DOTTORATO DI RICERCA IN
DOTTORATO DI RICERCA IN
DIRITTO INTERNAZIONALE E DELL’UNIONE EUROPEA XXIV CICLO
I CONTRATTI PETROLIFERI INTERNAZIONALI: EVOLUZIONE, MODELLI E RICERCA DELLA STABILITA’
Coordinatore:
▇▇▇▇▇.▇▇ ▇▇▇▇. ▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇
Tutor: Dottorando:
Dott.ssa ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇ ▇▇ ▇▇▇▇▇
ELENCO DELLE PRINCIPALI ABBREVIAZIONI VII
INTRODUZIONE E PIANO GENERALE DELLA RICERCA 1
PARTE I
EVOLUZIONE DELLA CONTRATTUALISTICA PETROLIFERA INTERNAZIONALE
CAPITOLO I
L’ATTIVITÀ DI ESPLORAZIONE E PRODUZIONE DI IDROCARBURI: CONSIDERAZIONI GENERALI
1.1 Introduzione 11
1.2 I fattori che influenzano la domanda e l’offerta di energia 12
1.3 L’importanza della tempestiva scoperta e dello sfruttamento di nuove fonti petrolifere 17
1.4 Gli interessi dei Paesi produttori: il ruolo crescente delle società petrolifere di Stato (cd. NOCs) 20
1.5 Gli interessi delle compagnie petrolifere internazionali (IOCs): l’accesso alle risorse petrolifere 24
1.6 Gli interessi dei Paesi consumatori 26
CAPITOLO II
EVOLUZIONE E MODELLI DI CONTRATTI PETROLIFERI INTERNAZIONALI
2.1 Prospettiva storica sulle prime concessioni. 29
2.2 Il graduale passaggio dalla concessione tradizionale alle concessioni moderne 36
2.3 La fine della Seconda Guerra mondiale e l’inizio di una nuova era 42
2.4 L’introduzione dell’equa ripartizione dei profitti 43
2.5 La partecipazione dello Stato ospite 46
2.6 Indipendenza delle colonie e sovranità permanente degli Stati sulle proprie risorse naturali 47
2.7 L’organizzazione dei Paesi esportatori di petrolio (OPEC) e l’azione dei Paesi produttori 60
2.8 L’introduzione dei contratti di servizio con rischio (Risk Service Agreements, RSAs)
................................................................................................................................................ 64
2.9 La diffusione dei contratti di riparto della produzione (Production Sharing Agreements, PSAs) 67
2.10 L’accresciuto ruolo dell’OPEC e il caso di Occidental in Libia: una nuova breccia nei rapporti tra Stati e compagnie petrolifere internazionali 73
2.11 La crisi petrolifera del 1973 e l’aumento del prezzo del petrolio negli anni successivi 76
2.12 Compartecipazione di maggioranza degli Stati produttori e nazionalizzazioni negli anni Settanta 77
2.13 Il processo di privatizzazione delle National Oil Companies (NOCs) e l’accesso straniero a nuove superfici negli anni Ottanta 79
2.14 La promozione di contratti di esplorazione e produzione con investitori stranieri fino al 2000 85
2.15 La crescente internazionalizzazione delle National Oil Companies (NOCs) 86
2.16 Minor accesso al settore upstream e termini fiscali più stringenti negli anni Duemila. 87
2.17 Principali differenze tra le tipologie contrattuali come indice dei mutati rapporti tra Stati produttori e compagnie petrolifere straniere: considerazioni conclusive 89
PARTE II
LA RICERCA DELLA STABILITA’
CAPITOLO III
LA RICERCA DELLA STABILITÀ
3.1 Termini del problema 97
3.2 La necessità di stabili condizioni contrattuali: obsolescenza del contratto e ciclicità dei prezzi del petrolio 101
3.3 La ricerca di nuovi rimedi per la tutela degli investitori 105
CAPITOLO IV
L’ONDATA DI AZIONI STATALI UNILATERALI DEGLI ANNI SETTANTA, UN “BANCO DI PROVA” PER LE CLAUSOLE DI STABILIZZAZIONE: ANALISI DEI CD. TESTI CLASSICI DELLA GIURISPRUDENZA ARBITRALE
4.1 La rilevanza storica delle prime clausole di stabilizzazione 109
4.2 Il caso ▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇: l’applicazione ad un contratto dei principi di diritto internazionale 113
4.3 Il caso Aramco: il ricorso ai principi generali del diritto per interpretare e integrare i diritti e gli obblighi rispettivi delle parti 115
4.4 Il caso Sapphire 117
4.5 I casi libici: la violazione degli obblighi contrattuali da parte dello Stato libico e l’obbligo di corrispondere un indennizzo 121
4.5.1 Termini delle concessioni 122
4.5.2 Azioni unilaterali 123
4.5.3 Procedura 125
4.5.4 Internazionalizzazione 126
4.5.5 Capacità dello Stato a vincolarsi attraverso il contratto 131
4.5.6 Indennizzo 133
4.5.7 Conclusioni 134
4.6 Il caso Aminoil 137
4.6.1 I termini della concessione 138
4.6.2 Le argomentazioni delle parti 140
4.6.3 Contenuti e condotta durante la rinegoziazione 141
4.6.4 La sentenza: legittimità del diritto di nazionalizzare, contemperamento con il principio pacta sunt servanda e concezione restrittiva delle clausole di stabilizzazione 145
4.6.5 Indennizzo: an e quantum 150
4.7 Le controversie discendenti dalle attività petrolifere tra Iran e Stati Uniti 152
4.8 Il caso AGIP v. Congo, primo arbitrato petrolifero condotto dinanzi all’International Center of Settlement of Investment Disputes (ICSID) 157
4.9 La limitata efficacia delle clausole di stabilizzazione poste a tutela degli investitori e i nuovi rischi per gli investitori (cd. creeping expropriation): considerazioni conclusive 159
CAPITOLO V
LA STABILITÀ DISCENDENTE DA CONTRATTO
5.1 La stabilità discendente dal contratto e la limitazione dei rischi dell’investitore 165
5.2 Stabilità contrattuale attraverso garanzie legislative 166
5.3 Capacità dello Stato ospite di autovincolarsi 169
5.4 Le clausole di stabilizzazione: definizione e funzione 170
5.5 Le clausole di stabilizzazione tradizionali e i loro effetti 172
5.5.1 Clausole di stabilizzazione e presunta internazionalizzazione del contratto 175
5.5.2 Clausole di stabilizzazione e principio della sovranità permanente sulle risorse naturali 179
5.5.3 Clausole di stabilizzazione, principio pacta sunt servanda e principio rebus sic stantibus 185
5.6 Le moderne clausole di stabilizzazione 187
5.6.1 Le clausole cd. di freezing 193
5.6.2 Le clausole tendenti ad inibire le azioni unilaterali degli Stati (cd.
intangibility clauses) 198
5.6.3 Le clausole di riequilibrio contrattuale (cd. balancing clauses) 200
5.6.4 Le clausole di redistribuzione degli oneri fiscali (cd. allocation clauses) 206
5.7 L’utilizzo congiunto delle diverse tipologie di clausole di stabilizzazione 207
5.8 La rinegoziazione e l’esecuzione delle clausole contrattuali 209
5.8.1 Assenza di chiarezza circa gli obiettivi della rinegoziazione 210
5.8.2 Evento scatenante 211
5.8.3 Obblighi delle Parti 212
5.9 Stabilizzazione versus hardship e force majeure: diversità di funzione ed effetti 214
5.10 L’inserimento delle clausole di stabilizzazione, ovvero una necessità perdurante per gli investitori 216
CAPITOLO VI
LA STABILITÀ DISCENDENTE DAI TRATTATI
6.1 L’evoluzione della protezione dell’investimento privato: gli accordi bilaterali e multilaterali 219
6.2 I trattati bilaterali di protezione dell’investimento: descrizione e impatto sull’evoluzione dei rapporti tra Stato ospite e investitore straniero 226
6.2.1 La funzione degli accordi bilaterali di investimento 226
6.2.2 La struttura e i principali contenuti 228
6.2.3 Le norme relative alla soluzione delle controversie 232
6.3 Il Trattato sulla Carta dell’Energia (Energy Charter Treaty, ECT) 236
6.3.1 Origini del Trattato 236
6.3.2 Ambito di applicazione del trattato 237
6.3.3 La soluzione delle controversie 240
6.3.4 La non applicazione della protezione degli investimenti in talune circostanze (cd. denial of benefits) 241
6.3.5 La questione dell’applicazione provvisoria 243
6.4 L’arbitrato internazionale quale strumento di protezione dell’investimento: la Convenzione di Washington del 1965 sulla risoluzione delle controversie tra Stati e privati in materia di investimenti 245
6.4.1 La “pietra angolare” della Convenzione: la manifestazione del consenso
.................................................................................................................................... 250
6.5 I principali standard di trattamento oggetto delle sentenze arbitrali 256
6.5.1 Trattamento giusto ed equo (fair and equitable treatment, FET) 257
6.5.2 Clausola della nazione più favorita (MFN) 260
6.5.3 Legittima aspettativa 262
6.5.4 Protezione e sicurezza totali (full protection and security) 263
6.5.5 Umbrella clause (o clausola pacta sunt servanda) 264
6.5.6 Condizioni di liceità dell’espropriazione 267
6.6 Interazione tra la tutela discendente da contratto e la tutela discendente da trattato 270
6.7 La nuova competenza dell’Unione europea sugli investimenti esteri diretti: principali problemi e conseguenze 274
6.7.1 Gli obiettivi della Commissione europea e la necessità di un regime transitorio: il Regolamento sugli Investimenti 277
6.7.2 Delimitazione esatta della competenza dell’Unione: competenza esclusiva o mista? 282
6.7.3 Principali implicazioni dal punto di vista interno ed esterno 284
6.7.4 Individuazione dei meccanismi per la risoluzione delle controversie 286
6.7.5 La nuova competenza dell’Unione europea sugli investimenti esteri diretti e i cd. non investment concerns 287
6.8 Lo sviluppo dei rapporti di investimento e della tutela convenzionale: considerazioni conclusive 289
CAPITOLO VII
NAZIONALISMO DELLE RISORSE E PRASSI CONTEMPORANEA
Sezione I
IL CASO DELL’AMERICA LATINA: STABILITÀ DISCENDENTE DA CONTRATTO E STABILITÀ DISCENDENTE DA TRATTATO DI FRONTE AD UN RINNOVATO
NAZIONALISMO DELLE RISORSE
7.1 Il nazionalismo delle risorse 293
7.2 L’attitudine verso gli investitori stranieri, dalla clausola Calvo ai giorni nostri 296
7.3 Le “oscillazioni del pendolo” nell’area latinoamericana 301
7.3.1 Venezuela 304
7.3.2 Bolivia 309
7.3.3 Ecuador 311
7.4 I cd. Legal Stability Agreements (LSAs) 313
7.5 L’efficacia degli LSAs in pratica 317
7.5.1 Il caso Duke Energy v. Peru 318
7.5.2 Il caso Aguaytia ▇. ▇▇▇▇ ▇▇▇
7.6 La protezione discendente dai trattati in Ecuador: difformità delle decisioni nei casi Occidental e EnCana (cd. Value Added Tax cases) 324
7.7 L’interazione tra la tutela discendente dai trattati e la tutela discendente da contratto nella rinegoziazione dei contratti petroliferi in Venezuela 329
7.7.1 La rinegoziazione forzata in due fasi 331
7.7.2 La risposta delle compagnie petrolifere internazionali 332
7.8 L’arbitrato ICSID ExxonMobil v. Venezuela e i problemi di enforcement 340
7.8.1 Possibile opposizione del Venezuela alla sentenza arbitrale ICSID 342
7.8.2 Possibile strategia di ExxonMobil di eseguire la sentenza nelle corti nazionali 344
7.9 America latina: considerazioni conclusive 347
CAPITOLO VIII
NAZIONALISMO DELLE RISORSE E PRASSI CONTEMPORANEA
Sezione II
LA RICERCA DELLA STABILITÀ NELL’AREA EX-SOVIETICA E DELL’EUROPA CENTRALE
8.1 Treaty e contract stability nelle economie in transizione dei Paesi dell’area ex- sovietica e dell’Europa centrale 351
8.2 Le cd. “oscillazioni del pendolo” nell’area 356
8.2.1 Russia 357
8.2.2 Kazakhstan 362
8.2.3 Altri Paesi dell’Asia centrale 368
8.2.4 Europa centrale 369
8.3 Le diverse forme di stabilizzazione orientale nei Paesi dell’area 370
8.3.1 Stabilizzazione attraverso il metodo “procedurale”: il caso dell’Azerbaijan
......................................................................................................................... 372
8.3.2 Stabilizzazione attraverso una tutela “multilivello”: il caso del Kazakhstan
......................................................................................................................... 374
8.4 Le garanzie di stabilità alla prova dei fatti 376
8.4.1 Le rinegoziazioni contrattuali in Russia 377
8.4.2 Mancato utilizzo delle garanzie di stabilizzazione contract e treaty-based e l’utilizzo delle regole ambientali come strumento di pressione sugli investitori 383
8.4.3 Rinegoziazioni contrattuali in Kazakhstan 384
8.4.4 La rinegoziazione di Kashagan 385
8.5 Punti di forza e criticità del Trattato sulla Carta dell’Energia 387
8.5.1 Le prime pronunce 389
8.5.2 La questione dell’applicazione provvisoria: il caso ▇▇▇▇▇ 392
8.5.3 Il Trattato della Carta dell’Energia quale strumento di importanza crescente per gli investitori 394
8.6 Stabilità e membership dell’Unione europea 395
8.7 Area ex-sovietica e dell’Europa centrale: considerazioni conclusive 400
CONCLUSIONI 403
BIBLIOGRAFIA 411
ELENCO DELLE PRINCIPALI ABBREVIAZIONI
AI Arbitration International
AIA Associazione Italiana per l’Arbitrato
AIDI Annuaire de l’Institut de Droit International
AJIL American Journal of International Law
AFDI Annuaire Français de Droit International
BIT Bilateral Investment Treaty
▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇ Journal of Transnational Law
BYIL The British Year Book of International Law
CCI Camera di Commercio Internazionale
CILJ ▇▇▇▇▇▇▇ International Law Journal
CJICL ▇▇▇▇▇▇▇ Journal of International and Comparative Law
CMLR Common Market Law Review
DCI Diritto del Commercio Internazionale
DigPub Digesto delle Discipline Pubblicistiche
DJILP Denver Journal of International Law and Policy
ECT Energy Charter Treaty
EG Enciclopedia Giuridica
EP Economia Pubblica
EPIL Encyclopedia of Public International Law
EJIL European Journal of International Law
FILJ ICSID Review – Foreign Investment Law Journal Fordham Int’l L.J. ▇▇▇▇▇▇▇ International Law Journal
GYIL German Yearbook of International Law
Harv. Int'l L.J. Harvard International Law Journal
HLR Houston Law Review
ICC International Chamber of Commerce
ICJ Reports International Court of Justice – Reports of Judgements, Advisory Opinions and Orders
ICLQ International and Comparative Law Quarterly
ICSID International Centre for Settlement of Investment Disputes
IILA International Investment Law and Arbitration
IELTR International Energy Law and Taxation Review
ILM International Legal Materials
ILR International Law Reports
JDI Journal de Droit International
JENRL Journal of Energy and Natural Resources Law
JWI Journal of World Investment
JWELB Journal of World Energy Law and Business
JWIT Journal of World Investment and Trade
JWT Journal of World Trade
LCIA London Court of International Arbitration
LSA Legal Stability Agreement
MIT Multilateral Investment Treaties
MJIL Minnesota Journal of International Law
MLR Modern Law Review
MULR Melbourne University Law Review
NAFTA North American Free Trade Agreement
N.Y.U. J. Int'l L. & Pol. New York University Journal of International Law and Politics
NYULR New York University Law Review
NWULR North Western University Law Review
OECD Organization for Economic Cooperation Development
OGEL Oil and Gas Energy Intelligence Law
OPEC Organization of the Petroleum Exporting Countries
OSA Operating Service Agreement
PSA Production Sharing Agreement
PSC Production Sharing Contract
Rass. Arb. Rassegna dell’Arbitrato
RCADI Recueil des Cours de l’Académie de Droit International de La ▇▇▇▇
RGDP Revue Générale de Droit International Public
RDI Rivista di Diritto Internazionale
RDIPP Rivista di Diritto Internazionale Privato e Processuale
Regolamento CCI Regolamento di Arbitrato della CCI Regolamento LCIA Rules of Arbitration della LCIA Rev. Arb. Revue de l’Arbitrage
RGDIP Revue Générale de Droit International Public
Ris. Risoluzione
Riv. A rb. Rivista dell’Arbitrato
RSA Risk Service Agreement
Tex. Int'l LJ Texas International Law Journal
UMJIL University of Miami Journal of International Law UNCITRAL United Nationl Commission on International Trade
Law
UNCTAD The United Nations Conference on Trade and Development
U. Pa. L. Rev. University of Pennsylvania Law Review Vand. J. Transnat’▇ ▇. ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇ Journal of Transnational Law Va. J. Int'l L. Virginia Journal of International Law
YJIL Yale Journal of International Law
INTRODUZIONE E PIANO GENERALE DELLA RICERCA
Il petrolio rappresenta una delle risorse più preziose per il mondo contemporaneo1, decisiva per la crescita economica degli Stati2 e nelle relazioni economiche e internazionali. A ciò si aggiunga che la crescente domanda di energia prevista per i prossimi decenni continua a stimolare l’attività di ricerca e produzione di prodotti petroliferi.
La presente indagine prende le mosse da una sintetica rappresentazione del settore industriale petrolifero che, nel presente e anche per il futuro, è da considerarsi strategico per le economie sia degli Stati produttori che degli Stati consumatori di energia; la ricerca procede poi ad individuare i principali schemi contrattuali esistenti e la loro evoluzione, per soffermarsi infine sul cruciale problema della stabilità dei rapporti contrattuali tra Stato e investitore nel settore petrolifero.
Per meglio comprendere queste dinamiche giova premettere che l’esplorazione petrolifera moderna rappresenta un’attività
1 Con il termine petrolio, nel suo significato anglosassone, si intenderà una miscela naturale di idrocarburi e di altre sostanze in fase liquida (olio, oil), gassosa (gas naturale, gas) e solida (bitumi e asfalti, bitumen, asphalts), sebbene in francese e in italiano esso assuma un significato più ristretto, indicando solo la sua componente liquida (olio). Per ulteriori approfondimenti terminologici, si veda il volume pubblicato dalla società petrolifera italiana Eni Gli idrocarburi: origine ricerca e produzione, 2004.
2 Per un’esaustiva trattazione geopolitica ed economica del petrolio, cfr. tra gli altri ▇▇▇▇▇▇▇, L’era del petrolio, Milano, 2007. Per la storia del petrolio, che come grande risorsa degli ultimi 130 anni ha scatenato non solo controversie e lotte commerciali, ma anche ridisegnato la storia determinando strategie politiche si veda ▇▇▇▇▇▇, The prize: the epic quest for oil, money and power, New York, 1991; trad. italiana Il premio, Milano, 1991, in cui l’Autore definisce altresì il secolo XX come il “secolo del petrolio”. Sul carattere strategico delle politiche energetiche si veda PRONTERA, La politica energetica: concetti, attori, strumenti e sviluppi recenti, in Rivista italiana delle politiche pubbliche, 2008, pp. 42-44.
particolarmente rischiosa3 in cui la frontiera della ricerca scientifica si coniuga ai massimi livelli con il progresso tecnologico, richiedendo l’impiego di enormi capitali finanziari4. Per queste ragioni, l’attività di ricerca e produzione di idrocarburi liquidi e gassosi, nonché le attività di trasporto e raffinazione, sono state storicamente effettuate e continuano ad essere condotte in massima parte dalle compagnie petrolifere internazionali, con la precisazione che oggigiorno quasi tutti gli Stati produttori di petrolio si sono “dotati” di società petrolifere di Stato. Il contesto è perciò profondamente mutato nel tempo e si caratterizza oggi per la competizione delle compagnie petrolifere internazionali (International Oil Companies, IOCs) con compagnie di Stato dei Paesi produttori5 (National Oil Companies, NOCs), di cui alcune parzialmente privatizzate6 (Quoted National Oil Companies, QNOCs).
Più in particolare, la prima parte dell’indagine prova a ripercorrere l’evoluzione delle principali tipologie di contratti petroliferi, alla luce dell’evoluzione dei rapporti economici internazionali, e segnatamente dell’affermazione dei principi del cd. Nuovo Ordine Economico
3 A questo proposito cfr. ▇▇▇▇▇-▇▇▇, Treaties and Regulatory Risks in Infrastructure Investments, in 34 Journal of World Trade, 2000, pp. 4-5; ▇▇▇▇▇▇▇▇, Renegotiating International Business Transactions: the Continuing Struggle of Life against Form, in International Lawyer, 2001, pp. 1507-1515; ▇▇▇▇▇▇, The Legal Security of Economic Development Agreements, in 29 Harvard International Law Journal, 1988, pp. 317-18.
4 Cfr. ▇▇▇▇▇▇, The Legal Security of Economic Development Agreements, in 29 Harvard International Law Journal, 1988, pp. 317-18.
5 Tra le NOC sono state evidenziate le prime dieci : Saudi Aramco (Arabia Saudita), NIOC (Iran), QP (Qatar), INOC (Iraq), ADNOC (Abu Dhabi), KPC (Kuwait), PDVSA (Venezuela), NNPC (Nigeria), NOC (Libia), Sonatrach (Algeria). Per ulteriori approfondimenti si veda lo studio della direzione Eni - Strategie e Sviluppo, Evoluzione del contesto competitivo. Majors vs Quoted NationalOil Company vs National Oil Company, 2009.
6 Tra le QNOCs si ricordano principalmente le tre compagnie russe Gazprom, Lukoil, Rosneft, la norvegese StatoilHydro, la cinese Petrochina e la brasiliana Petrobras. Per ulteriori approfondimenti cfr. lo studio Evoluzione del…cit., 2009.
Internazionale 7 , al fine di evidenziare come proprio da una tale evoluzione sia sorta l’esigenza di elaborare meccanismi sempre più raffinati di stabilizzazione dei rapporti contrattuali a tutela degli investitori.
Tra Stato e compagnia petrolifera si instaura, infatti, un rapporto di lunga durata (in una prima fase di circa 50-60 anni, e più recentemente, di circa 20-30 anni) che espone la compagnia stessa ad un rapporto con lo Stato o altro soggetto pubblico (es. Ministero del Petrolio, Società di Stato, e simili) per un periodo relativamente lungo. Allo stesso tempo, non è sempre agevole prevedere l’andamento dei prezzi del petrolio e un contratto apparentemente remunerativo per lo Stato nel momento in cui è negoziato può a buon diritto rivelarsi poco vantaggioso nel medio e lungo periodo, soprattutto in caso di successo dell’investimento della compagnia petrolifera internazionale. Ciò spinge lo Stato ospite a cercare meccanismi di rinegoziazione dei rapporti di lunga durata, che spesso le compagnie petrolifere internazionali cercano di evitare.
A partire dalla Seconda Guerra mondiale si manifesta una tendenza sempre più decisa degli Stati produttori ad estendere la sovranità sulle proprie risorse naturali8, che ha ispirato modelli contrattuali diversi dalle originarie concessioni petrolifere: queste erano infatti concluse in contesti caratterizzati dall’assenza di un quadro normativo di riferimento
7 Cfr. sul punto infra. Per ulteriori approfondimenti, cfr. ex pluribus ▇▇▇▇▇▇- SACERDOTI, Diritto internazionale dell’economia, Milano, 1994, p. 155 ss. Tra le pubblicazioni recenti sul tema si segnala SACERDOTI, Nascita, affermazione e scomparsa del Nuovo Ordine Economico Internazionale; un bilancio trent’anni dopo, in in LIGUSTRO-SACERDOTI (a cura di), Problemi e tendenze del diritto internazionale dell’economia. Liber Amicorum in onore di ▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇, Napoli, 2011, pp. 127-152 ; cfr. altresì il volume di SCISO, Appunti di diritto internazionale dell’economia, Torino, 2012.
8 MENGOZZI, La sovranità degli Stati sulle risorse naturali, in Enciclopedia degli idrocarburi, Roma, 2007, p. 477 ss.
nello Stato ospite, mentre i nuovi tipi contrattuali9 sono assoggettati di regola alla legge statale nel cui territorio viene condotta l’attività petrolifera.
