicio fiscal

inmediatamente anterior.

En el artículo 16° se indica que cuando el monto de los recursos del Fondo exceda

el 80% del equivalente al promedio de las exportaciones petroleras de los últimos cinco

años, el excedente se distribuirá de la siguiente manera:

a) De la parte correspondiente a la República una proporción equivalente al 40%

al FUS, un 25% al Fondo de Rescate de la Deuda Pública de Venezuela y un

25% al Fondo de Inversiones de Venezuela.


46

b) La parte correspondiente a las entidades será transferida a éstas según

corresponda para la realización exclusiva de gastos de inversión.

c) La parte correspondiente a PDVSA será transferida a dicha empresa a fin de

que se le otorgue el destino que dictamine el Presidente de la República en

Consejo de Ministros.

En el artículo 17° se establece que la estimación de ingresos petroleros por

concepto de impuesto sobre la renta, regalía y dividendos de la Ley de Presupuesto se

debe hacer de acuerdo al promedio de estos ingresos en los últimos 5 años. En este

artículo también se señala que la anterior estimación podrá ser inferior, pero que se

deberá tomar en consideración en este caso los recursos disponibles en el Fondo.

Para el período que va desde la aprobación de la Ley que crea el Fondo hasta el

año 2004 inclusive se establece un decreto transitorio 24°. De acuerdo a éste, a los

efectos de la aplicación de los decretos que definen los ingresos y egresos del Fondo, en

lugar del parámetro referido al promedio de los últimos cinco años, rigen las siguientes

bases de cálculo:

a) La cantidad de US$ 420.000.000 como el promedio de los ingresos por

Impuesto sobre la Renta de hidrocarburos.

b) La cantidad de US$ 967.000.000 como el promedio de ingresos por explotación

de petróleo y gas.

c) La cantidad de US$ 1.254.000.000 como el promedio de los ingresos por

dividendos decretados por PDVSA.

d) La cantidad de US$ 9 como el precio promedio de exportación de PDVSA

durante los últimos 5 años.

e) La cantidad de US$ 105.000.000 como el promedio de ingresos por Impuesto

sobre la Renta destinado a situado constitucional.

f) La cantidad de US$ 323.000.000 como el promedio de los ingresos por

impuesto de explotación de petróleo y gas destinados a situado constitucional y

a asignación económica especial.


47

El artículo 25°, por otra parte, también define una disposición transitoria de acuerdo

a la cual únicamente deberá transferirse o mantenerse en el Fondo una cantidad

equivalente al 50% que exceda los parámetros definidos en el artículo 24°.

Finalmente, el artículo 26° establece que el Presidente de la República, en consejo

de Ministros, podrá autorizar la utilización de los ingresos constitutivos del excedente al

cual alude el artículo 16°, conforme a la destinación prevista en el mismo, aún antes de

que el Fondo alcance el límite definido.

3.1.1 Reforma de octubre del 2001

En octubre del presente año la Ley del FIEM sufre otra modificación. En esta se

cambian nuevamente las reglas que regulan los aportes durante el último trimestre del año

2001, el año 2002, y el período entre el año 2003 y el 2007. En los siguientes puntos se

detallan estos cambios y se discute su significación, junto con una evaluación de la

evolución de la normativa del Fondo.

3.2. Evaluación del Fondo

Evaluar el fondo no es tarea sencilla, particularmente por los cambios que ha

experimentado en un período muy corto y porque cada uno de estos cambios se traducen

en instrumentos con características marcadamente diferentes. Más aun, luego de las dos

últimas reformas el fondo es una cosa para algunos años y otra para otros. De manera

que el primer aspecto a destacar es la falta de estabilidad en la normativa del fondo de estabilización, lo cual es una tremenda ironía. Un segundo aspecto a destacar, tiene que

ver con los objetivos de la reforma de 1999 y las razones de su fracaso y modificación.

En el Anexo 2 se presenta una síntesis de las implicaciones de la Constitución aprobada

en 1999 sobre los aspectos fiscales, de sostenibilidad fiscal y volatilidad.


48

Básicamente, el objetivo principal de esta reforma parece haber sido forzar un

mayor ahorro (debido al bajo nivel definido para los parámetros transitorios25) y otorgarle

mayor control al ejecutivo en el eventual uso de los recursos ahorrados. Sin embargo, los

resultados no dejan de ser paradójicos. Por un lado, a pesar de que durante este período

se violó la normativa, con aportes inferiores a los previstos, el monto ahorrado es

relativamente elevado, alcanzando a aproximadamente 7 puntos del PIB. Por otro lado, la

deuda del sector público se incrementó en alrededor de 10 puntos del PIB, es decir, que el

efecto neto fue un mayor endeudamiento y no un mayor ahorro.26 Otro aspecto a señalar

es que la deuda se contrajo en el mercado interno y a un costo bastante elevado. En este

sentido, si bien hubiese sido preferible utilizar la discrecionalidad otorgada al ejecutivo en

el uso de los recursos, las restricciones respecto a la composición del gasto a que

obligaba la Ley parecen haber favorecido la contratación de nueva deuda.

La reforma del presente año, precisamente parece responder a la necesidad de

liberar recursos que de otra forma irían al Fondo (o sólo podrían ser gastados en la forma

establecida en la Ley), en el contexto de una fuerte caída de los precios e ingresos fiscales

petroleros. En esta reforma, básicamente se establece lo siguiente: Entre el cuarto

trimestre del presente año y el cuarto del 2002 no se causarán ingresos al FIEM. Para el

período del 2003 al 2007 se seguirá la siguiente regla: el Gobierno deberá enterar al

Fondo 6% del ingreso fiscal de origen petrolero en el 2003, 7% en el 2004, 8% en el 2005,

9% en el 2006 y 10% en el 200727. A partir del año 2008 las reglas que operarán serán las

definidas en el proyecto original. Para PDVSA la regla respeto a los porcentajes y años es

la misma, pero referida a los ingresos generados por las exportaciones de hidrocarburos

en lugar de los ingresos fiscales.

25 Los ingresos petroleros definidos como “normales” para el período 1999-2004 son extremadamente bajos. Por ejemplo, el ingreso

fiscal petrolero total se establece en 2.641 millones de dólares, lo que es aproximadamente un 3% del PIB, alrededor de 3% más bajo que el efectivamente recibido en 1999, el cual por lo demás es históricamente bajo. El precio de la cesta venezolana definido como “normal” es de nueve dólares por barril, también muy por debajo al promedio de los últimos 5 años.

26 Este punto fue destacado por Ricardo Hausmann en el seminario realizado en Boston, en marzo, con los responsables del tema de vulnerabilidad a shocks externos de los diferentes países participantes en el proyecto. Básicamente, Hausmann destacó la ineficacia de los mecanismos de estabilización en ausencia de restricciones ya sea al gasto o al endeudamiento del Gobierno. En estos casos los recursos del fondo serían usados como colateral para el financiamiento de un mayor gasto, situación que parece haberse dado en Venezuela. Ver Hausmann (2001).

27 Los estados deberán ahorrar una proporción equivalente de los ingresos petroleros.


49

Lo más destacable con relación a estas reglas de aporte al FIEM para el período del

2003 al 2007 es que el Fondo pierde completamente su carácter de estabilizador,

ahorrándose una proporción creciente de los ingresos fiscales y exportaciones petroleras,

con independencia del ciclo económico por el cual esté atravesando la economía.

Con relación a las reglas de retiros del fondo estas no son alteradas con la reforma,

lo cual implica la regla que define los aportes al fondo no tienen relación con las que

definen los retiros, pudiéndose producir, durante el período de 2003 a 2007, aportes y

retiros simultáneamente, lo cual por cierto sería bastante absurdo.

Otro importante aspecto a mencionar con relación al Fondo es la marcada falta de

coherencia entre este instrumento y las leyes fiscales. En este sentido, el siguiente

comentario de Vera y Zambrano 28 es muy ilustrativo: “…..debe acotarse que el Ejecutivo

Nacional aun no cumple con lo dispuesto en la Ley Orgánica de la Administración

Financiera del Sector Público (Art. 192) según la cual este debe presentar un nuevo

proyecto de ley que incluya tanto al Fondo de Estabilización Macroeconómica como al

Fondo de Ahorro intergeneracional. Además, hay que resaltar que la reforma realizada no

hizo nada en el sentido de ajustar la Ley del FIEM tanto a la Constitución como a la

LOAFSP. En efecto, sigue pendiente de ser cumplido por parte del Ejecutivo la obligación

contenida en el artículo 192 de dicha Ley de enviar a la Asamblea Nacional un proyecto de

ley que sí se ajuste a las disposiciones de ambos textos normativos. Igualmente, la Ley del

FIEM reformada sigue presentando contradicciones con la Constitución y la LOAFSP en lo

que se refiere a la variable objeto de estabilización por parte del FIEM y al carácter no

discriminatorio que deberían tener las reglas para su administración y funcionamiento.”

Por último, es conveniente señalar que actualmente existe un nuevo proyecto de

Ley, elaborado por la Oficina de Asesoría Económica y Financiera de la Asamblea

Nacional (OAEF), en el cual se intenta adecuar la normativa del Fondo a las disposiciones

de la LOAFSP. Esta adecuación implicaría la sustitución de la actual Ley con un

instrumento que cambia sustancialmente la filosofía del anterior. Básicamente, en este

proyecto, en lugar de estabilizar los ingresos petroleros se propone “....garantizar la

28 Vera & Zambrano (2001).


50

estabilidad de los gastos a nivel nacional, regional y municipal, frente a las fluctuaciones

de los ingresos ordinarios...”. Otro aspecto a destacar es la restricción a la discrecionalidad

del ejecutivo en el uso de los recursos ahorrados. En parte por esto último, lo reciente de

la última reforma y las dificultades fiscales presentes, tenemos grandes dudas sobre la

posibilidad de que esta Ley sea promulgada.

3.3. Evolución del FIEM

La evolución del FIEM confirmó los temores referentes a la excesiva

discrecionalidad que permitía la normativa introducida con la reforma de 1999.

Efectivamente, la aplicación de estas reglas durante el período 1999-2001 han supuesto el

siguiente comportamiento de acuerdo a lo publicado por el Banco Central de Venezuela.

Cuadro Nº 3.1. Estimación de Aportes al FIEM (Millones de US$)*

1999 2000 2001 Contribución Fiscal Petrolera

ISLR 1851 5414 3244 Regalía 1734 4717 3939 Dividendos 1381 1466 4688

Parámetros transitorios FIEM ISLR 420 420 420 Regalía 967 967 967 Dividendos 1254 1254 1254 Situado por ISLR 105 105 105 Sit. y Asignación Especial por regalía 323 323 323 Ingresos PDVSA (a US$/bl 9) 8870 9691 9855

Parámetros Petroleros Precio promedio (US$/bl) 16,1 26,28 20 Volumen exportación (MM de barriles) 2,7 2,95 3,0 Ingreso por exportaciones petroleras 15867 28297 21900 Ingreso Neto de aporte fiscal de PDVSA 10901 16700 10029

Aportes al FIEM República 707 3061 3248 PDVSA 1016 3505 87 Gobernaciones 456 1417 1367

Saldo del FIEM (causado según ley) 2178 10161 14863 Saldo efectivo del FIEM** 2178 4460 6761

(*) Los cálculos para 1999 y 2000 se hacen con base en valores observados, los del año 2001 con estimaciones a Noviembre este año y suponiendo aportes para todo el año, es decir, sin incorporar reforma de la ley del 4 de Octubre que suspende los aportes correspondientes al último trimestre. (**) El saldo efectivo se refiere al acumulado de los aportes y excluye los ingresos financieros cobrados. El saldo del año 2001 corresponde al mes de noviembre. Fuente: BCV (http://www.bcv.org.ve).


51

Como puede observarse en el cuadro anterior, al cierre contable de 1999 debieron

registrarse aportes de aproximadamente US$ 2178 millones. Para el 2000, con un precio

promedio de US$/bl. 26,28 y un volumen de exportación de 2,95 millones de barriles

diarios, se estiman aportes por US$ 7983 millones, para un acumulado total al cierre del

año de US$ 10161 millones. Si bien se tiene claro que de acuerdo a la normativa del

Fondo debería existir un rezago de aproximadamente 3 meses entre el momento en que

se producen los ingresos y el momento en que se realizan los aportes al Fondo, y que la

reforma del mes de octubre suspende los aportes correspondientes al último trimestre, no

se comprende como al mes de noviembre del 2001 los depósitos en el Fondo alcanzan

apenas a US$ 6761 millones.

3.4. Aspectos conceptuales relacionados al FIEM

Se ha dejado para el final de este punto el aspecto más técnico relacionado con la

definición de las reglas del fondo de estabilización: la determinación del proceso estocástico de precios e ingresos petroleros. La importancia de este tema radica en

que no sólo las reglas del fondo deberían estar basadas en el comportamiento estocástico

de los ingresos petroleros, sino que la pertinencia misma del fondo puede ser discutida a

partir de estos resultados. Efectivamente, si una variable es estacionaria, se puede

argumentar que no tiene sentido estabilizar algo que es básicamente estable29.

Igualmente, se puede argumentar que si la serie es no estacionaria (y por tanto los shocks

son permanentes) lo recomendable es ajustar el gasto al nuevo nivel de ingreso

permanente. Pero como plantean Hausmann, Powell y Rigobón (1992), en este caso se

puede defender un fondo de estabilización para minimizar los costes de ajuste.

