miércoles, 30 de junio de 2010

EL SINCERAMIENTO DEL PRECIO DEL GAS NATURAL

Entuertos de la exportación gasífera

En el evento organizado el viernes 25 de junio en el Congreso de la República por el despacho del congresista del APRA, José Carlos Carrasco Távara, sobre la realidad de los hidrocarburos en el noroeste del país, fue toda una sorpresa escuchar las declaraciones de los representantes de la empresa petrolera Olympic Energy que opera el lote XIII en Sechura-Piura, al afirmar que tienen reservas certificadas de gas natural por más de 2.2 TCF y que esperan elevar estos volúmenes con mayores exploraciones. Es decir, el lote XIII tiene tantas reservas gas natural como el lote 56 cuyo gas procesado en Pampa Melchorita en la forma de líquido se está exportando hacia Norteamérica, bajo responsabilidad de Repsol/YPF, miembro del Consorcio Perú LNG.

En tal sentido, cabe preguntarse si un pequeño lote como el XIII con una producción fiscalizada promedio de petróleo de 3,216 barriles diarios para el 2009, declara tener tales volúmenes de reservas en gas natural, esto nuevamente confirma nuestra tesis en relación a los importantes volúmenes de gas natural como reservas probadas, probables y posibles que yacen en el subsuelo del país tanto en la llamado cuenca del Gran Camisea, en los lotes 88, 56, 57 y 58, en la selva central y en el noroeste del Perú.

Por tanto, nuestro problema no está en relación a los volúmenes de reservas probadas de gas natural, y el falso dilema de la prioridad del gas para el consumo interno o la exportación. El problema no es la exportación sino las condiciones económicas y jurídicas de la exportación.

En nuestro país, existe tal cantidad de gas natural que por décadas por malas prácticas empresariales y una débil fiscalización estatal en los viejos campos de Talara se ha “venteado y quemado” millones de pies cúbicos diarios de gas. Es más, se sigue quemando el gas natural con la autorización previa del organismo regulador Osinergmin, cuando en verdad esta actividad también debiera estar prohibida por razones ambientales, pues la quema de metano afecta el medio ambiente profundizando el llamado efecto del calentamiento global.

LA MALDICIÓN DE RECURSOS NATURALES

Siempre hemos sostenido que la “maldición de la abundancia de los recursos naturales” en nuestro país se expresa de múltiples formas. Por su carácter primario exportador, pues se sigue exportando oro, plata, cobre, petróleo y ahora gas natural como materia prima, con un bajo nivel de elaboración. En el caso de la exportación del gas natural proveniente del lote 56 lo que debe cuestionarse son los ridículos precios de exportación y por tanto las mínimas regalías que percibiría el Estado en los próximos años, más los entuertos jurídicos y legales del contrato que justificaron esta exportación.

De allí, la importancia de sincerar los precios del gas natural en un mercado interno creciente hacia la cultura del gas natural, donde en el mediano plazo se podría transitar de un consumo de 300 millones de pies cúbicos diarios a 1,000 millones de pies cúbicos diarios en la generación eléctrica, uso industrial, petroquímica, vehicular y residencial. En ese contexto, es posible adicionar 620 millones de pies cúbicos diarios destinados para la exportación que debieran caminar con las reservas propias de gas del lote 56 y del lote 57 donde está Repsol/YPF, en el supuesto caso que no se encontrasen mayores reservas en el lote 56. Ergo, ninguna molécula de gas proveniente del lote 88 debiera exportarse, pues esas reservas otorgan seguridad energética al país.

Sin embargo, la seguridad energética no puede significar subsidios irracionales con precios regulados tan bajos del gas natural que distorsionan los precios relativos. Como se puede observar en el cuadro de referencia, “Perú: Precio Promedio de Gas Natural”, el millón de BTU del gas natural proveniente del lote 88 en boca de pozo tiene un valor de US$ 1.74, mientras el precio del gas natural del lote XIII se vende a US$ 7.48 el millón de BTU o el gas del Zócalo Continental proveniente del Z-2B se comercializa a US$ 5.18 el millón de BTU (MMBTU), donde esta unidad calorífera resulta aproximadamente equivalente a un volumen de 1,000 pies cúbicos.

Por tanto, siendo consecuentes en la crítica a los distorsionados precios regulados del gas natural del lote 88, extremadamente bajos en relación a los otros precios de gas producidos por empresas del noroeste o de la región selva central como el 31-C, la misma posición tenemos que reproducir respecto a los precios de exportación del gas natural proveniente del lote 56. En tal sentido, se podría deducir que las empresas productoras “sí valorizan su gas” mientras el gas del lote 88 y 56 se dilapida como fue la historia del guano en el siglo XIX.

Es decir, si los precios regulados del gas lote 88 son bajos, los precios del gas para la exportación son abusivamente menores, una fracción en relación a los precios vigentes en el país, fuera de toda lógica para los intereses del Estado y del fisco en especial. Por principio económico los precios de exportación del gas natural proveniente del lote 56 no pueden ser menores a los precios vigentes en el mercado interno cuya realidad se expone en el cuadro mencionado.

Se debe tener presente que por la fórmula prevista en la determinación de los precios y las regalías que debiera abonar la exportación de gas natural del lote 56, solamente cuando el precio internacional según el marcador Henry Hub resulta equivalente a US$ 10 dólares el valor mínimo de valorización sería de US$ 1.76, es decir, un valor casi equiparable al que están abonando las empresas de generación eléctrica que utilizan el gas natural proveniente del lote 88 como se puede observar en el cuadro.

En la presente coyuntura los precios del gas según el Henry Hub por la pérdida de dinamismo del crecimiento de la economía norteamericana se mantienen por debajo de los US$ 5 dólares por millón y los valores mínimos de valorización importantes para la determinación de las regalías tienen valores menores a los US$ 0.63 centavos por millón de BTU.

Si en el período enero/junio del 2010 el promedio del precio Henry Hub ha sido de US$ 4.74 por millón de BTU, los valores mínimos de valorización están entre US$ 0.53 y US$ 0.63 centavos el millón de BTU mientras los precios del gas natural del lote 88 para uso eléctrico están sobre los US$ 1.76 y el promedio industrial/petroquímico equivale a US$ 3.21 dólares el MMBTU. Es esta realidad la que debe corregirse para evitar las mayores protestas sociales que puedan afectar la gobernabilidad y la promoción de mayores inversiones en el sector de hidrocarburos, que tiene en la exportación del gas un acicate, un incentivo para convertir las reservas probables en reservas probadas, de allí la necesidad de mayores mercados internos y externos que potencien la inversión exploratoria de riesgo.