In altre parole, nuove e più vantaggiose formule contrattuali sono quindi sollecitate dall’esigenza di recuperare un effettivo controllo sulle risorse naturali e dall’obiettivo di ottenere più elevati ricavi dall’attività petrolifera condotta sul proprio territorio.
Le nuove forme di contratti petroliferi si caratterizzano per un più o meno intenso grado di partecipazione 10 dello Stato produttore, che mantiene in ogni caso la sovranità sulle proprie risorse nell’attività di ricerca e produzione di idrocarburi, per una durata del rapporto sensibilmente inferiore e per una minore estensione delle aree interessate dal contratto. Queste nuove formule contrattuali sono riconducibili essenzialmente alle concessioni cd. moderne, ai contratti di riparto della produzione, più conosciuti con la terminologia anglosassone di Production Sharing Agreements (PSAs), ai contratti di servizio con rischio, conosciuti come Risk Service Agreements (RSAs) e, meno frequentemente, i contratti di assistenza tecnica. Pur diversi tra loro, tali schemi permettono tutti un recupero della sovranità sulle risorse naturali da parte dello Stato produttore, che l’istituto della concessione originaria aveva sensibilmente limitato.
Per quanto attiene alla natura dei nuovi modelli contrattuali, in ragione del fatto che con essi si mettono a disposizione del privato risorse naturali che appartengono al patrimonio dello Stato e il conferimento dei relativi diritti di sfruttamento, non sembra che queste tipologie contrattuali possano sottrarsi per vari aspetti alla disciplina pubblicistica
9 MANIRUZZAMAN, The New Generation of Energy and Natural Resources Development Agreements some reflections, in Journal of Energy and Natural Resources Law, 1993, pp. 221- 247.
10 HOSSAIN, Law and Policy in Petroleum Development, New York, 1979, p. 120.
con cui lo Stato regolamenta settori fondamentali della propria economia; inoltre, il fatto che lo Stato (o l’ente pubblico dallo stesso delegato) possa intervenire quale controparte contrattuale nella veste di tutore del pubblico interesse sancisce la disparità di potere contrattuale tra le due Parti11.
In un contesto così delineato, l’indagine mette successivamente in luce come nel corso degli anni le compagnie petrolifere abbiano cercato di minimizzare i rischi connessi ai contratti petroliferi12. Sono state create, tra le altre cose, joint ventures per rafforzarsi contro le azioni degli Stati ospiti dell’investimento, per assicurarsi ad esempio contro variazioni del regime fiscale del contratto13; sono state redatte clausole relative alla legge applicabile al contratto e alla risoluzione delle controversie tramite arbitrato internazionale nell’ottica della migliore protezione del contraente privato contro interferenze della legge e delle corti locali; sono state altresì inserite nei contratti delle clausole di stabilizzazione, con la quale lo Stato assume l’obbligo di non emanare leggi o regolamenti contrari al contenuto del contratto petrolifero o, comunque, di non applicarli in danno del contraente privato e in deroga a specifiche garanzie contrattuali, quali quelle in materia fiscale, doganale, valutaria e simili. In altri termini, i diversi schemi contrattuali rappresentano una sorta di filtro delle relazioni tra lo Stato produttore e le compagnie
11 ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇, La regolamentazione contrattuale in materia di ricerca e produzione di idrocarburi, in Enciclopedia degli Idrocarburi, Roma, 2007, p. 847.
12 MONTEMBAULT, La stabilisation des contrats d’Etat à travers l’exemple des contrats pétroliers. Le retour des dieux de l’Olimpe ?, in Revue de Droits des Affaires Internationales, 2003, vol. 6 , pp. 593-643 ; cfr. amplius NWETE, To what extent can renegotiation clauses achieve stability and flexibility in petroleum development contracts, in International Energy Law and Taxation Review, 2006.
13 Cfr. WIRMISTICH, Coverage of Political Risk by National Agencies: the German Investment Scheme, in Promotion of Direct Investment in Developing Countries, 1986, p. 123. Cfr. inoltre KINNA, Investing in Developing Countries: Minimization of Political Risk, in Journal of Energy and Natural Resources Law, 1989, p. 89. Cfr. ancora ▇▇▇▇, New Developments in Private Political Risk Insurance and Trade Finance, in Int’l and Comparative Law Quarterly, 1982, p. 686 ss.
petrolifere poiché lo sviluppo nel tempo delle relazioni contrattuali tra Stati ospite e privati investitori in materia petrolifera è stato influenzato in modo determinante dall’evoluzione dei rapporti di forza tra le due parti contraenti.
Nella seconda parte dell’indagine si giunge a rilevare come, negli ultimi decenni, il diritto internazionale si sia evoluto nella direzione del sostegno all’esercizio dei poteri sovrani dello Stato sulle proprie risorse naturali, benché con talune significative limitazioni quali la corresponsione di un indennizzo in favore dell’investitore. D’altra parte, però, sia l’espansione del diritto internazionale degli investimenti che la prassi testimoniano un’opposta tendenza nella direzione del rafforzamento delle garanzie in favore degli investitori, tendenza questa che ha portato ad affiancare meccanismi di tutela discendenti da trattato ai tradizionali meccanismi di tutela discendenti da contratto.
Il quadro giuridico dei rapporti tra ▇▇▇▇▇ e investitori ne esce di certo notevolmente rafforzato. Sottolineando l’importanza del tema della ricerca della stabilità dei rapporti contrattuali attraverso l’analisi del funzionamento e dell’evoluzione dei meccanismi contrattuali e inseriti in trattati internazionali bilaterali e multilaterali, la ricerca prova ad isolare la prassi più recente, in particolare relativa all’area dei Paesi latinoamericani e all’area ex-sovietica, evidenziando squilibri e criticità che possono derivare dalla predisposizione di clausole contrattuali e convenzionali volte a tutelare con sempre maggiore efficacia la posizione delle compagnie investitrici. A questo proposito, lo studio non omette di segnalare la scelta “forte” di alcuni Stati di manifestare e attuare il recesso da strumenti convenzionali multilaterali di fondamentale importanza, qual è ad esempio la Convenzione di Washington istitutiva dell’ICSID, al fine di porsi al riparo da possibili controversie con gli
investitori, aprendo così uno scenario nuovo e incerto sui rapporti e sulle future dinamiche tra Stato e investitore.
La complessità e la specificità della materia esigono un approccio in parte storico e in parte comparativo, che non può che fondarsi sull’esame di casi di studio e di sentenze arbitrali. Tale ultima attività non è stata agevole, poiché i contratti tra Stati e compagnie petrolifere internazionali risultano alquanto difficili da reperire e quasi raramente sono resi pubblici; nel caso poi di controversie sottoposte ad arbitrato internazionale, il testo del lodo non è generalmente pubblicato nella sua interezza.
Per il presente lavoro di ricerca si sono utilizzate quasi esclusivamente fonti rese accessibili al pubblico attraverso società specializzate e solo in minima parte fonti a disposizione dell’Autore. La precisazione è importante alla luce della peculiarità del settore petrolifero, in cui la diversità di circostanze e l’eterogeneità delle situazioni esigono un approccio au cas par cas e comportano l’impossibilità di individuare trend generali o generalizzabili, ma solo la possibilità di isolare tendenze emergenti in un diritto vivente in continuo divenire.
PARTE I
EVOLUZIONE DELLA CONTRATTUALISTICA PETROLIFERA INTERNAZIONALE
CAPITOLO I
L’ATTIVITÀ DI ESPLORAZIONE E PRODUZIONE DI IDROCARBURI: CONSIDERAZIONI GENERALI
Sommario: 1. Introduzione. – 2. I fattori che influenzano la domanda e l’offerta di energia. – 3. L’importanza della tempestiva scoperta e dello sfruttamento di nuove fonti petrolifere. – 4. Gli interessi dei Paesi produttori: il ruolo crescente delle società petrolifere di Stato (cd. NOCs). – 5. Gli interessi delle compagnie petrolifere internazionali (IOCs): l’accesso alle risorse petrolifere. – 6. Gli interessi dei Paesi consumatori.
1.1 Introduzione
Fin dalla nascita dell’industria petrolifera alla metà dell’Ottocento 14 , l’accesso alle risorse petrolifere è divenuto una priorità per gli investitori che hanno intrapreso attività volte a esplorare e coltivare, produrre e
14 Sebbene alcuni derivati del petrolio fossero stati sfruttati sin dagli albori della civiltà umana, in particolare nell’antica Mesopotamia e nel Medio Oriente, il petrolio fa una parziale ricomparsa intorno alla metà degli anni Cinquanta dell’Ottocento, periodo in cui sono condotti esperimenti da parte di chimici professionisti e dilettanti per raffinare la materia prima e ottenerne combustibile per l’illuminazione. Tra i vari aspiranti al titolo di inventore del moderno procedimento per distillazione, una menzione particolare merita ▇▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇, scienziato canadese che nel 1854 brevetta per primo, negli Stati Uniti, il cherosene, un nuovo prodotto da utilizzarsi per l’illuminazione e altri scopi. Il suo uso si diffonde rapidamente nell’Ovest della Pennsylvania e nella città di New York grazie alla favorevole circostanza della scarsità crescente dell’olio di balena, fino ad allora il combustibile richiesto dalle classi abbienti (le uniche che potessero permettersi l’illuminazione artificiale). Sebbene favorito da tale congiuntura, inizialmente il petrolio penetra con difficoltà nel mercato, soprattutto perché se ne produce poco e con metodi improvvisati. Le tecniche di estrazione conosciute fin dall’antichità comportano la raccolta del greggio fuoriuscito in superficie con strumenti primitivi e pratiche dilettantesche, quando addirittura non è raccolto a mano. Episodi isolati di perforazione rudimentale si segnalano in Giappone, in Francia e in qualche Paese asiatico – in particolare in Azerbaijan – ma tali pratiche non sono mai tradotte in una tecnologia riconosciuta ed applicata su scala mondiale. La grande rivoluzione arriva nel 1859 in Pennsylvania, quando per la prima volta ▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇ riesce ad estrarre petrolio dai suoi depositi di roccia sotterranea con un articolato dispositivo di perforazione. Cfr. ▇▇▇▇▇▇▇, op. cit, pp. 23-24.
veicolare verso i consumatori petrolio e gas naturale ottenuti grazie al processo estrattivo. Progressivamente, i diritti e gli obblighi delle parti coinvolte nella ricerca delle risorse petrolifere e i loro rapporti si sono cristallizzati in un complesso variegato di leggi, regolamenti e contratti in ogni angolo del globo. Gli attori che prendono parte alle attività di ricerca e produzione sono gli Stati sovrani, cui appartengono le risorse (cd. HC, Host Countries ossia Stati ospiti dell’investimento); gli investitori stranieri, vale a dire le compagnie petrolifere straniere (cd. IOCs, International Oil and Gas Companies ma oggi anche le cd. NOCs, National Oil Companies); i Paesi consumatori di petrolio, gas e prodotti petroliferi. Prima di approfondire l’analisi della fitta rete di rapporti tra le parti coinvolte, occorre tracciare una breve storia sull’evoluzione del loro ruolo e delle loro responsabilità, curando di non trascurare il ruolo delle organizzazioni internazionali attive nel medesimo settore.
1.2 I fattori che influenzano la domanda e l’offerta di energia
La crescita economica e la popolazione mondiale in costante aumento dovrebbero condurre in futuro ad una domanda di energia che al 2030 sarà superiore di circa il 40% rispetto alla domanda di energia del 200915. Considerazioni circa le forniture energetiche sono costantemente monitorate alla luce della stretta correlazione tra il tasso di crescita del PIL di un Paese e l’aumento della sua domanda di energia, al netto dei costanti progressi in materia di efficienza e risparmio energetico. La crescita di utilizzo dei combustibili fossili può influire altresì sul cambiamento climatico del pianeta attraverso la crescita delle emissioni
15 Cfr. il rapporto World Energy Outlook 2010, a cura dell’International Energy Agency (IEA), Parigi.
di diossido di carbonio (CO2), proveniente soprattutto dalle centrali alimentate a carbone e dal trasporto attraverso navi petroliere.
A partire dalla fine del Settecento e nel corso dell’Ottocento, lo sviluppo industriale nel mondo è stato reso possibile dallo sfruttamento del carbone. Durante il Novecento, tuttavia, il petrolio ha acquisito un ruolo preminente quale carburante per le attività di trasporto mentre il gas naturale è stato considerato un combustibile più “pulito” utile ad alimentare centrali elettriche e diversi processi industriali.
L’emergere del petrolio quale fattore essenziale per lo sviluppo industriale può essere compreso se si considerano le seguenti cifre che illustrano l’incremento della produzione di petrolio nel corso degli anni: 1 milione di barili/giorno nel 1913, 5 milioni nel 1965, 48 milioni nel 1970 e 58 milioni nel 1973. Il trend storico della produzione di petrolio mostra un aumento raddoppio della produzione ogni 10 anni fino ai picchi del prezzo del petrolio del 1973 e del 1979.
Nel 1973 si è verificato il “primo shock petrolifero”, vale a dire un sensibile aumento dei prezzi del petrolio originato dalla decisione di alcuni Paesi produttori del Medio Oriente di varare un embargo sulle vendite di petrolio agli Stati Uniti d’America e ad altri Paesi occidentali in risposta alla guerra arabo-israeliana. La produzione di petrolio ha raggiunto i 66 milioni di barili al giorno nel 197916.
16 Cfr. dati nel rapporto della compagnia petrolifera inglese BP, BP Statistical Reviewof World Energy, pubblicato nel giugno 2011, altresì consultabile sul sito ufficiale di BP all’indirizzo: ▇▇▇▇://▇▇▇.▇▇.▇▇▇/▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇/▇▇_▇▇▇▇▇▇▇▇/▇▇▇▇▇▇▇▇/▇▇▇▇▇▇▇▇_▇▇_▇▇▇▇▇▇▇/▇▇▇▇▇▇▇
_and_publications/statistical_energy_review_2011/STAGING/local_assets/pdf/sta tistical_review_of_world_energy_full_report_2011.pdf
Successivamente, nel 1979 si è verificato il “secondo shock petrolifero”, provocando nuovamente aumenti nei prezzi del petrolio dopo la caduta dello Scià di Persia e il calo delle esportazioni da quel Paese.
Gli aumenti del prezzo del petrolio nel corso degli anni Settanta hanno portato ad un calo della domanda e alla recessione in molti Paesi; nel 1983 la produzione è precipitata a 57 milioni di barili giorno, registrando un decremento pari al 14% rispetto a 4 anni prima. Gli alti prezzi del petrolio hanno indotto le compagnie petrolifere internazionali a cercare risorse petrolifere in Paesi non membri dell’Organizzazione dei Paesi Esportatori di Petrolio (OPEC), meno soggetti a fattori di instabilità geopolitica.
La produzione di petrolio è quindi gradualmente ripresa fino a raggiungere nel 1993 i livelli già raggiunti nel 1979. Da allora, la produzione ha ripreso a salire fino ad un livello pari a 82 milioni di barili/giorno nel 2007, con un incremento pari al 24% rispetto ai livelli del 1979. Ancora nel 2010, la produzione è stata pari a 83 milioni di barili/giorno, tornando a crescere in tutto il mondo (+2,3% rispetto all’anno precedente), ad eccezione dell’Europa che per effetto del declino dei giacimenti ha registrato un calo (-8,3%) rispetto al 200917. Entro il 2030, la domanda mondiale di olio potrebbe aumentare di circa 15 o 20 milioni di barili/giorno rispetto ai livelli del 2007.
Allo stesso modo, si è registrato a livello mondiale un aumento dell’utilizzo del gas naturale negli ultimi anni, dai 100 miliardi di metri cubi nel 1970, ai 1.438 miliardi di metri cubi nel 1979, fino a 3.231
17 Cfr. la pubblicazione della compagnia petrolifera italiana Eni, World Oil and Gas Review, 2011, secondo la quale nel 2010 resta inoltre immutata la quota di produzione dei Paesi OPEC (stabile sul 40% dal 1995). Sono proprio i Paesi del cartello che hanno contribuito in misura maggiore alla crescita dell’offerta nell’ultimo anno (+3% contro +1,8% dei Paesi non-OPEC).
miliardi di metri cubi nel 201018: le cifre dimostrano come le quantità di gas naturale utilizzate oggigiorno siano triplicate rispetto ai valori del 1970 e raddoppiate rispetto ai valori del 1979.
Negli ultimi anni, poi, la rapida crescita economica in diversi Paesi emergenti (come Cina e India) hanno portato a un significativo aumento della domanda di petrolio e di gas, in particolare nel periodo 2003-2007. Il risultato della crescita della domanda è stato, tra gli altri, il rapido aumento del prezzo del petrolio, che ha superato i 100$ al barile agli inizi del 2008 e toccato cifre elevatissime alla metà del 2008, superando in tal modo il picco raggiunto nel corso del secondo shock petrolifero tra il 1979 e 1980. Come si vedrà nel corso dell’indagine, questi aumenti hanno avuto sensibili ripercussioni nei rapporti tra Stati produttori e compagnie petrolifere internazionali (rectius, investitori stranieri).
Data l’importanza del petrolio per la crescita economica e l’espansione industriale, limitazioni dell’offerta di petrolio mondiale possono dunque costituire un fattore con impatti negativi sulla crescita economica. Ogni squilibrio tra domanda e offerta di petrolio comporta un impatto sensibile sui prezzi del petrolio: questi sono saliti visibilmente nel corso dei due shock petroliferi degli anni Settanta per poi diminuire nei successivi anni ▇▇▇▇▇▇▇ e Novanta, anni caratterizzati invece da un eccesso di offerta: i prezzi sono poi saliti di nuovo a partire dal 2003 fino al record dei 148$ al barile nel luglio 2008. Nella seconda metà del 2008 i prezzi sono invece calati fino ai 40$ al barile alla luce della crisi economica e finanziaria globale e della conseguente recessione che ha interessato molti Paesi consumatori.
18 Cfr. statistiche ▇▇▇, ▇▇▇▇▇ ▇▇▇ ▇▇▇ ▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇. Nel 2010 il consumo di gas è cresciuto di ben 7,5 punti percentuali su base annua.
2030
Totale 16,0 mld TEP
L’energia nucleare e le energie rinnovabili non saranno fonti principali ancora per diversi anni, sebbene il loro sviluppo sia fortemente incentivato. Le previsioni indicano che entro al 2030 il petrolio e il gas naturale rappresenteranno ancora più del 60% dell’energy mix mondiale, così come nel 2009 (vedi, infra). In particolare, il peso del petrolio sarà messo difficilmente in discussione, soprattutto nel settore dei trasporti, in cui non esistono fonti alternative.
2009
Totale 12,1 mld TEP
Fonte: World Energy Outlook 2010 – New Policies Scenario
1.3 L’importanza della tempestiva scoperta e dello sfruttamento di nuove fonti petrolifere
La tempestiva scoperta e sfruttamento di nuove fonti petrolifere è dunque fondamentale per il benessere delle economie industrializzate, così come per le economie in crescita dei Paesi emergenti. Di conseguenza, una policy in grado di favorire la ricerca di nuovi giacimenti e sempre migliori tassi di recupero dei pozzi già messi in produzione continuerà ad essere cruciale per garantire la sicurezza di forniture a lungo termine. Ciò spiega la continua necessaria costanza dell’attività di esplorazione e sfruttamento petrolifero, soprattutto alla luce di fattori di instabilità politica che potrebbero avere il sopravvento nei prossimi anni. Il successo delle operazioni di esplorazione, sviluppo e produzione (in breve le operazioni cd. “E and P”, “exploration and production” o “upstream”) richiedono l’impiego di enormi risorse finanziarie. Le principali riserve di petrolio e i bacini più promettenti sono situati in Paesi in via di sviluppo che dispongono di limitate risorse dal punto di vista finanziario, tecnico-industriale, infrastrutturale.
L’alto rischio connesso alle operazioni rende poi difficile un approccio puramente “nazionale” rispetto alle operazioni di esplorazione e produzione. Queste si caratterizzano per l’alto grado di incertezza, sia sotto il profilo geologico che commerciale, richiedendo perciò enormi investimenti. Occorrono spesso centinaia o migliaia di milioni di dollari prima che una scoperta sia constatata; le stesse cifre possono essere tuttavia impiegate senza che una scoperta sia mai fatta.
Molti Paesi non dispongono delle capacità di sopportare tali rischi dovendo perciò ricorrere alle compagnie petrolifere internazionali
(cd.”International Oil Companies, IOCs”) per intraprendere questo tipo di operazioni.
Inoltre, negli ultimi decenni si è registrato un significativo balzo in avanti nelle tecniche impiegate per l’esplorazione e lo sviluppo e il recupero dei giacimenti: il progresso tecnologico ha infatti reso possibile ridurre il rischio connesso all’esplorazione e allo sviluppo attraverso l’uso di tecnologie per la prospezione sismica tridimensionale, la perforazione ad elevata profondità, lo sviluppo di campi localizzati in acque profonde e molto profonde (oltre 3.000 metri di profondità), la perforazione orizzontale, il miglioramento dell’efficienza nel recupero del petrolio cd. in place nei campi già attivi19 e la produzione da risorse petrolifere non convenzionali20. E’ soprattutto grazie a queste tecniche che un maggiore
19 Ad oggi solo il 35% (media mondiale) del petrolio individuato nei campi attivi è recuperato, con una serie di varianti da campo a campo.
20 Le risorse di idrocarburi non convenzionali – quali a esempio accumuli di greggi extra pesanti e bitumi e volumi di gas naturale intrappolati in giacimenti a bassa permeabilità – sono molto più estese delle riserve di idrocarburi convenzionali, ma le tecnologie oggi disponibili non rendono sempre economica la loro estrazione. Alle riserve di idrocarburi convenzionali si aggiungono quelle di petrolio e gas non convenzionali, ovvero localizzati in giacimenti con caratteristiche del sottosuolo o degli idrocarburi che rendono l’estrazione costosa o complessa con le tecnologie attuali e, in alcuni casi, limitata a piccole quantità. Tra esse, una parte rilevante è costituita: a) dalle sabbie bituminose canadesi e dai greggi ultra-pesanti venezuelani e russi, i cui volumi ancora estraibili sono stimati in 1.300 miliardi di barili complessivamente – un valore superiore alle riserve mondiali provate di petrolio convenzionale; b) dalle risorse di gas naturale contenute in giacimenti a bassa permeabilità – ovvero costituite da rocce compatte con piccolissimi pori che intrappolano il gas: scisti argillosi ( shale gas), formazioni sabbiose a bassa permeabilità (tight gas), giacimenti di carbone (coal bed methane), giacimenti molto profondi (deep gas)
–, che sono talmente abbondati da essere in grado di soddisfare l’attuale domanda di gas naturale per i prossimi 50 - 150 anni. In entrambi i casi, si tratta di valutazioni prudenziali e incomplete, perché molti Paesi del mondo non hanno cognizione delle risorse di questo genere disponibili sul loro territorio.
La rapida crescita delle produzioni di gas non convenzionale negli Stati Uniti è stata una delle principali novità del panorama energetico globale degli ultimi anni. Rispetto a un livello produttivo di solo 2 miliardi di piedi cubi al giorno (bcfd) nel 2005, la produzione USA di shale gas è arrivata a 13 miliardi di piedi cubi al giorno (bcfd) nel 2010, portando il contributo della produzione non convenzionale (che include i
accesso alle risorse petrolifere mondiali è stato possibile negli ultimi anni: ciò è ad esempio avvenuto in Brasile nel 2007 con le scoperte cd. pre salt nelle acque profonde, che avranno l’effetto di trasformare nei prossimi anni il Brasile da importatore netto a esportatore di prodotti energetici. Tuttavia, l’esplorazione e lo sfruttamento delle risorse petrolifere tendono a divenire sempre più costosi man mano che la produzione a basso costo proveniente dai giacimenti di enormi dimensioni (cd. giant ) scoperti diversi decenni fa tende ad esaurirsi. Ciò spiega perché gli esborsi di capitale per investimenti nel settore oil and gas siano costantemente aumentati a livello globale. Si stima che nel 2008 questi investimenti abbiano raggiunto una cifra pari a 400 miliardi di $ e che la cifra aumenterà se alla crescente domanda di petrolio e gas naturale si risponderà con un aumento della loro offerta sul mercato.