Como se discute ampliamente en la literatura sobre el tema, existen una serie de

inconvenientes tanto teóricos como prácticos que dificultan la caracterización exacta del

proceso. No obstante, tanto en algunas estimaciones preliminares realizadas para este

trabajo, como en los trabajos para Venezuela de Rigobón (1999) y Grisanti (2000), se

concluye que la reversión a la media es lenta. En consecuencia, parece conveniente un

29 Si bien, estrictamente, lo que se intenta estabilizar es el gasto fiscal, se asume (o demuestra) que la volatilidad del gasto fiscal está

asociada con la volatilidad de los ingresos fiscales petroleros.


52

mecanismo de estabilización. A continuación se revisa parte de la literatura internacional y

venezolana relacionada con el tema.

Un interesante trabajo, en el cual se evalúan 12 diferentes modelos o variantes de

modelos predictivos (fuera de la muestra) del precio del petróleo es el de Eduardo Engel y

Rodrigo Valdés.30 La conclusión a la que llegan estos autores es que los mejores predictores son un camino aleatorio simple y un modelo ARIMA. No obstante,

destacan que a pesar de las dificultades encontradas para rechazar la hipótesis nula de no

estacionaridad de la serie, habría importantes elementos teóricos para atribuir este

resultado a un problema de índole muestral. Concretamente, es clara la intuición en el

sentido de que la serie de precios del petróleo no puede permanecer mucho tiempo por

debajo de los costos marginales, y que por encima de cierto umbral se estimularía la oferta

del propio bien y de bienes sustitutos. Otra explicación que proponen Engel y Valdés

consistiría en la existencia de no linealidades en el proceso de ajuste, esto es, que el

precio se comportaría como un camino aleatorio dentro de cierto rango y que fuera de ese

rango habrían fuerzas estabilizadoras.

Otro problema, igualmente destacado por Engel y Valdés, es el de probables

cambios estructurales, ya que observan que la conclusión varía dependiendo del

número de años considerados en el análisis. Es claro que al estudiar el comportamiento

de la serie de precios del petróleo implícitamente se estudia los factores que afectan su

oferta y su demanda y esto tiene que ver con el tipo de tecnología predominante en el

período en cuestión.

Otro enfoque de sumo interés es el presentado por Pindyck (1999), con relación al

bajo poder de contraste (en muestras no suficientemente grandes) de los tests para

determinar la estacionaridad de las series. Rigobon (1999) hace una aplicación de la

metodología propuesta por Pindyck, llegando a conclusiones similares. En el Anexo 3 se

presenta una discusión alrededor de estos trabajos y estimaciones con datos para

Venezuela.

30 Optimal Fiscal Strategy for Oil Exporting Countries, IMF Working Paper, Junio 2000.


53

A continuación, en el Cuadro Nº 3.2., se reproducen algunos resultados descriptivos

presentados en Grisanti (2000) sobre las siguientes variables petroleras: precio,

volumen, exportaciones reales y exportaciones reales per capita. Como indica el autor, al

estar las variables definidas en logaritmos de sus niveles sus primeras diferencias pueden

ser interpretadas como porcentaje de crecimiento y tanto los valores mínimos y máximos

como las desviaciones estándar correspondientes pueden recibir esta interpretación. Si

bien dependen del período considerado, las principales conclusiones que se extraen de

estos resultados son: una gran variabilidad interanual de las series, ausencia de normalidad (reflejada en un sesgo positivo en los precios, negativo en los volúmenes y

elevada kurtosis) e importante autocorrelación de primer y segundo orden en los niveles

de las variables.

Cuadro Nº 3.2. Análisis de Variables relevantes

(Logaritmos de los niveles y primeras diferencias)

Precio real del Petróleo WIT

1879-1999

Precio real del Petróleo Venezolano

1820-1999

Volumen de Exportación 1925-1999

Exportación de Petróleo Real

1925-1999

Exportaciones Reales Per Capita

1925-1999 Nivel 1ra Dif. Nivel 1ra Dif. Nivel 1ra Dif. Nivel 1ra Dif. Nivel 1ra Dif.

Tamaño Muestra 130 129 80 79 75 75 75 75 75 75

Media 2,64 0,00 2,43 0,00 0,57 0,03 8,96 0,04 6,70 0,01

Mínimo 1,93 -0,66 1,83 -0,67 -0,95 -1,46 6,94 -0,56 5,58 -0,59

Máximo 3,70 0,71 3,63 0,87 1,24 0,35 10,10 0,73 7,61 0,70

Desv. Estándard 0,33 0,21 0,48 0,19 0,59 0,13 0,82 0,22 0,44 0,22

Sesgo 0,74 -0,10 0,95 0,54 -1,10 -0,60 -0,90 -0,20 -0,50 -0,20

Hurtosis 4,12 4,42 2,76 7,97 3,40 6,08 3,05 4,70 2,60 4,58

Jarque-Bera 18,60 11,10 12,20 85,10 13,00 29,40 9,30 7,90 2,60 6,85

Probabilidad 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,02 0,27 0,04

ρ1 0,91 0,02 0,92 -0,10 0,93 0,00 0,92 -0,10 0,85 -0,10

ρ2 0,82 -0,20 0,86 0,02 0,86 0,21 0,86 -0,10 0,73 -0,10

Nota: ρ1 y ρ2 indican los coeficientes de autocorrelación de primero y segundo orden respectivamente.

Fuente: Grisanti (2000)


54

Tanto la desviación estándar como la kurtosis enfatizan la elevada volatilidad de las variables petroleras. Con relación al sesgo, el de los volúmenes más que compensa

el de los precios, de forma que los ingresos por exportaciones reales presentan un sesgo

negativo, indicando un mayor número de años con precios por debajo del promedio.

Finalmente, la elevada autocorrelación de primer y segundo refleja una elevada inercia en el ciclo petrolero de precios, volúmenes e ingresos y la lentitud de convergencia a

una cierta media.

El análisis de estacionalidad realizado en Grisanti (2000) se presenta en el

Cuadro Nº 3.3. Para este análisis las variables se definieron igualmente en logaritmos de

los niveles de los precios (para dos diferentes periodos en el caso del WTI), los

volúmenes, las exportaciones reales y las exportaciones reales per cápita.

Cuadro Nº 3.3. Test de Integración para Variables relevantes

DF ADF (2) ADF(4) ADF(8) Muestra C CT C CT C CT C CT

Precio crudo real (WTI)

Log Nivel 1% 1% 1% 1% NO 10% 5% 1% 1870/ Log Diferencia 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1999

Precio crudo real (WTI)

Log Nivel 10% NO NO NO NO NO NO NO 1920/ Log Diferencia 1% 1% 1% 1% 1% 1% 5% 10% 1999

Precio crudo real (VEN)

Log Nivel NO NO NO NO NO NO NO NO 1920/ Log Diferencia 1% 1% 1% 1% 1% 5% 10% NO 1999

Volumen Export.

Log Nivel 1% 1% 1% 1% 5% 5% 5% NO 1920/ Log Diferencia 1% 1% 1% 1% 1% 1% 5% 5% 1999

Exportación de crudo real

Log Nivel 1% 1% 1% 1% NO NO NO NO 1920/ Log Diferencia 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1999

Exportación de crudo real per capita

Log Nivel 1% 1% 1% 1% 5% NO NO NO 1920/ Log Diferencia 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1999

Notas: valores críticos de DF= Dickey-Fuller y ADF(r)= Dickey-Fuller aumentado con r rezagos. ‘NO’ significa que el test fue

rechazado para un nivel de significación del 10%. ‘C’ significa que sólo la constante es incluida en la prueba, ‘CT’ que tanto la

constante como un término de tendencia es incluido.

Fuente: Grisanti (2000).


55

En general los resultados indican que las variables son estacionarias en sus niveles. En el caso de los precios, sin embargo, se obtienen resultados mixtos. Es

interesante notar que cuando se estudia el comportamiento del precio de la cesta

venezolana se acepta la hipótesis de raíz unitaria en el nivel de la variable, pero al ver que

en el caso del WTI al pasar de la misma muestra de años utilizada para el caso

venezolano a una más larga el resultado cambia de no estacionario a estacionario, se

concluye que el resultado (para la cesta venezolana) puede estar determinado por un problema muestral (muestra muy pequeña).

En el presente trabajo complementamos los anteriores resultados con un cálculo de

la media de largo plazo para el precio del petróleo de la cesta venezolana en dólares

constantes de 1998. Procurando mantener un equilibrio entre una muestra

razonablemente representativa en términos de su tamaño y del proceso generador de

datos que se quiere estudiar se ha seleccionar el período 1950-1999. Se reconoce en todo

caso que, dados los anteriores argumentos, habría un sesgo a favor de aceptar la

hipótesis de raíz unitaria.

Debemos recordar que si la serie es estacionaria podremos calcular su media y

determinar cuanto tardará en volver a esta luego de una perturbación o shock; si la serie

es no estacionaria su media no está determinada. En la practica, como en el caso

presente, las series económicas tienden a ser cuasi estacionarias, por lo cual aun es

posible determinar la media y el tiempo de reversión a la media.

En el siguiente cuadro se presenta el valor del test de Dickey-Fuller aumentado, el

coeficiente autoregresivo, la media de largo plazo y el tiempo estimado que tarda el precio

del petróleo venezolano en corregir la mitad de una perturbación (duración media).


56

Cuadro 3.4. Precio del Petróleo: Media de Largo Plazo y Duración Media

(1950-1999)

Dickey-Fuller Coeficiente ββββ Media Duración media

Precio Petróleo -1,82 0,88 US$/b 22,4 5,4 años

Nota: la ecuación utilizada (omitiendo los rezagos de las diferencias de la variable dependiente) es:

pp ppt t= + −α β 1 La media de largo plazo viene dada por: ( )α

β1− y la duración media (n) de una

perturbación se obtiene de la siguiente expresión: ( )pp pp pp pptn

t= + −−β 1

Es interesante notar que la media de largo plazo (US$/b 22,4) es casi igual al

promedio simple de precios del petróleo del período considerado, US$/b 20,3. Es

importante destacar que a precios del año 2000 esta media de largo plazo está por debajo

del piso de la banda que se está promoviendo en el ceno de la OPEP. Finalmente,

también conviene destacar que el período requerido para corregir la mitad de un shock es

de cinco años y medio, por lo que en ausencia de otras perturbaciones el precio de la

canasta venezolana debería disminuir levemente en los próximos años.

Ahora bien, tanto el análisis estadístico previo, como la existencia de restricción al crédito y un razonable supuesto de aversión al riesgo sugieren la conveniencia de un

mecanismo estabilizador para el caso venezolano. En este sentido, nuevamente en

Grisanti (2000) evalúa el comportamiento de un fondo de estabilización asumiendo su

implementación desde 1976, de acuerdo a cuatro (4) supuestos de comportamiento: 1)

Una regla de ahorro/gasto con restricción de liquidez e ingresos estacionarios; 2) Una

regla de ahorro/gasto con restricción de liquidez e ingresos no estacionarios; 3) Una regla

de ahorro/gasto con restricción de liquidez, ingresos no estacionarios y costos de ajuste

(Grisanti 98) y 4) El Fondo de Estabilización vigente hasta antes de la reforma de la ley de

1999 31. En el cuadro 6 se presentan los resultados.

31 En las secciones previas se analiza en detalle la Ley del FIEM reformada en 1999 y sus resultados reales publicados por los

organismos públicos competentes en la materia.


57

Es importante destacar que si el objetivo del fondo es minimizar la volatilidad del gasto al menor costo, el tipo de fondo que se debe favorecer es uno que proporcione el

mayor coeficiente de estabilización con el menor promedio de recursos en el fondo. De

acuerdo a este criterio las opciones que proporcionan los mejores resultados son el caso

estacionario y Grisanti 98 32. Si se considera favorable una situación de mayor ahorro, lo

que el autor denomina un gobierno menos impaciente, la mejor opción sería el modelo

identificado como Grisanti 98. Finalmente es interesante notar que la aplicación de la ley

vigente hasta antes de la reforma de 1999 hubiese supuesto un coeficiente de

estabilización en el orden de 17% y recursos aproximados a la mitad de las exportaciones

de un año.

Cuadro 3.5. Comparación entre Diferentes Modelos de Fondo y la Ley (*)

Caso Estacionario

Caso No Estacionario

Grisanti 98

Ley Actual

Nivel promedio de recursos en el fondo 1.332 0.113 2.141 0.499 Máximo 4.068 0.174 5.516 0.800 (Año) 1986 1998 1986 Recursos en el fondo 1999 0.000 0.124 1.643 0.532 Coeficiente de Estabilización 0.450 0.030 0.490 0.170

(*) Esta Ley corresponde a la Ley aprobada el 5 de noviembre de 1998 y no a la Ley vigente la cual entró en

vigencia el 14 de Junio de 1999.

Nota: Excepto para el coeficiente de estabilización, todas las variables son medidas como la razón entre la

variable y el ingreso por exportaciones de petróleo de un año. El coeficiente de estabilización mide la

reducción en la desviación estándar de los porcentajes de crecimiento del gasto del gobierno relativos al

porcentaje de crecimiento de la exportación de petróleo: (σx -σg )/ σx.

Fuente: Grisanti (2000).