Sin embargo, esto no evita reconocer que el contrato de exportación firmado en setiembre del 2004, y la entrega de reservas probadas sin concurso ni licitación internacional al Consorcio Camisea, más las fórmulas de precios y regalías del lote 56, constituyen un latrocinio que debe corregirse pues estamos exportando gas natural muy barato y los precios internos vigentes para el mercado interno aún con precios regulados (lote 88) resultan más elevados.

De allí la necesidad de renegociar los contratos lesivos al interés nacional, no por la falta de gas natural y supuestos desabastecimientos sino por estrictas razones de ingresos fiscales, de regalías e impuestos que debiera percibir el Estado. En el mismo sentido, debemos sincerar los precios del gas natural en el marco de una economía social de mercado, donde el Estado tiene que jugar algún rol en el mercado para promover la cultura del gas.

¿POR QUÉ SINCERAR?

Se debe tener presente que al margen de los volúmenes transados en los lotes del noroeste (lotes XIII, Z-2B, lote X) o de la selva central (lote 31-C) los precios del gas se fijan por acuerdos entre productores y consumidores, donde el Estado no tiene mayor participación. Es más, en un futuro próximo la producción gasífera de los lotes 57 donde los accionistas Repsol/YPF con Petrobrás y del lote 58 con Petrobrás solamente venderán su producción a precios de mercado, es decir, más altos a los regulados del lote 88 pero con regalías del 5% lo cual es una cuestión que también debiera renegociarse.

Por tanto, si ya resulta criticable los bajos precios regulados del lote 88 que mayormente favorecen a las empresas de generación eléctrica que compran gas barato, distorsionando los precios relativos en especial encareciendo las energías renovables como las hidroeléctricas, o las eólicas, resulta más ofensivo aún para los intereses del país exportar el gas a un precio aún más barato, lo cual resulta irracional e inconveniente por los menores ingresos fiscales a futuro.

Los precios del gas natural en el país en el marco de un proyecto de desarrollo nacional, y por tanto de un plan de desarrollo energético no pueden fijarse por la oferta y la demanda, ni por las ideológicas fuerzas del libre mercado que solamente existen en los libros de texto de economía. Tampoco resulta aceptable que en un extremismo estatista los precios se fijen por decreto con controles irracionales que desincentiven la inversión exploratoria, como en algunos países de América Latina.

En este caso Bolivia no resulta un buen ejemplo de “nacionalismo” pues con precios de exportación de gas en boca de pozo de US$ 4.96 por millón de BTU hacia el Brasil o de US$ 5.88 por millón de BTU destinados a la Argentina, está exportando gas natural con un contenido líquido que valen tanto como el petróleo, y que es separado provechosamente por las empresas brasileñas y argentinas que lo adquieren.

Por ello, los precios del gas natural debieran ser lo suficientemente atractivos para fomentar la inversión de riesgo con responsabilidad social y ambiental, y para reponer las reservas consumidas, es más debieran reflejar el “costo de oportunidad” en el sentido del precio de otros energéticos alternativos al gas natural como los derivados del petróleo. Es decir, por ejemplo ¿Cuál debiera ser la tarifa eléctrica sino se tuviese el gas de Camisea, y se utilizase petróleo residual o el diesel 2?

Así, con un precio muy alto se disminuyen las ventajas competitivas que podría otorgar la dotación de energía segura y oportuna. Un precio demasiado bajo determina su acelerado consumo irracional (generación eléctrica a ciclo simple) y desestimula la inversión exploratoria. Por tanto, un sinceramiento de mercado debiera prestar atención a las empresas privadas que operan en el país que sí valorizan el gas que producen con precios mayores al gas de Camisea. Es más, ello impone una urgente renegociación pues no se puede exportar gas barato y consumir internamente el gas natural a precios más elevados. La propia estabilidad y gobernabilidad del país así lo demanda.




lunes, 28 de junio de 2010

Soberanía sobre nuestros recursos naturales *

Escribe: Javier Diez Canseco

La batalla por garantizar soberanía nacional sobre nuestros recursos naturales comienza a ser, nuevamente, un tema en el sentido común de los pueblos y se va colocando en la agenda política nacional. Hoy, este proceso se centra en el tema del gas de Camisea, al que comienza a sumarse la reacción puneña contra la pretensión de construir la megacentral hidroeléctrica de Inambari, con serios impactos ambientales y sociales. Pero, en verdad, son parte de este proceso las luchas libradas por los pueblos amazónicos el 2008 y 2009 en defensa de sus territorios, del medio ambiente y de los recursos naturales, y la resistencia de las comunidades campesinas y productores agrarios del Ande contra las prepotentes e inconsultas concesiones mineras otorgadas por los gobiernos, que afectan el uso de las aguas, generan contaminación y destruyen proyectos agrícolas sostenibles.

En el fondo, se está planteando la necesidad de discutir un proyecto de desarrollo nacional alternativo al que impuso el fujimorismo. Vastos sectores van tomando distancia del modelo económico primario exportador que hoy predomina y buscan una alternativa de desarrollo sostenible, con soberanía sobre el manejo, el uso y el destino de nuestros recursos naturales, demandando una justa distribución de la renta que su explotación genera, pero también una adecuada protección del medioambiente, la consulta previa a los pueblos que habitan esas localidades, y el manejo de los recursos en función de los intereses nacionales y de una industrialización que nos proyecte al desarrollo.

La batalla por el gas de Camisea es hoy central. Y está en el centro de la agenda, fundamentalmente, gracias a la acción y la lucha que se libra en el macrosur, así como por la persistente labor de un puñado de profesionales (como Herrera Descalzi, Campodónico, Manco Zaconetti) y de los pocos cuadros políticos que han mantenido el tema en alto en estos años. Sin embargo, son muchos los que guardan silencio frente a lo que es una expoliación escandalosa e inaceptable.

La batalla de Camisea es clara: priorizar el uso de este recurso natural para garantizar que sirva como base de un Plan Energético Nacional y abra la posibilidad de una industria petroquímica que nos coloque en otro proyecto nacional. Se trata de atender primero al macrosur y al Perú antes que exportar, y de rechazar la inaceptable pretensión de vender el gas a precio de huevo y, para colmo, a un precio varias veces más barato de lo que lo pagamos los peruanos y nuestras industrias. Un absurdo sin nombre, solo explicable por el entreguismo y la ausencia de sentido nacional de los gobernantes actuales y sus predecesores.