Negli anni la prassi ha mostrato che le attività di esplorazione e produzione presentano problemi delicatissimi dal punto di vista giuridico, tecnico, economico, finanziario, politico e ambientale e che le soluzioni di questi problemi nel lungo periodo richiedono un costante bilanciamento tra i rispettivi interessi dei Paesi produttori, delle compagnie petrolifere internazionali (IOCs) e dei Paesi consumatori. L’analisi e l’approfondimento dei rapporti tra Paesi produttori e
volumi di tight gas e coal bed methane - CBM) da 14 a 33 miliardi di piedi cubi al giorno (bcfd), oltre il 50% dell’intera produzione USA.
Il rapido successo dello sviluppo dello shale gas, la sua straordinaria tenuta anche in periodi di bassi prezzi dell’▇▇▇▇▇ ▇▇▇ (la media del prezzo HH è risultata di 8.8 $ per MMBTU, ossia per milione di unità termiche britanniche, l’unità di misura che permette di comparare le diverse fonti energetiche per mezzo della loro resa calorica, nel 2008, di 3.9 nel 2009 e 4.4 nel 2010) e l’emergere del CBM per la produzione di LNG in Asia (nel novembre 2010 è stato sanzionato da BG il primo progetto di liquefazione da CBM nella regione del Queensland australiano e vi sono altri 4 progetti allo studio per forniture di gas da miniere di carbone a fini di esportazione via LNG, compreso il progetto di Sanga Sanga CBM ) ha rafforzato l’opinione che tali risorse, disponibili in molte regioni del mondo, possano fornire un contributo rilevante per l’ampliamento dell‘offerta mondiale di gas.
compagnie petrolifere internazionali e del tema della stabilità delle condizioni contrattuali pattuite sarà l’oggetto della seconda parte dell’indagine.
1.4 Gli interessi dei Paesi produttori: il ruolo crescente delle società petrolifere di Stato (cd. NOCs)
I Paesi produttori di gas e petrolio sono oggigiorno consapevoli dell’importanza, dal punto di vista finanziario, delle loro risorse per il loro sviluppo economico e industriale; di conseguenza, al fine di garantirsi entrate maggiori rispetto alla prima metà del Novecento, i Paesi ospiti dell’investimento ricorrono sensibilmente alla leva fiscale.
A ben guardare, la storia dell’industria petrolifera appare caratterizzata dal costante tentativo degli Stati ospiti dell’investimento (cd. Host Countries, HCs) di assicurarsi il controllo sulle operazioni petrolifere compiute dagli investitori stranieri e dal tentativo di massimizzarne le rendite senza colpire eccessivamente la compagnia petrolifera che ha effettuato la scoperta e che ha curato lo sviluppo dei campi. Ne consegue che i termini contrattuali e fiscali tra Paese ospite e compagnia petrolifera sono soggetti a notevoli variazioni, a seconda dell’aumento o della diminuzione dei prezzi del gas e del petrolio.
Ciò spiega perché a termini contrattuali più rigidi, una maggiore tassazione e processi di nazionalizzazione diffusa nel corso degli anni Settanta siano seguite condizioni contrattuali meno rigide e in generale un ambiente più favorevole agli investimenti negli anni Ottanta, caratterizzati da prezzi più bassi del gas e del petrolio. Al contrario, agli inizi del Ventunesimo secolo si è registrato nuovamente un aumento del prezzo del greggio che ha reso ancora una volta rigidi i termini
contrattuali e fiscali provocando una nuova ondata di nazionalismo delle risorse in alcuni Paesi (vedi infra). Agli inizi del Novecento le compagnie petrolifere internazionali, allora impegnate nella ricerca delle risorse del Medio Oriente, pagavano royalties, ovvero tasse sulla produzione, molto basse (tra il 1920 e il 1930 la royalty era pari a 0,07 $ per barile) ai Paesi produttori su ogni tonnellata o barile di petrolio prodotto e, in alcuni casi, canoni d’affitto e altre tipologie di bonus.
Verso la fine della Seconda Guerra Mondiale, il rapporto tra Paesi produttori più forti e le compagnie petrolifere internazionali (IOCs) è mutato:
i) in primo luogo, i Paesi produttori hanno convinto le compagnie petrolifere più forti ad accettare il principio di una compartecipazione paritaria nei profitti derivanti dalla produzione. Nel 1948, il Venezuela ha cominciato dunque ad applicare il principio di ripartizione dei profitti cd. fifty-fifty, che permetteva al Paese produttore di avere il 50% dei profitti lordi della compagnia petrolifera internazionale. Nel 1950, l’Arabia Saudita ha seguito l’esempio venezuelano giovandosi anche della normativa tributaria americana che permetteva alle società americane di vantare un credito d’imposta in patria relativo alle imposte pagate sui redditi prodotti all’estero, cosa che ha spinto l’Arabia Saudita a imporre anche un’imposta del 50% sui profitti. L’imposizione di questa tassa non portò tuttavia alla soppressione delle royalties, che rimasero in vigore: di conseguenza, l’aumento degli introiti dello Stato era dato dalla differenza tra la metà dei profitti della compagnia petrolifera internazionale e la royalty già corrisposta;
ii) in secondo luogo, in Venezuela nel 1964 e successivamente nel Medio Oriente, dopo diverse negoziazioni, i Paesi produttori riuscirono a
rivedere gli accordi in essere nel senso che la royalty cominciò ad essere considerata una spesa del Paese produttore invece che un credito della compagnia petrolifera da scontarsi nel computo dell’imposta sul reddito.
iii) in terzo luogo, attraverso l’aumento della pressione fiscale e la partecipazione attiva alla fase esplorativa e di sfruttamento nel corso degli anni Settanta, i maggiori Paesi produttori hanno gradualmente ottenuto circa l’85% (o anche di più) dei profitti derivanti dalla produzione: questa percentuale è definita government take nel gergo dell’industria petrolifera 21 e può raggiungere il 100% nel caso di nazionalizzazione del progetto di investimento da parte del Paese ospite dell’investimento.
Questo sviluppo è comprensibile se si considera che il petrolio è la principale, se non la sola, fonte di reddito e il solo prodotto di esportazione di molti dei Paesi produttori. Gli sviluppi citati sono stati possibili anche grazie all’istituzione dell’Organizzazione dei Paesi Esportatori di Petrolio (OPEC)22 nel 1960: ai 5 membri originari (Iran, Iraq, Kuwait, Arabia Saudita e Venezuela), si sono successivamente aggiunti Qatar (1961), Indonesia e Libia (1962), Abu Dhabi (poi Emirati Arabi Uniti, 1967), Algeria (1969), Nigeria (1971), Ecuador (1973),
21 Con l’espressione government take si intende la somma dei redditi derivanti dalla produzione di petrolio spettante allo Stato (incluse royalties, imposte e partecipazione del Paese) divisa per i profitti totali generati dalla vendita della produzione. A titolo di esempio: se un determinato progetto vende 100$ in redditi e i costi per produrre quella quantità di olio ammontano a 30$, allora i profitti del progetto saranno pari a 70$. Se lo Stato riceve royalties, imposte e altri redditi pari a 56$, il government take nei profitti sarà pari all’80% (56$ /70$) e i profitti della compagnia saranno pari al restante 20% (14$). La compagnia petrolifera recupererà i suoi costi , pari a 30$ e riceverà il 20% dei profitti, vale a dire un totale di 44$ corrispondenti al 44% dei profitti lordi. La percentuale di government take varia tra il 40% e il 90% a seconda dei Paesi, a seconda di diversi fattori.
22 Vedi amplius, infra.
Gabon (dal 1975 al 1994), Angola (2007). In origine il compito dell’OPEC è stato quello di proteggere i redditi dei Paesi membri da un declino dei prezzi del petrolio, come avvenuto negli anni Cinquanta e Sessanta23. Allo stesso tempo, l’OPEC ha giocato un ruolo chiave nella questione già menzionata della considerazione della royalty come spesa dei Paesi produttori e, qualche anno più tardi, nella negoziazione sulla partecipazione dello Stato 24 (vedi, infra) tra gli Stati membri e le compagnie petrolifere internazionali.
Nel 1973 la produzione dei Paesi OPEC è stata superiore al 50% della produzione mondiale di petrolio. Questa percentuale è scesa al 29% nel 1985, per poi risalire al 44% circa nel 2007 e al 40% circa del 2010. E’ verosimile che questa percentuale sia destinata a salire nei prossimi 25 anni poiché i Paesi OPEC dispongono la maggior parte delle riserve di petrolio ad oggi esistenti.
Inoltre, fin dagli anni Cinquanta, sono state istituite dagli Stati produttori più di un centinaio di società petrolifere di Stato (NOCs) al fine di rafforzare il ruolo dello Stato nell’industria petrolifera. Le società di Stato realizzano “in prima persona” operazioni upstream nei Paesi in cui l’industria petrolifera è stata nazionalizzata, mentre in altri Paesi sono dei partner delle IOCs in progetti congiunti, ai quali lo Stato decide di
23 L’istituzione dell’OPEC è stata originata da una serie di riduzioni del cd. posted price (vedi, infra) avvenuta tra il febbraio 1959 e l’agosto 1960. In seguito a questa diminuzione dei prezzi, le delegazioni ufficiali di Iran, Iraq, Kuwait, Arabia Saudita e Venezuela si sono riunite a Baghdad il 10 settembre 1960, e qualche giorno dopo, hanno votato l’istituzione dell’OPEC «for regular consultations with a view to coordinating and unifying the policies of the members».
24 Con l’espressione «partecipazione dello Stato» si fa riferimento al partecipating interest dello Stato nei progetti petroliferi assieme alla compagnia petrolifera internazionale. Grazie anche a questa partecipazione, lo Stato riceve una partecipazione nella produzione e nei profitti, oltre che royalties e imposte. La partecipazione aumenta dunque il government take nel progetto e implica un maggiore controllo dello Stato sulla gestione delle operazioni in quanto lo Stato diventa un decision-maker e non un semplice revenue-collector.
prender parte acquisendo un participating interest nel progetto. Oggigiorno, le maggiori compagnie operanti nel settore oil and gas comprendono senza dubbio le NOCs, tanto che si calcola che circa l’85% delle riserve di petrolio ad oggi individuate sia detenuto dalle società di Stato (agli inizi degli anni Settanta tale percentuale ammontava a meno del 20%)25.
1.5 Gli interessi delle compagnie petrolifere internazionali (IOCs): l’accesso alle risorse petrolifere
L’industria petrolifera internazionale comprendeva inizialmente le cd. majors o “sette sorelle” che operavano in tutte le fasi dell’esplorazione petrolifera, della produzione, del trasporto, della raffinazione e della commercializzazione: British Petroleum (BP), Standard Oil of New Jersey (ora Exxon), Mobil (che si è fusa con Exxon, dando vita alla ExxonMobil), Royal Dutch Shell, Standard Oil of California (oggi Chevron), Gulf (confluita in Chevron in seguito ad una fusione) e Texaco (confluita anch’essa in Chevron). A questo elenco può aggiungersi la Compagnie Française des Pétroles (CFP, ora ridenominata Total). Successivamente, nuovi gruppi industriali sfidarono il monopolio di queste società concorrendo con queste per l’aggiudicazione di contratti per operazioni di esplorazione e produzione: tra questi annoveriamo società americane minori (cd. independent companies26), società giapponesi ed europee, spesso create con il benestare dei rispettivi
25 Le policy dei Paesi produttori tendono a concentrarsi sui seguenti aspetti: esercizio della sovranità sulle proprie risorse petrolifere, massimizzazione dei proventi derivanti dal petrolio, sempre maggiore coinvolgimento delle società di Stato nelle decisioni e nel controllo delle operazioni petrolifere, sviluppo della tecnologia e del know how nazionali, formazione della propria forza lavoro, perseguimento di uno sviluppo sostenibile.
26 Sono dette independent companies le società che non sono verticalmente integrate, ma che investono precipuamente in operazioni del settore upstream.
governi per aumentare la sicurezza degli approvvigionamenti: si pensi alla società francese Elf, poi confluita in Total; all’italiana Agip, ora Eni; alla spagnola Hispaniol, ora Repsol YPF, dopo l’acquisizione, avvenuta nel 1999, della società di Stato argentina Yacimientos Petroliferos Fiscales. Oggigiorno, a livello globale le IOCs (ivi incluse majors, independent e ex compagnie nazionali privatizzate) investono nell’industria petrolifera upstream poco più di circa un terzo degli investimenti totali, mentre il solo terzo degli investimenti è effettuato dalle NOCs.
Il principale obiettivo delle IOCs è quello di assicurarsi un margine di profitto accettabile nelle proprie operazioni upstream. Le IOCs sopportano non solo l’onere degli investimenti necessari per le operazioni, ma anche il rischio connesso all’esplorazione. Nel condurre le operazioni, le società devono anche attenersi ai principi di corporate social responsibility (CSR), in modo da salvaguardare l’ambiente e aumentare i benefici socio-economici per le comunità locali in cui essi operano.
Oggigiorno, le società petrolifere internazionali attraversano un momento delicato. Sono soggette a una crescente pressione fiscale nei Paesi in cui operano; allo stesso modo, l’accesso a nuove riserve presuppone l’esplorazione e la produzione in aree geologiche sempre più complesse. Ciò comporta la necessità di investimenti sempre maggiori; in più, le nuove scoperte sono spesso effettuate in Paesi in via di sviluppo che si caratterizzano per il rischio politico elevato e situazioni complesse quali guerre civili, povertà, regimi autoritari e quant’altro.
Allo stesso tempo, l’accesso a maggiori risorse ha scatenato un’intensa competizione tra le stesse IOCs e tra IOCs e NOCs che cominciano ad operare anche al di fuori dei confini nazionali: è il caso della brasiliana Petrobras, delle 3 NOCs cinesi (CNPC, CNOOC e Sinopec), dell’indiana
ONGC, della malese Petronas, della russa Gazprom etc. Questo fenomeno fa oggi parlare di international National Oil Companies, indicate con l’acronimo di INOCs.
1.6 Gli interessi dei Paesi consumatori
Non potendo trovare al loro interno dei risorse energetiche che possano sostituire le importazioni di petrolio, i Paesi consumatori sono costretti a soddisfare i crescenti bisogni di energia importando petrolio dai Paesi produttori. Quanto alla politica energetica dei Paesi consumatori, i Paesi importatori di petrolio hanno interesse a assicurarsi approvvigionamenti di petrolio a basso prezzo.
I Paesi occidentali hanno dato enfasi alla sicurezza degli approvvigionamenti a parire dal 1973, quando i Paesi arabi imposero un embargo sulle vendite di petrolio nei confronti di alcuni Paesi occidentali.
Per questo i Paesi consumatori hanno adottato una politica energetica volta alla diversificazione delle fonti energetiche attraverso:
l’elaborazione di una strategia di sviluppo delle attività esplorative in aree considerate politicamente più sicure e meno instabili e in cui la pressione fiscale è meno elevata; per quanto riguarda questo aspetto, gli interessi dei Paesi consumatori coincidono con quelli delle IOCs;
l’aumento della capacità di stoccaggio domestico di risorse petrolifere con l’obiettivo di diminuire il potere negoziale dei Paesi produttori e migliorare l’abilità dei Paesi consumatori di far fronte a improvvise interruzioni delle forniture causate da embargo, guerre, disastri naturali e eventi simili;
il ricorso sempre maggiore al gas naturale, risorsa relativamente abbondante a livello globale rispetto al petrolio;
lo sviluppo sistematico di politiche di risparmio energetico;
la riduzione di emissioni di anidride carbonica e incentivi per lo sviluppo di fonti energetiche alternative ai combustibili fossili tradizionali;
la promozione e l’uso delle biomasse e delle energie rinnovabili come il vento e il sole;
la promozione e uso dell’energia nucleare per la produzione di energia elettrica. Lo sviluppo della tecnologia nucleare è legata ad aspetti politici problematici da gestire, quali la gestione dei rifiuti tossici radioattivi e l’esigenza di evitare la proliferazione nucleare: pochi Paesi, eccezion fatta per la Francia (80% di energia elettrica prodotta da nucleare) e Giappone, sono riusciti a perseguire politiche di sviluppo dell’energia nucleare senza una forte opposizione interna;
il rafforzamento del dialogo con i Paesi produttori al fine di lanciare una cooperazione reciprocamente vantaggiosa.
Alcuni Paesi hanno inoltre costituito organizzazioni internazionali specializzate nel settore energetico e nella promozione del dialogo tra Paesi produttori e consumatori. Nel 1974 in seno all’Organizzazione per la Cooperazione e lo Sviluppo Economico (OCSE), in cui siedono i Paesi più industrializzati del mondo, è stata istituita l’Agenzia Internazionale per l’Energia (AIE27) in seguito al primo shock petrolifero, con lo scopo di «[to] maintain and improvise systems for coping with oil supply disruptions…., to promote rational energy policies in a global context through
27 I Paesi dell’AIE (che al momento in cui si scrive 2011 comprende 28 membri dei 34 dell’OECD.
cooperative relations with non-member countries, industry and international organizations….[and] to assist in the integration of environmental and energy policies».
In particolare, l’AIE e l’OCSE hanno emesso una dichiarazione congiunta nel marzo 2008, nella quale si afferma che i due organismi sono «strongly committed to their active dialogue on energy issues…Oil-producing and consuming countries have many common interests and concerns… Such dialogue enables both the IEA and OPEC to gain an even broader understanding of the oil market from the consumer’s and the producer’s perspective».
CAPITOLO II
EVOLUZIONE E MODELLI DI CONTRATTI PETROLIFERI INTERNAZIONALI
Sommario: 1. Prospettiva storica sulle prime concessioni. - 2. Il graduale passaggio dalla concessione tradizionale alle concessioni moderne. – 3. La fine della Seconda guerra mondiale e l’inizio di una nuova era. – 4. L’introduzione dell’equa ripartizione dei profitti. – 5. La partecipazione dello Stato ospite – 6. Indipendenza delle colonie e sovranità permanente degli Stati sulle proprie risorse naturali. 7. L’organizzazione dei Paesi esportatori di petrolio (OPEC) e l’azione dei Paesi produttori. – 8. L’introduzione dei contratti di servizio con rischio (Risk Service Agreements, RSAs). – 9. La diffusione dei contratti di riparto della produzione (Production Sharing Agreements, PSAs). – 10. L’accresciuto ruolo dell’OPEC e il caso di Occidental in Libia: una nuova breccia nei rapporti tra Stati e compagnie petrolifere internazionali. – 11. La crisi petrolifera del 1973 e l’aumento del prezzo del petrolio negli anni successivi. – 12. Compartecipazione di maggioranza degli Stati produttori e nazionalizzazioni negli anni Settanta. – 13. Il processo di privatizzazione delle National Oil Companies (NOCs) e l’accesso straniero a nuove superfici negli anni Ottanta. – 14. La promozione di contratti di esplorazione e produzione con investitori stranieri fino al 2000. – 15. La crescente internazionalizzazione delle National Oil Companies (NOCs). – 16. Minor accesso al settore upstream e termini fiscali più stringenti negli anni Duemila. -17. Principali differenze tra le tipologie contrattuali come indice dei mutati rapporti tra Stati produttori e compagnie petrolifere straniere: considerazioni conclusive.
2.1 Prospettiva storica sulle prime concessioni
Gli schemi contrattuali utilizzati oggi per l’esplorazione e lo sfruttamento delle risorse petrolifere hanno subìto una serie mutamenti negli ultimi decenni. Tuttavia, i contratti petroliferi internazionali (cd. international petroleum agreements, IPAs) esistenti nel mondo sono ancora oggi riconducibili ad una serie di tipologie più o meno definite.
Le concessioni rappresentano una delle principali tipologie di contratti per l’esplorazione e la produzione di petrolio, le altre due essendo i contratti di riparto della produzione (cd. Production Sharing Agreements, PSAs) e i contratti di servizio con rischio (cd. Risk Service Agreements, RSAs).
Alla metà dell’Ottocento negli Stati Uniti d’America l’industria petrolifera, allora agli albori, cominciò ad utilizzare il tradizionale “contratto di concessione” (cd. lease), schema giuridico mutuato dai contratti usati allora nell’industria mineraria. Il primo lease fu infatti ottenuto nel 1857 da ▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇ 28 su una porzione di terreno a Titusville, Pennsylvania, detenuto dalla Pennsylvania Rock Oil Company, dove fu poi scoperto il petrolio per la prima volta. I termini dell’accordo prevedevano:
«‘Demise and let’ all the lands owned or held under lease by said company in the County of Vanango, State of Pennsylvania, to bore, dig, mine, search for and obtain oil, salt water, coal and all materials existing in and upon said lands, and take, remove and sell such, etc., for their own exclusive use and benefit, for the term of 15 years, with the privilege or renewal for same term. Rental, one-eighth of all oil as collected from the springs in barrels furnished or paid by lessees. Lessees may elect to purchase said one-eight at 45 cents per gallon, but such election, when made, shall remain fixed. On all other minerals, 10 percent of net profits. Lessees agree to prosecute operations as early in the spring of 1858 as the season will permit, and if they fail to work the property for an unreasonable length of time, or fail to pay rent for more than 60 days, the lease will be null and void 29».
Nel contratto di concessione ottenuto da ▇▇▇▇▇ si possono evidenziare alcuni aspetti fondamentali presenti ancora oggi nelle moderne concessioni:
il conferimento da parte del concedente (cd. lessor) al concessionario (cd. lessee o licensee) di diritti esclusivi di esplorazione e
28 Nel 1859 ▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇, sedicente colonnello senza alcuna competenza in geologia o in ingegneria, riesce ad estrarre in Pennsylvania il petrolio dai depositi di roccia sotterranea con un articolato dispositivo di perforazione.
29 Cfr. ▇▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇▇▇▇, PERTUZIO, LANG ▇▇▇▇▇▇, International Petroleum Exploration and Exploitation Agreements: Legal, Economic and Policy Aspects, 2009.
produzione in un’area specifica, per un determinato periodo di tempo con la possibilità di un’estensione (sebbene la concessione in esame attribuiva a ▇▇▇▇▇ anche diritti su carbone e altri minerali, aspetto non presente nelle concessioni moderne);
il pagamento di una royalty (definita rental) corrispondente ad una frazione della produzione (pari ad un ottavo della produzione ovvero al 12,5%, percentuale standard prevista per l’attività mineraria), da corrispondere in contanti o in kind;
l’obbligo per il concessionario di portare a termine le operazioni quanto prima, senza indebito ritardo, pena la possibilità di porre fine alla concessione.
Nel momento in cui le compagnie petrolifere americane ad europee hanno esteso le loro attività nel mondo, esse hanno esportato le loro forme di organizzazione societaria così come gli schemi giuridici derivati dall’industria mineraria.
L’industria petrolifera cominciò a svilupparsi negli anni Settanta dell’Ottocento per subire una decisa accelerazione agli inizi del Novecento: nel 1873 concessioni ad investitori privati furono attribuite dalla Russia zarista, mentre negli anni a seguire attività di esplorazione ebbero inizio nell’Asia sudorientale (Sumatra, Borneo) e nel 1901 l’uomo d’affari irlandese W.K. ▇’▇▇▇▇ riuscì ad ottenere dallo scià di Persia una concessione petrolifera della durata di 60 anni30. Successivamente, una
30 ▇’▇▇▇▇ riuscì ad ottenere una concessione esclusiva della durata di sessant’anni per cercare, produrre, sfruttare, sviluppare, rendere adatti al trasporto, trasportare, vendere gas naturale e petrolio dell’impero persiano (poi divenuto Iran nel 1935), escluse cinque province del Nord del Paese 30 . In cambio della concessione, la monarchia persiana ottenne il pagamento immediato di 40.000 sterline, il diritto al 16% dei profitti netti annuali e una royalty di 4 scellini d’oro per ogni tonnellata di petrolio venduta. Fatta eccezione per quest’ultima clausola, l’impresa di ▇’▇▇▇▇ fu esentata dal pagamento di qualsiasi tributo o imposta alle autorità persiane, inclusa
serie di concessioni furono rilasciate in Medio Oriente: dall’Iraq prima del Primo Conflitto Mondiale31; dal Bahrain nel 1928 con l’americana Standard Oil of California (SOCAL, oggi Chevron) attraverso la sua controllata Bahrain Petroleum Company (Bapco); dall’Arabia Saudita nel 193332; dal Kuwait nel 1934; dall’Oman nel 193733; dagli Emirati Arabi Uniti (UAE) nel 1939.
quella sul reddito. Per ulteriori dettagli su quest’accordo, cfr. Agreement between the Government of His Imperial Majesty, the Shah of Persia and ▇▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇ ▇’▇▇▇▇, Appendix to Annex 1419c, in League of Nations, Official Journal, XIII, 1932, pp. 2305-7. Cfr. ELY, Changing Concepts of the World’s Mineral Development Law, in International Bar Association (IBA), ed., World Energy Law (Proceedings of the IBA Seminar on World Energy Laws, Stavanger, Norvegia, 1975, p. 25.