32 Este modelo corresponde a una reparametrización del modelo planteado en Hausmann, Powell & Rigobón (1990).


58

4. CONCLUSIONES

La magnitud del impacto de los choques externos sobre las economías domésticas

viene determinada por el funcionamiento de los mercados, las instituciones y las

políticas que desempeñan un papel en la absorción o la amplificación de dichos choques.

La volatilidad en la región aunque decreciente en los últimos años todavía se

mantiene a niveles altos en términos relativos. En el caso de Venezuela el origen de la

volatilidad se encuentra asociado a su enorme dependencia de un recurso natural

sometido a grandes fluctuaciones en los mercados internacionales como lo es el petróleo

y, en menor medida, a los flujos de capitales.

En Venezuela, los choques petroleros se transmiten por dos vías a la economía

interna. Una es la vía fiscal, y la otra, a través de los términos de intercambio. Ambos

impactos terminan afectando las expectativas sobre la solvencia del país.

Particularmente, las imperfecciones de los mercados financieros de América

Latina limitan considerablemente la capacidad de los mismos de diversificar el riesgo y

reasignar recursos financieros en tiempos difíciles. Este hecho tiende a amplificar y

propagar las alteraciones en aquellos agentes y sectores que mantienen una vinculación

débil con dichos mercados. Asimismo, los países de la región no pueden endeudarse

internacionalmente en sus propias monedas y siempre esta presente el tema de los

colaterales en dólares.

En vista de las limitaciones de los mercados de capitales y financieros,

Venezuela y otros países en desarrollo han debido recurrir al aseguramiento propio, en

forma de fondos de estabilización de productos básicos para manejar el riesgo de los

términos de intercambio. A diferencia de los mecanismos de aseguramiento, estos fondos

no conllevan ningún riesgo de diversificación, sólo una transferencia preventiva de

recursos de estados buenos a malos.

Sin embargo, fue tan sólo en Noviembre de 1998, a finales de una administración y

en la presencia de un choque petrolero negativo, cuando Venezuela logró aprobar la ley


59

de creación del Fondo de Inversión para la Estabilización Macroeconómica (FIEM)

con la finalidad de reducir la inestabilidad y volatilidad del gasto público.

Con la aprobación de la nueva constitución en Diciembre de 1999, se creó un vació

que ha exigido la preparación de un conjunto de leyes consistentes con el nuevo marco

constitucional y que rigieran la actividad política y económica de la Nación. En este

contexto de cambios estructurales en los ámbitos económicos, políticos y sociales, el

gobierno está comprometido entre otras cosas en la reducción de la volatilidad de los

precios del petróleo a través de su actuación en la OPEP para defender una banda de

precios entre 22 y 28 US$ por barril y, en el frente interno, con el FIEM.

Desafortunadamente, el nuevo marco legal interno del FIEM ha debido enfrentar un

conjunto de cambios en las reglas que lo rigen con una redacción poco transparente de la

normativa y, al mismo tiempo, se desconoce el reglamento que regula los procedimientos

administrativos y de gestión del FIEM. Esta realidad no ha permitido disponer de un

mecanismo de estabilización sencillo, transparente y creíble aspectos esenciales si se

pretende reducir la incertidumbre y ordenar las expectativas de los agentes económicos.

El planteamiento anterior cobra mayor importancia en un mundo donde la

volatilidad y su persistencia se ha venido traduciendo en sensaciones de inseguridad económica para los habitantes y sus hogares lo cual se ha traducido en exigencias de

políticas que puedan gerenciar dicha inseguridad. En definitiva, es urgente un

fortalecimiento institucional que permita una gestión macroeconómica, microeconómica e

institucional eficiente.


60

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AANNEEXXOO 11 RREEGGIIMMEENN FFIISSCCAALL PPEETTRROOLLEERROO EENN

VVEENNEEZZUUEELLAA

LINO CLEMENTE

ALEJANDRO PUENTE

Diciembre, 2001

ANEXO 1. REGIMEN FISCAL PETROLERO EN VENEZUELA

La propiedad del recurso petrolero le ha otorgado al Estado venezolano un papel

protagónico en la promoción del desarrollo económico del país. El ejercicio de sus

derechos de propiedad sobre el recurso permitió al Estado cobrar una renta por su

explotación y exportación, más allá de los impuestos de carácter general.

En 1918 se modificó el marco legal existente, cuando se dicta un reglamento de la

Ley de Minas específico para hidrocarburos, que regía la explotación de este recurso

natural, el cual pasó a ser de libre propiedad a ser de propiedad nacional33.

Posteriormente, en 1943, culmina una nueva reformulación del marco institucional

petrolero. La nueva Ley de Hidrocarburos de ese año dejó en claro la diferencia entre la

regalía de carácter contractual y otros impuestos de aplicación soberana por parte del

Estado. Desde ese momento las compañías quedaron sujetas al pago del impuesto sobre

la renta (ISLR) cuya primera ley entró en vigencia en 194334. El ISLR dotó al Estado

venezolano de un instrumento idóneo para aumentar, en forma unilateral y soberana, su

participación en las ganancias extraordinarias de las compañías, en la medida que la

correlación de fuerzas entre la nación y las concesionarias así lo permitiera.

Implícita en la Ley del 43 estaba una participación del Estado del 50% en las

ganancias de las compañías concesionarias. Este margen de participación, se formalizó y

legalizó con la reforma a la Ley del ISLR en 1948, en lo que se constituyó en el famoso

reparto de ganancias conocido como 50:50. Esto es que la combinación de la regalía35

más el pago del ISLR y otros impuestos menores representaba para el fisco nacional la

mitad de las ganancias en las operaciones petroleras en el país.

33 Entre 1920 y 1938 se sancionan ocho leyes de hidrocarburos cada una con mayores reivindicaciones rentistas respecto a las

anteriores, y desarrolla una gran cantidad de impuestos específicos al petróleo. Las condiciones de los impuestos quedan fijadas en los contratos de concesión que se otorgan bajo cada una de ellas, dando origen a una gran heterogeneidad en las condiciones fiscales e institucionales vigentes en el país. Ver Espinasa (1999) y Manzano (2000).

34 En esta primera ley de ISLR se establece una tasa del 12% sobre el enriquecimiento neto de la actividad, la cual en 1945 se fija en 28,5%.

35 La base de regalía se estableció en 1/6 del producto petrolero.

Estabilidad distributiva, representada en el 50:50; un horizonte de largo plazo para

las inversiones36, producto de la renovación de las concesiones por 40 años; y un

incremento sostenido de la demanda mundial por el auge económico de la post-guerra

crearon las condiciones para la fase de mayor expansión de la industria petrolera

venezolana.

En 1958, se interrumpe la estabilidad distributiva debido a la aprobación del

denominado Decreto Sanabría que implicó un aumento de la tasa del impuesto sobre la renta (ISLR) petrolera la cual pasa de 28,5% a 47,5% con lo cual la distribución del

excedente entre el fisco y las concesionarias pasó a ser aproximadamente de 60:40.

Asimismo, entro en vigencia una política de “no más concesiones” y la “no renovación de

las otorgadas en 1943”. Estas decisiones, junto a la creación de la OPEP en el año 1960,

afectaron significativamente las inversiones en el sector y las aspiraciones de los Estados

petroleros para aumentar la renta.

En 1967, se reforma la Ley de Hidrocarburos y en el ámbito fiscal se aumenta la

tasa del ISLR de 47,5% a 52% y luego a 60% tres años más tarde. Posteriormente, ocurre

el establecimiento unilateral, en 1970, de los precios de referencia fiscal de manera

coordinada con el resto de los países de la OPEP, los cuales se llamarían después

valores fiscales de exportación (VFE), negociados entre las compañías y el Ejecutivo, a

los fines de determinar el ingreso por venta de crudos y productos, éstos aumentaron de

manera sostenida la participación fiscal hasta su maximización en 1974. En ese año la

distribución del excedente fue 94:6 entre el fisco nacional y las empresas concesionarias.

Con el control de la producción en el último trimestre del año 1973 se llega a la

nacionalización de facto. Preámbulo de la Ley que Reserva al Estado la Industria y el

Comercio de los Hidrocarburos en 1975, se aprobaron las leyes de Reserva del Gas y del

Mercado Interno en los años 1971 y 1973 respectivamente.

Todos los hitos fiscales mencionados se inspiran en un nacionalismo creciente en

los países productores ante una industria que se percibía como extranjera, un enclave

36 En un esfuerzo de industrialización del país se negocia con las compañías concesionarias la construcción de refinerías para

procesar el crudo venezolano dentro del territorio nacional. Hasta ese momento el crudo venezolano era esencialmente procesado en el exterior.

económico en el territorio nacional y se consideraba inminente el agotamiento del recurso

natural. Esta visión cambia desde 1975 cuando se estatifica la industria petrolera, ya que

el Estado venezolano asume la propiedad total y el control del negocio con lo cual debe

comenzar su papel dual de perceptor fiscal y empresario.

Una de las primeras consecuencias de esta nueva situación es que el Estado

venezolano está interesado, al igual que los empresarios petroleros convencionales, en

mantener y aumentar la fortaleza del negocio, y su capacidad de generar riqueza, no sólo

por la vía de los aportes fiscales directos, sino para el crecimiento del resto de la

economía interna. También está interesado en mantener la competitividad internacional de

nuestro petróleo en los mercados, y la competitividad del recurso como fuente de energía.

Ante esta situación, la actitud de Venezuela y sus legisladores en materia fiscal se

ha caracterizado por lo que algunos han denominado un pragmatismo flexible que

reconoce el impacto de los impuestos en todas las fases del negocio petrolero.

Es un hecho que el régimen fiscal, en Venezuela, y en muchos otros países

petroleros, es el principal elemento de costo y el que al final determina la viabilidad

económica de la mayoría de los proyectos petroleros, y sobre el cual la industria no tiene

control, pues es, en gran medida, potestad de los Estados. La eficiencia operacional y

gerencial y la tecnología son los otros elementos que definen esa rentabilidad, y sobre los

cuales la industria tiene un mayor grado de control.

Una vez nacionalizada la industria se reduce la presión fiscal para otorgarle

viabilidad financiera a la actividad. Inicialmente se crea con la Ley de Nacionalización el

aporte legal, apartado que se hace de las exportaciones para financiar las inversiones de

Petróleos de Venezuela (PDVSA), y después, a lo largo de los años ochenta,

puntualmente mediante la modificación de los precios de referencia para la regalía, el

Valor Fiscal de Exportación y el ISLR.

La distribución del excedente fue 80:20 entre el fisco y PDVSA hasta 1983. Sin

embargo, con la crisis de la deuda de ese año el fisco inició un nuevo incremento de la

presión fiscal la cual se ubicó en 85:15 desde ese entonces.

De acuerdo a diversos autores en los ochenta colapsa la renta y definitivamente se

agota el modelo. Por un lado, la reducción de la producción como resultado de la política

de la defensa de precios entre 1980 y 1985 y por otro, la reducción de los precios.

A partir de este momento, se inicia la construcción de un nuevo enfoque de política

petrolera donde se reafirman un conjunto de realidades, ellas son: primero, es posible

asumir un criterio de abundancia de recursos37; segundo, la industria es de carácter

nacional y no sólo extranjera; y, tercero, el sector petrolero se encuentra más integrado a

la economía nacional. El criterio subyacente es adecuar la renta privilegiando la actividad

productiva, asegurando el máximo nivel de renta por barril que garantice el desarrollo de la

producción de petróleo en el país a largo plazo.

Esta orientación de política se materializa en un conjunto de acciones desde 1986

hasta 1999. En materia de inversiones se decide expandir la capacidad de producción38.

Al mismo tiempo se reduce la carga tributaria sobre el sector la cual se inicia con la

reforma a la Ley del ISLR de 1991 cuando se reduce de 67,7% a 34% la tasa de ISLR

para los proyectos de asociación en crudos extrapesados y gas libre en la Ley del ISLR de

1995. A partir del año 1993 se elimina el Valor Fiscal de Exportación por Ley.

La evolución del sistema tributario petrolero en Venezuela desde 1976, cuando sólo

existía PDVSA, hasta la normativa vigente desde 1996, se esquematiza en el Gráfico Nº

A.1., En resumen en el año 1976, el sector petrolero venezolano estaba constituido

exclusivamente por PDVSA, y sus obligaciones fiscales eran: 1/6 de la producción de

regalía; 67.7% de impuesto sobre la renta, y 20 por ciento de Valor Fiscal de Exportación.

Una vez que comienzan los convenios operativos, las operadoras tienen un trato

preferencial en el impuesto sobre la renta el cual disminuye a 34%. A partir de 1993, se

aprueban las primeras dos asociaciones estratégicas, imputándoles una regalía variable

entre 1 por ciento y 16.67 por ciento, con Impuesto sobre la Renta de 34% y desparece el

37 Venezuela está produciendo 1/5 del petróleo que podía producir en base a su nivel de reservas probadas, y éstas no incorporan las

reservas recuperables de la Faja del Orinoco. 38 La apertura aguas arriba en el marco que ofrece el artículo 5 de la Ley de Nacionalización comprende las tres rondas de convenios

operacionales de los años 1991, 1992 y 1997; las asociaciones estratégicas para el desarrollo de crudos extrapesados de la faja aprobados en 1993 y 1997, y los contratos de exploración a riesgo en 1996. Por último, se encuentra la política de transferencia de actividades no medulares (servicios de apoyo a la industria) al sector privado.