Los frentes regionales del macrosur se han planteado una reunión a mediados de julio, junto a los de la región central del país, para planificar una acción –podría ser una huelga indefinida– que tuerza la mano del gobierno y cambie los planes entreguistas en curso. Los primeros embarques para la exportación ya salieron, apoyándose en un contrato del 2005 que el mismo García pidió se investigue y atropellando la legislación nacional. García y sus ministros deberán ser procesados por un nuevo Congreso y un nuevo gobierno por delitos de lesa nacionalidad y por atropellar la propia legislación peruana para dar continuidad a los negocios antinacionales que armaron Kuczynski y Quijandría en el gobierno de Toledo, para exportar el gas al servicio de los intereses de dos empresas de las que PPK fue asesor antes de servirlos desde el gobierno: Hunt Oil y Tenaris (vinculada a Techint). Lo denunciamos desde el 2004, en este mismo espacio, pero se prestó poca atención. Hoy, que el sur se pone de pie, las cosas comienzan a cambiar. Y si se mantienen la tenacidad y la convicción, podremos recuperar la soberanía perdida, beneficiarnos de nuestros recursos y avanzar a un nuevo proyecto de país que, indefectiblemente, nos planteará la necesidad de una nueva Constitución.

(*) Artículo publicado en La República / Año 29 Edición Nº 10,406 / Página 11
Fecha: 28-06-2010

lunes, 21 de junio de 2010

EL EFECTO DOE RUN LA OROYA

UNA MALA PRIVATIZACIÓN

Nuevamente la empresa norteamericana Doe Run Perú jaquea al gobierno, no solamente en la mesa de diálogo que convoca a las autoridades del Ministerio de Energía y Minas, y los dirigentes de los trabajadores, con inauditas pretensiones tributarias, condonaciones de multas, revisiones en el contrato de privatización, que apuntan a nuevas postergaciones de lo que parece ser la “crónica de una muerte anunciada”: el cierre definitivo del más importante complejo minero metalúrgico que tiene el país.

En La Oroya se refinaban los concentrados de cobre, zinc, plomo, plata obteniéndose más de 19 subproductos entre los cuales destacaban el bismuto, indio, telurio, antimonio, cadmio, selenio, ácido sulfúrico, concentrados de zinc-plata, sulfato de zinc, sulfato de cobre, trióxido de arsénico y otros, de uso industrial.

El complejo metalúrgico de La Oroya sin unidades mineras propias con excepción de Cobriza, compra o realiza la maquila a empresas mineras privadas realizando un valor agregado primario como es el refino, fundición o laminados, obteniendo metales finos de: cobre, plata, zinc, plomo y oro, además de la variedad de sub productos mencionados. En tal sentido, estamos pagando los costos de una interesada privatización fragmentada de la minera estatal Centromín, donde se transfirieron a precios subvaluados, en la década de los noventa, minas en operación, yacimientos, concesiones arrendadas, plantas eléctricas, ferrocarriles, etc.

Ahora, los problemas que estamos experimentando en la ciudad de La Oroya con una población enardecida que defiende el empleo y el poder de compra de los trabajadores, ante una paralización del complejo que tiene ya más de un año, donde los funcionarios, empleados y obreros están percibiendo el 70% de sus remuneraciones que se financian con los excedentes obtenidos de la unidad minera de Cobriza (Churcampa-Huancavelica) que mantiene sus operaciones, a pesar del cierre del complejo, con los ingresos por la producción de concentrados de cobre que superaban los 70 millones de dólares en el 2009.

Esta es una preocupación vital ante la posibilidad de un cierre definitivo de las operaciones del complejo que lanzaría al desempleo o subempleo a más de 4,644 trabajadores directos que tiene Doe Run Perú, en esta cifras debemos restar aproximadamente los 800 trabajadores que tiene la mina de Cobriza, por lo que de La Oroya propiamente serían aproximadamente 3,844.

Si se tiene presente que más de un tercio de los trabajadores está sobre los 50 años de edad, en edad de la jubilación o muy cerca de la misma, con más de 25 años de servicios, pues el grueso de trabajadores proviene de la estatal Centromín, resulta evidente la preocupación de las familias sobre la incertidumbre del futuro laboral. A ello debiera agregarse el alto nivel de endeudamiento de los trabajadores con una serie de cooperativas promovidas por la empresa. Por tanto, se puede entender el grado de desesperación de los trabajadores y sus familias.

Adicional a todo esto es la disminuida actividad comercial de la población oroyina desde los mercados, tiendas, comercios, grifos, hoteles, hostales, comercio ambulatorio en más de 1,300 establecimientos con un valor de ventas promedio de 50 millones de dólares en el año. En su conjunto la población superior a los 60 mil habitantes depende de la capacidad de gasto de los trabajadores de Doe Run, de allí la masiva participación de la población en las diversas protestas llevadas a cabo en los últimos tiempos.

Sin embargo, por más legítima que sea la preocupación de los trabajadores, familiares, y población por el futuro laboral por el pronto reinicio de las operaciones del complejo, resulta inaceptable la toma de carreteras, las diversas formas de bloqueos de la carretera central, el uso de la violencia como medio de presión que trae consigo víctimas inocentes más costos económicos y sociales, mientras los responsables directos como el único accionista de la matriz de Doe Run, el multimillonario Ira Rennert desde New York mueve sus fichas digitando respetables estudios de abogados para una intervención estatal del complejo metalúrgico.

¿QUÉ ESTÁ EN JUEGO?

La importancia socio/económica de Doe Run Perú se expresa en el cuadro respectivo, donde para el 2008 al margen del empleo directo de más de 3,800 trabajadores en La Oroya se tenía más de 1,059 trabajadores bajo la modalidad de tercerización, con un costo de la planilla de casi 100 millones de dólares (98 MMUS$) que se gastan preferentemente en la región central La Oroya, Yauli, Tarma, Jauja, Concepción, Huancayo y Lima.

Los responsables de la privatización fragmentada de lo que fue la estatal Centromín (CEPRI), en especial la consultora Macroconsult que realizó el estudio justificando la transferencia por partes, debieran responder ahora qué hacer respecto al futuro del complejo minero metalúrgico que sin unidades mineras propias, tiene que comprar a precios de mercado el mineral que antes producía en sus propias unidades mineras como Andaychagua, San Cristóbal, Cerro de Pasco, Casapalca, Morococha, etc.

Así, en el 2008 último año de operaciones del complejo La Oroya se compraban concentrados zinc, plomo, cobre por un valor de 1,189 millones de dólares a las mineras de la región central. Precisamente a las empresas proveedoras como Mra. Buenaventura, Mra. Volcan, Glencore, Milpo etc. les debe parte del mineral procesado por más de 120 millones de dólares. En tal sentido, este problema entre privados debe tener una solución de mercado, donde el Estado debiera ser un facilitador disponiendo sus buenos oficios para una posible salida concertada, que signifique la presencia de un socio estratégico que capitalice la empresa, y permita enfrentar mediante controladores privados el cumplimiento de los cronogramas de inversión ambiental, estableciendo puentes entre los acreedores que son básicamente productores al margen de las deudas que tiene con el Estado y sus trabajadores. Esto sería lo deseable.