31 Nel 1912, prima dello scoppio della guerra, era stata costituita la Turkish Petroleum Company (TPC), impresa controllata per il 50% dalla Banca nazionale turca (due anni dopo questa quota azionaria sarà detenuta dall’Anglo-Persian Oil), per il 25% dalla Deutsche Bank e l’altro 25% dalla Royal Dutch/Shell.Nel corso della Conferenza di Sanremo (1920), la quota tedesca è confiscata in conto riparazione dei danni di guerra, e assegnata alla Francia. Il 5% delle azioni della Tpc rimane in mano a Calouste ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇, l’uomo che alla fine dell’Ottocento ha scoperto il potenziale petrolifero della Mesopotamia, rendendolo noto al mondo intero, e che successivamente ha organizzato il compromesso tra concorrenti britannici e tedeschi rendendo possibile la nascita della stessa TPC (per queste ragioni, ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇ è considerato il padre fondatore dell’industria petrolifera irachena, nonché una delle figure più importanti nella definizione della prima metà del Ventesimo secolo). Nel 1925, la Turkish Petroleum Company ottenne la concessione petrolifera in Iraq e, tre anni dopo, concluse il "Red Lines Agreement” con la Near East Development Company (holding composta da altre compagnie, quali Royal Dutch/Shell, Anglo- Persian, CFP, Exxon, Mobil, Atlantic Richfield, Gulf Oil Corporation, Standard Oil of Indiana ed Explorations Corp.), per condurre in joint-venture le attività di esplorazione. Nel 1929, la Turkish Petroleum Company cambiò il proprio nome in Iraq Petroleum Company e continuò a mantenere il controllo sul petrolio iracheno fino al 1966. Per questi e ulteriori approfondimenti, vedi ▇▇▇▇▇▇▇, op. cit., p. 50 ss. 32 Il contratto con l’Arabia Saudita fu concluso dopo la scoperta fatta in Bahrain nel giugno 1932 con una controllata della Standard Oil of California (SOCAL) denominata California Arabian Standard oil Company, divenuta successivamente Arabian American Oil company o Aramco, con l’ingresso di altre compagnie americane.
33 Il concessionario era la Petroleum Development Limited (PDL) dell’Oman e di Dhofar, una società filiale della Iraq Petroleum Company (IPC) e altre compagnie associate, costituita da cinque azionisti (Royal Dutch Shell, Anglo-Persian Company (ora BP), Total e Near East Development Company (Exxon Mobil), ognuna con una quota del 23,75%, più Partex al 5%. Diversi partner si sono successivamente ritirati dal consorzio anteriormente alla prima scoperta avvenuta nel 1962 e la prima esportazione di petrolio che ha avuto luogo nel 1967. Sono state apportate diverse
A partire da quel momento, ulteriori concessioni cominciarono ad essere rilasciate da Paesi produttori a compagnie petrolifere in tutto il mondo. Grazie all’egemonia britannica su gran parte del Medio Oriente e dell’Asia, le compagnie petrolifere inglesi assunsero il controllo delle operazioni su quel territorio. Allo stesso tempo, in virtù dell’influenza politica americana, alcune compagnie statunitensi acquisirono diritti di sfruttamento petrolifero in Messico e America latina agli inizi del Novecento, assicurandosene i proventi in maniera pressoché monopolistica, mentre la compagnia anglo-olandese Royal Dutch Shell ebbe il controllo della produzione di petrolio in Estremo Oriente per molti anni34. Alla fine degli anni Venti del Novecento, l’esplorazione e la produzione petrolifera del Medio Oriente, Nord Africa, Estremo Oriente e America latina era sotto il controllo delle cd. Sette sorelle35 .
Le concessioni petrolifere più risalenti non prevedevano lo sfruttamento di aree offshore. Le prime concessioni, come quella di ▇▇▇▇▇▇▇ ▇’▇▇▇▇ o la concessione dell’Iraq Petroleum Company, non contenevano infatti alcun riferimento all’esplorazione e allo sfruttamento di spazi offshore. Furono le concessioni dell’American Oil Company (Aramco) in Arabia Saudita (1933)36 e la concessione della Kuwait Oil Company (KOC) in
modifiche alla concessione originaria (nel 1967 e successivamente), in particolare cambiamenti alle disposizioni che regolano gli aspetti fiscali dell’accordo e il participating interest dello Stato, introdotto nel 1970 (25%) e salito successivamente al 60%. Nel dicembre 2004, ha avuto luogo una rinegoziazione della concessione per ulteriori 40 anni fino al 2044: la concessione si estende su un’area di 114.000 chilometri quadrati, pari a circa il 90% dell’estensione della concessione originaria; da parte sua il concessionario si impegna ad effettuare massicci investimenti nelle attività esplorative.
34 Cfr. amplius ▇▇▇▇▇▇, Multinational Oil: A Study in Industrial Dynamics, New York, 1974.
35 British Petroleum (BP), Exxon (già Standard Oil of New Jersey), Gulf, Mobil, Royal-Dutch Shell, Chevron (già Standard Oil of California, SOCal) and Texaco.
36 Cfr. art. 2, Original Concession Agreement of May 29, 1933, in ▇▇▇▇▇▇▇ Company,
Middle East Contracts, vol 1 , 1959, p. Saudi Arabia A 4.
Kuwait (1934) 37 le prime a far riferimento all’esplorazione e allo sfruttamento limitatamente alle acque territoriali. In assenza di mezzi tecnologici adeguati e visti gli ampi spazi disponibili all’esplorazione onshore, in queste prime concessioni l’esplorazione di aree offshore non suscitava dunque grande interesse.
Gli accordi successivi cominciarono a fare riferimenti specifici all’esplorazione e allo sfruttamento di aree marine. In tal senso la prima concessione di Abu Dhabi con l’Abu Dhabi Petroleum Company (ADPC) del gennaio 1939, disponeva ad esempio che “the area included in this agreement is the whole territory..and all its islands and territorial waters 38”. L’avanzamento delle tecnologie di esplorazione marina e lo sviluppo della nozione di piattaforma continentale ha agevolato successivamente l’attribuzione di concessioni offshore39 che, in ogni caso, non presentano sostanziali differenze con le concessioni onshore: esse ne riproducono forma e contenuti tanto che, in alcuni casi, le disposizioni di contratti di concessione onshore sono stati estesi ad aree offshore40.
Nel 1948 fu attribuita la prima concessione esplicita in tal senso: il contratto di concessione tra Arabia saudita e Aramco41 comprendeva
37 Cfr. art. 1, Kuwait Oil Company Ltd, Concession of December 23, 1934, ▇▇▇▇▇▇▇ Company, Middle East Contracts, vol 1 , 1959, p. Kuwait A 2.
38 Art. 2, Abu Dhabi Petroleum Company Limited Concession, ibid., supp. 8, 1965, pp. Abu Dhabi A 1-3.
39 Cfr. GAO, International petroleum contracts: Current Trends and New Directions, London, 1994, p. 11.
40 Concessioni di questo tipo sono: a) Pacific Western Oil Corporation Agreement con l’Arabia Saudita, del 20 febbraio 1949; b) Offshore Concession Agreement tra Kuwait e Arabian Oil Co., del luglio 1958. Esse sono dispobili in ▇▇▇▇▇▇▇ Company, Middle East Contracts, vol.1-2, 1959.
41 Nel 1948, la proprietà dell’Aramco era così suddivisa: 30% alla Standard Oil of California (poi Chevron), 30% alla Texas Oil Company (successivamente Texaco), 30% alla Standard Oil of New Jersey (in seguito Exxon), 10% alla Socony Vacuum (poi Mobil Oil).
l’area offshore del Golfo Persico 42 . Successivamente, l’attribuzione di concessioni offshore si è diffusa in tutto il mondo. Alla fine del 1965, nel Golfo Persico si registravano già 20 concessioni per l’esplorazione e lo sfruttamento al di là delle acque territoriali43.
Questi accordi contribuivano a creare in quegli anni uno schema di rapporti giuridici ben definito tra le Parti coinvolte, caratterizzati da un’uniformità di termini, diritti e obblighi44. Fino alla fine degli anni Cinquanta alla disuguaglianza delle due parti contraenti sotto il profilo giuridico fa da contrappeso il potere economico delle compagnie petrolifere: Stati sovrani con normative di settore molto lacunose si trovano a stipulare dei contratti di concessione con le maggiori compagnie petrolifere dell’epoca, spesso sostenute dallo Stato di appartenenza45.
42 Cfr. Offshore Agreement between the Government of Saudi Arabia and Arabia American Oil Company, in ibid., vol. 1, 1959, pp. Saudi Arabia A 53-55.
43 Petroleum Press Service, 12 dicembre, 1965, p. 461.
▇▇ ▇▇▇. ▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇▇▇▇▇, LANG ▇▇▇▇▇▇, International Petroleum Exploration and Exploitation Agreements: Legal, Economic and Policy Aspects, 2009, p. 43.
45 Si veda, a titolo di esempio, il caso dell’Anglo-Iranian Oil Company: nel 1951, in seguito alla decisione dell’Iran di nazionalizzare le industrie petrolifere presenti nel Paese, era sorta una controversia tra Iran e Regno Unito e quest’ultimo aveva deciso di agire in protezione diplomatica a favore dell’Anglo-Iranian Oil Comapny presentando, il 26 maggio 1951, un ricorso alla Corte Internazionale di Giustizia. Nel ricorso si chiedeva di dichiarare l’Iran responsabile di aver agito in violazione dei suoi obblighi internazionali e di ordinare al governo iraniano, quale forma di riparazione, di prestare piena soddisfazione e un indennizzo a favore dell’Anglo-Iranian Oil Company per tutti i danni arrecati. Secondo il governo britannico, infatti, l’«agreement» firmato dal governo iraniano e l’Anglo-Iranian Oil Company rivestiva un doppio carattere, trattandosi, da un lato, di un contratto di concessione tra il governo e la società e, dall’altro, di un trattato, tacito o implicito, tra i due governi. La Corte ha tuttavia concluso escludendo la propria giurisdizione, precisando che il contratto stipulato tra il governo iraniano e l’Anglo-Iranian Oil Company non era altro che un contratto tra un governo e una società straniera e non poteva dunque considerarsi, come sostenuto dai britannici, anche un trattato tra i due governi. Secondo la Corte, quindi, il Regno Unito non era parte contraente del contratto e tra il governo iraniano e il governo britannico non sussisteva dunque alcun rapporto giuridico derivante dal contratto.
2.2 Il graduale passaggio dalla concessione tradizionale alle concessioni moderne
I termini delle concessioni tradizionali erano formulati in maniera molto semplice.
Essi definivano l’area oggetto di concessione, che era solitamente geograficamente molto estesa e, in alcuni casi, coincideva con l’intero territorio del Paese.
La durata era generalmente molto lunga, solitamente più di cinquanta anni, o anche settantacinque anni, come per la concessione rilasciata dall’Oman nel 1937. Il principale incentivo di natura fiscale per lo Stato ospite dell’investimento era costituito dal pagamento di una royalty, vale a dire da una quota di produzione dovuta alle autorità concedenti. Alcune concessioni potevano prevedere inoltre pagamenti di canoni su base periodica di ammontare diverso. In alcuni casi, tali pagamenti periodici cessavano dopo una scoperta definita commerciale o, in altri casi, essi aumentavano se il petrolio era scoperto in quantità commerciali.
Era anche diffusa la pratica di corrispondere un bonus (su base forfettaria) al momento della firma del contratto di concessione. Di modesta entità agli inizi, i bonus in occasione della firma sono divenuti sempre più consistenti man mano che la concorrenza per ottenere il rilascio di una concessione diventava più marcata. Altri bonus potevano essere previsti in caso di scoperta commerciale e al raggiungimento di determinati livelli di produzione.
In origine, le compagnie petrolifere internazionali (IOCs) esercitavano un controllo de facto esclusivo sull’intero ciclo delle operazioni. Gli Stati non esercitavano alcun ruolo nel processo di decision-making relativo alla programmazione e alla realizzazione del programma di esplorazione e
sfruttamento delle loro risorse. Conferendo i diritti di esplorazione e produzione alle IOCs, gli Stati conferivano alle compagnie discrezionalità nel decidere dove, quando e come realizzare le operazioni esplorative e la produzione di petrolio. Inoltre, le compagnie divennero pienamente responsabili per il trasporto, la raffinazione e la commercializzazione, realizzando le relative strutture per la vendita e la distribuzione di prodotti petroliferi su scala globale. In altre parole, le IOCs fissavano i tempi e le modalità dei programmi di esplorazione e sviluppo; lo Stato non reclamava alcun diritto di proprietà sugli idrocarburi rinvenuti ricevendone in cambio il pagamento di bonus, royalty, canoni periodici46.
Negli anni seguenti, divenne evidente che le concessioni fossero sbilanciate a favore delle compagnie petrolifere internazionali 47 . Le concessioni petrolifere spesso rappresentavano la sola possibile opportunità di sviluppo per Paesi in via di sviluppo che non avevano conoscenze tecniche e alcuna esperienza relativamente all’industria capital intensive. D’altra parte, le IOCs potevano vantare capitali e know how tecnico-professionale non presenti in loco in un settore, quello oil and gas, che si caratterizzava per l’elevato grado di rischio, per l’assenza di riserve certe, con una domanda di petrolio che non si era ancora affermata.
Le prime concessioni in Medio Oriente si caratterizzavano per essere delle concessioni ad hoc; tuttavia, non appena il numero delle concessioni rilasciate cominciò ad elevarsi e gli sforzi esplorativi divennero più consistenti, cominciò ad emergere nei Paesi concedenti una nuova
46 Cfr. amplius ▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇▇▇▇, PERTUZIO, LANG ▇▇▇▇▇▇, op. cit., 2009, p.
44.
47 Cfr. a tale proposito ▇▇▇▇▇, International Petroleum Exploration and Exploitation Agreements: Legal, Economic and Policy Aspects, London, 1986, pp. 60-61.
modalità di gestire gli investimenti nel settore petrolifero e di rapportarsi alle compagnie petrolifere internazionali 48 . L’adozione delle leggi petrolifere in questi Paesi contribuì a standardizzare e uniformare le tipologie di concessioni, con l’inserimento di pressoché identiche previsioni in ognuna di loro 49 . In particolare, le previsioni comuni riguardavano:
il trasferimento dei diritti di proprietà sugli idrocarburi rinvenuti dallo Stato alla compagnia a bocca di pozzo (at wellhead);
la considerazione della compagnia petrolifera quale utility quasi pubblica cui appartiene il diritto di acquisire ampie porzioni di territorio;
l’istituzione di sistemi di trasporto e di comunicazione privati;
l’esenzione da imposte doganali e tasse;
la previsione di meccanismi per la risoluzione delle controversie, ivi inclusa la scelta della legge da applicarsi alla controversia50.
Con il passare del tempo e gli sviluppi politici di cui si dirà tra breve, i termini di queste prime concessioni condussero a posizioni conflittuali tra gli Stati, che miravano ad affermare pienamente la sovranità sulle proprie risorse e a massimizzare gli introiti derivanti dallo sfruttamento delle proprie risorse, e le compagnie petrolifere internazionali che opponevano loro il rispetto dei contratti in essere. Sebbene la sensazione
48 Per un’analisi generale delle concessioni tradizionali, cfr. CATTAN, The Evolution of Oil Concessions in the ▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇ ▇▇▇ ▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇, ▇▇▇ ▇▇▇▇, ▇▇▇▇; The Law of Oil Concession in the ▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇ ▇▇▇ ▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇, ▇▇▇ ▇▇▇▇, ▇▇▇▇; MIKHDASHI, A Financial Analysis of ▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇, ▇▇▇ ▇▇▇▇, ▇▇▇▇.
49 Cfr. ▇▇▇▇▇▇▇▇, International Role of Concession Agreements, in 52 North Western University Law Review, 1957, pp. 618-635.
50 Per una dettagliata descrizione e comparazione delle principali caratteristiche delle concessioni petrolifere del Medio Oriente, cfr. TORIGUIAN, Legal Aspects of Oil Concessions in the Middle-East, 1972, pp. 45-62.
degli Stati di essere trattati in maniera non equa cominciasse a manifestarsi51, la supremazia delle compagnie petrolifere internazionali continuò fino agli inizi degli anni Quaranta del secolo scorso, con le eccezioni corrispondenti alle prime nazionalizzazioni dell’industria petrolifera 52 . Per molti decenni, dunque, il controllo delle risorse petrolifere in primis mediorientali è stato esercitato in modo praticamente esclusivo dalle compagnie petrolifere come risultato dei rapporti contrattuali conclusi sin dagli inizi del 190053.
Sebbene alcuni Paesi produttori lamentassero che l’attività svolta dalle società concessionarie limitasse i loro poteri sovrani impedendo la piena integrazione dell’industria petrolifera nell’economia nazionale 54 , è indubbio che le compagnie petrolifere internazionali, dette anche majors, titolari delle più importanti concessioni petrolifere del Medio Oriente, abbiano apportato i necessari capitali, tecnologie e capacità manageriali per la ricerca e la produzione di idrocarburi, ponendo in essere sofisticati rapporti per la commercializzazione e la fornitura di idrocarburi sui mercati dei Paesi industrializzati. Occorre poi considerare che l’attività di esplorazione e produzione di idrocarburi comportava agli inizi del secolo notevoli rischi che i Paesi in via di sviluppo non avrebbero potuto
51 SHIHATA, Arab Oil Policies and the New International Economic Order, in 16 Virginia Journal of International Law, 1976, p. 261; ▇▇▇▇▇, The Evolution of Concession Agreements in Underdeveloped Countries and the United States National Interest, in 7 The Vanderbilt Journal of Transnational Law, 1974.
52 A titolo di esempio, si ricordi che nel 1917 l’Unione Sovietica aveva nazionalizzato la sua industria petrolifera in occasione della Rivoluzione d’Ottobre; nel 1937 la Bolivia aveva nazionalizzato i suoi campi petroliferi; nel 1938 il Messico aveva espropriato gli assets e i campi delle compagnie americane e anglo-olandese presenti nel Paese, conferendo beni e campi espropriati a una propria società petrolifera di Stato appena istituita, la Petroleos Mexicanos (Pemex).
53 Cfr. ASANTE, Restructuring Transnational Mineral Agreements, in American Journal of International Law, 1979, pp. 335-71.
54 ▇▇▇▇▇, From Concession to Participation: Restructuring the Middle East Oil Industry, in
New York University Law Review, 1973, pp. 788-789.
affrontare. Il regime tradizionale delle concessioni ha quindi costituito un incentivo e favorito l’afflusso di capitali per il finanziamento di attività esplorative ad alto rischio e particolarmente costose. Conseguentemente, tali schemi contrattuali si sono rivelati poco idonei per la ricerca e lo sviluppo degli idrocarburi nel periodo successivo alla Seconda Guerra mondiale a causa delle mutate circostanze sopravvenute55.
Dopo la Seconda Guerra mondiale e soprattutto a cavallo degli anni Settanta, comincia ad emergere una nuova ”generazione”56 di contratti petroliferi che rispecchiano il rafforzamento della posizione degli Stati produttori e che si riflettono nelle relazioni contrattuali con le compagnie petrolifere internazionali.
Le moderne concessioni assicurano agli Stati un ruolo di supervisione più attivo nell’esplorazione e nello sviluppo di risorse petrolifere, termini fiscali più favorevoli e soglie di lavoro minimo obbligatorio57. Inoltre, le IOCs non acquisiscono più il titolo di proprietà sul petrolio in situ; si richiede anzi di rinunciare ad alcune aree rientranti nelle loro concessioni in fasi diverse dell’attività esplorativa. Queste variazioni allo schema classico di concessione in favore dello Stato non ne alterano tuttavia lo schema classico.
55 GAO, International..cit., p. 14.
56 Termine ormai diffuso, cfr. ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇, The New Generation of Energy and Natural Resourse Development Agreements: Some Reflections, in Journal of Energy and Natural Resources Law, 1993, p. 207 ss.
57 Circa un secolo dopo la concessione di D’Arcy del 1901, ancora oggi diversi Paesi quali Angola, Australia, Brasile, Canada, Danimarca, Francia, Marocco, Namibia, Norvegia, Paesi Bassi, Perù, Regno Unito, Stati Uniti, Thailandia utilizzano quale forma di contratto petrolifero proprio la concessione. Perfino l’emirato di Abu Dhabi e l’Arabia Saudita (per i progetti relativi all’esplorazione e produzione di gas) ricorrono allo strumento contrattuale della concessione. Altri Paesi quali Algeria, Angola, Nigeria, Kazakhstan e Russia, invece, utilizzano la concessione parallelamente ad altri strumenti contrattuali.
Le caratteristiche fondamentali della concessione restano in sostanza invariate, mutando unicamente i termini fiscali e altre disposizioni specifiche di volta in volta individuate. A titolo di esempio, le concessioni dei Paesi del Medio Oriente si caratterizzano per l’elevata pressione fiscale in capo alle compagnie, nonché per un’elevata partecipazione dello Stato al progetto.
Un’altra significativa innovazione nello schema dei rapporti derivanti da contratti di concessione è rappresentata dal coinvolgimento dello Stato ospite nell’attività produttiva.
Come si vedrà tra breve, a partire dagli anni Sessanta e Settanta, molte concessioni hanno cominciato a prevedere una partecipazione (cd. equity participation) per lo Stato, di solito attraverso la sua National Oil Company (NOC). La partecipazione dello Stato è stata particolarmente visibile in Europa (il governo olandese, ad esempio, si è assicurato una partecipazione pari al 40% nella concessione a gas di Groningen, e la Norvegia si è assicurata una partecipazione maggioritaria nei progetti nel Paese), in Africa e nel Medio Oriente, dove la partecipazione dello Stato è salita al 60%, o dove si è proceduto a processi di nazionalizzazione. In altri Paesi, tuttavia, la partecipazione dello Stato non ha superato il 50% o 51%, come in Libia e Tunisia.
A partire poi dagli anni Ottanta, meno Stati hanno preteso dei participating interest all’interno di contratti di concessione, bensì hanno cominciato a considerare la forma della joint venture con le compagnie petrolifere internazionali quale strumento per ottenere gli obiettivi dell’incremento dei redditi in favore dello Stato e del controllo sulle operazioni petrolifere. In ogni caso, una rinnovata attenzione partecipazione dello Stato è riemersa di recente.
2.3 La fine della Seconda Guerra mondiale e l’inizio di una nuova era
Con la fine della Seconda Guerra mondiale e la crescente aspirazione all’indipendenza di molti territori, il panorama delle società petrolifere internazionale andava modificandosi. Nuove scoperte erano effettuate in Medio Oriente, mentre cresceva la domanda di energia da parte delle economie industrializzate di Europa e Stati Uniti d’America. Inoltre, nuove società petrolifere internazionali (cd. independent), che non disponevano a livello internazionale di facilities per la raffinazione e la commercializzazione, fecero il loro ingresso sulla scena.
Di conseguenza, tra il 1953 e il 1970, furono firmati diversi accordi petroliferi internazionali, a testimonianza di un ampliamento delle attività di esplorazione e produzione a livello globale: l’area complessiva su cui le società petrolifere detenevano diritti esplorativi aumentò da 1,5 milioni di chilometri in 40 Paesi nel 1953 a 17 milioni di chilometri in 122 Paesi nel 1972 58; la produzione mondiale di petrolio, inoltre, balzò dai 12 milioni di barili/giorno nel 1953 ai 58 milioni di barili giorno nel 1973 (raggiungendo gli 82 milioni nel 2010 59 ). Alla luce di questi dati e dell’ingresso di nuove società petrolifere internazionali, il potere contrattuale degli Stati produttori è sensibilmente aumentato.