Valor Fiscal de Exportación. El grado de complejidad del marco fiscal aumenta con la

adaptación de éste a los proyectos de exploración a riesgo aprobados en el año 1996.

Gráfico Nº A.1. Diversidad del Sistema Tributario Petrolero Venezolano

Fuente: Espinasa (1999)

El Gráfico Nº A.2. ilustra el comportamiento el ingreso fiscal petrolero que ha

acompañado al proceso de cambios del régimen fiscal petrolero venezolano hasta la

fecha.

Gráfico Nº A.2. Ingreso Fiscal Petrolero en Venezuela


1. La Estructura Fiscal Petrolera Actual

En Venezuela actualmente la actividad petrolera es objeto de tres elementos

fundamentales de retención fiscal: la regalía, el impuesto sobre la renta y, a partir, del

año 1995 los dividendos repartidos por Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). En este

anexo se explican en detalle estos elementos y las características de su aplicación actual

tomados fundamentalmente de Espinasa (1999), Manzano (2000), y de la Ley de Impuesto

sobre la renta (Gaceta oficial Extraordinario Nº 5390, 22 de Octubre de 1999).

El siguiente cuadro resume la estructura actual de los componentes del régimen

fiscal petrolero en Venezuela, diferenciando las tasas de cada ítem según la actividad o

tipo de empresa petrolera de la que se trate.

Cuadro Nº A.1. Estructura Fiscal Petrolera Actual

Area Regalía ISLR Dividendos Otros

PDVSA 1/6 del ingreso bruto

67.7%* (ingresos-costos-depreciación-regalía-8%*(inversiones hechas en el país)-4%(inversiones en perforación, exploración e instalaciones conexas))

Política Discrecional del Ejecutivo

! Impuestos menores de la Ley de Hidrocarburos

Proyectos integrados de asociación de crudos extrapesados

1% hasta por nueve años y 1/6 después

34%* (ingresos-costos-depreciación-regalía-8%*(inversiones hechas en el país)-4%(inversiones en perforación, exploración e instalaciones conexas))

N.A. ! Impuestos menores de la Ley de Hidrocarburos

Convenios Operativos 1% 34%* (ingresos-costos-depreciación-regalía-8%*(inversiones hechas en el país)-4%(inversiones en perforación, exploración e instalaciones conexas))


! Bonos por Licitación

Convenios de Exploración a Riesgo

Variable hasta 1/6 en función de la rentabilidad



! PEG: Bono de rentabilidad hasta un 50 por ciento de las ganancias netas después de impuestos

Proyectos de Orimulsión Reducción del valor mercantil



En la descripción de los elementos que componen el esquema fiscal actual se

encuentra heterogeniedad, y un tratamiento diferente por tipo de actividad, de esta manera

no son iguales las obligaciones tributarias de las asociaciones estratégicas para el

mejoramiento de crudos extrapesados y de los contratos de exploración a riesgo que las

que rigen a PDVSA. Este hecho sin duda causa que al interior del sector petrolero, que los

recursos sean asignados bajo las limitaciones que imponen estas diferencias fiscales. La

estructura fiscal petrolera actual castiga a PDVSA, desde el punto de vista que sólo puede

disfrutar de la reducción de la carga tributaria aplicable a Proyectos de Crudos

Extrapesados y Gas Costa Afuera, mediante la modalidad de Asociación.

Ramón Espinasa cita que el régimen fiscal petrolero actual, es poco flexible y es

regresivo, dado que la participación fiscal porcentual cae cuando la renta sube, incluso

puede inducir a una asignación subóptima de recursos en la producción, no creación de

valor agregado en la refinación y la no alineación de los intereses de las compañías y el

Estado propietario del recurso natural.

1.1. Regalía

La regalía no es uniforme para toda la actividad petrolera, actualmente está

estructurada de la siguiente manera:

! 1/6 para PDVSA que es esencialmente el grueso de la producción;

! 1 por ciento para los proyectos integrados de crudos extrapesados hasta por 9

años y 1/6 después;

! Variable hasta 1/6 en los convenios de exploración a riesgo donde todavía no

se está produciendo comercialmente, en función de la rentabilidad;

! 1 por ciento en cinco de los convenios operativos y

! Reducción del valor mercantil para el cálculo de la regalía en los proyectos de

Orimulsión.

La regalía en el caso de PDVSA, no se calcula en función de las ganancias, sino

del ingreso bruto y se cobra indistintamente de los beneficios. Es 1/6 del ingreso sin

descontar los costos que se incurre para generarlo, es decir, que la fórmula para calcularla

es:

R = 1/6 * (p * v)

Donde,

R: Regalía

p: Precio

v: volumen

En la medida en que la regalía cobra una fracción del ingreso la participación fiscal

es proporcionalmente más alta en los campos o proyectos con costos más altos. De igual

manera en el caso de crudos con los mismos costos de producción pero con diferente

calidad y por lo tanto con diferente precio, paga más regalía marginalmente el crudo de

menor calidad, es decir, el de menor precio. Cuando el precio sube, la participación fiscal

tiende asintóticamente a la tasa de regalía porque el costo cada vez se hace una fracción

menor.

Por estas razones la participación fiscal por regalía es regresiva, se esperaría

que mientras la tasa de ganancia fuese mayor, el impuesto aumentase; y en la medida en

que la tasa de ganancia fuese menor, la participación marginal disminuyera, pero no

funciona de esta forma.

La regalía también actúa como una barrera a la entrada, por ser independiente de

la rentabilidad, los proyectos que son rentables antes de regalía es posible que dejen de

serlo después, lo que puede inducir a invertir en otros sectores de la economía con

rentabilidades menores que las de éste por la existencia de una barrera a la entrada

impuesta por la regalía.

1.2. Impuesto sobre la Renta

De acuerdo a lo estipulado en el Título I, capítulo II, artículo 7, literal d) de la Ley de

Impuesto sobre la Renta están sometidos al régimen impositivo previsto en esta Ley, los

titulares de enriquecimientos provenientes de actividades de hidrocarburos y conexas,

tales como la refinación y el transporte, sus regalistas y quienes obtengan

enriquecimientos derivados de la exportación de minerales, de hidrocarburos o de sus

derivados.

El Impuesto Sobre la Renta no se aplica de igual manera para todo los ramos de

la actividad petrolera, sus reglas actuales son las siguientes:

! 67.7 por ciento en el grueso de la producción, controlada por PDVSA; como

se estipula en el literal b) del artículo 53 de la Ley de Impuesto sobre la renta

! 34 por ciento, como excepción, para los proyectos integrados en asociación

de crudos extrapesados, gas costa afuera y Orimulsión, como se expresa en

el artículo 11 del la Ley, donde se excluyen explícitamente de pagar el 67.7%:

# las empresas que se constituyan bajo Convenios de Asociación celebrados

conforme a la Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y el

Comercio de los Hidrocarburos o mediante contratos de interés nacional

previstos en la Constitución, para la ejecución de proyectos integrados

verticalmente en materia de explotación, refinación, industrialización,

emulsificación, transporte y comercialización de petróleos crudos

extrapesados, bitúmenes naturales,

# las empresas que realicen actividades, integradas o no, de exploración y

explotación del gas no asociado, de procesamiento o refinación,

transporte, distribución, almacenamiento, comercialización y exportación

del gas y sus componentes, y

# las empresas ya constituidas y domiciliadas en Venezuela que realicen

actividades integradas de producción y emulsificación de bitumen natural.

Para todo este grupo de empresas el artículo 11 estipula que tributarán bajo

el régimen tarifario ordinario establecido en esta Ley para las compañías

anónimas y para los contribuyentes asimilados a éstas, es decir 34%.

De esta manera el impuesto sobre la renta tiene dos tasas según el tipo de proyecto

petrolero que se desarrolle, lo cual se ilustra en el Gráfico Nº A.3.

Gráfico Nº A.3. Marco Fiscal Petrolero Venezolano


El impuesto sobre la renta (ISLR) se calcula multiplicando la tasa respectiva por el

enriquecimiento neto, el cual se obtiene de la diferencia entre los ingresos y los costos,

depreciación, inversiones y regalía:

ISLR = Tasa * (Ingresos – Costos – Depreciación – Regalía – Inversiones)

En la Ley de impuesto sobre la renta se tiene en el título II, De la Determinación del Enriquecimiento Neto, un conjunto de artículos que explican las reglas para

especificar costos, depreciación e inversiones que son deducibles en este cálculo.

Los ingresos brutos se rigen por el capítulo I De los Ingresos Brutos, del título

anterior, en el capítulo 16, se explica que los mismos están constituidos por el monto de

las ventas de bienes y servicios en general, de los arrendamientos y de cualesquiera otros

proventos, regulares o accidentales, tales como los producidos por el trabajo bajo relación

de dependencia o por el libre ejercicio de profesiones no mercantiles y los provenientes de

regalías o participaciones análogas, salvo lo que en contrario establezca la Ley.

En lo que respecta a los Costos el capítulo II De los Costos y de la Renta Bruta, del título señalado, son explicados los costos que se pueden restar de los ingresos brutos,

que están compuestos básicamente por lo ítems descritos en el artículo 23:

! El costo de adquisición de los bienes destinados a ser revendidos o

transformados en el país, así como el costo de los materiales y de otros

bienes destinados a la producción de la renta;

! Las comisiones usuales, siempre que no sean cantidades fijas sino

porcentajes normales, calculados sobre el precio de la mercancía, que sean

cobradas exclusivamente por las gestiones relativas a la adquisición de

bienes; y

! Los gastos de transporte y seguro de los bienes invertidos en la producción de

la renta.

En los artículos 24 y 25, se especifica para las actividades del sector petrolero, la

posibilidad de amortizar las inversiones de acuerdo a una cuota razonable:

Artículo 24: Cuando se trate de contribuyentes que se dediquen a la explotación de

minas, de hidrocarburos y de actividades conexas, tales como la refinación y el transporte,

se imputará al costo una cantidad razonable para atender a la amortización de las

inversiones capitalizadas o que hayan de capitalizarse de acuerdo con las normas de esta

ley.

El costo de las concesiones sólo será amortizable cuando estén en producción.

Artículo 25: El sistema para calcular la amortización a que se refiere el artículo

anterior será el de agotamiento, pero cuando se trate de empresas que no sean

concesionarias de explotación, las inversiones previstas podrán ser amortizadas mediante

una cuota razonable. El reglamento podrá fijar, mediante tablas, las bases para determinar

las alícuotas de depreciación o amortización aplicables.

En ningún caso se admitirán amortizaciones de bienes que no estén situados en el

país.

Además de los costos definidos, en la Ley se especifican un conjunto de

deducciones que es factible considerar en el cálculo del impuesto, en el capítulo III De las deducciones y del Enriquecimiento Neto, del título señalado. En el artículo 27,

particularmente se expresan las deducciones que se pueden hacer de la renta bruta y las

características que deben cumplir las mismas, las cuales son comunes al sector petrolero.

Entre las más importantes se encuentran: sueldos y salarios al igual que indemnizaciones

a los trabajadores, intereses de capitales tomados en préstamo, depreciación de activos

permanentes, pérdidas por deudas incobrables, gastos de administración y conservación,

cuotas por arrendamiento, gastos de transporte, regalías, primas de seguro, gastos de

publicidad, gastos de investigación y desarrollo y liberalidades efectuadas en cumplimiento

de fines de utilidad colectiva.

El Parágrafo Decimotercero de este artículo hace una mención específica a la

deducción de las liberalidades y donaciones autorizadas, que para las actividades

relacionadas con petróleo no excederá uno por ciento (1%) de la renta neta.

En artículo 30, se hace mención explícita de que los contribuyentes del sector

petrolero pueden computar los gastos normales y necesarios de cada viaje que se hagan

con buques de su propiedad o alquilados para el cabotaje o transporte internacional.

En el título IV De las rebajas de los impuestos y de los Desgravamenes, en el

capítulo I, de las rebajas por razón de actividades e inversiones, específicamente en el

artículo 56 se estipula una rebaja del 12% sobre el monto de las nuevas inversiones

hechas en el país y particularmente sobre actividades de exploración, perforación e

instalaciones conexas a la producción:

Artículo 56: Los contribuyentes que se dediquen a la explotación de hidrocarburos

y de actividades conexas, tales como la refinación y el transporte, gozarán de una rebaja

de impuesto equivalente al ocho por ciento (8%) del monto de las nuevas inversiones

hechas en el país dentro del ejercicio anual, representadas en activos fijos destinados a la

producción del enriquecimiento.

Para determinar el monto de las inversiones a que se contrae el encabezamiento de

este artículo se deducirán del costo de los nuevos activos fijos destinados a la producción

del enriquecimiento, los retiros, las amortizaciones y las depreciaciones de estos nuevos

activos fijos, hechos en el ejercicio y un dos por ciento (2%) del promedio del activo fijo

neto para el ejercicio anterior, calculado éste con base a los balances de principio y fin de

año.

Se concederá una rebaja adicional de impuesto de cuatro por ciento (4%) sobre el

costo total de las nuevas inversiones hechas en:

a) Exploración, perforación e instalaciones conexas de producción, transporte y

almacenamiento, hasta el puerto de embarque o lugar de refinación en el país, inclusive;

b) Recuperación secundaria de hidrocarburos;

c) Aprovechamiento, conservación y almacenamiento del gas, incluido el licuado; y

d) Valorización de hidrocarburos y los egresos por concepto de investigación.