Se debe recordar que durante los primeros años de la primera década del presente siglo la Mra. Volcan también tenía graves problemas financieros por los deprimidos precios del zinc que constituyen el 80% de sus ingresos y fue la transnacional suiza Glencore la que realizó un aporte de capital como préstamo, y para preservar sus intereses comerciales dispuso por acuerdo de partes un estricto control con funcionarios de su confianza en las finanzas y de la producción. Evidentemente con el auge de los precios de los minerales, Volcan no solamente pudo cumplir con sus adeudos financieros con los bancos sindicados europeos sino también devolver con intereses lo prestado por Glencore. La moraleja es que “lobo no come lobo” y entre los mineros se conocen.

En este negocio minero se juegan millones y la estrategia de Ira Rennert es sacar nuevas cartas sobre la mesa, provocando la intervención estatal mediante una escalada de conflictos utilizando como “carne de cañón” la desesperación de los trabajadores y sus familias cuyo futuro incierto, y los menores ingresos reproducen tragedias familiares, pues se debe tener presente que sin horas extras ni jornadas extraordinarias las remuneraciones disminuyen fuertemente.

LAS DEUDAS DE DOE RUN

Por ello, en toda negociación estratégica se debe tener presente el objetivo final de cada una de las partes interesadas, Doe Run Perú y su matriz Doe Run Resources, de los proveedores de mineral, es decir las empresas mineras, de los bancos, del Estado y sus organismos como Osinergmin y Sunat, de los trabajadores y de la población de La Oroya.

En este juego de intereses cruzados la parte débil está conformada por los trabajadores sobre todo de aquellos que en la edad de la jubilación no tendrían alternativas de empleo y la preocupación debiera estar centrada en la seguridad de las pensiones y en un incentivo voluntario que supere las 12 remuneraciones de ley. En el previsto caso de cierre por insolvencia la primacía de los intereses laborales debiera ejecutarse favoreciendo a los trabajadores. Si un tercio de la población está en la edad de la jubilación se debe negociar el retiro con incentivos, los otros dos tercios debieran ubicarse en los nuevos proyectos mineros como Toromocho, donde el Estado podría interceder para la ubicación de parte de ellos.

Se debe tener claridad sobre el objetivo estratégico de Doe Run a pesar de los múltiples comunicados publicados. El complejo minero metalúrgico sin minas propias y con estrictas condiciones ambientales para disminuir el dióxido de azufre que suponen inversiones superiores a los 100 millones de dólares, más la deprimida economía norteamericana que representaba un 30% del mercado, no resultaría tan rentable para Ira Rennert como negocio. De allí, que se pretendería presionar hacia una nacionalización o estatización por una sesgada interpretación del interés social y necesidad pública, lo cual sería un grave error histórico.

Son tantas las deudas y los pasivos que tiene Doe Run Perú donde más de 155 millones de dólares son obligaciones con su matriz Doe Run Resources, a esto debieran agregarse las deudas por más de 270 millones con la Sunat, por multas en razón de incumplimientos ambientales ante Osinergmin 40 millones de dólares, con sus proveedores mineros a los cuales les debe 120 millones de dólares, a ello debiera sumarse la propia inversión ambiental para el levantamiento de la Planta de Ácido Sulfúrico por más de 100 millones en cumplimiento del PAMA.

A todo esto debiera sumarse demandas por más de 500 millones de dólares por posibles indemnizaciones en EE.UU. por daños a la salud de la población y de los trabajadores de La Oroya. Más un valioso seguro que se ejecutaría ante una intervención directa del Estado, como fue el caso de la estatización de la petrolera Belco y la aseguradora AIG en el primer gobierno del Dr. Alan García, donde se pagaron posteriormente más de 250 millones de dólares por plataformas que no valían ni 90 millones en 1992.

En este contexto resulta muy difícil que Doe Run Perú encuentre un socio estratégico que incorpore una fuerte dotación de capital como fue en el pasado el caso de la Mra. Volcan. Nadie se asocia con una empresa de pésimos antecedentes, débil transparencia de la información económica, y malas prácticas. Si a ello se suma la deprimida economía norteamericana que era su principal mercado, se llegará sin resultados a la fecha límite del 24 de julio establecida por el Ministerio de Energía y Minas para la presentación del socio estratégico y del plan para el reinicio operativo.

El interés estratégico de las empresas mineras acreedoras al margen de la cobranza de sus adeudos es la paciencia; frente a un futuro cierre de las operaciones y la resolución de las cargas laborales, para su adquisición “libre de polvo y paja”. Súmese a ello una limpieza de los adeudos tributarios como se hizo en la privatización de los años noventa, donde el Estado asumía los pasivos tributarios, las deudas con la Sunat, con la seguridad social, para transferir a las empresas estatales libres de pasivos.
El Estado debiera reconocer que fue un error haber privatizado el complejo minero metalúrgico sin unidades mineras propias al margen de los incumplimientos ambientales que le correspondían a Centromín en La Oroya hasta antes de la transferencia del complejo al sector privado.

De allí que el Estado junto a la respetable preocupación ambiental debiera tener un rol tuitivo, protector con los trabajadores para amortiguar los efectos del subempleo y el paro forzoso obligando al cumplimiento de las obligaciones laborales ante el futuro cierre de las operaciones, teniendo como garantía los excedentes de la unidad de Cobriza que genera ingresos superiores a los 70 millones de dólares anuales.