La determinazione degli Stati produttori, detentori della quasi totalità delle riserve mondiali, è stata rafforzata a partire dagli Sessanta da una
▇▇ ▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇▇▇▇▇, LANG ▇▇▇▇▇▇, International….op. cit., p. 44. 59 Cfr. dati nel rapporto della compagnia petrolifera inglese BP, BP Statistical Reviewof World Energy, pubblicato nel giugno 2011, altresì consultabile sul sito ufficiale di BP all’indirizzohttp://▇▇▇.▇▇.▇▇▇/▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇/▇▇_▇▇▇▇▇▇▇▇/▇▇▇▇▇▇▇▇/▇▇▇▇▇▇▇▇_▇▇_▇▇▇▇ ish/reports_and_publications/statistical_energy_review_2011/STAGING/local_ass ets/pdf/statistical_review_of_world_energy_full_report_2011.pdf
serie di risoluzioni delle Nazioni Unite sulla sovranità sulle proprie risorse naturali. Come si vedrà, queste risoluzioni toccavano vari aspetti favorevoli agli Stati produttori, richiedendo, tra le altre cose, una maggiore percentuale di profitti, la minore disponibilità di aree esplorative, programmi di lavoro spediti, impegno a utilizzare risorse umane dei Paesi: in definitiva, gli Stati reclamavano una maggiore partecipazione nell’iniziativa imprenditoriale60.
2.4 L’introduzione dell’equa ripartizione dei profitti
Nel 1948 il Venezuela fu il primo Paese a inaugurare il cd. 50/50 (fifty- fifty) profit-sharing principle, ovvero l’idea che le IOCs e i Paesi produttori dovessero equamente ripartire i profitti derivanti dallo sviluppo dei campi petroliferi presenti nel Paese. Al Venezuela seguì l’Arabia Saudita, che negoziò e firmò un accordo con la società petrolifera Arabian American Oil Company (Aramco) il 31 dicembre dello stesso anno. In quest’accordo, oltre all’introduzione dell’equa ripartizione dei profitti, per la prima volta in Medio Oriente fu introdotta un’imposta sul reddito delle società mentre la royalty fin qui pagata dall’Aramco continuava ad essere regolarmente corrisposta.
Dopo il caso venezuelano, in Arabia Saudita le multinazionali avevano cercato di resistere alle pressioni saudite (nonché del governo americano, desideroso di consolidare il controllo americano sui Paesi più ricchi di petrolio del Medio Oriente) e dunque di non cedere a un’istanza che avrebbe aperto la strada a infinite richieste da parte di altri Paesi
60 Cfr. l’approfondimento di EL-KOSHERI, Le régime juridique créé par les accords de participation pétrolière dans le domaine pétrolier, in Recueil des Cours de l’Académie de la ▇▇▇▇, 1975, vol. IV.
produttori61. Fu il sottosegretario di Stato statunitense incaricato per il Medio Oriente ▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇ a trovare la soluzione che mise tutti d’accordo: cercando infatti di trovare una mediazione tra priorità della politica estera americana e interessi delle società petrolifere62, ▇▇▇▇▇▇ propose una legge, successivamente approvata dal Congresso, che rendeva fiscalmente deducibili le royalties e le imposte petrolifere pagate ai governi dei Paesi in cui le società americane operavano («ogni dollaro pagato ai Paesi produttori è dunque un dollaro in meno nelle casse del tesoro degli Stati Uniti63»).
Come era facile immaginare, i nuovi termini delle concessioni si diffusero rapidamente a molti altri Paesi del Medio Oriente. Le società petrolifere internazionali riuscirono tuttavia a mantenere il controllo sul programma dei lavori e sulla determinazione del prezzo del petrolio e, in particolare, la tempistica della produzione rimase una prerogativa delle IOCs.
I rapporti tra Paesi produttori e società petrolifere internazionali cominciarono a essere condizionati da una serie di eventi, che ne modificarono i rispettivi punti di forza e di debolezza. Agli inizi del 1952, a titolo di esempio, il principio cd. fifty-fifty era applicato nella maggior parte dei Paesi, eccezion fatta per l’Iran. Nel Paese, infatti, nel 1951 il
61 Cfr. ▇▇▇▇▇▇▇, L’era del petrolio..cit., p. 83.
62Cfr. U.S. Congress, Senate, Committee on Foreign relations, Subcommittee on Multinational Corporations, Multinational Oil Corporations and United States foreign Policy, 93rd congress, 1 st session, Governemnt Press Office, Washington D.C., 1975, vol.4, come riportato da ▇▇▇▇▇▇▇, op. cit., p. 89.
63 Ibid. pp. 89-91; cfr. anche ▇▇▇▇▇, The control of oil, New York, 1976, p. 47 ss. Grazie al sistema fifty-fifty, nel 1951, ad esempio, la quota di profitti di Aramco spettante agli Stati Uniti ammonta a 110 milioni di dollari, mentre le imposte versate al fisco americano per le operazioni della società nel Paese sono pari solamente a 6 milioni di dollari – rispetto ai 43 milioni del 1949, prima dell’applicazione del nuovo sistema e sulla base di un livello di produzione assai inferiore.
governo di ▇▇▇▇▇▇▇▇▇ aveva varato un vasto piano di nazionalizzazione64 dell’industria petrolifera dopo che, sotto la guida di ▇▇▇▇▇▇▇▇▇, i nazionalisti iraniani avevano già da tempo cominciato a rendere pubbliche le dimensioni dei profitti della Anglo-Iranian Oil Company (in seguito British Petroleum, Bp), accanto a quelle ben più modeste delle entrate del Tesoro iraniano, mettendo in evidenza il pessimo affare fatto a suo tempo da ▇▇▇▇ ▇▇▇▇. Per parte sua Bp non era disposta a concedere una quota maggiore delle sue entrate, e rifiutava di applicare la formula fifty-fifty che si stava ormai diffondendo ovunque. La nazionalizzazione dell’industria petrolifera portò qualche anno dopo alla caduta di ▇▇▇▇▇▇▇▇▇ e al reinsediamento dello Scià. La nazionalizzazione fu mantenuta65, e la concessione rilasciata all’Anglo- Iranian Oil Company fu sostituita da un nuovo accordo tra la società di Stato National Iranian Oil Company (NIOC) e un consorzio internazionale dominato da compagnie americane (che fecero il loro ingresso ufficiale in Iran) e la Compagnie Française des Pétroles (CFP), ora Total.
64 ▇▇▇▇▇▇▇, L’era del petrolio, op. cit., pp. 88-89.
65 Bp, che in precedenza controllava tutte le risorse petrolifere del Paese, ricevette una quota del 40%; il resto fu diviso tra società le americane Exxon, Mobil, Texaco, Gulf e Chevron (che nel loro insieme si aggiudicavano il 40%, suddiviso in parti uguali), Shell (14%), e Total-CFP (6%). Infine la National Iranian Oil Company (NIOC), società di Stato costituita da ▇▇▇▇▇▇▇▇▇ per gestire il petrolio iraniano, sopravvisse al suo creatore restando formalmente proprietaria delle riserve petrolifere del Paese.
2.5 La partecipazione dello Stato ospite
Gli eventi iraniani accelerarono l’evoluzione dei rapporti tra Stati produttori e società petrolifere internazionali. Il 24 agosto 1957, la National Iranian Oil Company (NIOC) formò una joint-venture con l’emergente compagnia petrolifera italiana Agip (divisione operativa dell’Ente Nazionale Idrocarburi, ENI). Agip cercava e offriva infatti a quell’epoca nuove e più convenienti formule contrattuali agli Stati produttori, in modo da provare a scalfire la supremazia a livello mondiale delle maggiori sette società petrolifere internazionali, le cd. sette sorelle, dalla cui fetta di mercato la piccola Agip era in quel momento rimasta esclusa.
In buona sostanza, fu proprio l’accordo tra una società petrolifera di un Paese occidentale (l’Italia) e la società di Stato di un Paese in via di sviluppo (l’Iran) a sancire l’avvento dell’accordo di associazione (cd. State participation) tra compagnie petrolifere internazionali e Stati produttori. L’accordo Agip/NIOC prevedeva, per la prima volta, una ripartizione degli utili nettamente favorevole al Paese produttore: l’Agip avrebbe ottenuto il 25% degli utili, mentre l’Iran avrebbe ottenuto il 75% dei rimanenti utili.
Ciò avveniva attraverso due meccanismi: in primo luogo, attraverso una partecipazione al progetto pari al 50% ciascuno a partire dalla dichiarazione di una scoperta cd. commerciale (vedi, infra); in secondo luogo, attraverso l’imposizione di un’imposta sul reddito della società applicato al 50% dei profitti spettanti alla compagnia petrolifera.
L’accordo raggiunto dall’Agip fu replicato nel 1958 da accordi simili conclusi dalla NIOC con le società americana PanAmearican e canadese Sapphire. Inoltre, schemi contrattuali che prevedevano la partecipazione
dello Stato furono introdotti da Agip in Tunisia nel 1960 e in Egitto nel 1961. Viceversa, nei Paesi del Medio Oriente, l’introduzione della partecipazione dello Stato si ebbe solo a partire dagli anni Settanta.
2.6 Indipendenza delle colonie e sovranità permanente degli Stati sulle proprie risorse naturali
L’accesso all’indipendenza di numerosi Stati produttori si è verificato in un arco temporale di oltre un quinquennio, dal 1956 al 1962: per citare i principali, in quegli anni ottennero l’indipendenza Marocco (1956), Tunisia (1957), Congo belga, Congo francese, Costa d’Avorio, Gabon, Ghana, Madagascar, Nigeria e Alto Volta, oggi Burkina Faso (1960), Algeria (1962). L’ingresso di questi ed altri nuovi Stati nella Comunità internazionale ha modificato significativamente l’equilibrio delle forze negli organismi internazionali, in quanto agli stessi è stato riconosciuto un potere di voto pari a quello dei Paesi industrializzati. Attraverso la posizione espressa in questi organismi e con la stipula di trattati, i nuovi Stati hanno indotto una revisione dei tradizionali principi del diritto internazionale consuetudinario, considerati espressione del vecchio ordine economico internazionale66 e come tali strumentali agli interessi delle vecchie potenze coloniali67.
66 Cfr. ▇▇▇▇▇▇ in ▇▇▇▇▇▇-SACERDOTI (a cura di), Diritto internazionale dell’economia, Milano, 1994, secondo il quale «l’espressione ordine economico internazionale designerebbe in modo sintetico l’assetto generale delle relazioni economiche internazionali, in un determinato periodo storico». Tra le pubblicazioni recenti sul tema si segnala ex pluribus SACERDOTI, ▇▇▇▇▇▇▇, affermazione e scomparsa del Nuovo Ordine Economico Internazionale: un bilancio trent’anni dopo, in in LIGUSTRO-SACERDOTI (a cura di), Problemi e tendenze del diritto internazionale dell’economia. Liber Amicorum in onore di ▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇, Napoli, 2011, p. 127-152 ; cfr. altresì il volume di SCISO, Appunti di diritto internazionale dell’economia, Torino, 2012.
67 Così ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇, La regolamentazione, cit., p. 852.
Fino a quel momento, il diritto internazionale classico si limitava a regolare i rapporti politico-giuridici intercorrenti tra una ventina di Stati, vale a dire quelle potenze che tale sistema avevano contribuito a fondare. Pertanto molte delle norme consuetudinarie affermatesi in tale sistema risultavano anacronistiche e inadatte ad una Comunità internazionale che andava ampliandosi alla luce del processo di decolonizzazione, che comportava la trasformazione dei territori ex coloniali in nuovi Stati indipendenti ammessi a far parte dell’Organizzazione delle Nazioni Unite68.
In tale contesto, significativa appare l’analisi di alcune risoluzioni dell’Assemblea Generale delle Nazioni Unite che, pur non avendo efficacia obbligatoria, assumono grande rilievo 69 ai fini della presente indagine. Le più importanti sono la Dichiarazione sulla concessione dell’indipendenza ai Paesi e ai popoli coloniali (Ris. 14 dicembre 1960, n. 1514-XV dell’Assemblea Generale) e la Dichiarazione sulla sovranità permanente sulle risorse naturali (Ris. 14 dicembre 1962, n. 1803-XVII).
68 In questi termini FRIGO, Il principio di sovranità permanente sulle risorse naturali come espressione della sovranità dello Stato e la sua affermazione recente nella Comunità internazionale, in ▇▇▇▇▇▇-SACERDOTI (a cura di), Diritto internazionale …cit., p. 245. Per ulteriori approfondimenti sull’atteggiamento dei Paesi in via di sviluppo (Pvs) verso il diritto internazionale nel senso accennato si vedano, tra gli altri, VIRALLY, Vers un droit international du développement, in Annuaire Français du Droit International, 1965, p. 3 ss.; LUCHAIRE, Droit international du développement, Paris, 1971; ▇▇▇▇▇, Souveraneité des Etats et coopération pour le développement, in Recueil des Cours, 1974-I, p. 255 ss. e in particolare p. 268 ss.,; COLOMBEAU e al., Etudes de doctrine ▇▇ ▇▇ ▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇ ▇▇ ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇; BEDJAOUI, Pour un nouvel ordre économique international, ▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇ ; URI, Sviluppo senza dipendenza, Milano, 1977; sulle origini del principio e sull’attuale configurazione normativa del principio della sovranità permanente sulle proprie risorse naturali cfr. in particolare ▇▇▇▇▇▇▇▇, Conflitto armato nella Repubblica Democratica del Congo e principio della sovranità permanente degli Stati sulle proprie risorse naturali, in LIGUSTRO-SACERDOTI (a cura di), Problemi e tendenze del diritto internazionale dell’economia. Liber Amicorum in onore di ▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇, Napoli, 2011, pp. 55- 78; ▇▇▇▇▇▇▇▇, Il principio di sovranità permanente dei popoli sulle risorse naturali tra vecchie e nuove violazioni, Milano, 2009.
69 Cfr. ▇▇▇▇▇▇, op. cit., p. 160.
Il principio della sovranità permanente degli Stati sulle proprie risorse naturali, formulato con riferimento agli idrocarburi, che si caratterizzano per la loro appartenenza alla categoria delle risorse non rinnovabili70, ha trovato dunque la sua prima espressione nella Dichiarazione sulla concessione dell’indipendenza ai Paesi e ai popoli coloniali, contenuta nella Risoluzione 14 dicembre 1960, n. 1514-XV dell’Assemblea Generale delle Nazioni Unite71. In questa risoluzione si afferma che «i popoli possono, per i loro propri fini, disporre liberamente delle loro ricchezze e delle loro risorse naturali senza pregiudizio delle obbligazioni discendenti dalla cooperazione economica internazionale fondata sul principio del vantaggio reciproco e del diritto internazionale».
Il tema è ripreso in modo più forte nella successiva Dichiarazione sulla sovranità permanente sulle risorse naturali, contenuta nella Risoluzione 14 dicembre 1962, n. 1803-XVII, secondo la quale «il diritto di sovranità permanente dei popoli e delle nazioni sulle loro ricchezze e le loro risorse naturali deve esercitarsi nell’interesse dello sviluppo nazionale e del benessere della popolazione dello Stato interessato».
La Risoluzione 1803 proclama dunque il diritto dei popoli e delle nazioni alla sovranità sulle proprie risorse, compreso il diritto inalienabile di disporne liberamente. Il carattere di inalienabilità è stato inteso da una parte della dottrina come una sorta di indisponibilità delle risorse naturali
«se non ai fini limitatissimi di cooperazione internazionale e con la
70 ELIAN, Le principe de la souveraineté sur le ressources nationales et ses incidences juridiques sur le commerce international, in Recueil des Cours de l’Académie de Droit International de la ▇▇▇▇, La ▇▇▇▇, 1976, vol. 149, p. 11.
71 Cfr. ▇▇▇▇▇▇▇▇, La sovranità degli Stati sulle risorse naturali, in Enciclopedia degli Idrocarburi, Roma, 2007, p. 480 ss.
costante recuperabilità delle stesse»72. Tale diritto è connesso ai principi di uguaglianza e autodeterminazione dei popoli in quanto l’affermazione della sovranità economica è condizione imprescindibile per la realizzazione dell’autodeterminazione stessa73.
La violazione di tale diritto tradirebbe dunque lo spirito e i principi della Carta delle Nazioni Unite poiché impedirebbe lo sviluppo economico e sociale internazionale e, di conseguenza, il mantenimento della pace74. Dalla nozione di sovranità discende il diritto dello Stato di procedere a nazionalizzazioni di interi settori della sua economia in virtù del diritto dello Stato di gestire in proprio sistema economico. La nazionalizzazione e l’espropriazione dei beni appartenenti a stranieri devono fondarsi, secondo la Risoluzione 1803, su motivi di pubblico interesse 75 , di sicurezza e di utilità nazionali che sono dichiarati prevalenti, in ogni caso, sugli interessi privati e che, insieme al requisito della non
72 BERNARDINI A., I popoli in lotta per la liberazione nazionale quali nuovi soggetti del diritto internazionale, in Democrazia e diritto, 1971, p. 505.
73 Tale legame è riscontrabile nella Carta delle Nazioni Unite all’art. 55, con riguardo agli aspetti economico-sociali della cooperazione. ▇. ▇▇▇▇▇▇▇▇, Cours général de droit International public, in Recueil des Cours 1970-I, p. 398 ss. Si tenga costantemente presente la Risoluzione AG 1514 (XV) del 14 dicembre 1960 sulla «Concessione dell’indipendenza ai Paesi e popoli coloniali» che, adottata all’unanimità, proclama, in campo economico, il principio di sovranità dei popoli coloniali sulle proprie risorse nazionali. Sullo stretto legame intercorrente tra i principi in questione, cfr. ▇▇▇▇▇, The Principle of Sovereignty Over Natural Resources, Alphen aan den Rijn, 1979, p. 2 ss. La stessa confusione terminologica della Risoluzione 1803, che si indirizza di volta in volta a Stati, nazioni, popoli, andrebbe interpretata nel senso di riferirsi ai casi di Stati indipendenti politicamente, ma dipendenti economicamente, vedi sul punto ▇▇▇▇▇▇▇, The Legal Significance of the Declarations of the General Assembly of the United Nations, 1966, p. 82 ss.
74 Cfr. ▇▇▇▇▇, Il principio di sovranità permanente..cit., p. 251.
75 Secondo una parte della dottrina, il requisito del pubblico interesse nelle nazionalizzazioni è, peraltro, secondo alcuni, in re ipsa. Più in generale, cfr. FOIGHEL, Nationalization, London, 1957, p. 19 ss.; ▇▇▇▇▇▇▇▇, Expropriation in International Law, London, 1953; KATSAROV, Théorie de la nationalisation, Neuchâtel, 1960, p. 208; FOUILLOUX, La nationalisation et le droit international public, Paris, 1962, p. 179 ss. .
discriminazione76, sono considerati dalla dottrina come presupposto di liceità delle nazionalizzazioni.
A tali risoluzioni dell’Assemblea Generale delle Nazioni Unite sono seguite dapprima la Dichiarazione relativa ai principi di diritto internazionale concernenti le relazioni amichevoli e la cooperazione tra gli Stati conformemente alla Carta delle Nazioni Unite (Risoluzione 24 ottobre 1970, n. 2625-XXV dell’Assemblea Generale delle Nazioni Unite), seguite successivamente dalle risoluzioni relative ad un Nuovo Ordine Economico Internazionale 77 (Risoluzione 1 maggio 1974, n. 3201-XXIX, S-VI e n.3202, S-VI) e dalla Carta dei diritti e dei doveri economici degli Stati (Risoluzione 12 dicembre 1974, n. 3281-XXIX dell’Assemblea Generale delle Nazioni Unite), adottata con l’opposizione dei Paesi industrializzati, nonché dalla risoluzione relativa allo sviluppo78
76 Cfr. ancora ▇▇▇▇▇, Il principio…cit., secondo il quale la rilevanza dei criteri summenzionati sembrerebbe attenuata, nel quadro della Risoluzione n. 1803, dalla mancata previsione di meccanismi obbligatori di soluzione delle controversie, nell’ambito del quale rilevare l’assenza dei requisiti richiesti e la conseguente illegittimità del provvedimento. Si tratta di una carenza che deriva direttamente dall’affermazione della competenza dello Stato che nazionalizza nella definizione del concetto di pubblico interesse. Ancora, la rilevata assenza di taluni requisiti, in taluni casi di nazionalizzazione, non sembra comportare, secondo parte della dottrina, un illecito internazionale né tanto meno l’efficacia del provvedimento. In questo senso cfr. TOSATO, Un recente dibattito in tema di nazionalizzazioni ed espropriazioni di beni stranieri nel diritto internazionale pubblico, in Rivista di diritto internazionale, 1973, p. 771 ss.; ▇▇▇▇▇▇▇▇, La legittimità internazionale dell’indennizzo, in Democrazia e diritto, 1970, p. 184 ss.; FRANCIONI, Compensation for Nationalizations of Foreign Property: the Borderland between Law and Equity, in International and Comparative Law Quarterly (ICLQ), 1975, p. 256 ss.; TESAURO, Nazionalizzazioni e diritto internazionale, Napoli, 1976; FRIGO, Nazionalizzazioni e diritto internazionale, in Economia Pubblica, 1978, p. 319 ss.
77 Per un approfondimento sul concetto e sull’evoluzione del concetto di Nuovo Ordine Economico Internazionale, si veda ex pluribus SACERDOTI, ▇▇▇▇▇▇▇ affermazione e scomparsa del Nuovo Ordine Economico Internazionale: un bilancio trent’anni dopo, in LIGUSTRO-SACERDOTI (a cura di), Problemi e tendenze del diritto internazionale dell’economia. Liber Amicorum in onore di ▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇, Napoli, 2011, pp.127- 152; cfr. inoltre SCISO, Appunti di diritto internazionale dell’economia, 2012, p. 28 ss.
78 Cfr. amplius ▇▇▇▇▇▇▇, Il diritto allo sviluppo: diritto umano dei popoli, in Studi sulla protezione internazionale dei diritti umani, Roma, 2005, p. 77ss., che evidenzia il
e alla cooperazione economica internazionale (19 settembre 1975, n. 3362, S-VII); rilevanti sono altresì le due risoluzioni ECOSOC (n. 1737 del 1973 e n. 1956 del 1975).
Se nella Dichiarazione relativa ai principi di diritto internazionale concernenti le relazioni amichevoli e la cooperazione tra gli Stati (Ris. 24 ottobre 1970, n. 2625-XXV dell’Assemblea Generale delle Nazioni Unite) si afferma che «ciascuno Stato ha il diritto di scegliere e sviluppare liberamente il proprio sistema politico, economico, sociale e culturale», in successive e solenni dichiarazioni di principi, relative all’instaurazione del cd. Nuovo Ordine Economico Internazionale79, i Paesi in via di sviluppo promuovono attraverso l’Assemblea Generale delle Nazioni Unite una proposta formale di revisione delle regole che, fino a quel momento, avevano indirizzato la condotta degli Stati nel settore dei rapporti economici al fine di realizzare un ordine economico fondato sull’equità, l’uguaglianza, l’interdipendenza e la cooperazione tra Stati. A queste risoluzioni fece seguito un’altra importante risoluzione dell’Assemblea Generale, contenente la Carta dei diritti e doveri economici degli Stati (Ris. 12 dicembre 1974, n. 3281-XXIX dell’Assemblea Generale delle Nazioni Unite), che completa la triade su cui poggia il c.d. Nuovo Ordine Economico Internazionale (insieme alle due che l’hanno preceduta, la Ris. 3201S-VI del 1° maggio 1974 e la Ris. 3202S-VI del 16 maggio 1974) e rappresenta un ulteriore, più specifico
significativo riferimento allo sviluppo contenuto nella Carta dei diritti e doveri economici degli Stati, adottata dall’Assemblea generale delle Nazioni Unite con la risoluzione n. 3281(XXIX) del 12 dicembre 1974, il cui art. 7 statuisce che ogni Stato ha la responsabilità primaria di promuovere il progresso economico, sociale e culturale del suo popolo, e a questo fine, ha il diritto e la responsabilità di scegliere i propri obiettivi e i propri mezzi di sviluppo.