Para los fines expresados se excluirán las inversiones deducidas, conforme al

numeral 10 del artículo 27 de la presente ley.

Parágrafo Unico: Las rebajas de impuesto a que se contrae el presente artículo no

podrán exceder en el ejercicio del dos por ciento (2%) del enriquecimiento global neto del

contribuyente. Además, cuando el total de las rebajas previstas en este artículo sea mayor

del dos por ciento (2%) del enriquecimiento global neto del contribuyente, el excedente

podrá traspasarse hasta los tres (3) años siguientes del ejercicio respectivo. A los fines del

cómputo del excedente utilizable en un ejercicio dado, cualquier excedente proveniente de

ejercicios anteriores será aplicable antes de las rebajas de impuesto correspondiente al

ejercicio.

Finamente es importante destacar que el Impuesto sobre la Renta es proporcional a

la ganancia, y esto tiende a generar menos transferencia de riesgo por este concepto

entre el Estado y el inversionista, pero a la vez tiende a pechar más fuertemente los

proyectos intensivos en capital como es el caso de los proyectos petroleros.

1.3. Política de Dividendos de PDVSA

El marco fiscal, en sentido amplio, también lo conforma la política de dividendos de

PDVSA, la cual es discrecional del Estado y está sujeta a Código de Comercio.

1.4. Impuestos Extraordinarios

Los impuestos extraordinarios específicos, se refiere a dos impuestos para

casos específicos:

! El Bono de Rentabilidad (PEG) establecido en los Contratos de Exploración

a Riesgo hasta un 50 por ciento de las ganancias netas después de impuestos

y

! Los Bonos por Licitación que se pagaron en las licitaciones de los convenios

operativos.

1.5. Impuestos Menores

En la Ley de Hidorcarburos, todavía prevalecen impuestos menores que nunca se

han borrado, los cuales están fijados nominalmente en bolívares, por un monto muy bajo.


AANNEEXXOO 22 EELL TTEEMMAA FFIISSCCAALL,, PPRREESSUUPPUUEESSTTAARRIIOO YY

DDEE CCOOOORRDDIINNAACCIIOONN MMAACCRROOEECCOONNOOMMIICCAA EENN LLAA CCOONNSSTTIITTUUCCIIOONN DDEE 11999999

LINO CLEMENTE

ALEJANDRO PUENTE

Diciembre, 2001

ANEXO 2. EL TEMA FISCAL, PRESUPUESTARIO Y DE COORDINACION MACROECONOMICA EN LA CONSTITUCION DE 1999

La nueva constitución de la República39 establece principios al Estado para

promover el crecimiento y la generación de bienestar en un ambiente de estabilidad macroeconómica. Las bases para el logro de dicha estabilidad se sustentan en: equilibrio

y solvencia de la gestión fiscal; autonomía del Banco Central de Venezuela (BCV);

coordinación de políticas; y, rendición de cuentas.

En el artículo 156 de la nueva constitución de la República correspondiente al título

IV “Del Poder Público”, capítulo II, al definirse la competencia del poder público nacional se enumeran todos los aspectos tributarios que le corresponden a la máxima instancia del

poder público en el país. Posteriormente, en el capítulo III, se precisan los aspectos

impositivos relativos al poder público estadal; concretamente en el artículo 167 se

definen seis tipos de ingresos diferentes de los estados entre ellos se encuentra el situado

constitucional40, impuestos, tasas y contribuciones especiales con el fin de promover el

desarrollo de las Haciendas Públicas Estadales41, los recursos provenientes del Fondo de

Compensación Interterritorial (FCI)42, venta de especies fiscales, tasas por el uso de

bienes y servicios, multas y sanciones.

Los aspectos de interés relativos al nivel municipal se abordan en los artículos 168

a 184 respectivamente. En este sentido, en el artículo 179, se identifican los tipos de

ingresos municipales entre los que destacan: los procedentes de su patrimonio, tasas por

el uso de sus bienes o servicios, el impuesto territorial rural o sobre predios rurales, multas

y sanciones, derivados del situado constitucional y los demás que determine la ley.

39 Publicada en la Gaceta Oficial Nº 36.860 del 30 de diciembre de 1999. 40 El situado es una partida equivalente a un máximo del veinte por ciento (20%) del total de los ingresos ordinarios estimados

anualmente por el Fisco Nacional, la cual se distribuirá entre los Estados y el Distrito Capital en la forma siguiente: un treinta por ciento (30%) de dicho porcentaje por partes iguales, y el setenta por ciento (70%) restante en proporción a la población de cada una de dichas entidades. En cada ejercicio fiscal, los Estados destinarán a la inversión un mínimo del cincuenta por ciento (50%) del monto que le corresponda por concepto de situado. A los Municipios de cada Estado les corresponderá, en cada ejercicio fiscal, una participación no menor del veinte por ciento (20%) del situado y de los demás ingresos ordinarios del respectivo Estado. En caso de variaciones de los ingresos del Fisco Nacional que impongan una modificación del Presupuesto Nacional se efectuará un reajuste proporcional al situado.

41 El proyecto de ley que actualmente se discute en la Asamblea Nacional se presenta en http://www.oaef.gov.ve/publicaciones 42 El proyecto de ley que deberá ser discutido por la Asamblea Nacional se presenta en http://www.oaef.gov.ve/publicaciones

Posteriormente, en el artículo 185 se definen las funciones y obligaciones del

Consejo Federal de Gobierno (CFG)43 el cual es el órgano encargado de la planificación

y coordinación de políticas y acciones para el desarrollo del proceso de descentralización

y transferencia de competencias del Poder Nacional a los Estados y Municipios. Del CFG

dependerá el Fondo de Compensación Interterritorial (FCI), destinado al financiamiento de

inversiones públicas dirigidas a promover el desarrollo equilibrado de las regiones, la

cooperación y complementación de las políticas e iniciativas de desarrollo de las distintas

entidades públicas territoriales, y a apoyar especialmente la dotación de obras y servicios

esenciales en las regiones y comunidades de menor desarrollo relativo. El CFG, con base

en los desequilibrios regionales, discutirá y aprobará anualmente los recursos que se

destinarán al FCI y las áreas de inversión prioritaria a las cuales se aplicarán dichos

recursos.

En el título V de la constitución se aborda el tema de la organización del poder

público nacional, específicamente en el artículo 187 al definirse las obligaciones de la Asamblea Nacional se precisan aspectos de interés referidos a temas fiscales y

tributarios, ellos son:

! Discutir y aprobar el presupuesto nacional y todo proyecto de ley concerniente

al régimen tributario y al crédito público.

! Autorizar los créditos adicionales al presupuesto.

! Autorizar al Ejecutivo Nacional para celebrar contratos de interés nacional, en

los casos establecidos en la ley. Autorizar los contratos de interés público

municipal, estadal o nacional con Estados o entidades oficiales extranjeros o

con sociedades no domiciliadas en Venezuela.

! Velar por los intereses y autonomía de los Estados.

Posteriormente, en el título VI de la constitución se aborda el sistema

socioeconómico en su conjunto particularmente, en el capítulo II, se considera el régimen

43 El CFG estará presidido por el Vicepresidente Ejecutivo o Vicepresidenta Ejecutiva e integrado por los Ministros y Ministras, los

Gobernadores y Gobernadoras, un Alcalde o Alcaldesa por cada Estado y representantes de la sociedad organizada, de acuerdo con la ley.

fiscal y monetario. Es aquí donde se establece el marco regulatorio de la acción fiscal en el nuevo marco constitucional.

La novedad de los planteamientos se inicia en el artículo 311 donde se establece

que la gestión fiscal estará regida y será ejecutada con base en principios de eficiencia,

solvencia, transparencia, responsabilidad y equilibrio fiscal. Esta se equilibrará en el marco plurianual del presupuesto, de manera que los ingresos ordinarios44 deben ser

suficientes para cubrir los gastos ordinarios.

El Ejecutivo Nacional presentará a la Asamblea Nacional para su sanción legal un

marco plurianual para la formulación presupuestaria que establezca los límites

máximos de gasto y endeudamiento que hayan de contemplarse en los presupuestos

nacionales. La ley establecerá las características de este marco, los requisitos para su

modificación y los términos de su cumplimiento.

Asimismo, se establece que los principios y disposiciones establecidas para la

administración económica y financiera Nacional, regularán la de los Estados y Municipios

en cuanto sean aplicables.

En el artículo 312 se establece que la ley fijará límites al endeudamiento público de acuerdo con un nivel prudente en relación con el tamaño de la economía, la inversión

reproductiva, la capacidad de generar ingresos fiscales para cubrir el servicio de la deuda

pública y el acervo de activos financieros de la República.

Por su parte, las operaciones de crédito público requerirán, para su validez, una ley

especial que las autorice, salvo excepciones que establezca la ley orgánica

correspondiente. La ley especial de endeudamiento anual será presentada a la Asamblea

Nacional conjuntamente con la Ley de Presupuesto.

En el artículo 313 se dice que la administración económica y financiera del Estado

se regirá por un presupuesto aprobado anualmente por ley. El Ejecutivo Nacional

44 Los ingresos ordinarios son los ingresos recurrentes y éstos son aquellos ingresos que se prevee producir o se hayan producido por

más de tres años. Los ingresos extraordinarios son los ingresos no recurrentes, tales como los provenientes de operaciones de crédito público y de leyes que originen ingresos cuya vigencia no exceda de tres años. Los ingresos corrientes son los ingresos recurrentes, sean o no tributarios, petroleros o no petroleros. Los ingresos de capital son aquellos generados por venta de activos y por concepto de transferencias de capital. Ver artículo 7 de la Ley Orgánica de Administración Financiera del Sector Público (LOAFSP).

presentará a la Asamblea Nacional, en la oportunidad que señale la ley orgánica, el

proyecto de Ley de Presupuesto. Si el Poder Ejecutivo, por cualquier causa, no hubiese

presentado a la Asamblea Nacional el proyecto de Ley de Presupuesto dentro del plazo

establecido legalmente, o el mismo fuera rechazado por éste, seguirá vigente el

presupuesto del ejercicio fiscal en curso.

Con la presentación del marco plurianual del presupuesto, la ley especial de endeudamiento y el presupuesto anual, el Ejecutivo Nacional hará explícitos los

objetivos de largo plazo para la política fiscal, y explicará cómo dichos objetivos serán

logrados, de acuerdo con los principios de responsabilidad y equilibrio fiscal.

Adicionalmente, la constitución plantea explícitamente en su artículo 320 que el

Estado debe promover y defender la estabilidad económica, evitar la vulnerabilidad de

la economía y velar por la estabilidad monetaria y de precios a fin de asegurar el bienestar

social.

En este sentido, se establece que el ministerio responsable de las finanzas y el

Banco Central de Venezuela (BCV) contribuirán a la armonización de la política fiscal con

la política cambiaria y monetaria facilitando de esa manera el logro de los objetivos

macroeconómicos. En el ejercicio de sus funciones el BCV no estará subordinado a

directivas del Poder Ejecutivo y no podrá convalidar o financiar políticas fiscales

deficitarias.

La actuación coordinada del Poder Ejecutivo y del BCV se dará mediante un

acuerdo anual de políticas en el cual se establecerán los objetivos finales de crecimiento

y sus repercusiones sociales, balance externo e inflación, concernientes a las políticas

fiscal, cambiaria y monetaria; así como los niveles de las variables intermedias e

instrumentales requeridos para alcanzar dichos objetivos finales. Este acuerdo será

firmado por el Presidente o Presidenta del BCV y el o la titular del ministerio responsable

de las finanzas . En dicho acuerdo se especificarán los resultados esperados, las políticas

y acciones dirigidas a lograrlos. La ley establecerá las características del acuerdo anual de

política económica y los mecanismos de rendición de cuentas.

Posteriormente, en el artículo 321 se plantea el establecimiento por ley de un fondo de estabilización macroeconómica destinado a garantizar la estabilidad de los gastos

del Estado en los niveles nacional, regional y municipal, ante las fluctuaciones de los

ingresos ordinarios. Las reglas de funcionamiento del fondo tendrán como principios

básicos la eficiencia, equidad y no discriminación entre las entidades públicas que aporten

recursos al mismo.

1. El manejo del presupuesto como herramienta de la gestión fiscal en la nueva constitución y el proceso de transición

La correspondencia de la Ley de Presupuesto con el nuevo marco legal debe

evaluarse en función de los aspectos relevantes establecidos en la nueva constitución de

1999, en lo relacionado con la gestión fiscal, la coordinación macroeconómica, y la Ley

Orgánica de Administración Financiera del Sector Público45 (LOAFSP) la cual fue

publicada en Septiembre del año 2000. Desafortunadamente a la presente fecha muchas

de las leyes y/o reglamentos vinculados a ambos textos legales se encuentran en proceso

de elaboración y/o discusión con lo cual resulta poco realista evaluar la pertinencia ó

efectividad del nuevo marco jurídico vigente en los actuales momentos46.

Sin embargo, del marco legislativo existente se desprende que el Ejecutivo, en

principio, deberá producir lineamientos de mediano plazo para la política económica,

presentar una gestión financiera consistente, y evaluar su incidencia a nivel

macroeconómico.