Una intervención directa del Estado justificada por una errada interpretación “del interés social y necesidad pública” obligaría al fisco asumir un millonario seguro que Ira Rennert tiene previsto, al margen que se tendría que asumir una serie de deudas y pasivos donde el “remedio sería peor que la enfermedad”. En tal sentido, se debiera tener un plan preventivo ante el cierre legal por insolvencia regulado por Indecopi del que fue el más importante complejo minero metalúrgico del Perú.



jueves, 17 de junio de 2010

La crisis del gas de Argentina y Bolivia sacude a la región

Estaban llamados a ocupar el epicentro del gas latinoamericano. Bolivia, con las terceras reservas del continente, daba por hecho su rol de productor preferente. Tenía respaldo de la diplomacia energética caraqueña de Chávez y una punta de lanza en Argentina. Tanto, que prometían juntos el Gran Gasoducto del Sur como arteria para toda la región. Pero a Bolivia y Argentina se les ha dado la vuelta un embudo del gas del que los países vecinos escapan para buscar alternativas. Todas pasan por el gas natural licuado (GNL), en la próxima década el Cono Sur triplicará su capacidad y su llave ya no está en manos de Morales y los Kirchner. La estatal boliviana YPFB no tiene cómo superar hoy 44MMmcd, pero se comprometió a 30 millones con Brasil, una demanda interna de 9 millones y 5 MMmcd a Argentina. Argentina ha sellado un acuerdo con Uruguay para comprarle el GNL de una planta binacional. Quintero le permite a Chile triplicar el volumen que importaba de Argentina. Hasta Venezuela busca sitio para Pdvsa en el GNL, aún a costa de Bolivia. Todos los mapas del GNL pasan por Repsol: las dos regasificadoras de Argentina y la mitad de sus importaciones, el gas que Pdvsa le venderá a Uruguay, Paraguay y Argentina; la nueva planta de Perú y acceso a Trinidad con la sociedad Stream que comparte con Gas Natural. El Ejecutivo argentino ha pasado de la negativa a la simple matización. A un mes aún de que comience el invierno austral y los momentos punta de consumo industrial y doméstico, en la Casa Rosada no pueden ocultar que han comenzado las restricciones en todo el país. En el Ministerio de Planificación de Julio de Vido tratan de aterrizar los recelos de los consumidores: los cortes por hasta 16 millones de m3 son -en su dialéctica- sólo “restricciones controladas” a los grandes productores industriales en Argentina que tienen contratos “interrumpibles”. Nada -dicen- que no hayan podido encajar y conocer con cierta antelación las empresas. Pero nada, al mismo tiempo -denuncian las patronales- que no haya mermado en un 42% el gas que requieren para su operación las 100 mayores industrias, que haya reducido la producción de algunos combustibles y acero un 35%, o en algunas siderúrgicas que no pueden reemplazar el gas con gasoil o el fuel oil.

Como reconocían fuentes de la patronal a Urgente24 y La Nación, en realidad, necesitan 700,000 m3 diarios para operar con normalidad y reciben 400,000. Por primera vez, se reconoce que será la única fórmula de que los cortes en el sector industrial (que consume un 40% de los 115 MMmcd (millones de metros cúbicos diarios) no lleguen a los usuarios domésticos. Las luces rojas están ya encendidas: las restricciones selectivas pueden llegar a las pymes en la cumbre del consumo invernal. Por primera vez, para el ministerio de De Vido, ya no se trata, como en 2008, de culpabilizar a las limitaciones del sistema de distribución y a las distribuidoras (con Gas Natural Ban en cabeza): en la Casa Rosada han llamado de nuevo y empiezan a admitir que los problemas, ahora, son de suministro en pozo, de caída de las reservas, de descenso de la producción y de facturas de un mix en el que tiene que desviarse para las centrales térmicas y evitar el otro colapso, el eléctrico.

En palabras de Daniel Montamat, ex secretario de Energía, “Argentina se ha comido su principal capital energético, el gas natural. A principio de la década, había reservas por 800.000 millones de m3. Hoy, sólo alcanzan 400.000 millones. El país ha dejado de ser gasista, al menos lo suficiente para autoabastecerse, ha pasado del 6% al 10% de importaciones de GNL en sólo dos años y espera duplicar la capacidad de Bahía Blanca (donde YPF regasifica entre 6 y 8 millones de m3 diarios dos dólares más baratos que los de Bolivia, con flete incluido), además de lanzar otra planta con YPF y consumar este año 14 cargamentos de GNL, cinco de ellos con YPF y otros cinco con Gas Natural Ban. Pero en la mesa del Ejecutivo queman los informes, entre ellos otra vez el del grupo de los ocho ex ministros de energía y economía de la democracia. Denuncian que Argentina se desangra en subvenciones, desincentiva la inversión de las compañías privadas -cayó un 42% en un año- y ni pagando caro el gas boliviano y los buques de GNL de Trinidad y Qatar -más del triple de los 2.5 dólares por producción local- consigue zafarse de la sombra del desabastecimiento.

El intervencionismo, el control de las tarifas, un modelo subvencionado con más de 13,500 millones de pesos de subsidios la carga impositiva y las restricciones sorpresa ahogan a las grandes energéticas, con las gasistas en cabeza en un laberinto en el que la producción local les resulta cada vez más costosa y más desoídas sus peticiones de que el Gobierno abra su acceso al share gas, que permitiría a los productores recibir el doble de lo que cobran ahora. Algo pasa además -le recuerda la patronal- cuando la principal distribuidora de gas Metrogas (controlada por la británica BG pero en la que Repsol tiene un 45% del capital) está al borde del default por la parálisis de las tarifas y cuando la Casa Rosada les recuerda a Repsol y BG que Metrogas, con vencimientos de 21.7 millones de dólares este semestre, vuelve a la sombra de su intervención, aunque sea tentativa como en enero y aunque sean los olvidos el Gobierno los que le dejan cada año 45 millones de dólares en el limbo tarifario. Esta vez su directiva le ha puesto nombre -“pasividad estatal” dicen- a una trayectoria en la que desde 1999, la mayor distribuidora de gas del país no ha conseguido que Néstor Kirchner primero y Cristina Fernández después, le permitan aplicar las subidas aprobadas.

Además, según el último estudio de SEL Consultores, seis de cada diez empresas que operan en Argentina han reducido sus planes de inversión desde este año, no por la crisis global, sino por “la inseguridad jurídica y la intervención estatal” (en un 55% de los casos). Para el economista Ricardo Arriazu faltan 35,000 millones de dólares en siete años sólo en energía primaria. La Casa Rosada encadena, golpe a golpe, la maldición de todas las aristas de su mix energético: las restricciones en el suministro del gas industrial han obligado a reducir en un 35% -según la patronal- la producción de las petroquímicas argentinas, entre ellas la planta de YPF de Metanol. De Vido ya sabe que tiene que importar gas este invierno austral (desde junio) para las centrales de generación eléctrica. Nada que haya podido impedir ya, que tras la senda de Venezuela, Ecuador o Bolivia, las provincias argentinas sufran cortes de electricidad.