79 Cfr. la Risoluzione dell’Assemblea Generale n. 3201, adottata per consensus il 1° maggio 1974, insieme alla Risoluzione n. 3202 contenente il Programma d’azione concernente l’instaurazione di un Nuovo Ordine Economico Internazionale.
tentativo di proporre nuove regole di condotta nel settore delle relazioni economiche tra gli Stati, in particolare per quel che riguarda lo sfruttamento delle risorse economiche del pianeta. Ogni Stato ha il diritto di disciplinare gli investimenti stranieri, di procedere a nazionalizzazioni e espropriazioni di beni esteri secondo il proprio diritto interno, escludendo pertanto ogni ricorso al diritto internazionale e negando la competenza a risolvere le controversie, che dovessero eventualmente insorgere, di giudici diversi da quello dello Stato che a dette nazionalizzazioni e espropriazioni proceda 80 . In sostanza, la sovranità permanente sulle proprie risorse naturali e i corollari che ne discendono in materia di nazionalizzazione 81 sono temi fondamentali della Ris. n. 3281 del 1974, che individua il principio della sovranità permanente («inclusi il possesso, l’uso e il diritto a disporre di tutte le ricchezze, risorse naturali e attività economiche») sancito al par. 2.1, inquadrandolo nel più ampio diritto inalienabile di ogni Stato di scegliere il proprio sistema economico, politico e sociale senza interferenze esterne82. La Carta sviluppa dunque un diritto sovrano degli Stati su tutto l’apparato economico nazionale, con l’intento di rafforzare il principio di non ingerenza negli affari economici interni da parte degli Stati terzi attraverso la formulazione di un diritto soggettivo di ciascuno Stato di determinare liberamente il proprio sistema economico cui si ricollega,
80 FEUER, Réflexions sur la charte des droits et devoirs économiques, in Revue générale de droit international public, 1975, p. 295 ss.
81 Il diritto di nazionalizzare beni stranieri trova un’autorevole conferma anche nella Risoluzione AG 2625 (XXV) del 24 ottobre 1970 «Principi di diritto internazionale concernenti le relazioni amichevoli», pubblicata alla parte I e sulla quale vedi diffusamente ARANGIO-RUIZ, The Normative Role of the General Assembly of the United Nations and the Declaration of Principles of Friendly Relations, in RC, 1972-III, p. 431 ss.; cfr. ▇▇▇▇▇▇, International Law and Economic Coercion, in Virginia Journal of International Law, 1976, p. 246 ss.; cfr. ▇▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇, The New International Economic Order, in International and Comparative Law Quarterly (ICLQ), 1975, p. 542 ss.
82 In questi termini vedi ancora FRIGO, op. cit., p. 255 ss.
peraltro, un obbligo di natura politica o morale, di promuovere lo sviluppo economico e sociale interno. E’ inoltre utile ricordare ai fini del nostro discorso che alla non ingerenza negli affari economici interni degli altri Stati si ricollega nella Carta dei diritti e dei doveri economici il nuovo principio di una «responsabilità economica» degli Stati (industrializzati) che siano autori di politiche di sfruttamento, sancita al par. 16. Tale principio postula la restituzione, da parte di questi ultimi, di tutte le risorse a «Paesi, popoli, territori oppressi» (in sostanza quelli non ancora indipendenti o in relazione al periodo precedente all’indipendenza), nonché l’indennizzo di questi ultimi per lo sfruttamento e il deterioramento delle stesse.
In altri termini, il Nuovo Ordine Economico Internazionale propugnava il diritto individuale dello Stato territoriale alla sovranità permanente sulle proprie ricchezze. L’applicazione di tale principio, riaffermato in una serie di risoluzioni dell’Assemblea Generale delle Nazioni Unite a partire dal 196283, comporta che lo Stato persegua in piena libertà la ricerca, la valorizzazione e l’utilizzazione delle risorse situate entro i suoi confini nazionali o nel fondo o nel sottosuolo marino entro ilimiti della giurisdizione nazionale, e che l’importazione dei capitali stranieri necessari a tali fini sia soggetta alle leggi nazionali, oltre che al diritto internazionale. In particolare, il principio della sovranità permanente dello Stato sulle proprie risorse naturali gioca un ruolo decisivo nella disciplina degli investimenti stranieri e relativamente alla questione del risarcimento dovuto allo straniero a seguito di misure di nazionalizzazione, espropriazione o confisca. In conformità con la regola consuetudinaria vigente, a seguito di tali misure lo Stato territoriali avrebbe avuto l’obbligo di corrispondere all’investitore privato straniero
83 Cfr. la Ris. n. 1803 del 12 dicembre 1962 (adottata con 87 voti favorevoli, tra i quali quello italiano, 12 astensioni e 2 voti contrari).
un risarcimento che, secondo la formula coniata dal Segretario di Stato americano ▇▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇, avrebbe dovuto essere “pronto, adeguato ed effettivo 84 ”, cioè avrebbe dovuto essere corrisposto immediatamente all’espropriazione del bene, corrispondere al suo valore e versato in moneta convertibile. A questo proposito, i Paesi in via di sviluppo non mettevano in dubbio che la misura restrittiva della proprietà privata dello straniero dovesse basarsi su motivi di pubblica utilità o di interesse nazionale né che, in questi casi, allo straniero fosse dovuto un indennizzo appropriato. Essi ritevano, però, che l’adeguatezza dell’indennizzo dovesse essere calcolata tenendo presente non soltanto il valore di mercato del bene confiscato, ma anche altri fattori, quali ad esempio, che la compagnia (o l’individuo) straniera si fosse, negli anni dell’investimento, indebitamente arricchita a spese dello Stato territoriale. I Paesi in via di sviluppo sostenevano altresì che nel nel computo dell’indennizzo fosse necessario tener conto delle esigenze specifiche dello Stato territoriale, soprattutto quando la misura restrittiva fosse una nazionalizzazione85.
Di conseguenza, i Paesi in via di sviluppo, pur non questionando sul principio dell’indennizzo, suggerivano che quest’ultimo dovesse essere anche commisurato alle esigenze del Paese che operava le eventuali misure di nazionalizzazione, espropriazione o confisca, nonché
84 Cfr. più diffusamente, infra.
85 Cfr. SCISO, Appunti di diritto internazionale dell’economia, Torino, 2012, p. 31, in cui l’Autore chiarisce come la nazionalizzazione si distingue dalla confisca e dall’espropriazione per il suo carattere generale, riguardando non singole proprietà ma un intero settore o addirittura più settori dell’economia del Paese; si tratta quindi di una misura che, proprio per la sua generalità ed ampiezza, è indubbiamente determinata da impellenti ragioni di natura sociale ed economica del Paese che la attua. Ebbene se, conformemente alla regola consuetudinaria sull’indennizzo, tale misura avesse dovuto essere accompagnata da un esborso di denaro immediato e proporzionato al valore di mercato dei beni espropriati, secondo i Paesi in via di sviluppo la nazionalizzazione avrebbe perso ogni reale utilità per il Paese.
all’indebito arricchimento conseguito in danno del Paese. Su un altro piano, dal principio della sovranità permanente dello Stato sulle sue risorse naturali discendeva che eventuali controversie tra lo Stato e l’investitore straniero, relative all’indennizzo e ad altri aspetti dell’investimento, dovessero essere regolate esclusivamente davanti ai giudici nazionali ed in conformità con il diritto nazionale dello Stato86: la prassi fino a quel momento seguita prevedeva invece che le eventuali controversie relative all’investimento fossero risolte mediante arbitrato, a garanzia degli interessi dell’investitore privato straniero, oltre che dello Stato ospite. I Paesi in via di sviluppo respingevano quest’ultimo principio, sostenendo l’esclusiva competenza in materia dei giudici dello Stato ospite. Tale presa di posizione non è mai stata accettata dagli Stati industrializzati e come si vedrà nel prosieguo dell’indagine, ha determinato negli anni successivi una disaffezione del capitale straniero nei confronti dei Paesi in via di sviluppo, nuocendo ai loro stessi interessi.
Per completare il quadro degli strumenti attraverso i quali i Paesi in via di sviluppo (vale a dire i Paesi produttori, per quanto ci interessa in questa sede) hanno cercato un nuovo ruolo nelle relazioni economiche internazionali, la Risoluzione Ecosoc 1737 del 1973 sancisce, al par. 2, il principio in virtù del quale l’esplorazione e lo sfruttamento delle risorse naturali sono attività subordinate alle leggi e ai regolamenti nazionali87. Più significativamente la Risoluzione Ecosoc 1956 del 1975 riafferma il divieto di coercizione e di pressioni dirette o indirette sugli Stati che intendono esercitare i loro diritti sovrani sulle risorse naturali, in quanto
86 Sul punto v. specificamente la Dichiarazione del 1973 sulla Sovranità permanente sulle risorse naturali e l’art. 2, lett. c) della Carta dei diritti e doveri economici degli Stati (Ris. Dell’Assemblea Generale, n. 3281 del dicembre 1974).
87 Cfr. Risoluzione Ecosoc 1737 (LIV) del 4 maggio 1973.
condotte contrarie alla Carta delle Nazioni Unite88. In tale risoluzione si mette in evidenza come il principio di sovranità presupponga il diritto esclusivo di ogni Stato di determinare l’ammontare (e la modalità di versamento) dell’eventuale indennizzo; ancora, si stabilisce l’applicazione del diritto nazionale dello Stato espropriante alla soluzione delle questioni divenute controverse.
Circa gli orientamenti degli Stati in via di sviluppo, la dottrina ha mostrato che sia il principio che afferma il diritto di ogni Stato di scegliere liberamente il proprio sistema economico sia quello che proclama la sua sovranità permanente sulle risorse naturali discendono dal principio della sovrana eguaglianza degli Stati sancito dall’art. 2 della Carta delle Nazioni Unite: il primo principio fa dunque nascere in capo ad ogni Stato il diritto di determinarsi sul piano economico e sociale senza subire ingerenze da parte degli altri Stati; d’altra parte, il principio che sancisce la sovranità degli Stati sulle proprie risorse naturali si concentra piuttosto sugli effetti nel tempo dell’esercizio di questa libera scelta del diritto di organizzarsi o di riorganizzarsi, soprattutto quando siano in gioco gli interessi economici stranieri89.
La dottrina rileva altresì che il carattere assoluto e esclusivo del potere inerente alla sovranità interna e la libertà di scelta e d’azione che la sovranità implica devono essere intesi nei limiti del diritto internazionale. Le violazioni degli obblighi che da tali limiti discendono per effetto di accordi conclusi dal governo di uno Stato, lasciano sussistere intatta sul piano interno la sovranità, pur facendo sorgere la responsabilità
88 Cfr. art. 5 Risoluzione Ecosoc n. 1956 (LIX) del 25 luglio 1975.
89 Cfr. ▇▇▇▇▇▇▇▇, State contracts: National versus International law, in The Italian Yearbook of International Law, 1981, pp. 145-170; cfr. altresì ABI-SAAB, La souveraneité permanente sur les resources naturelles, in BEDJAONI, Droit International: bilan et perspectives, ▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇, p. 641.
internazionale di tale Stato. Nelle citate risoluzioni, infatti, la sovranità è definita come sovranità «permanente»90. A tale proposito, l’art. 1 del Patto delle Nazioni Unite sui diritti economici, sociali e culturali afferma che «il diritto dei popoli all’autodeterminazione (à disposer d’eux mêmes) ricomprende un diritto di sovranità permanente sulle proprie ricchezze e risorse naturali». Secondo un’opinione della dottrina 91 , ciò comporterebbe che «i diritti che gli altri Stati possono rivendicare non potranno in alcun caso giustificare che un popolo sia privato dei suoi propri mezzi di sussistenza». Ciò detto, la stessa dottrina ritiene che la sovranità sulle risorse naturali sia permanente in quanto essa è un diritto del popolo ed è finalizzata a proteggere tale diritto dalla debolezza dei governi degli Stati e a farlo prevalere su qualsiasi accordo che questi abbiano concluso e che tale diritto possa limitare.
Ciò implica che, ad esempio, per quanto riguarda le clausole di stabilizzazione contenute in contratti di concessioni petrolifere, una concessione che fosse conclusa per un periodo troppo lungo sarebbe contraria alla sovranità permanente dello Stato territoriale. In caso di revoca della stessa e di nazionalizzazione sarebbe dovuto alle imprese nazionalizzate solo un indennizzo, la cui adeguatezza, secondo quanto previsto dalla Carta dei diritti e dei doveri economici degli Stati, dovrebbe essere determinata tenuto conto delle leggi e dei regolamenti dello Stato nazionalizzante nonché di tutte le circostanze che tale Stato consideri pertinenti. Essa potrebbe, peraltro, essere determinata dai giudici dello stesso Stato, o essere rimessa ad un arbitrato o a un regolamento giudiziario internazionale in virtù di un accordo liberamente
90 MENGOZZI, op. cit., p. 480.
91 ▇▇▇▇▇▇▇ DE ▇▇▇▇▇▇▇▇, Manual of public International law, ▇▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇; dello stesso Autore, International law in the past third of a century, in Recueil des Cours de l’Académie de Droit International de la ▇▇▇▇, L’Aja, 1978, 159, p. 307.
concluso con il consenso dello Stato o degli altri interessati, a controversia ▇▇▇▇▇▇▇▇▇.
Dalle risoluzioni appena menzionate discendono dei principi che affermano, in modo piuttosto categorico, il diritto inalienabile di ogni Stato sulle proprie risorse naturali, il diritto di ogni Stato di adottare misure di nazionalizzazione per il pieno recupero di tali risorse, nonché la competenza delle corti nazionali a giudicare secondo le proprie leggi in ordine alle controversie sulle misure di nazionalizzazione o espropriazione.
Tale presa di posizione da parte dei Paesi in via di sviluppo si è protratta per tutto il corso degli anni Settanta e la prima metà degli anni Ottanta. Successivamente, si sono verificate due circostanze che hanno condotto ad un superamento della contrapposizione e ad un’accettazione, tendenzialmente generale, delle regole tradizionali in materia di trattamento degli investimenti privati stranieri e di indennizzo per le espropriazioni, confische o altre misure restrittive della proprietà privata straniera: da un lato, il gruppo dei Paesi in via di sviluppo ha cominciato a diversificarsi al suo interno, con il decollo di alcune economie (e non di altre), con la conseguenza che è venuto a costituirsi un nuovo raggruppamento di Paesi tendenzialmente omogeneo con interessi diversi da quelli non toccati dal processo di industrializzazione; dall’altro, il Paesi in via di sviluppo hanno preso atto che le loro richieste non avevano avuto il seguito auspicato e che le proposte di modifica di norme ed istituti relativi ai rapporti economici internazionali non erano state in grado di aggregare il consenso della Comunità internazionale93.
92 ABI-SAAB, ...op. cit., p. 641.
93 Cfr. SCISO, op. cit., p. 32, in cui si mette in luce come fin dalla metà degli anni Ottanta e soprattutto negli anni Novanta, si registra un adeguamento progressivo dei Paesi in via di sviluppo sulle posizioni tradizionali dei Paesi sviluppati. Riprendono
2.7 L’organizzazione dei Paesi esportatori di petrolio (OPEC) e l’azione dei Paesi produttori
L’affermazione dei principi relativi al Nuovo Ordine Economico Internazionale mira a favorire il recupero della sovranità che strumenti ritenuti espressione del vecchio ordine economico, quali la concessione petrolifera, avevano limitato ed è inoltre resa possibile anche dalla consapevolezza degli Stati di nuova indipendenza di disporre di risorse energetiche, prime fra tutte le risorse petrolifere, da cui dipende lo sviluppo e il benessere degli stessi Paesi del mondo industrializzato94. Oltre ad esercitare una capacità di pressione all’interno delle Nazioni Unite, all’inizio degli anni Sessanta taluni Paesi produttori danno vita all’Organizzazione dei Paesi esportatori di petrolio (Organization of Petroleum Exporting Countries, OPEC), organismo concepito come strumento per la contrattazione e la difesa degli interessi collettivi dei produttori aderenti 95 . I primi anni di attività portano pochi risultati, poiché, come subito appare evidente, i membri dell’organizzazione avevano posizioni assai distanti e avanzano rivendicazioni diverse.
Ciononostante, nel Declaratory Statement of Petroleum Policy in Member Countries (Risoluzione 25 giugno 1968, n. 16, par. 90), l’OPEC pose i principi base per una politica petrolifera comune. Tra questi, i principi prevalenti sono costituiti da quelli relativi alla partecipazione degli Stati
così vigore le regole classiche del diritto consuetudinario e, per quanto riguarda il risarcimento dovuto al privato straniero, si registra un ritorno alla formula di ▇▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇, dell’indennizzo pronto, adeguato ed effettivo.Resta fuori da tale recupero dei criteri tradizionali la questione del computo dell’indennizzo dovuto in caso di nazionalizzazione connessa a riforme sociali su larga scala o di guerra e rivoluzioni: in tali casi, infatti, l’indennizzo può essere determinato attraverso negoziati tra il Paese ospite dell’investimento e lo Stato nazionale dell’investitore.
94 In questi termini ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇, ..op. cit., p. 852.
95 Sulle origini dell’OPEC, cfr. ▇▇▇▇▇, OPEC: twenty-five years of Prices and Politics, ▇▇▇▇▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇.
nella proprietà delle società concessionarie, alla rinegoziazione delle condizioni finanziarie dei contratti petroliferi e alla soluzione delle controversie a opera di corti regionali (e non attraverso l’arbitrato internazionale). La suddetta Risoluzione, dopo aver richiamato il diritto inalienabile di ogni Stato di esercitare la sovranità permanente sulle proprie risorse naturali, già principio di diritto pubblico affermato dalle risoluzioni delle Nazioni Unite, ha fissato, tra l’altro, l’obiettivo dell’acquisizione di una reasonable participation nella proprietà delle società concessionarie sulla base del principio del mutamento delle circostanze ( cd. changing circumstances).
L’aumento della partecipazione nelle concessioni si attua con il General Agreement on Participation, firmato a New York il 20 dicembre 1972, in seguito al quale vari Stati mediorientali ottengono una partecipazione del 25% nelle concessioni rilasciate in passato alle compagnie petrolifere operanti nel loro territorio e, al contempo, l’impegno da parte di tali compagnie a trasferire, entro i successivi dieci anni, sino al 51% di partecipazione nelle stesse concessioni.
Si tratta di un accordo che, sul piano formale, segna la fine del controllo esclusivo delle risorse petrolifere ad opera delle compagnie del settore e l’ingresso dello Stato in qualità di compartecipe associato nella direzione e gestione delle operazioni petrolifere. L’acquisizione di una partecipazione da parte dei Paesi produttori di petrolio del Medio Oriente era tesa a costituire un rapporto associativo ( joint venture) con le compagnie del settore per la gestione congiunta dell’attività petrolifere, senza tuttavia modificare l’istituto giuridico (la concessione petrolifera) sulla base del quale tale attività viene svolta96.
96 Ancora ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇, ..op. cit., p. 852.
L’espressione joint venture si riferisce ad una particolare forma contrattuale in cui, in regime di concessione, è prevista la possibilità per lo Stato concedente di optare, a rischio esplorativo superato, per la partecipazione imprenditoriale e finanziaria all’attività di sviluppo e produzione degli idrocarburi. Gli accordi regolano come trattare i costi esplorativi sostenuti dalla/e società assegnataria/e che sarebbero stati di competenza della quota poi optata dallo Stato: la joint venture risponde quindi all’esigenza dello Stato di partecipare attivamente (a rischio esplorativo superato) alla conduzione dell’attività e di attingere agli utili che ne derivano, in aggiunta alle sue entrate fiscali.
Secondo le intenzioni dei Paesi produttori, da questa partecipazione, con la forma associativa cui essa avrebbe dato vita, sarebbe derivato il potere della società di Stato del Paese produttore di partecipare, alla luce della quota così acquisita, ai diritti, agli obblighi e ai profitti derivanti dall’attività petrolifera, nonché il potere di co-gestire tale attività attraverso la partecipazione a comitati misti (di direzione, tecnici, operativi) costituiti da rappresentanti di entrambe le parti del rapporto, con peso decisionale proporzionale alla quota di partecipazione. La società di Stato punta a divenire così lo strumento in grado di fare acquisire progressivamente allo Stato le necessarie competenze e esperienze professionali, tecniche e manageriali per essere in grado di esercitare il controllo dell’attività petrolifera, al fine di assicurare che la stessa sia indirizzata per scopi di pubblica utilità, o quantomeno, non sia solo al servizio del soggetto privato97.
97 A questo proposito, la dottrina (▇▇▇▇▇▇▇) ha sostenuto che «this association (joint venture) system is completely different from the traditional concession system. When the fields discovered are being developed, the host country takes a direct part in running the joint enterprise through its own managerial, administrative and technical staff and this ensures that the country’s interests are represented in all decisions affecting the formation of the oil revenue, while at the same
Pur essendo una delle finalità della governnmental participation voluta dalla Risoluzione OPEC del 25 giugno 1968, n. 16, par. 90, tale obiettivo è stato realizzato solo in minima parte.
Salvo poche eccezioni, infatti, la mancanza nelle società di Stato di personale dotato di esperienza tecnica e di capacità manageriali ha impedito di sfruttare pienamente queste nuove opportunità.
In realtà, le società petrolifere non hanno permesso al loro partner governativo l’acquisizione del know how necessario in campo geologico, finanziario e commerciale necessario per lo svolgimento dell’attività petrolifera; il potere decisionale è rimasto concentrato nelle mani delle società straniere, che hanno quindi mantenuto il pieno controllo sull’attività petrolifera. Ciò è stato possibile in quanto la predisposizione dei programmi operativi e di budget è rimasta in mano alla società privata quale operatore della joint venture. All’organismo in cui lo Stato (o la società di Stato) era rappresentato spettava un ruolo di semplice approvazione di tali programmi e del budget, con la conseguenza che, in caso di mancata approvazione, l’organismo non sarebbe stato in grado di approvare programmi e budget alternativi senza l’ausilio dell’operatore della joint venture. Proprio alla luce di tali aspetti, nella sentenza arbitrale del 1975, nel caso Anaconda Company v. Overseas Private Investment Corporation (OPIC) relativo al settore del rame cileno, si afferma che nonostante la ristrutturazione dei rapporti tramite joint venture, l’effettivo centro decisionale è rimasto nella sede delle case madri occidentali, e dunque le operazioni hanno continuato a essere condotte dall’Anaconda
time the staff are acquiring training and experience»: cfr. ▇▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇▇, Law and policy in petroleum development, New York, 1979, p. 121 ss.
come nel passato «through substantially the same practical chain of control as before»98.
L’esperienza della joint venture, quindi, è risultata deludente e comunque non rispondente all’esigenza degli Stati di un più pieno recupero e effettivo esercizio di quella sovranità permanente sulle risorse petrolifere così sonoramente proclamata dalle risoluzioni dell’Assemblea Generale delle Nazioni Unite99.
2.8 L’introduzione dei contratti di servizio con rischio (Risk Service Agreements, RSAs)
Questa tipologia contrattuale, diffusasi dapprima nei Paesi dell’America latina negli anni Cinquanta e successivamente nei Paesi del Medio Oreinte negli anni Sessanta, differisce sensibilmente dalle concessioni di tipo tradizionale. In questi contratti, infatti, la IOC non è riveste più il ruolo di concessionario, ma quello di contrattista al servizio dello Stato produttore, assumendo cosi il rischio connesso all’esplorazione e, nel caso di scoperta commerciale realizzando lo sviluppo e la produzione di gas e petrolio.
I contratti di servizio con rischio furono introdotti inizialmente in America Latina, in quanto i contratti di concessione erano divenuti inaccettabili per diversi Paesi, che avevano istituito le loro proprie società di Stato alle quali avevano conferito il monopolio dell’ esplorazione e sfruttamento petrolifero. Nel 1953, il Brasile aveva creato Petrobras, mentre nel 1958 l’Argentina aveva creato Yacimientos Petroliferos Fiscales (YPF). Anche alcuni Paesi mediorientali cominciarono ad
98 International Legal Materials (ILM), The Anaconda Co. and Chile Copper Co. and OPIC, Case No. 16 10 0071 72, 1975.
99 Così ancora ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇, …op. cit., p. 853.
avvalersi di contratti di servizio con rischio, come quelli conclusi dalla società francese Erap-Elf (ora confluita in Total) con la NIOC nel 1976 e con Iraq National Oil Company (INOC) nel 1978.
Secondo i termini di questi contratti, la società petrolifera internazionale agiva come contrattista, e non più come concessionario e proprietario del petrolio rivenduto. Questa era inoltre tenuta ad effettuare servizi di tipo tecnico, finanziario e commerciale, assumendo in toto il rischio operativo. La compagnia era ripagata, in caso di successo esplorativo e di produzione, attraverso il rimborso dei costi sostenuti con il diritto a un prezzo scontato sul petrolio che poteva acquistare dallo Stato produttore, fino a una data percentuale della produzione totale. Per la prima volta, una compagnia petrolifera accettava un accordo secondo il quale alla stessa non era conferito un diritto di proprietà su alcuna quota di produzione. La IOC era quindi un mero contrattista della società petrolifera del Paese produttore.