La LOAFSP recoge los postulados constitucionales del año 1999 en relación a la

gestión fiscal. Específicamente la mencionada ley tiene por objeto regular la

administración financiera, el sistema de control interno del sector público, y los aspectos

referidos a la coordinación macroeconómica, al Fondo de Estabilización Macroeconómica

y al Fondo de Ahorro Intergeneracional respectivamente.

45 Publicada en la Gaceta Oficial Nº 37.029 del 5 de Septiembre de 2000.

46 Este es el caso del Marco Plurianual del Presupuesto, el Acuerdo Nacional de Políticas, el reglamento de la LOAFSP, el esquema de funcionamiento de los Fondos a ser creados, la definición de las Reglas Macrofiscales, la estimación de Ingresos, Gastos y el proceso de Rendición de Cuentas de los entes públicos entre otros temas.

En relación al marco plurianual del presupuesto (MPP), la LOAFSP establece47

que el Proyecto de Ley del MPP será elaborado por el Ministerio de Finanzas, en

coordinación con el Ministerio de Planificación y Desarrollo y el BCV. El Proyecto de Ley

del MPP establecerá los límites máximos del total de gastos causados48 y de

endeudamiento que haya de contemplarse en los presupuestos nacionales para un

período de tres años, los indicadores y demás reglas de disciplina macrofiscales que

permitan asegurar la solvencia y sostenibilidad fiscal, y equilibrar la gestión financiera

nacional de dicho período, de manera que los ingresos ordinarios sean suficientes para

cubrir los gastos ordinarios.

Adicionalmente, se debe presentar para dicho lapso la cuenta de ahorro-inversión-

financiamiento (CAIF) presupuestada, los objetivos de las políticas económicas, con

expresa indicación de la política fiscal, así como las estimaciones de gastos para cada uno

de los ejercicios fiscales del período. Estas estimaciones se deben relacionar con los

pronósticos macroeconómicos indicados para el mediano plazo, y las correspondientes al

primer año del período se explicitarán de manera que constituyan la base de las

negociaciones para ese ejercicio.

En materia de coordinación macroeconómica49, la LOAFSP plantea50 que a los

fines de promover y defender la estabilidad económica, el Ejecutivo Nacional y el BCV

celebrarán anualmente un convenio para la armonización de políticas51 que regirá para el

ejercicio económico financiero siguiente. El Presidente del BCV y el Ejecutivo Nacional,

por órgano del Ministerio de Finanzas, informarán trimestralmente a la Asamblea Nacional

acerca de la ejecución de las políticas objeto del acuerdo y los mecanismos adoptados

para corregir las desviaciones y rendirán cuenta a la misma Asamblea de los resultados de

dichas políticas en la oportunidad de presentar el acuerdo correspondiente al ejercicio

siguiente.

47 Ver LOAFSP artículos 25 a 29. 48 El nivel máximo de gasto deberá guardar una determinada relación con el tamaño de la economía con indicación de las resultados

financieros primario y no petrolero. 49 Esta se entiende como la actuación armonizada y consistente de las políticas cambiaría, fiscal y monetaria para el logro de la

estabilidad económica. 50 Ver artículos 146 a 149.

La legislación que norme el proceso de coordinación planteado debe respetar un conjunto de principios constitucionales, tales como: autonomía, responsabilidad,

transparencia y rendición de cuentas. Para reconciliar los principios de autonomía y

coordinación, la determinación de los objetivos de la política económica y las acciones

requeridas para lograrlos deberían ser producto de un proceso de negociación.

El cumplimiento de las responsabilidades adquiridas en el Acuerdo Anual de

Políticas (AAP) se promueve a través de la transparencia y los mecanismos de rendición

de cuentas establecidos en el artículo 320 de la Constitución Nacional y el artículo 149 de

la LOAFSP.

La imposición de sanciones a ambas partes del AAP, es decir, el Ejecutivo y el

BCV le corresponde a la Asamblea Nacional de acuerdo a los artículos 187 y 319 de la

Constitución Nacional.

En la definición del marco legal del AAP será indispensable precisar alcances y

responsabilidades en relación al contenido, el diseño, la ejecución, la evaluación de la

gestión, las sanciones, la información requerida, la elaboración, la firma, la divulgación, el

consenso entre las partes y las disposiciones transitorias a que hubiere lugar.

A los fines de garantizar la estabilidad de los gastos y su sostenibilidad intergeneracional, la LOAFSP contempla en los artículos 150 a 154 los aspectos

concernientes al Fondo para la Estabilización Macroeconómica52, mientras que en los

artículos 155 a 158 define y precisa los alcances del Fondo de Ahorro Intergeneracional el cual está destinado a garantizar la sostenibilidad en el tiempo de las políticas de

desarrollo, especialmente la inversión real, la educación y la salud, así como promover y

sostener la competitividad de las actividades productivas no petroleras.

En relación a sus disposiciones finales y transitorias, la LOAFSP señala que las

disposiciones de dicha ley relativas a la estructura, formulación y presentación de la Ley

51 Este convenio se ha denominado “Acuerdo Anual de Políticas, AAP”. El AAP se debe desarrollar sobre la base de los lineamientos

de la política económica contemplados en el Programa Económico y el MPP. Este instrumento procura garantizar la coordinación a nivel macro mediante el establecimiento de responsabilidades de política económica al Ejecutivo y el BCV.

52 El Fondo de Estabilización Macroeconómica tiene por objeto garantizar la estabilidad de los gastos a nivel nacional, regional y municipal frente a las fluctuaciones de los ingresos ordinarios y se regirá por las disposiciones de esta Ley y de la ley que regule su funcionamiento.

de Presupuesto entrarán en vigencia el 1º de enero de 2001 y se aplicarán para la

formulación y presentación de la ley de presupuesto correspondiente al ejercicio financiero

2002. Por su parte, la normas sobre registro, control y evaluación de la ejecución física

entrarán en vigencia el 1º de enero del 2003. El marco plurianual del presupuesto se

elaborará a partir del período correspondiente a los ejercicios 2003 al 2004, ambos

inclusive y se presentará a la consideración de la Asamblea Nacional en el ejercicio

económico financiero 2002. En esa ocasión el Ejecutivo Nacional presentará los límites de

gastos y de endeudamiento para ese ejercicio, así como las estimaciones y resultados

financieros indicativos para los dos años siguientes.

En este sentido, es importante destacar que en la Exposición de Motivos del

Proyecto de Ley de Presupuesto para el Ejercicio Fiscal 2001 se reconoce esta situación

al plantearse que el ejercicio fiscal presentado se formula en un período de transitoriedad de los mandatos establecidos en la LOAFSP en materia presupuestaria.

Asimismo, se señala que se inicia la corrección de vicios estructurales del actual sistema

presupuestario público, tales como el comportamiento procíclico del gasto fiscal, la

reorientación del gasto hacia el área social y la vinculación del Presupuesto con el Plan

Operativo Anual (POA)53.

En definitiva, el nuevo enfoque de gerencia de la gestión fiscal que tiene como

objetivo fortalecer las finanzas públicas y mejorar la provisión de servicios públicos es

gradual con un período de ajuste en el lapso 2002-2007 y uno de consolidación en el lapso

2008-2012.

53 La corrección de los vicios estructurales del actual sistema presupuestario no parecen haber cambiado significativamente de

acuerdo al Análisis de las Leyes de Presupuesto y Endeudamiento 2001 realizado por la Oficina de Asesoría Económica y Financiera de la Asamblea Nacional, ver Informe 00-010, Noviembre, 2000. Ver http://www.oaef.gov.ve/publicaciones.

2. Las realidades estructurales de la ejecución presupuestaria en Venezuela

En Venezuela, tradicionalmente ha existido una rigidez presupuestaria

determinada por los gastos pre-determinados vía ley , el pago del servicio de la deuda y

las negociaciones colectivas.

Entre los gastos pre-determinados vía ley se encuentran: el Situado

Constitucional, el Fondo de Pasivos Laborales54, el SENIAT, el Sistema de Justicia, la Ley

de Política Habitacional, el Fondo Intergubernamental para la Descentralización (FIDES)55,

la Ley de Asignaciones Especiales (LAE) y el Seguro Social. En los años noventa estos

gastos representaron aproximadamente el 40% del presupuesto del gasto fiscal total.

La carga del servicio de la deuda pública no necesariamente debe ser percibida

como un factor negativo siempre y cuando la misma no sea destinada a financiar gasto

corriente, sino de inversión reproductiva. Sin embargo, en Venezuela es común que

gastos dirigidos hacia la inversión sean desviados a gastos ordinarios. Por ejemplo, en el

situado constitucional, la lenta ejecución de proyectos de inversión a ser financiados por el

FIDES, la LAE y otros. En los años noventa el costo del servicio de la deuda fue del orden

del 20% del gasto fiscal total.

En Venezuela, la rigidez presupuestaria se ve incrementada por las negociaciones en materia salarial que frecuentemente debe enfrentar el sector público, las cuales tienen

incidencias sobre otras obligaciones como las prestaciones sociales y los pasivos

laborales. En los años noventa las remuneraciones han representado en promedio un 20%

del gasto total.

En definitiva, a lo largo de los años noventa cerca del 80% del presupuesto fiscal

está representado por compromisos que el gobierno no está en condiciones de alterar sin

previamente realizar cambios a las leyes respectivas. Es decir, que únicamente el 20% del

presupuesto se encuentra disponible para su uso discrecional sin la aprobación y

realización previa de cambios legislativos.

54 Los pasivos laborales se han convertido en un obstáculo para el proceso de transferencia de competencias del Gobierno Central a

las regiones.

En materia de financiamiento de los gastos es tradición, en Venezuela, que se

financien gastos corrientes con ingresos extraordinarios, ya que los ingresos ordinarios no

son suficientes para cubrir dichos gastos.

Por otra parte, es factible que de un ejercicio fiscal a otro se arrastren gastos que, a

su vez, comprometan recursos futuros. Esto es posible ya que aunque la Ley de

Presupuesto se aprueba bajo el requisito contable de equilibrio entre ingresos y gastos, y

la aprobación de créditos adicionales sólo puede hacerse cuando se dispone de los

recursos para ello, el flujo de ingresos recaudados durante el período fiscal puede estar

por debajo del monto de los compromisos, dando lugar a una brecha presupuestaria “ex -

post” que tendría que cubrirse con los recursos a percibirse en el próximo período fiscal.

La situación planteada anteriormente es posible debido a la figura institucional

vigente del “semestre complementario” el cual permite extender la vigencia del

presupuesto con la finalidad de que se atiendan los compromisos no pagados con cargo al

mismo al cierre del ejercicio fiscal. La experiencia de los últimos años en Venezuela

muestra que las brechas presupuestarias “ex – post” se han incrementado hasta ubicarse

en niveles del 6% del PIB en 1999-2000.

El presupuesto del 2002, de acuerdo a lo establecido en la LOAFSP, deberá

realizarse sin la existencia del semestre complementario , es decir, que los compromisos

de dicho presupuesto no podrán contar con recursos del 2003. Bajo estas circunstancias,

es posible anticipar la necesidad de reprogramaciones y negociaciones las cuales

deben iniciarse en el futuro inmediato por el lado de los ingresos y los gastos

respectivamente si se quiere cumplir con el marco plurianual del presupuesto establecido

en la reciente legislación aprobada.

55 Publicado en la Gaceta Oficial N° 37.066 de fecha 30 de Octubre de 2000. Recientemente se ha propuesto una reforma parcial a la

Ley del FIDES, ver http://www.oaef.gov.ve/publicaciones. Informe 01-025 de Junio 2001 de la OAEFAN.

3. ¿Cómo se esta organizando el estado venezolano para los nuevos compromisos legislativos en estas materias?

Con fecha 5 de Junio de 1996 se creó la Comisión para la Programación y Análisis Macroeconómico56 presidida por el Ministro de Hacienda, con carácter

permanente, la cual tenía por objeto asesorar en:

! el diseño de la programación financiera consolidada;

! el análisis de la política macroeconómica del sector público y del conjunto de la

economía,

! la elaboración del régimen orgánico de las finanzas públicas y

! evaluar las recomendaciones que formulará la Oficina de Programación y

Análisis Macroeconómico (OPAM) el órgano técnico creado para el desarrollo

del objetivo de la Comisión.

Posteriormente, se consideró perentorio que el Ministerio de Finanzas coordinara la

elaboración de las Estadísticas de las Finanzas Públicas necesarias para la programación

financiera consolidada del sector público. En consecuencia, en el año 1999, se realizó una

reforma parcial al Decreto 1.354 que había creado la Comisión para la Programación y Análisis Macroeconómico (CPAM) a los fines de oficializar el establecimiento de la

OPAM y la Oficina de Estadística de las Finanzas Públicas (OEFP)57. Este cambio se

recoge en el denominado Decreto 625.

La CPAM se encuentra integrada por el Ministro de Finanzas quién la presidirá o un

representante que éste designe, por los Vicepresidentes de Petróleos de Venezuela y del

Banco Central de Venezuela, por los Directores Generales de los Ministerios de la

Producción y el Comercio, de Energía y Minas, de Planificación y Desarrollo y, por el Jefe

de la Oficina Central de Presupuesto.

56 Publicado en la Gaceta Oficial N° 35.992 , Decreto 1.354 del 2 de Junio de 1996. 57 Publicado en la Gaceta Oficial N° 5.423, Decreto 625 del 29 de Diciembre de 1999.