Nada que no le hayan venido advirtiendo desde 2007 los analistas locales y hasta la Cámara de empresas energéticas, que alerta ahora de es sólo el preludio de una crisis mayor. En palabras de Emilio Apud, un laberinto en el que “el crecimiento de la demanda empuja a la importación creciente de combustibles”. Argentina, con un mix muy ligado a los hidrocarburos, donde el gas supone el 56% de la matriz, se ha deslizado desde el perfil de exportador a sus vecinos al de un comprador forzoso de GNL. Las reservas se han reducido un 43% desde el 2000. Lo que en 2007 comenzó como una operación coyuntural ha terminado por ser un rasgo crónico de su mix, que el último año supuso compras por 530 millones de dólares y que ha duplicado en sólo 24 meses su nivel de importación. Santiago, Buenos Aires y Sao Paulo descartan el anillo de gasoductos regionales con el que soñaron los Kirchner y Alan García. Como recuerdan en la dirección de Metrogas Chile, el gas argentino tiene un precio muy bajo en su mercado nacional, pero el que exportan está gravado por impuestos asociados tan altos que a sus vecinos no les compensa ya. Las distribuidoras de garrafa excusan la escasez asegurando que las envasadoras optan por vender su producción en Brasil y Paraguay.

EL TERREMOTO DE TODO EL MAPA GASISTA

Las zozobras del gas argentino retumban ya en los muros de sus vecinos: hasta ahora, estaba llamada a ser el hub del gas propio y del de Bolivia para toda la región. Pero ya sólo Paraguay, que no ha cambiado aún su mix energético tiembla con cada golpe de llave a las restricciones argentinas, sabe que de marzo a noviembre todo es posible en su suministro. Y es que a la presidenta Cristina Fernández se le ha dado la vuelta el embudo del gas regional. Se lo acaba de recordar a domicilio el presidente uruguayo, José Mújica. Paradojas de la política energética argentina, según el acuerdo bilateral que acaban de firmar esta semana, será Uruguay -que no tiene gas y lo importaba hasta ahora de Bolivia a través de Argentina- el que le venderá GNL a su vecina y acogerá la regasificadora conjunta, que Argentina, a la luz del riesgo país, las dificultades para llamar a la inversión extranjera y para refinanciar proyectos locales en los mercados internacionales de crédito, ahora ha preferido no construir. Enarsa -la estatal argentina- ya tiene bastante con asumir a cuatro manos con YPF una segunda regasificadora en Escobar que deberá estar operativa en 2014, en Buenos Aires. Argentina prefiere pasar de brazos de Evo Morales (con un gas el triple de caro que el local) a brazos de Uruguay, pero la planta binacional no llegará hasta 2014, quizá ya con el gas de Pdvsa.

Lo sabe Chile. Desde la llegada de Fernández a la Casa Rosada, primero Bachelet y ahora Sebastián Piñera comenzaron a emanciparse del gas argentino, de sus cortes y sus cambios de precios. Ahora, la construcción de la que fue la primera planta regasificadora del hemisferio sur americano, Quintero, le permite almacenar y procesar 2.5 millones de toneladas por año de GNL, produciendo 10 mmcd de gas natural en base y 15 mmcd en punta y triplicar el volumen de gas que importaba hasta ahora. En otras palabras, depender sólo del GNL -hasta ahora de Trinidad y Tobago, Malasia e Indonesia- y, más aún, convertirse en potencial exportadora a Argentina (a través de Uruguay) y a Paraguay. Lejos quedan los planes de 1997, cuando Enarsa y Enap se aliaban con el Gasoducto del Pacífico como arteria. En ese entonces, Innergy firmó un contrato de compraventa de gas a largo plazo con YPF, que le permitía recibir hasta tres millones de metros cúbicos de gas diario. En 2004, en pleno invierno, a la región llegó una cantidad máxima de dos millones de metros cúbicos de combustible. Esa fue su cima, porque desde esa fecha la válvula del gas allende los Andes comenzó a cerrarse tanto, que en 2009 por el Gasoducto del Pacífico llegan apenas 200,000 metros cúbicos diarios. En los nuevos mapas energéticos de Santiago y el accionariado de la planta de Quintero se hacen sitio Metrogas y Endesa Chile. Las energéticas españolas estarán, además, presentes en el nuevo terminal de Mejillones, cuya conclusión está prevista para finales de año o principio de 2011.

BOLIVIA PIERDE LA PRIMACÍA Y LOS MAPAS DEL GAS

Ni el acuerdo sellado en abril para forzar suelos mínimos de suministro de YPFB a Brasil y Argentina hasta 2019 y 2016, ni las aspiraciones del gigante estatal de los hidrocarburos bolivianos de ingresar 2.300 millones de dólares en 2010 de esos dos mercados (un 15% más), han podido blindar las garantías del gas boliviano. YPFB hace malabares para cumplir su esquema de suministro preferente -primero al mercado local, luego a Brasil y en tercer lugar a Argentina- pero ya en el primer mes en vigor de la Adenda sellada con Brasilia y Buenos Aires, sólo la “alta intensidad energética”, según la versión oficial, ha permitido al gas boliviano no empezar a recibir sanciones. Y es que, a La Paz no le salen las cuentas. En los últimos 4 años sólo pudo incrementar su capacidad entre 2 y 3 MMmcd. Su producción máxima en 2009 oscilaba entre los 40 y los 43 millones de metros cúbicos diarios y la media cerró el ejercicio en 34. La propia YPFB reconocía que no tienen hoy capacidad para superar el techo de los 44 millones sin mayores inversiones en nuevos pozos, pero se ha comprometido a un entorno de 44 millones: al menos 30 millones con Brasil, a hacer frente a una demanda del mercado interno que roza ya los 9 millones de m3 por día y a suplir a la argentina Enarsa un mínimo de 5 MMmc/día, hasta que en 2011 llegue a 7 millones. Un suelo que ya incumple: durante varios días de mayo, Bolivia -ahogada por el consumo local entre 7 y 9 millones y el de Brasil de 29 millones, ya no ha podido enviar más de 4.6 MMcd a Argentina.

Y es que aunque dispone de las segundas reservas de gas del continente y está rodeada de tres potencias industriales (Argentina, Chile y Brasil) con déficit de gas, ni el embeleso boliviano puede ya perder de vista que respira también aún por las grietas de su “gigante” energético estatal: un informe del Gobierno el que acaba de reconocer los 22 problemas que lastra la cadena productiva de los hidrocarburos bolivianos: desde la falta de conocimiento sobre las reservas probadas (no se certifican desde 2004 y no lo harán hasta finales de año como pronto y de manos de la estadounidense Raider Scott) a la falta de competitividad e incentivos para las empresas, o la “corrupción” de YPFB. La empresa estatal sólo ha conseguido ponerle “apellidos” a la mitad de los 7,561 millones de dólares que necesita para su Plan Estratégico a cinco años. Más aún: La ‘maldición’ energética se teje a la perfección también en el espejo andino: la rebaja de las exportaciones contiene la producción de gas y con ella, lastra la producción de líquidos -de 46,700 bpd a 41,600 bpd. Por primera vez en más de cuatro décadas, Bolivia ha tenido que importar gasolina y GLP de consumo interno de Chile y Argentina. La ampliación del Gasoducto Al Altiplano (GAA) aún está en construcción y su aprovechamiento, además, está condicionado a la conclusión del Gasoducto Carrasco-Cochabamba (GCC), que estaba prevista para 2010.