Da un punto di vista meramente giuridico questa tipologia contrattuale si caratterizza quindi per l’assenza di conferimento di concessione o diritti minerari, e per il fatto che la produzione di petrolio portata in superficie continua ad appartenere interamente allo Stato o alla società petrolifera di Stato, senza alcun trasferimento al contrattista di un titolo relativo alla produzione (a meno che non sia applicabile una buy-back-clause, vedi infra). Inoltre, nel quadro di un RSA è previsto un trasferimento dell’ operatorship dalla IOC alla NOC in un preciso momento (durante la vigenza del contratto, al momento dell’inizio della produzione o taluni anni dopo). Queste caratteristiche spiegano perché questa tipologia contrattuale è diventata politicamente molto più accettabile per i paesi produttori in un’epoca caratterizzata da crescente nazionalismo e ferma affermazione di diritti sovrani.
I Risk Service Agreements (RSAs) sono simili ai Production Sharing Agreements (PSAs), che si vedranno infra, in alcuni aspetti fondamentali: in entrambe le tipologie la IOC assume tutti i rischi finanziari ed è rimborsata per i suoi costi in caso di commercializzazione della produzione: tuttavia dopo il rimborso dei costi, in luogo di una quota della produzione dovuta secondo i termini di un PSAs, nell’ambito di un RSAs la IOC riceve una service fee. La principale differenza risiede dunque nel meccanismo utilizzato per rimborsare i costi del contrattista e per assegnargli una quota dei profitti, vale a dire se la IOC ha o meno accesso ad una quota predefinita di produzione petrolifera in kind.
In alcuni Paesi, tuttavia, il contrattista riceve petrolio come pagamento della service fee: a titolo di esempio una quota di petrolio pari alla service fee computata sulla base del prezzo di mercato del momento è trasferita al contrattista in virtù della buy-back-clause del RSAs iraniani100; una tipologia
100 A partire dal 1995 la National Iranian Oil Company (NIOC) ha concluso più di 20 contratti di servizio con diverse International Oil Companies (IOCs) con l’obiettivo di sviluppare (o risviluppare) specifici campi e di esplorare potenziali nuove aree. Questi contratti sono anche conosciuti come buy-back contracts in quanto il contrattista ha il diritto di essere ripagato in kind ovvero attraverso una quota della produzione.
Le principali caratteristiche di questi contratti sono le seguenti:
(i) Il preambolo del contratto di servizio definisce la relazione contrattuale tra la NIOC, specificando il motivo della selezione del contrattista:
«Whereas NIOC exercises ownership rights over petroleum resources in Iran, and wishes to promote and encourage development of petroleum resources in the Contract Area; and
Whereas CONTRACTOR has the financial ability and has expressed its willingness to provide the funding for, and to carry out the development operations set out in this Contract; and
Whereas CONTRACTOR has the technical competence and professional skills, necessary to carry out the development operations hereinafter described, by virtue of its extensive experience in developing similar reservoirs in other countries; and
(ii) Whereas NIOC therefore wishes to engage CONTRACTOR to provide the funding for, and carry out, on behalf of NIOC and in its name, certain development operations within the Contract Area»;
(iii) Il contrattista si impegna a realizzare, commissionare e finanziare per il campo, un master development plan specificando i tempi dell’inizio della produzione, sulla base di un livello di produzione giornaliera ottenuta in seguito a un performance test; se il contrattista eccede i costi previsti in budget, questi saranno a suo carico;
(iv) E’ previsto un trasferimento di operatorship dal contrattista, responsabile della costruzione delle istallazioni in favore della NIOC al momento dell’inizio della
più risalente di contratto di servizio autorizzava la IOC dopo il rimborso dei costi sostenuti, ad acquistare una determinata quota della produzione ad un prezzo scontato.
Questa tipologia contrattuale è stata storicamente accolta con freddezza dall’industria petrolifera, che si preparava alla diffusione di una nuova formula contrattuale.
2.9 La diffusione dei contratti di riparto della produzione (Production Sharing Agreements, PSAs)
L’introduzione di questa nuova tipologia contrattuale si fa risalire alla legge n. 44 del 1960 che introduceva tale contratto in Indonesia a partire dal 1966; negli anni seguenti, il Paese asiatico ha poi concluso più di un centinaio di contratti101 con società petrolifere americane cd. independent.
La novità di questi contratti era costituita dal fatto che la proprietà e il controllo delle risorse naturali erano attribuite allo Stato, mentre la società petrolifera internazionale assumeva il ruolo di contrattista che si accolla il rischio e che ha titolo ai rimborsi per i costi sostenuti solo in caso di scoperta commerciale, e in aggiunta a una quota della
produzione; la IOC non è direttamente coinvolta nella fase di produzione dopo che la NIOC assume l’operatorship;
(v) Il contrattista è autorizzato a recuperare in dollari americani i costi sostenuti per l’esecuzione del contratto; in più il contrattista riceve una quota predeterminata( rate of return) dell’investimento durante il ciclo di vita dell’investimento.
(vi) I costi e la remunerazione sono pagati dalla NIOC al contrattista in natura, attribuendogli accesso ad una quantità determinata di petrolio prodotto dal campo oggetto del contratto e venduto al prezzo internazionale di mercato fino ad una percentuale massima della produzione del campo: è questa la clausola buy-back nei contratti di servizio;
(vii) Nei recenti contratti di servizi iraniani lo scopo del contratto si è allargato al fine di realizzare progetti di esplorazione e sviluppo, in caso di scoperta commerciale.
101 Il primo contratto di riparto della produzione (PSA) fu concluso nell’agosto 1966 dall’americana IIAPCO, una società petrolifera cd. independent, in relazione all’area offshore di Northwest Sumatra, valido fino al 2017 dopo un’estensione concordata dei termini in esso contenuti.
produzione. Il primo PSA indonesiano del 1966 prevedeva, dopo il rimborso dei costi esplorativi sostenuti, una ripartizione tra Stato (65%) e compagnia petrolifera (35%)102.
Questo nuovo rapporto tra Stato e società petrolifera incarnava un nuovo orientamento politico nazionale dei Paesi produttori.
I nuovi contratti rispondevano meglio degli schemi contrattuali esistenti alle esigenze e agli obiettivi nazionali dei Paesi produttori: l’esercizio del controllo sovrano sulle risorse naturali nazionali, il diritto all’ottenimento ad una quota della produzione e dei benefici finanziari, l’ottenimento di maggiori redditi per garantirsi l’autosufficienza economica e finanziare lo sviluppo economico e sociale sul territorio nazionale, l’acquisizione di tecnologia e expertise, il raggiungimento di alti livelli di occupazione dei propri cittadini; in definitiva, il benessere a lungo termine Paese.
Un elemento essenziale nel passaggio del ruolo dello Stato da compartecipe nei cd. participation agreements a datore di lavoro della compagnia petrolifera ormai degradata a contrattista nei contratti di riparto della produzione è dunque quello del controllo: il modello
102 Per un approfondimento del contratto di riparto della produzione (PSC) in Indonesia, cfr. GAO, Indonesia’s Production Sharing Contract, in International Petroleum Contracts…op. cit., p. 59 ss., nel quale l’Autore, tra le altre cose, ricorda come il principio del riparto della produzione fosse un riflesso della politica nazionalistica che il Paese stava promuovendo in quegli anni in diversi settori della produzione, agricolo in primis. Tali politiche vietavano la possibilità di investimenti stranieri se non sotto di forma di prestiti, i quali sarebbero stati ripagati attraverso quote di produzione. Nel settore agricolo, una tale formula garantiva il ritorno degli investimenti in quanto non si configuravano rischi antecedenti alla produzione, come invece avviene nell’industria petrolifera. Il principio fu tuttavia mutuato dal settore agricolo e adattato, con opportune modifiche, all’industria petrolifera ad opera di ▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇, fondatore e primo presidente di Pertamina. ▇▇▇▇▇▇ «tried to find a system reasonable for Indonesia and yet still worthwhile for companies to gamble their money», come affermato in proposito da ▇▇▇▇▇, Oil and Nationalism Mix Beautifully in Indonesia, in Fortune, 1973, p. 99. Cfr. anche GAO, International petroleum contracts: Current Trends and ▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇.
indonesiano di PSA chiarisce infatti che lo Stato «retains and is responsible for the management of operations».
Questa sensibile modifica introdotta dal modello di PSA indonesiano esprime l’aspirazione dello Stato a riappropriarsi del controllo sulle proprie risorse naturali, come da prescrizioni costituzionali. Il tentativo di elevare il ruolo dello Stato attraverso l’introduzione nel contratto di una management clause come quella appena riportata provocò non poche inquietudini nelle IOCs, in quanto rappresentava un cambiamento radicale nei rapporti fino ad allora esistenti tra Stati produttori e società petrolifere: per le compagnie era difficile accettare di mantenere la responsabilità del capitale di rischio rinunciando al controllo delle operazioni; se per lo Stato era imprescindibile riaffermare la sovranità sulle proprie risorse, per le compagnie petrolifere non era possibile rinunciare a alla direzione delle funzioni manageriali.
Nel corso degli anni la struttura dei PSAs si è variamente modificata risentendo di changing trends nelle relazioni tra Stato e compagnia petrolifera internazionale.
Ciononostante, è possibile individuare delle caratteristiche comuni a tutti PSAs:
la compagnia petrolifera internazionale è scelta dallo Stato, direttamente o attraverso la sua National Oil Company (NOC)103, quale
103 Per contro, in alcuni Paesi quali Oman, Qatar, Siria, Kazakhstan, Trinidad e Tobago, Gabon, Costa d’Avorio, il PSA è firmato dall’International Oil Company (IOC) e il governo stesso, rappresentato o dal ministro del petrolio o da un’agenzia designata dal governo a tal fine, con nessun potere di firma della NOC: ciò accade quando il Paese punti ad avere un’autorità distinta dalla NOC per firmare e conclude accordi petroliferi in questione. In questi casi, dunque, il governo restringe
contrattista (e non concessionario) esclusivo per la realizzazione di attività petrolifere in un’area predeterminata in uno specifico periodo di tempo;
la compagnia petrolifera opera accollandosi totalmente il rischio, a sue spese e sotto la supervisione dello Stato;
se è prodotto petrolio, questo appartiene allo Stato, eccezion fatta per una quota del petrolio prodotto che può essere assegnato alla compagnia petrolifera come remunerazione in kind per il recupero dei costi e per la ripartizione dei profitti; è proprio questa ripartizione della produzione, da cui la tipologia contrattuale prende nome, che rappresenta un’evidente distinzione rispetto alla concessione, attraverso la quale invece il concessionario acquista la proprietà della totalità del petrolio prodotto;
la compagnia petrolifera ha il diritto di recuperare i costi attraverso l’assegnazione di una quota della produzione dell’area oggetto del contratto;
dopo il recupero dei costi, la produzione di petrolio è suddivisa tra Stato e compagnia secondo una percentuale prestabilita; solitamente la
espressamente, appiattendolo, il ruolo della NOC a quello di una compagnia petrolifera parte del progetto e con diritti simili a quelli della compagnia petrolifera internazionale. In Indonesia, ad esempio, si è recentemente registrata una volontà del governo in tal senso e, in conformità alla nuova legge sulla disciplina del settore oil and gas del 2001, la cd. signing authority in materia di PSA è stata conferita ad un’agenzia governativa e non più alla NOC Pertamina.
percentuale in favore dello Stato viene ad incrementarsi in maniera progressiva man mano che la produzione e/o i profitti aumentano;
il reddito netto (cd. net income) della compagnia petrolifera è sottoposto a tassazione, salvo diversa previsione del PSA;
attrezzature, installazioni e/o facilities sono di proprietà dello Stato, fin da subito o attraverso un’acquisizione nel corso del tempo, secondo schemi fissati per il recupero dei costi. Alla scadenza del contratto, il contrattista ha l’obbligo di rimuovere equipaggiamento e installazioni su richiesta dello Stato104.
Si è già avuto modo di vedere quali siano le differenze tra i contratti di riparto della produzione (PSAs) e i contratti di servizio con rischio (RSAs) nelle pagine che precedono, vale a dire il metodo di remunerazione del contrattista (quota di petrolio in kind nei PSAs e service fee nei RSAs).
104 Gli scopi di un PSA, come delineati supra, sono ben definiti nel modello vigente in Nepal: «Contractors shall be responsible to the government for the execution of Petroleum operations in accordance with the provisions of this agreement, and under the supervision of the Government. […]
Contractor shall provide all capital, technology and manpower necessary to conduct petroleum operations, except as otherwise provided in this agreement.
Contractor shall carry out petroleum operations as its sole cost and risk, except as otherwise provided in this agreement. The costs incurred by Contractor in carrying out the saying petroleum operations will be reimbursed to Contractor in accordance with chapter x thereof. If no commercial field is discovered in the contract area or if the production achieved is insufficient to reimburse him, contractor shall bear its own losses.
Contractor shall not have any rights to petroleum in the contract area, except the right to carry out petroleum operations and to receive an allocation of the petroleum produced as provided in this agreement».
I PSAs (e i RSAs) si distinguono però anche dalle concessioni per un aspetto fondamentale: i diritti di spettanza e di proprietà sulle risorse petrolifere.
Nel caso di una concessione, la compagnia petrolifera internazionale detiene diritti minerari di esplorazione e produzione, oltre a vantare diritti su tutta la produzione ottenuta da una campagna esplorativa di successo.
Viceversa, secondo i termini di un PSA o di un RSA, i diritti connessi allo svolgimento di attività minerarie appartengono esclusivamente allo Stato o alla sua National Oil Company (NOC), mentre la compagnia petrolifera internazionale è un contrattista cui si fa ricorso per porre in essere le operazioni. Lo Stato mantiene i diritti di proprietà sulle proprie risorse e sull’eventuale produzione estratta, eccezion fatta per una quota di produzione che è assegnata al contrattista.
A titolo di esempio, il PSA indonesiano originario statuisce espressamente che la compagnia petrolifera internazionale, in qualità di contrattista, detiene un semplice interesse economico (cd. economic interest) nel progetto105 .
105 Per comprendere al meglio la distinzione di ruoli tra Stato, compagnia petrolifera nazionale e contrattista nei termini di un PSA, tra i tanti modelli si può fare riferimento al PSA angolano concluso in conformità alla legge petrolifera angolana n. 10/04 del 12 novembre 2004, in cui i ruoli dello Stato angolano, della National Oil Company (NOC) Sonangol e del cd. PSA holder sono chiaramente definiti come segue:
«Whereas, through decree N°…, the government of the Republic of Angola, in accordance with the Petroleum Law N°10/04…., has granted Sonangol an exclusive concession for the exercise of mining rights for ….exploration, development and production of liquid and gaseous hydrocarbons in the Concession concerning Block N°…;
Whereas, under Decree N°…, the government has authorized Sonangol to enter into a PSA for Block N°…;
Whereas, Sonangol, with a view to carrying out the Petroleum Operations necessary to duly exercise such rights and in conformity with the obligations deriving from the Concession Decree, wishes to sign a PSA with the Contractor…»
I diritti minerari conferiti dallo Stato ai sensi della concessione angolana sono detenuti esclusivamente dalla National Oil Company (NOC). Inoltre, la compagnia
In conclusione, gli anni Sessanta si caratterizzano106 per lo sviluppo dei contratti di partecipazione conclusi tra Stato e compagnia petrolifera, per l’introduzione dei PSAs e per la diffusione in Medio Oriente dei contratti di servizio con rischio.
2.10 L’accresciuto ruolo dell’OPEC e il caso di Occidental in Libia: una nuova breccia nei rapporti tra Stati e compagnie petrolifere internazionali
Come visto supra, nel settembre 1960 è inoltre istituita l’Organizzazione dei Paesi Esportatori di Petrolio (OPEC), fondata a Baghdad dai
petrolifera internazionale non è concessionaria, ma è contrattista unico per la realizzazione delle operazioni petrolifere nel blocco designato e per l’esplorazione e la produzione nei tempi e nelle modalità individuate nell’accordo.
Uno schema simile è utilizzato in Nigeria dalla Nigerian National Petroleum Company (NNPC), cui è conferita la licenza per l’esplorazione e la produzione relativa all’area individuata nel contratto di tipo PSA concluso tra NNPC e la compagnia petrolifera internazionale. Quanto ad Egitto, Malesia e Azerbaijan (in cui la NOC Socar è abilitata a siglare PSA), si utilizzano gli stessi termini contrattuali. La legislazione che contempla la possibilità di conclusione di PSAs in molti Paesi non specifica nel dettaglio la natura dei diritti conferiti alla NOC e alla IOC.
106 In alcuni PSA molti stati ospiti si riservano l’opzione di partecipare al progetto una volta effettuata una scoperta commerciale. Lo Stato ospite acquisisce un working interest nel progetto divenendo un’entità contrattista. Il meccanismo utilizzato per garantirsi questa opzione è identico a quello utilizzato nelle concessioni. In ogni caso, i PSA non sono lo strumento ideale per la partecipazione dello Stato, poiché tutti i vantaggi cercati dagli Stati ospiti attraverso la partecipazione possono essere ottenuti utilizzando altre disposizioni contenute nei PSA come l’aumento della quota di produzione in capo allo Stato ospite, così come attraverso clausole che garantiscono allo Stato il controllo delle operazioni petrolifere. In ultima analisi, è importante notare che optando di partecipare nel quadro di un PSA, lo Stato Ospite potrebbe trovarsi in una posizione giuridica ambigua in quanto esso sarebbe contrattista di se stesso(almeno in parte) senza considerare se il PSA sia stipulato direttamente con la Società Petrolifera di Stato(NOC) piuttosto che con il governo o con un’agenzia governativa.
Ciònonostante molti PSA prevedono la partecipazione dello Stato ospite in caso di scoperta commerciale(come l’opzione del 10% di partecipazione nei PSA indonesiani) o dall’inizio dell’esplorazione spesso con il beneficio di un carried interest quando il contrattista che stipula il contratto è formato da una o più compagnie petrolifere internazionali più la Società Petrolifera di Stato(NOC) stessa, come avviene in Angola, Libia e Malaysia.
maggiori Paesi esportatori di petrolio dell’epoca, vale a dire Venezuela, Arabia Saudita, Iran, Iraq e Kuwait107, quale organismo concepito come strumento per la contrattazione e la difesa degli interessi collettivi dei produttori aderenti108.
La tendenza alla diminuzione dei prezzi del petrolio stava ricevendo negli anni Sessanta un forte impulso, quando furono effettuate nuove importanti scoperte in Africa e i Paesi OPEC puntavano a evitare una riduzione dei prezzi del petrolio e, in ultima analisi, dei loro introiti.
Con il passare degli anni l’OPEC si è rafforzata, tanto da riuscire a confrontarsi con le società petrolifere internazionali su diversi temi quali il prezzo del petrolio, la fissazione dei livelli di produzione, per citare i più importanti.
Il ruolo dell’OPEC è esemplificato nella Declaration of Sovereigns and Chiefs of State of OPEC firmata ad Algeri nel 1975, nella quale si legge:
«The Sovereigns and Heads of States reaffirm the solidarity which unites their countries in safe-guarding the legitimate rights and interests of their people, reasserting the sovereign and inalienable right of their countries to the ownership, exploitation and pricing of their national resources and rejecting any idea or thought that challenges these fundamental rights ad, thereby, the Sovereignty of their countries».
Negli anni Settanta, l’influenza dell’OPEC si accrebbe ulteriormente, la produzione essendo passata dai 9 milioni di barili giorno nel 1961 a 30
107Ad oggi (gennaio 2013, ndr.), l’OPEC include 12 Paesi membri. Oltre ai 5 Paesi fondatori (Iran, Iraq, Kuwait, Arabia Saudita, Venezuela), successivamente aderirono all’organizzazione Qatar (1961), Indonesia (1962), Libia (1962), Emirati Arabi Uniti (1967), Algeria (1969), Nigeria (1971), Ecuador (1973), Gabon (1975) e Angola (2007). Dal 1992 al 2007 l’Ecuador ha sospeso la sua membership, mentre dal 1995 il Gabon non fa parte dell’Organizzazione. Per contro l’Indonesia ha sospeso la sua membership a partire dal dicembre 2009.
108 Sulle origini dell’OPEC, cfr. ancora SKEET, OPEC: Twenty-five years of Prices and Politics, ▇▇▇▇▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇.
milioni di barili nel 1973: in sostanza l’OPEC acquisiva una sorta di monopolio dell’offerta di greggio per il mondo industriale.
Le restanti concessioni allora in vigore avrebbero invece subito sensibili modifiche dopo il colpo di Stato del colonnello ▇▇▇▇▇▇▇▇ in Libia nel 1969: la Libia richiese infatti un sensibile aumento nel posted price del petrolio109, vale a dire del prezzo determinato dalla società concessionaria che corrisponde al prezzo al quale la stessa è disposta a vendere il greggio prodotto. Sostenuto dal boom petrolifero nel Paese della seconda metà degli anni Sessanta, ▇▇▇▇▇▇▇▇ procedette a tracciare un’agenda di obiettivi da imporre alle società occidentali, tra cui l’aumento del prezzo del greggio e l’incremento della quota dei profitti destinata al governo. Nel perseguire in suo disegno, il leader era favorito sia dalla frammentazione della proprietà dei giacimenti all’interno del suo Paese, sia dalla rapida ascesa di una piccola società americana, la Occidental Petroleum.
Nel 1965, Occidental si era aggiudicata due concessioni in Libia, una delle quali comprende un’area che Mobil aveva abbandonato dopo aver effettuato numerose trivellazioni senza successo. Proprio in quell’area fu scoperto tuttavia un immenso giacimento di petrolio (le stime iniziali indicarono circa 3 miliardi di barili di riserve recuperabili, ma che si riveleranno assai maggiori). Da un giorno all’altro, la piccola società si trasforma in una major internazionale, raggiungendo nel 1969 una produzione di 800.00 barili al giorno. Questo successo è però costruito sulla sabbia, in quanto la Libia è l’unica fonte di riserve e della produzione di Occidental, che rimane così ostaggio di qualsiasi richiesta avanzata dal governo del Paese. ▇▇▇▇▇▇▇▇ coglie la situazione al volo, e nel gennaio 1970 richiede una revisione della formula fifty-fifty e, dopo un
109 Cfr. ▇▇▇▇▇▇, The Libyan expropriations: further developments on the remedy of invalidation of title, in 11 Houston Law Review, 1974 , p. 924.
primo rifiuto delle altre società petrolifere presenti nel Paese, impone loro progressivi tagli della produzione. Mentre le grandi società non cedono, Occidental è costretta ad accettare i termini di ▇▇▇▇▇▇▇▇, dopo che i primi tagli hanno già dimezzato la sua produzione. Nel settembre 1970 Occidental firmava un nuovo accordo col governo libico, che riesce a spuntare una quota degli utili pari al 55% e un aumento del 30% del posted price (base per i prelievi fiscali dello Stato) del suo greggio. La breccia aperta con Occidental indeboliva la posizione delle altre società petrolifere (che in maniera poco lungimirante avevano negato soccorso alla Occidental) e dopo poche settimane anch’esse cedevano alle richieste di ▇▇▇▇▇▇▇▇. Il successo libico è solo la scintilla che innesca una reazione a catena senza precedenti nell’ordine petrolifero del dopoguerra, a cominciare dall’Iran, che nel 1971 strappa a Texaco e Standard Oil of California gli stessi termini ottenuti da ▇▇▇▇▇▇▇▇.
In ultima analisi, in alcuni Paesi mediorientali il principio fifty-fifty era già un ricordo del passato.
2.11 La crisi petrolifera del 1973 e l’aumento del prezzo del petrolio negli anni successivi
Nell’ottobre 1973 i principali Paesi produttori di petrolio del Medio Oriente imposero un embargo petrolifero agli Stati Uniti e ad altri Paesi occidentali. I prezzi del petrolio incrementarono in maniera drastica da meno di 3$ al barile nel 1973 a 10$ nel 1975, per giungere poi a 13$ nel 1978. Eventi quali la rivoluzione iraniana del 1979 e la guerra Iran-Iraq cominciata nel 1980 hanno sortito l’effetto di aumentare il potere contrattuale di Paesi esportatori di petrolio, in particolar modo i Paesi membri dell’OPEC.