Teniendo como base legal lo propuesto en el Decreto 625 del año 1999, así como

los aspectos planteados en la Constitución de ese año y la LOAFSP con relación al Marco Plurianual del Presupuesto, el Acuerdo Anual de Políticas y el Control y Evaluación de la Gestión Fiscal como los elementos fundamentales de la Coordinación

Macroeconómica, la OPAM diseñó un esquema organizacional de funcionamiento con el

cual se ha venido trabajando en el año 2001, éste se presenta en la Figura N° 1.

Figura N° 1 Propuesta de Organización

Fuente: OPAM, Ministerio de Finanzas, 2001.

Las instancias de diseño, ejecución, seguimiento, evaluación de gestión y técnica

de la Coordinación Macroeconómica se concentran en la Secretaría de Coordinación la

cual a su vez se encuentra constituida por el Comité Técnico y el Comité Operativo. En la

Figura N° 2 se presentan los organismos y miembros de cada una de las mencionadas

instancias interinstitucionales creadas.

MFMF

MPDMPDComisión de MesaComisión de Mesa

MinistrosMinistros BCVBCV

Comisión deComisión deViceministrosViceministrosDecreto 625Decreto 625

Secretaría deSecretaría deCoordinaciónCoordinación

Ministros Presidente BCV

ViceministrosPrimerVicepresidente

Vicepresidenciasde Areas

DireccionesGeneralesSectoriales

MFMF

MPDMPD

OCEPREOCEPRE

MEMMEM

MPCMPC

PDVSAPDVSA

Figura N° 2 Organismos y Miembros de la Instancias Interinstitucionales

de la Secretaría de la Coordinación


Desde el punto de vista de las funciones de cada una de las instancias creadas

en relación a los instrumentos operativos, que deben ser elaborados y presentados a la

Asamblea Nacional para su respectiva aprobación, se presenta la Figura N° 3 con fines

ilustrativos.

Comité TécnicoComité Técnico Comité OperativoComité Operativo

Ministerio deFinanzas:ONT-TesoreríaNacional

PDVSATesorería y Planificación

FIV-FOGADE-SENIAT: Concoordinación dela ONT

BCV:Vicepresidencia deOperaciones Nacionales

MDP:Viceministro dePlanificación yDesarrolloEconómico:Direcciones de Corto yMediano Plazo

ONAPRE-ONAPRE-OCEPRE:OCEPRE:Jefatura o D.G.Jefatura o D.G.S EstudiosS EstudiosFiscalesFiscales

Ministerio deMinisterio deFinanzas:Finanzas:ViceministroViceministro ONCP-Finanzas ONCP-FinanzasPúblicasPúblicasOPAMOPAMOEFPOEFP

BCV:BCV:VicepresidenciaVicepresidenciade Estudiosde Estudios

INTE

GR

ANTE

S C

OM

UN

ESIN

TEG

RAN

TES

CO

MU

NES

INTE

GR

ANTE

S C

OM

UN

ESIN

TEG

RAN

TES

CO

MU

NES

Secretaría de CoordinaciónSecretaría de Coordinación

Figura N° 3 Funciones de la Instancias en relación a los Instrumentos Operativos


A objeto de complementar la figura anterior y de destacar de una manera

simultánea los instrumentos operativos creados en relación al Marco Plurianual de

Presupuesto, el Acuerdo Anual de Políticas y el Control y Evaluación de la Gestión Fiscal

se presenta la Figura N° 4 .

Actualmente la Secretaría de Coordinación, a través de la OPAM, se encuentra

trabajando, en términos estratégicos, en la elaboración del Marco Plurianual de Presupuesto (MPP), el Acuerdo Anual de Políticas (AAP) y el Control y Evaluación de la Gestión Fiscal con todos aquellos organismos involucrados en el proceso por razones

constitucionales y/o legislativas.

MarcoMarco plurianual plurianualdel presupuestodel presupuesto

t= 3t= 3

PresupuestoPresupuestoAnualAnualt = 1t = 1 ProgramaciónProgramación

MacroeconómicaMacroeconómicat=1, trimestralt=1, trimestral

CajaCaja

Acuerdo AnualAcuerdo Anualde Políticasde PolíticasBCV – MFBCV – MF

T=1T=1

ComisiónComisiónde Mesade Mesa

Comisión deViceministrosDecreto 625

ComitéComitéTécnicoTécnico

ComitéComitéOperativo,Operativo,

seguimientoseguimientosemanalsemanal

Ley deLey deEndeudamientoEndeudamiento

AnualAnual

Secretaría deSecretaría deCoordinaciónCoordinación

Programa EconómicoPrograma Económicot= 3t= 3

Figura N° 4 Planificación, Coordinación de Políticas y Control de Gestión


A nivel más operativo, la mencionada instancia avanza en la actualización y/o

creación de los marcos legislativos requeridos y sus reglamentos asociados, la creación

de modelos y herramientas operativas de interés, las estimaciones cuantitativas de las

variables relevantes a los múltiples instrumentos creados y requeridos, la evaluación de

experiencias internacionales relevantes. En este punto es importante destacar que el MPP

se presentará a la consideración de la Asamblea Nacional para su respectiva aprobación

en el ejercicio económico financiero 2002.

Plan nacional de desarrollo

t=6

Marco Marco plurianualplurianual del presupuesto del presupuesto

t= 3t= 3

Ley de endeudamiento

Presupuesto Anualt = 1

Causado, CAIF,endeudamiento

Programación financiera

t=1Caja

AcuerdoAcuerdo de decoordinacióncoordinación

BCV-MFBCV-MF

Control yControl yEvaluación Evaluación dede

gestión porgestión porresultadosresultados

Contabilidad y Control interno

Macroestimacionespresupuestarias

plurianuales

Planes Operativos

Plurianuales

Programa operativoanual


AANNEEXXOO 33 CCOOMMPPOORRTTAAMMIIEENNTTOO DDEE LLAARRGGOO PPLLAAZZOO

DDEELL PPRREECCIIOO DDEELL PPEETTRROOLLEEOO EENN VVEENNEEZZUUEELLAA

LINO CLEMENTE

ALEJANDRO PUENTE

Diciembre, 2001

PPRROOYYEECCTTOO AANNDDIINNOO DDEE CCOOMMPPEETTIITTIIVVIIDDAADD –– VVEENNEEZZUUEELLAA –– Area: Recursos Naturales CChhooqquueess EExxtteerrnnooss yy VVoollaattiilliiddaadd eenn VVeenneezzuueellaa – Anexo 1. Régimen Fiscal Petrolero en Venezuela

99

ANEXO 3. COMPORTAMIENTO DE LARGO PLAZO DEL PRECIO DEL PETROLEO EN VENEZUELA

En este punto interesa destacar los problemas relacionados con el estudio de la

serie temporal del precio del petróleo a partir de una muestra pequeña --con relación a la

requerida para establecer adecuadamente el carácter estacionario o raíz unidad de la

misma. El análisis sigue el desarrollado por Pindyck (1999) y una aplicación para el caso

venezolano de Rigobon (1999).

El punto se estructura de la siguiente forma. En primer lugar se hace un análisis

descriptivo de la serie de precios del petróleo WTI en dólares de 1999, para el período

1870-1996, y se la compara con el resultado de la serie de la cesta venezolana ( también

en dólares de 1999) para el período 1950-1996. En segundo término, se hace una

comparación de los tests de Dickey-Fuller aumentado para ambas series y se explica por

qué éste falla en rechazar la hipótesis de raíz unitaria cuando la muestra no es lo

suficientemente grande. Finalmente se estima un modelo de filtro de Kalman que permite

proyectar a largo plazo el del precio del petróleo asumiendo parámetros variables en el

tiempo.

1. Análisis de la serie de precios del petróleo

El siguiente gráfico presenta una serie de estadísticas del logaritmo del precio real

del petróleo WTI (en dólares de 1999), deflactando este último con el índice de precios al

mayor de Estados Unidos58. El análisis se hace tradicionalmente en logaritmos en lugar de

niveles por dos razones. La primera, porque la variable en niveles sólo puede tomar

valores positivos, lo que obligaría a imponer restricciones a los shocks para acotarlos a

valores positivos. La segunda razón tiene que ver con la interpretación de los resultados,

ya que la diferencia del logaritmo de la variable es aproximadamente la tasa de

crecimiento.

58 Se estudia la serie real ya que no interesa explicar el comportamiento estocástico de la inflación.


100

Gráfico A.3.1. Logaritmo del precio real del petróleo WTI (en dólares de 1999)

0

5

10

15

20

2.0 2.2 2.4 2.6 2.8 3.0 3.2 3.4 3.6 3.8

Series: LWTI99Sample 1870 1996Observations 127

Mean 2.700960Median 2.720441Maximum 3.757737Minimum 1.985845Std. Dev. 0.334094Skewness 0.744797Kurtosis 4.115285

Jarque-Bera 18.32371Probability 0.000105

Por tratarse del logaritmo de la variable debemos transformar los valores de la

media, mediana, máximo y mínimo para tener una mejor idea de la magnitud, a precios de

1999, que estos representan. Hecha esta transformación, tenemos que la media y

mediana del período son 14,89 y 15,18 dólares respectivamente. El máximo, alcanzado en

1981, es 42,85 dólares y el mínimo es 7,29 dólares y se alcanzó en 1910. Más importante

que estos valores extremos es el carácter no normal de la serie, reflejado en el test

Jarque-Bera.59

Esto se refleja en que el número de observaciones a la izquierda de la media es

mayor que a la derecha (está sesgada o acostada hacia la izquierda), lo que se puede

interpretar como que son más frecuentes los shocks negativos que los positivos. También

en la forma puntiaguda de la distribución (exceso de curtosis, con relación a una

distribución normal, en cuyo caso el valor de ésta es de 3), lo que indica shocks menores a

los de una distribución normal típica.

59 El test Jarque-Bera se define: ( )

−+−= 22 3

41

6KSkNJB Los valores de S (sesgo o skenewss, en

ingles) y K (curtosis) son 0 y 3, respetivamente, en el caso de una variable normal, por lo que para este tipo de variables el test se aproxima a cero.


101

En el siguiente gráfico se presentan los mismos resultados para la serie de precios

de la cesta venezolana, en dólares reales de 1999, usando como deflactor igualmente el

índice de precios al mayor de Estados Unidos.

Gráfico A.3.2. Logaritmo del precio real del petróleo de la cesta venezolana (en dólares de 1999)

0

2

4

6

8

10

1.8 2.0 2.2 2.4 2.6 2.8 3.0 3.2 3.4 3.6

Series: LPPV99Sample 1950 1999Observations 50

Mean 2.656568Median 2.543315Maximum 3.690362Minimum 1.864568Std. Dev. 0.534897Skewness 0.383485Kurtosis 1.898529


Los valores de la media, máximo y mínimo de la cesta venezolana de precios del

petróleo, son respectivamente,14,24 dólares, 40,01 y 6,45 dólares. Dándose estos dos

últimos los años 1970 y 1981.

Es interesante destacar que pese a la forma no normal de la gráfica anterior, el

valor del test Jarque-Bera es claramente superior al resultado para la serie de precios del

WTI. Más interesante aun es observar que si bien el fenómeno de inclinación hacia la

izquierda se repite en la distribución de la cesta venezolana, el mismo es menos intenso

que en el caso del WTI. El valor de la curtosis, por su parte, es en este último caso

bastante inferior, de hecho es inferior al valor que una variable normal típica, lo cual

implicaría una mayor volatilidad para la canasta venezolana. Sin embargo, debido a que

las muestras son diferentes, es conveniente ser prudente con las conclusiones.


102

2. Estacionalidad de los precios del petróleo y test de raíz unitaria

Los anteriores resultados con estadísticas descriptivas de los precios del petróleo

permiten una primera aproximación al problema de determinar comportamiento de esta

serie. Otra técnica usual en el estudio de las propiedades estadísticas de las series es el

análisis de raíz unitaria. En términos muy sencillos, con los tests de raíz unitaria se busca

determinar si una serie es estable (estacionaria), o tiende a crecer (o decrecer) de forma

no explicada por una tendencia determinística y sin estar acotada (raíz unitaria).

Particularmente, es de interés establecer, cuando la serie es estable o estacionaria, el

tiempo que tarda en retornar a su media o tendencia con posterioridad a un shock. Pero

antes de analizar el resultado de este test para Venezuela es conveniente detenerse en un

aspecto fundamental para su aplicación: el escaso poder del contraste cuando las

muestras pequeñas.

Efectivamente, como Froot y Rogoff (1995) han señalado en análisis sobre el tipo

de cambio, y Pindyck (1999) en su estudio de la evolución del comportamiento de largo

plazo de los precios del petróleo, la identificación del carácter estacionario o raíz unitaria

de una variable requiere de una serie temporal bastante larga. Esto se puede ilustrar a

partir del siguiente proceso AR(1):

ttt eXX += −1ρ

donde 0≤ρ≤1 y et es ruido blanco. La desviación estándar asintótica de ρ viene dada

por:

2121)(

−=T

DS ρρ

con T igual al número de observaciones. Al realizar un test de Dickey-Fuller, el valor

crítico con un 5% de significación para rechazar la hipótesis nula de que 1-ρ=0 es 2.89. El

valor de T requerido para realizar el contraste se puede derivar de la anterior expresión:


103

( )( )2

2

11352.8

ρρ

−−≥T

Ahora bien, suponiendo un proceso estacionario con reversión a la media de 3 años

el valor de ρ será de (0.5)1/3=0.79. Remplazando este valor en la anterior expresión se

obtiene que el tamaño de muestra debe ser no menor a aproximadamente 73 años, lo cual

es bastante más extenso que la mayoría de las series de tiempo confiables disponibles.