Bolivia encadena en torno a la estatal YPFB las zozobras de su gas. Y no son sólo ya las del suministro. Como los analistas locales recuerdan, el proceso de diversificación de los que eran sus clientes preferenciales hace que, en tan sólo dos años, el gas boliviano que se exporta a Brasil, a 4.34 dólares por millón de BTU empiece a ser menos competitivo que el GNL que Sao Paulo recibe por otras vías. De hecho, los 1,387 km del Gasoducto de Integración Sureste-Noreste construido desde este año con la previsión de llevar 20 MMmcd de Río a Bahía, la mayoría de gas boliviano, le hará sitio al GNL importado desde varios mercados y si Brasil esperaba haber incrementado con él en 14 millones de m3 por día adicionales sus importaciones, es Petrobrás la que reconoce que ahora vendrán, como GNL, de otros mares. Uruguay, que durante años reivindicó la libertad de acceso al gas boliviano, lo ha puesto ahora a competir con el GNL importado desde Trinidad, Qatar, Asia y quizá, en un futuro no tan lejano, Perú. Y es que, como advierten los analistas regionales, su propio Triángulo de las Bermudas del gas acabará por engullir las aspiraciones regionales de Argentina y Bolivia en una nueva geometría energética, donde a pesar de los precios -el GNL es en principio más caro que el suministrado en ductos locales y de que sólo supone el 10% del mercado mundial- cada uno de sus socios y de los mercados vecinos busca la llave de su seguridad y su autonomía con él.

Esta situación pone a Bolivia, que exporta sólo a través de ductos, en una posición muy distinta de hace cinco años, cuando se proyectaba como el centro de distribución regional. Se lo acaba de describir a Morales su propia Cámara de Hidrocarburos (CBH): detectan “un fuerte contraste entre el crecimiento del GNL en barcos metaneros a los centros de demanda de Sudamérica y el estancamiento de exportación de gas natural boliviano en gasoductos”. De la gran red que Hugo Chávez y Morales prometían tejer en toda Sudamérica con Argentina como punta de lanza, hoy no queda ni la intención diplomática. Las zozobras de La Paz y Buenos Aires, el pragmatismo de Caracas y los recelos de Brasilia, Santiago y Montevideo han podido más. “La apuesta por un proceso de integración por gasoductos, que tuvo un crecimiento explosivo en la capacidad de transporte internacional incorporada entre 1998 y 2002, de los 19.1 MMmcd a 105.8 MMmcd -advierte la CBH- ha llegado al estancamiento”. “El incumplimiento de contratos por parte de Argentina y Bolivia, el estancamiento de la inversión y la poca confiabilidad mostrada parecen haber postergado el apetito de los importadores regionales, para nuevos proyectos de integración intrarregional” por gasoductos, apunta la CBH.

LAS CARRERAS DEL GNL

Los ductos serán nacionales, lo justo para distribuir el gas local y complementarse con el GNL, como en Chile, en la propia Argentina, o en Perú, que ha empezado a hacerse sitio en una dinámica en la que los productores no quieren arriesgarse en inversiones en infraestructuras costosas, que requieren cuantiosas reservas probadas; tratan de eludir y en la que los centros de consumo latinoamericanos prefieren garantizar suministros constantes y eludir riesgos políticos. Como explicaba Bernardo Prado Liébana en HidrocarburosBolivia.com, “Obama quiere el petróleo de Lula para olvidarse de Chávez, Lula, de la mano de Petrobrás, está opacando el protagonismo de PDVSA y pronto va a decirle a Morales que ya no necesita el gas boliviano, Kirchner optó por el ¨confiable¨ GNL de Trinidad y Tobago para afrontar el invierno que viene, García duerme tranquilo con Camisea y Perú LNG y Chile, con la planta de regasificación de Quintero a punto de estrenarse, le dirá adiós para siempre al gas argentino. A Bolivia no le queda más opción que ver desde una platea popular el desfile del cual pudo ser la estrella”. Hasta en los planes estratégicos de Pdvsa comienzan a hacerle caso a los vaticinios de Antoni Brufau durante la 24ª Conferencia Mundial del Gas en Buenos Aires: para los petroleros la estrella del negocio será el GNL, “tiene un horizonte favorable para crecer a más velocidad que los combustibles líquidos” y “aumentará la interdependencia regional”.

El Gobierno venezolano vuelve a mirar a las mayores reservas del gas del continente; se ha dado cuenta de que lo que era inviable por ductos en los mapas de su Gran Gasoducto del Sur puede ser factible en barcos y se ha lanzado a la carrera del GNL, esta vez con su propia bandera. Aún a costa de driblarle sus mercados a Evo Morales, durante el último trimestre, Petróleos de Venezuela ha intentado hacer valer nuevas opciones para su gas natural (principalmente gas no asociado al petróleo en yacimientos costa afuera). “Si no encuentran todo el gas que necesitan en su tierra, en Venezuela está todo el gas uruguayo”, le prometía Chávez a Mujica hace menos de un mes, ahora que Repsol YPF ha incrementado un 30%, hasta los 12 TCF, sus estimaciones del Megcampo Perla. Son los mismos compromisos que ya ha sellado con Cristina Fernández, con la que sostiene aún, aunque latente, un proyecto del terminal de regasificación que ENARSA y PDVSA emprendieron en 2007. Cuando Venezuela exporte GNL, llegará a Brasil y Argentina. Lo más factible es que el gran Gasoducto URUPABOL se llame simplemente Gasoducto URUPA y que Paraguay acabe recibiendo gas venezolano regasificado en Uruguay.