Il prezzo del petrolio è balzato a 37$ al barile nel 1981 (valore pari a circa 100$ nel 2008). I riflessi sulle formule contrattuali furono che la scarsità di offerta di petrolio condusse molti Paesi produttori a pretendere dalle compagnie petrolifere straniere formule contrattuali più moderne, quali i PSA e contratti di servizio con rischio, o nuove concessioni che includessero termini più favorevoli, quali la cd. formula OPEC: alti valori per le royalty (fino al 20%) e e per le imposte (fino all’85%), nonché schemi di compartecipazione dello Stato. Alcune di queste richieste, come si vedrà tra breve, portarono infine alla completa nazionalizzazione del settore da parte di alcuni Stati produttori.
2.12 Compartecipazione di maggioranza degli Stati produttori e nazionalizzazioni negli anni Settanta
Uno degli obiettivi dell’OPEC e degli altri Paesi produttori agli inizi degli anni Settanta e prima dell’embargo del 1973, era quello di ottenere un maggiore quota di partecipazione, cd. participating interest, nelle concessioni allora in vigore. In diversi Paesi si registravano già alcuni casi di piccole partecipazioni dello Stato: Kuwait, che aveva negoziato un partecipazione del 15% in una concessione con ▇▇▇▇▇▇▇ nel 1948, Iran, Egitto, Congo, Gabon, Algeria e Nigeria.
Nell’ottobre 1972 a New York fu siglato un accordo tra l’OPEC e un gruppo di società petrolifere internazionali (vedi, supra), secondo il quale a partire dal gennaio 1973 la partecipazione degli Stati produttori sarebbe stata del 25%, per passare al 51% nel 1982. In realtà, in quegli anni si affermò una tendenza alla nazionalizzazione in molteplici Paesi produttori: in Venezuela (partecipazione del 100% dello Stato in seguito alla nazionalizzazione dell’industria petrolifera nel 1976 e istituzione della
National Oil Company PDVSA); Kuwait (partecipazione del 100% a partire dal 1975 nella società petrolifera nazionale Kuwait Oil Company, KOC); Qatar (100% dal 1975 nella Qatar Petroleum); Emirati Arabi Uniti (60% dal 1974 in diverse joint ventures); Arabia Saudita (100% in Saudi Aramco dal 1980); Oman (60% nella sua industria petrolifera nazionale, PDO, dal 1980).
Successivamente alle nazionalizzazioni, questi Paesi procedettero a concludere technical service agremments (TSAs) con le compagnie ex- concessionarie per la fornitura di servizi di consulenza e expertise, senza concedere a queste ultime alcun titolo diretto o indiretto alla produzione. E’ questo il caso dei Paesi in cui la nazionalizzazione è stata totale: ▇▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇▇▇ Saudita e Venezuela. Viceversa, laddove la nazionalizzazione è stata solo parziale, come in Oman o negli Emirati Arabi Uniti, i contratti di concessione restavano formalmente in vigore, ma modificati per assicurare una partecipazione di maggioranza allo Stato e maggiori introiti attraverso aumento della leva fiscale in capo alle società petrolifere straniere.
Questa tendenza è stata comune ai Paesi produttori di petrolio, perfino occidentali. Ad esempio, la Norvegia ha istituito la sua propria società petrolifera di Stato Statoil nel 1972, cui è stata attribuita un’opzione per una partecipazione maggioritaria dello Stato in caso di scoperta commerciale110.
110 Cfr. ▇▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇▇▇▇, PERTUZIO, LANG ▇▇▇▇▇▇, International Petroleum Exploration and Exploitation Agreements: Legal, Economic and Policy Aspects, New York, 2009, p. 50.
2.13 Il processo di privatizzazione delle National Oil Companies
(NOCs) e l’accesso straniero a nuove superfici negli anni Ottanta
Nel corso degli anni Ottanta, si verificò un nuovo shock petrolifero, questa volta causato da un eccesso di offerta di petrolio e da prezzi in continua diminuzione. Nel 1986, il prezzo di un barile di petrolio precipitò a circa 8$ al barile. In questo quadro caratterizzato da prezzi così bassi, molti Paesi produttori, in primo luogo i Paesi produttori dell’area OECD, avviarono processi di privatizzazione. Il primo Paese in ordine di tempo fu il Regno Unito, con la privatizzazione di BP (British Petroleum), BG (British Gas), BNOC (British National Oil Company), la Francia (Elf e Total), la Spagna (Repsol e Hispanoil), l’Italia (Eni) e il Canada (Petro-Canada).
La tendenza alla privatizzazione si è spostata poi ai Paesi in via di sviluppo. Nel 1993, a titolo di esempio, l’Argentina ha privatizzato YPF, acquisita nel 1999 dalla spagnola Repsol. Il Brasile ha parzialmente privatizzato Petrobras, che rimaneva controllata dallo Stato perdendo tuttavia nel 1997 il monopolio sulle risorse petrolifere durato più di 40 anni111. Anche in Norvegia, Statoil è stata parzialmente privatizzata ma,
111 Dopo gli anni del regime militare (1964-1985) e un governo di transizione (1985- 1989), il primo Presidente eletto, ▇▇▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇▇, riconobbe la necessità di aprire l’economia brasiliana. A tal proposito, nel 1995, fu adottato l’Emendamento Costituzionale 09 che sanciva il monopolio dell’Unione federale nello sfruttamento degli idrocarburi ma consentiva anche la partecipazione di compagnie private nello svolgimento di tali attività.
Nel 1997, due anni dopo l’adozione dell’emendamento costituzionale, fu promulgata ufficialmente la legge n. 9478, la quale stabiliva che le attività di esplorazione e produzione sarebbero state effettuate attraverso contratti di concessione stipulati da e tra le compagnie costituite secondo le leggi brasiliane, con un ufficio e un’amministrazione registrati nel Paese. L’articolo 26 della stessa legge era ancora più esplicito: “La concessione implica per la compagnia assegnataria l’obbligo di sfruttare, previa assunzione del rischio esplorativo e nel caso di scoperta
come per il Brasile, è ancora controllata dallo Stato112. Successivamente alla dissoluzione dell’ex Unione Sovietica nel 1991 e alla nascita della Federazione Russa e della Comunità di Stati Indipendenti (CSI), il Ministero russo dell’Energia ha subìto una riorganizzazione che ha portato alla formazione di molteplici società oil and gas detenute dallo Stato, alcune delle quali sono state privatizzate. Un simile processo di privatizzazione di quote di minoranza di alcune National Oil Companies (NOCs) sta interessando la Cina.
Accanto a questa spinta alla privatizzazione delle società petrolifere di Stato attraverso la cessione di quote dell’azionariato a investitori internazionali, molti Paesi hanno reso disponibile ulteriori superfici all’attività esplorativa e produttiva delle società petrolifere internazionali. È il caso di Cina, Russia, Azerbaijan, Kazakhstan, Turkmenistan, Romania, Ucraina, Ungheria e Polonia, ma anche di Algeria, Angola e Nigeria.
commerciale, di produrre petrolio o gas naturale, divenendo automaticamente proprietario di queste risorse, a fronte del pagamento di tasse e delle relative partecipazioni legali o contrattuali”.
A seguito di questo mutato quadro giuridico, la compagnia Petrobras perdeva il diritto esclusivo nel campo delle esplorazioni. Lo Stato era dunque autorizzato, previa procedura di bidding, a stipulare contratti con compagnie pubbliche o private in grado di svolgere l’attività esplorativa. Di conseguenza, dal 1997 Petrobras non era più un’impresa pubblica e un’agenzia dell’Unione, ma il suo status era equiparato ad altre società commerciali, dovendo competere con esse per ottenere i contratti di concessione.
Tuttavia, in seguito alla recente scoperta di riserve pre-salt, il Brasile si è allineato ai maggiori produttori di petrolio: Arabia Saudita, Iran, Iraq e Kuwait. Di conseguenza, il quadro giuridico-regolatorio del settore è stato profondamente modificato, soprattutto nel corso nel 2010, durante il secondo mandato del Presidente ▇▇▇▇ ▇▇▇▇▇▇ ▇▇▇▇ da ▇▇▇▇▇ (ex oppositore di ▇▇▇▇▇▇▇).
In particolare, con la legge n.12276 del 30 giugno 2010 si ritorna al passato, in quanto a Petrobras è attribuito il diritto di estrarre, senza previa procedura di bidding, 5 miliardi di barili di petrolio al fine di aumentare i fondi per le esplorazioni future nel settore del pre-salt. In altre parole, le riserve iniziali e più accessibili di petrolio saranno estratte esclusivamente da Petrobras.
112 In compenso, è stata istituita in Norvegia una nuova entità, Petoro, interamente controllata dallo Stato per la gestione delle partecipazioni dello Stato norvegese, i cd. State’s Direct Financial Interests.
Lo stesso è avvenuto per il Paesi dell’America latina (Argentina, Bolivia, Brasile, Colombia, Ecuador), che hanno ammesso investitori stranieri ad aste (cd. bid o licensing rounds). Anche il Venezuela ha deciso negli anni Novanta di riaprire alle compagnie petrolifere straniere il suo settore exploration and production, attraverso la conclusione di 32 Risk Service Agreements (contratos operativos o operations contracts) al termine di 3 licensing rounds svoltisi tra il 1991 e il 1997, e altri tipi di accordi.
Questi contratti concernevano progetti per esplorare nuovi blocchi, per sviluppare le riserve di petrolio extra heavy della faglia dell’Orinoco attraverso alleanze strategiche con le compagnie petrolifere straniere, ma anche accordi per campi già scoperti denominati operating service agreements113, sia per campi petroliferi da riattivare che per campi già in produzione, di cui si voleva aumentare la produzione con investimenti aggiuntivi:
a) nel primo caso, gli accordi sono stati assegnati secondo aste competitive nelle quali, in sede di offerta (bid), era richiesto alle società petrolifere di presentare il piano degli investimenti proposti, gli impegni finanziari su base annuale e l’importo del prezzo (fee) richiesto per il recupero dei costi operativi. Alle società petrolifere era riconosciuto oltre al recupero degli investimenti di sviluppo, quello dei costi operativi nella misura del prezzo (fee) contrattualmente stabilito. In aggiunta, veniva riconosciuto un incentivo nel caso di produzione eccedente le soglie
113 A titolo di esempio, un simile contratto, concluso nel 1997 tra la Corpoven e la società italiana Eni, prevede che Eni, quale operatore, debba provvedere a rendere disponibili gli investimenti e il know how necessari per l’attuazione del progetto relativo alla riabilitazione di certi bacini di idrocarburi, nonché allo sviluppo, produzione, trasporto e trattamento della produzione sulla base di un master development plan approvato all’atto della stipula del contratto. Gli investimenti sostenuti, inclusi gli interessi, sono rimborsati in denaro, in aggiunta al versamento trimestrale di un compenso per l’attività svolta (service fee). Tutta la produzione è di proprietà della società di Stato. In proposito, cfr. ▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇, ib., p. 856.
prestabilite; d’altro canto, le società petrolifere erano tenute al pagamento delle imposte114;
b) per quanto riguarda i campi già in produzione, era definita una produzione base per poter qualificare la produzione incrementale ottenuta dagli investimenti aggiuntivi delle società petrolifere. In contropartita, le società petrolifere ottenevano una c.d. service fee. Tale fee doveva permettere il recupero dei costi operativi relativi alla produzione già in essere, la c.d. baseline production, degli investimenti di sviluppo e dei costi operativi relativi alla produzione incrementale, oltre che permettere un’adeguata remunerazione.
A partire dal 1995, anche l’Iran ha firmato più di 20 contratti di questo tipo con compagnie petrolifere straniere, in primis con Total. In altre parole, anche in Iran le compagnie petrolifere sono state coinvolte per campi già scoperti per completare lo sviluppo e dar luogo o incrementare la produzione secondo uno schema contrattuale denominato buy back service agreements. Si tratta di contratti stipulati con la National Iranian Oil company (NIOC) tra la fine degli anni Novanta e l’inizio del 2000, per una durata di 4-5 anni per la fase di sviluppo e di 6-7 anni per la fase di recupero degli idrocarburi. In questi contratti è prevista l’approvazione di programmi e budget da parte di un joint management committee, in cui entrambe le parti sono rappresentate, che decide all’unanimità. In estrema sintesi, tra società di Stato e compagnia petrolifera viene concordato un certo piano di sviluppo, che è finanziato al 100% dalla società petrolifera. Questa avrà poi il diritto di recuperare gli investimenti effettuati, i costi correnti sostenuti e un importo prestabilito di
114 Uno schema simile è quello proposto dal Kuwait per incrementare la produzione di alcuni campi nel nord del Paese.
remunerazione tramite importi annuali prefissati, ottenuti da una quota della produzione, o se del caso, dalla vendita di una quota della produzione incrementale.
Gli Operating Service Agreements (OSAs) venezuelani e i contratti di buy back iraniani, pur applicandosi a campi già scoperti, presentano un certo rischio minerario, anche se più o meno limitato115.
In conclusione, questa nuova apertura da parte degli Stati produttori può essere vista come un’ulteriore forma di privatizzazione della propria industria petrolifera nazionale attraverso accordi e partenariati con società petrolifere straniere.
Agli inizi del Ventunesimo secolo quattro grandi Paesi produttori e con enormi riserve rimangono piuttosto restii ad aprirsi nuovamente alle società petrolifere straniere:
Messico, eccezion fatta per alcune operazioni previste in cd. multiple service contracts, firmati con Pemex per ottenere l’aumento della produzione di gas in alcune aree;
Kuwait, sebbene sia stata più volte presa in considerazione l’ipotesi di aprirsi a società petrolifere straniere attraverso risk service agreements (RSAs);
Arabia Saudita, eccezion fatta per alcuni contratti siglati con società petrolifere straniere per lo sviluppo di giacimenti di gas naturale, che attraverso il rilascio alle IOCs di licenze per l’esplorazione, lo sviluppo e la produzione (incluso il trasporto del gas e prodotti da esso
115 Al contrario, il contratto di assistenza tecnica si caratterizza per la prestazione di servizi da parte del contraente straniero, spesso limitati a specifiche fasi dell’attività petrolifera, dietro corrispettivo di importi in denaro prefissati e senza che a carico del contrattista gravi il rischio del mancato ritrovamento di idrocarburi.
derivati) di gas dai giacimenti di gas non associato, hanno posto fine al monopolio di Saudi Aramco;
Iraq, eccezion fatta per alcuni PSAs e contratti di servizio. Ciononostante, l’Iraq ha appena varato nel 2011 una nuova legge petrolifera che prevede la possibilità di accordi con società petrolifere straniere. Il quadro giuridico e regolatorio è tuttavia alquanto fluido e in continua evoluzione116.
116 Nel 2005 è stata ratificata l'attuale Costituzione irachena: il testo si richiama ad una moderna legislazione sul petrolio, con la finalità di riorganizzare l’intero settore petrolifero e di predisporre una strategia di sviluppo della produzione e della gestione dei proventi. Per tutto il 2011, il nuovo governo iracheno ha moltiplicato i suoi sforzi per arrivare all’approvazione di una tale legge. Fino ad ora, l’urgenza di ottenere entrate dal commercio del petrolio e del gas aveva spinto l'esecutivo e la regione semi-autonoma curda ad “improvvisare” delle basi giuridiche, non comuni, sulle quali firmare accordi con partners stranieri.
La legge su petrolio e gas, quindi, dovrebbe portare un riferimento comune in materia di sfruttamento e di gestione dei proventi delle risorse energetiche.
Invece fino ad oggi gli sforzi intrapresi per arrivare a un compresso tra tutte le parti sono falliti. La prima bozza di legge federale su petrolio e gas fu formulata dal Consiglio dei ministri iracheno nel 2007: sebbene fosse soggetta a un gran dibattito e non sia mai passata per il Parlamento, la versione conferiva ai poteri regionali, come lo stato semi-autonomo del Kurdistan Iracheno, almeno parziale autorità sulle riserve di petrolio presenti sul loro territorio.
All’inizio di settembre 2011, il primo ministro iracheno ▇▇▇▇▇ ▇▇-▇▇▇▇▇▇ ha approvato una nuova formulazione della stessa legge e l’ha inviata nuovamente al Parlamento per l’approvazione. Alcuni elementi importanti, e potenzialmente ancora più controversi, sono però cambiati in quest’ultima versione.
La bozza di legge renderebbe la Iraqi National Oil Company (INOC), compagnia nazionale irachena, l’autorità principale in materia di formulazione delle politiche, degli ordini sulle procedure di trivellazione e di produzione e sulla firma dei contratti con gli investitori.
Il consiglio che governa la Inoc avrebbe quindi il controllo di tutti i pozzi del paese: secondo la vecchia versione della legge, la Inoc poteva soltanto presentare istruzioni su specifiche questioni.
L’Inoc otterrebbe inoltre l'autorità sulla contrattazione di quasi tutti i pozzi iracheni di petrolio e gas: precedentemente la compagnia deteneva soltanto il potere di condurre appalti sui nuovi pozzi non scoperti o non ancora sviluppati).
La nuova bozza di legge elimina anche un’importante clausola secondo cui il consiglio della Inoc deve includere rappresentanti di partiti sciiti, sunniti e curdi. Una tale bozza ha scontentato i politici curdi, da Baghdad al Kurdistan, che di fatto vedrebbero espropriati i propri pozzi a vantaggio della compagnia statale centrale. Il dibattito sul possesso dei pozzi petroliferi nella regione curda, dotata di proprio governo e di propria legislazione, è stato per lungo tempo motivo di latente conflitto
2.14 La promozione di contratti di esplorazione e produzione con investitori stranieri fino al 2000
In una situazione caratterizzata da prezzi bassi negli anni Ottanta e Novanta, molti Stati produttori, fatta eccezione per i maggiori esportatori, hanno varato politiche per rilanciare e attrarre nuovi investimenti nel settore dell’esplorazione e produzione di idrocarburi offrendo termini e condizioni più favorevoli agli investitori stranieri; ciò anche al fine di coinvolgere le società petrolifere internazionali in imprese più ardue dal punto di vista tecnologico e più costose, quali l’esplorazione di aree cd. deep offshore, di giacimenti a grandi profondità o la ricerca di petrolio cd. heavy o di gas naturale. Si pensi al cd. government take del Regno Unito, che aveva raggiunto un picco del 90% nel l982, che è stato gradualmente ridotto al 65% per campi già sviluppati prima del 1993 e si è ridotto al 30% per nuovi campi dopo il 1993 con il chiaro obiettivo di massimizzare i benefici per la Nazione attraverso lo sviluppo dell’industria locale e la manodopera piuttosto che attraverso la semplice pressione fiscale. La semplificazione del quadro fiscale nel Regno Unito e in altri Paesi produttori è stata inoltre studiata da altri Paesi che erano impegnati nella valutazione ed elaborazione della legislazione e dei termini contrattuali alla vigilia di nuovi licensing rounds o delle negoziazioni con le IOCs.
La tendenza verso una legislazione sempre più favorevole per gli investitori privati si è concretizzata attraverso una nuova policy di
tra il governo centrale e quello curdo. Cfr. ex pluribus l’art. del 13 ottobre 2011 di ANDRIOLO, Iraq: la bagarre sulla legge del petrolio e la mossa di Al-Maliki, 2011, consultabile sul sito ▇▇▇▇://▇▇▇.▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇▇.▇▇/
riduzione della pressione fiscale in generale e dell’entità delle royalty in particolare, di minore partecipazione dello Stato nei progetti, di minori imposte sul reddito delle società. Alcuni Stati produttori si sono detti disponibili a rinegoziare, a richiesta delle società petrolifere, i termini di alcuni contratti conclusi prima del 1986, vale a dire nel periodo di alti prezzi del petrolio. L’obiettivo dei Paesi produttori era di attrarre nuovamente investimenti nel settore oil and gas, che sarebbero stati poco remunerativi alla luce dei prezzi bassi del petrolio. Tanto che, negli anni Novanta, alcuni Stati produttori sono in competizione tra loro per attrarre capitali stranieri: questa competizione favorisce gli investitori, che hanno così ottenuto l’accesso a nuove aree. In più, diversi Paesi hanno offerto accordi per estendere la vita produttiva dei campi già attivi, per realizzare il recupero di petrolio da campi già attivi, per sviluppare scoperte di gas naturale.
2.15 La crescente internazionalizzazione delle National Oil Companies (NOCs)
A partire dagli ultimi dieci anni circa, molte NOCs, un tempo operative solo nei loro Paesi di appartenenza, hanno adottato una strategia volta a diversificare su scala internazionale gli investimenti nel settore upstream. Tra queste società, si segnalano: Statoil (Norvegia), Petronas (Malaysia), Petrobras (Brasile), Kupfec (Kuwait), CNPC e Sinopec (Cina), ONGC (India), PetroVietnam (Vietnam), Sonatrach (Algeria); ancora, le neo- costituite società petrolifere russe (Lukoil, Gazprom, Rosneft) e alcune compagnie iraniane (in particolare la principale, Petropars). L’obiettivo strategico della proiezione estera di queste società dovrebbe consentire loro di essere considerate società del settore oil and gas su scala globale,
permettendo una diversificazione degli investimenti e l’apprendimento di buone pratiche anche per una migliore realizzazione di progetti nei Paesi di appartenenza, sebbene alcune società di Stato di Paesi importatori di petrolio quali Cina e India siano disposte ad accettare un maggiore rischio o minori profitti pur di ottenere quote di produzione e poter soddisfare la crescente domanda di energia da parte dei Paesi di appartenenza.
2.16 Minor accesso al settore upstream e termini fiscali più stringenti negli anni Duemila
Agli inizi del Ventunesimo secolo, i prezzi del petrolio e profitti in ascesa hanno originato una nuova inversione di tendenza (cd. Millennium wave117) rispetto alle già viste politiche volte a facilitare gli investimenti nel settore upstream. Gli Stati produttori hanno infatti approfittato degli alti prezzi per rallentare la concessione di nuove superfici del loro territorio. In particolare, alcuni Paesi del gruppo OPEC si sono rifiutati di concedere accesso ad aree molto promettenti o perfino a taluni campi già in produzione. Al contempo, grazie agli alti prezzi le IOCs disponevano di introiti maggiori da investire, scontrandosi però con una mancanza di opportunità attraenti. Per questo, spinte dalla competizione delle National Oil Companies (NOCs), divenute frattanto International National Oil Companies (INOCs), le IOCs sono state costrette ad accettare e offrire termini più favorevoli nei licensing rounds in Paesi come la Libia e l’Angola, che offrivano nuove superfici a gli investitori stranieri. In particolare, con la fine delle sanzione americane nel 2004, la Libia ha organizzato con successo due licensing rounds nel 2005 per Production Sharing Agreements
117 Questa inversione di tendenza è così definita da ▇▇▇▇▇▇▇, International Energy Investment Law. The pursuit of stability, ▇▇▇▇▇▇, ▇▇▇▇, p. 7 ss.
(PSAs) che hanno attirato molte IOCs e NOCs pronte ad offrire al Paese termini contrattuali molto vantaggiosi.
Diversi Paesi, anche dell’ area OECD, hanno recentemente introdotto imposte addizionali sulla loro produzione domestica. Per esempio, nel 2002, il governo del Regno Unito ha introdotto un’ imposta addizionale sul reddito pari al 10%, portandola al 20% nel 2006: ciò ha portato il marginal government take al 75% nei “vecchi” campi e al 50% nei “nuovi” campi.
Come si vedrà in seguito, alcuni importanti Paesi produttori di petrolio, quali Venezuela, Bolivia e Ecuador, hanno invece radicalmente modificato termini e condizioni nelle quali operavano gli investitori stranieri. Ad oggi non è possibile sapere se la tendenza ad imporre livelli di tassazione più elevati e termini meno favorevoli per gli investitori del business petrolifero continuerà in futuro, così come non è possibile sapere se la contrattualistica petrolifera attualmente in vigore, nonché la legislazione petrolifera lato sensu, saranno in grado di adattarsi alla volatilità dei prezzi in modo da garantire una ripartizione equa dei profitti tra Stati produttori e investitori nel lungo termine. Una tale flessibilità rappresenta un elemento chiave per la formulazione e la negoziazione di contratti petroliferi internazionali in quanto è probabile che la volatilità dei prezzi rimanga nel futuro una caratteristica imprescindibile dei mercati globali del petrolio e del gas. Dopo aver analizzato le caratteristiche delle 3 principali tipologie di contratti oggi in vigore, l’analisi dei meccanismi contrattuali che tale flessibilità consentono sarà l’oggetto della seconde parte della presente indagine.