Pero si la reversión a la media es más lenta, por ejemplo 5 años, ρ=0.87 y la muestra

deberá ser al menos de 120 años.

3. Resultados para el caso venezolano

En los cuadro A.3.1. , A.3.2. y A.3.3. se presenta la aplicación del test de Dickey-

Fuller para la cesta de precios del crudo venezolano y para el crudo WTI. En el caso de

esta última variable se reproducen los resultados de Pindyck y Rigobón, ya que esto

permite ver con claridad que la conclusión cambia en el caso del WTI al usar la serie

desde 1950 en lugar de la serie desde 1870 y esto debe conducir al menos a la sospecha

que algo similar podríamos obtener para el caso de la cesta venezolana si dispusiéramos

de una serie más larga.

Efectivamente, en el cuadro A.3.1. puede observarse que al aplicar el test con

cuatro rezagos (a fin de eliminar la presencia de autocorrelación), con tendencia y

constante, no es posible rechazar la hipótesis de raíz unidad ni siquiera al 10% de

significación. Como puede apreciarse en la siguiente cuadro (A.3.2.), tampoco se logra

esto en el caso de la serie WTI. Sin embargo, cuando se utilizan datos desde 1870 el

resultado es claramente otro y se rechaza la hipótesis de raíz unidad a favor de la de

estacionalidad de la serie, al menos con una significación del 10%.

Las implicaciones de los resultados observados en los cuadros A.3.1. , A.3.2. y

A.3.3. son varias. Primero, los shocks sobre los precios no son permanentes, o lo que es

lo mismo habría una reversión a la media o tendencia que puede ser determinada. En

segundo lugar, el diseño de los fondos de estabilización debe tomar en consideración esta

característica al definir las reglas del fondo. Concretamente, al establecer la duración


104

promedio de los shocks, sería posible anticipar la capacidad estabilizadora de un fondo

con determinadas reglas de aportes y desembolsos. Finalmente, el carácter estacionario

de la serie permite intentar predecir su futuro comportamiento. Efectivamente, cuando una

serie es raíz unidad el mejor predictor es su valor corriente, vale decir, que sus variaciones

son únicamente consecuencia de shocks aleatorios y por lo mismo no predecibles. Por el

contrario, si la serie es estacionaria podremos intentar estimar su evolución. A

continuación se presentan estimaciones de dos modelos, uno autoregresivo y otro de filtro

de Kalman.

Cuadro A.3.1. Resultados de aplicar el test Dickey-Fuller con cuatro rezagos

ADF Test Statistic -1.720850 1% Critical Value* -4.1896 5% Critical Value -3.5189 10% Critical Value -3.1898

*MacKinnon critical values for rejection of hypothesis of a unit root. Augmented Dickey-Fuller Test Equation Dependent Variable: D(LPPV99) Method: Least Squares Date: 07/17/01 Time: 18:37 Sample(adjusted): 1955 1996 Included observations: 42 after adjusting endpoints

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. LPPV99(-1) -0.159873 0.092903 -1.720850 0.0941 D(LPPV99(-1)) 0.122148 0.166620 0.733095 0.4684 D(LPPV99(-2)) 0.126238 0.167993 0.751452 0.4574 D(LPPV99(-3)) 0.197966 0.168392 1.175629 0.2477 D(LPPV99(-4)) -0.092542 0.168159 -0.550324 0.5856 C 0.316154 0.189386 1.669370 0.1040 @TREND(1950) 0.004853 0.004023 1.206376 0.2358 R-squared 0.122976 Mean dependent var 0.014430 Adjusted R-squared -0.027371 S.D. dependent var 0.212599 S.E. of regression 0.215488 Akaike info criterion -0.080807 Sum squared resid 1.625235 Schwarz criterion 0.208805 Log likelihood 8.696943 F-statistic 0.817947 Durbin-Watson stat 1.945705 Prob(F-statistic) 0.563507


105

Cuadro A.3.2. Resultados de aplicar el test Dickey-Fuller serie WTI

ADF Test Statistic -2.24565 1% Critical Value* -4.1630

5% Critical Value -3.5066

10% Critical Value -3.1828

*MacKinnon critical values for rejection of hypothesis of a unit root.

Augmented Dickey-Fuller Test Equation

Dependent Variable: D(LWTI99)

Method: Least Squares

Date: 07/17/01 Time: 18:40

Sample: 1950 1996

Included observations: 47

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

LWTI99(-1) -0.301675 0.134337 -2.245650 0.0303

D(LWTI99(-1)) 0.153221 0.170891 0.896601 0.3753

D(LWTI99(-2)) 0.197482 0.164745 1.198716 0.2377

D(LWTI99(-3)) 0.022931 0.165520 0.138541 0.8905

D(LWTI99(-4)) 0.002457 0.162257 0.015142 0.9880

C 0.810167 0.356975 2.269538 0.0287

@TREND(1950) 0.002852 0.002333 1.222346 0.2287

R-squared 0.149067 Mean dependent var 0.003015

Adjusted R-squared 0.021427 S.D. dependent var 0.166044

S.E. of regression 0.164256 Akaike info criterion -0.638178

Sum squared resid 1.079200 Schwarz criterion -0.362624

Log likelihood 21.99718 F-statistic 1.167867

Durbin-Watson stat 1.987918 Prob(F-statistic) 0.342620


106

Cuadro A.3.3. Resultados de aplicar el test Dickey-Fuller serie desde 1870

ADF Test Statistic -3.212593 1% Critical Value* -4.0355

5% Critical Value -3.4469 10% Critical Value -3.1482

*MacKinnon critical values for rejection of hypothesis of a unit root. Augmented Dickey-Fuller Test Equation Dependent Variable: D(LWTI99) Method: Least Squares Date: 07/17/01 Time: 18:44 Sample(adjusted): 1875 1996 Included observations: 122 after adjusting endpoints

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

LWTI99(-1) -0.235388 0.073270 -3.212593 0.0017 D(LWTI99(-1)) 0.081996 0.098403 0.833265 0.4064 D(LWTI99(-2)) -0.061654 0.085886 -0.717859 0.4743 D(LWTI99(-3)) -0.243573 0.082434 -2.954781 0.0038 D(LWTI99(-4)) 0.085412 0.085233 1.002096 0.3184

C 0.556494 0.178669 3.114661 0.0023 @TREND(1870) 0.001182 0.000560 2.109758 0.0370

R-squared 0.222936 Mean dependent var 0.004984 Adjusted R-squared 0.182394 S.D. dependent var 0.194789 S.E. of regression 0.176131 Akaike info criterion -0.579510 Sum squared resid 3.567552 Schwarz criterion -0.418624 Log likelihood 42.35012 F-statistic 5.498830 Durbin-Watson stat 1.984927 Prob(F-statistic) 0.000049

4. Modelo Autoregresivo

Un modelo muy sencillo para tratar de predecir el comportamiento del precio del

crudo es el modelo autoregresivo de primer orden con tendencia y constante que se

presenta en la siguiente tabla. Como puede verse la significación del término de tendencia

es muy baja. Sin embargo se mantiene por razones teóricas60. Por otro lado, el modelo en

general tiene un buen poder explicativo, ya que el coeficiente de determinación es de

aproximadamente un 85%. Por otro lado, un análisis de los residuos, de acuerdo al test

Jarque-Bera, permite comprobar que hay un problema tanto de kurtosis como de sesgo, y

en definitiva de no normalidad en estos residuos.

60 Estrictamente, Pindyck (1978, 1980) demuestra que una tendencia cuadrática (con forma de U) es consistente con modelos de

producción de recursos no renovables que incorporan exploración y acumulación de reservas provadas a lo largo del tiempo, así como cambio tecnológico. Sin embargo, en el presente caso los resultados fueron mejores con una tendencia lineal en lugar de una


107

Cuadro A.3.4. Resultados del Modelo Autoregresivo

Dependent Variable: LOG(PPV99) Method: Least Squares Date: 06/04/01 Time: 10:53 Sample(adjusted): 1951 1999 Included observations: 49 after adjusting endpoints

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. C 0.272115 0.163805 1.661213 0.1035

@TREND(1950) 0.002053 0.002717 0.755780 0.4536 LOG(PPV99(-1)) 0.881647 0.071861 12.26880 0.0000

R-squared 0.842332 Mean dependent var 2.663466 Adjusted R-squared 0.835477 S.D. dependent var 0.538189 S.E. of regression 0.218297 Akaike info criterion -0.146650 Sum squared resid 2.192066 Schwarz criterion -0.030824 Log likelihood 6.592925 F-statistic 122.8762 Durbin-Watson stat 1.934607 Prob(F-statistic) 0.000000

Gráfico A.3.3. Modelo Autoregresivo

0

5

10

15

20

-0.6 -0.4 -0.2 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8

Series: ResidualsSample 1951 1999Observations 49

Mean -3.06E-17Median -0.040133Maximum 0.831314Minimum -0.606882Std. Dev. 0.213701Skewness 0.714112Kurtosis 7.311488


tendencia cuadrática, lo cual debe responder al hecho que se está tomando una muestra desde 1950, es decir omitiendo el período de precios decrecientes, desde 1920 hasta 1950 precisamente.


108

5. Modelo de Filtro de Kalman para estimar el comportamiento del precio del petróleo de la cesta de Venezuela

En el trabajo anteriormente citado, Pindyck (1999), a partir de un modelo Hotelling

para recursos no renovables, producidos en un mercado competitivo con costos

marginales de extracción, llega a la conclusión de que un modelo que intente explicar la

evolución de largo plazo del precio del crudo debe incorporar dos características: i)

reversión a un costo marginal total de largo plazo no observable, que debe seguir una

tendencia; y ii) Fluctuaciones aleatórias contínuas tanto en la constante como en la

pendiente de dicha tendencia. De acuerdo a las anteriores características, el modelo

debería tener la siguiente forma:

ttt

ttt

ttttt

v

vtttpp

21,222

11,111

212

3211

+=

+=++++++=

−

−

−

φαφφαφ

εφφβββρ

Donde 21,φφ , son variables de estado no observables.

Como puede observarse en las anteriores expresiones, los términos independiente

y de tendencia tienen un componente fijo y uno aleatorio. La estimación con un filtro de

Kalman permite abordar el problema de estimar el anterior modelo. Este es un

procedimiento en el cual se maximiza la verosimilitud de los parámetros estimados, junto

con estimaciones óptimas (de error cuadrático medio mínimo) de las variables de estado.

En la siguiente tabla se presentan los resultados de una estimación con este

método para Venezuela. Como puede apreciarse, este modelo difiere en algunos aspectos

al estimado por Pindyck. En primer lugar no aparece la tendencia cuadrática, ya que esta

resultó no significativa por las razones expuestas en la estimación del modelo

autoregresivo. En segundo lugar para las variables de estado se utiliza procesos no

estacionarios, ya que con la expresión sugerida por Pindyck no se alcanzó la

convergencia. Por otro lado, puede apreciarse la similitud entre los resultados usando un

modelo autoregresivo y uno de filtro de Kalman. En ambos casos el coeficiente constante


109

es aproximadamente 0,27. Igualmente, al sumar los valores finales para SV1 y SV2 a C(2)

y C(3) respectivamente se obtiene aproximadamente el mismo valor para la estimación de

estos coeficientes en el modelo autoregresivo. Lo anterior podría ser indicativo de que, al

menos para los datos de la muestra, el modelo autoregresivo podría ser una buena

representación del proceso de los precios. Sin embargo sería conveniente realizar un

análisis de la capacidad predictiva de ambos modelos a fin de establecer cual puede ser

una mejor herramienta para intentar predecir el precio de la canasta de crudos

venezolana.

Cuadro A.3.5. Resultados del Modelo de Filtro de Kalman

SSpace: FSRV Estimation Method: Maximum Likelihood Date: 06/04/01 Time: 12:08 Model: Time-Varying Coefficient Model Sample(adjusted): 1951 1999 Included Observations: 44 Variance of observation equations: Diagonal Variance of state equations: Diagonal Convergence not achieved after 100 iterations

Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. C(1) 0.278425 0.315406 0.882750 0.3832 C(2) 0.001043 0.006858 0.152024 0.8800 C(3) -0.110349 0.097883 -1.127356 0.2671

OBVAR(1,1) 0.049052 0.017086 2.870965 0.0068 SSVAR(1,1) 1.76E-11 96883567 1.81E-19 1.0000 SSVAR(2,2) 5.05E-09 414846.4 1.22E-14 1.0000

Final SV1 0.000881 0.002027 0.434462 0.6665 Final SV2 0.991360 0.021916 45.23487 0.0000

Log Likelihood 3.780293 LOG(PPV99) = C(1) +(SV1+C(2))*@TREND(1950) +(SV2+C(3)) *LOG(PPV99(-1)) SV1 = SV1(-1) SV2 = SV2(-1) R-squared 0.840220 Mean dependent var 2.702537 Adjusted R-squared 0.832425 S.D. dependent var 0.554262 S.E. of regression 0.226892 Sum squared resid 2.110678 Durbin-Watson stat 1.894440

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