Topará, eso sí, en el nuevo mapa del ‘imperio gasista bolivariano’ con la avanzadilla limeña. La primera planta de licuefacción de toda Sudamérica -en la que Repsol tiene un 20%-, operativa desde la próxima semana en Cañete, al sur de Lima, tiene como destino preferente para sus 4.4 millones de toneladas de GNL por año la terminal de Manzanillo en México, pero mientras está a punto para recibir importaciones, se plantea si destinar su producción a Canaport, en Canadá, donde la española tiene el 75% de la sociedad y otro de sus nudos gasistas para el continente. Será, siempre, a través de navíos metaneros de Stream (la sociedad de Gas Natural con Repsol para GNL). Y a pesar de las diferencias diplomáticas y de las líneas rojas impuestas desde el Palacio de Pizarro, es el ejecutivo de Piñera el primero en explorar la posibilidad de exportar parte de ese gas de Camisea al mercado chileno. Una opción que desde el Gobierno de García sólo se aceptaría a cambio de que Santiago invierta en una regasificadora en suelo peruano, o una termoeléctrica a gas en la frontera para abastecer al Sistema Interconectado del Norte Grande de Chile. YPF bifurca los ojos de sus intereses andinos: en una mano, la exterior, el acceso al 20% de los 14.1 TCF (billones de pies cúbicos de gas) que Pluspetrol y sus aliados -Repsol, la estadounidense Hunt Oil y la coreana SK Energy- descuentan en Camisea hasta el final de la vida útil de sus campos en 2047. En la otra, las reservas de 2.5 trillones de pies cúbicos de su bloque 57, con las que desde 2012 nutrirá al mercado nacional. El ariete andino de Brufau suma y sigue en la telaraña del GNL regional para Repsol, la misma que le garantiza la hegemonía del GNL en Argentina, Perú, Chile y Bolivia, y vía libre a México, Canadá y EEUU.

Fuente:
http://www.voltairenet.org/article165900.html
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Fecha: 11-6-2010

martes, 15 de junio de 2010

MINERÍA: URGE IMPUESTO EXTRAORDINARIO

AL 1er TRIMESTRE UTILIDADES EXTRAORDINARIAS


“Lamentablemente de nada sirve estar capacitado o saber demasiado a nivel de
gobierno, si realmente no hay la voluntad de aplicar una economía con contenido
social, donde nos debemos beneficiar todos y no un minúsculo grupo de personas.
Todos sabemos (incluido el gobierno) que si se aplicará un impuesto a las
sobreganancias mineras, ninguna empresa minera se iría del país por las grandes
ganancias que obtienen (tendrían que estar locos).
Comentario anónimo al
artículo publicado en La República del 29 de mayo de 2010.


La utilidad neta no es el mejor indicador de la rentabilidad de las empresas en general y mineras en particular, en razón de las múltiples deducciones que se realizan a la utilidad bruta, operativa, a la utilidad antes de impuestos, y la posibilidad que tienen las empresas de cargar a costos las depreciaciones, amortizaciones, gastos financieros y provisiones diversas. A pesar de ello una muestra resumida de la utilidad neta obtenida por las empresas mineras que cotizan en la Bolsa de Valores de Lima, demuestra la notable recuperación de las mineras sobre todo de las productoras de oro, plata y cobre, con mayores niveles en relación a la utilidad neta alcanzada en el primer trimestre del 2007 y del 2008, es decir propias del boom minero, lo cual ratifica la obtención de utilidades extraordinarias.

Las mineras que cotizan en la bolsa con una utilidad neta total de 1,355 millones de dólares al primer trimestre del 2010 prácticamente duplican la utilidad neta del 2009, reproducen las obtenidas en el primer trimestre del 2008, es decir antes del estallido de la crisis financiera, y superan los 932 millones que percibieron en el primer trimestre del 2007. Esto significa que las empresas mineras en especial las auríferas, argentíferas y cupríferas siguen obteniendo utilidades extraordinarias, rentas diferenciales que no están siendo compartidas con el Estado, que teóricamente es el titular a nombre de la Nación de los recursos naturales, en este caso no renovables como los mineros.

Las sobre utilidades que están percibiendo las mineras no se explican por una inversión capitalista, sino como los viejos terratenientes de la Inglaterra del siglo XIX que cuestionaba David Ricardo, se apropian no solamente de los beneficios que legítimamente les pertenecen por la inversión del capital, sino también de la renta del suelo que le corresponde al Estado, es decir de los ingresos por la explotación de recursos no renovables.

Según David Ricardo en su clásica obra “Principios de Economía Política y Tributación”, la renta del suelo o de las minas es aquella parte del producto de la tierra o de las minas “que se paga al terrateniente por el uso de las energías originarias e indestructibles del suelo”. “Las minas, como la tierra, pagan generalmente una renta a su propietario y dicha renta, como la renta de la tierra, es el efecto y nunca la causa del alto valor de su producto”. A diferencia de la industria o de la agricultura, los yacimientos mineros no son reproducibles, sus recursos son agotables, y las minas tienen diferente calidad, o para decirlo simplemente con distintas leyes de mineral. Es decir, unas tienen menores costos de producción que otras.

En tal sentido en las minas marginales la cantidad de trabajo empleado en su producción, y el capital es trabajo acumulado para Ricardo, determinan el precio y producen rentas diferenciales a los productores más eficientes. Así,
“El ingreso del capital en la mina más pobre, que no pague renta, regularía la renta de todas las demás minas productivas. Se supone que la mina en cuestión (la mina más pobre) rinde las utilidades usuales del capital. Todo lo que las demás minas produzcan por encima de ese nivel, se pagará necesariamente a sus propietarios como renta”.

Ello plantea la necesidad de aplicación de un impuesto extraordinario a las utilidades extraordinarias que están percibiendo las empresas mineras por la explotación privada de recursos que le pertenecen a la Nación. Si se tiene presente que las utilidades o ganancias extraordinarias no se explican por innovaciones tecnológicas en el sentido schumpeteriano, ni por una mayor productividad del capital, resulta evidente que están favorecidas por una coyuntura internacional que estimula la producción de metales preciosos como el oro y la plata, y metales básicos como el cobre.

A ello debiera agregarse un factor especulativo que se relaciona con la crisis del euro y la vieja debacle del dólar como reserva de valor y moneda internacional usada para saldar los intercambios comerciales y financieros. De allí, que el llamado “fetichismo de la mercancía” del viejo Marx se cumple a cabalidad, con la aclaración que todo el oro del mundo no alcanzaría para cubrir las monstruosas y astronómicas cifras de deuda sucia e impagable de los bancos privados, déficit fiscales y endeudamiento de la mayoría de países capitalistas.

Por tanto, los precios del oro, plata, cobre se mantendrán elevados a pesar de los nubarrones que recorren la economía mundial. La demanda de oro está asegurada por que se piensa que sus tenedores resultan inmunes a la desvalorización del euro y del dólar, de allí que la demanda de concesiones mineras con potencial aurífero se mantendrá, y la rentabilidad neta de las empresas auríferas que operan en el país así lo demuestra. Ver el cuadro
“Perú: Ranking de Utilidad Neta por Empresa Minera”

CUPRÍFERAS SE RECUPERAN

En primer lugar, las empresas productoras de cobre como Southern Perú Copper Corp. al primer trimestre del presente año con 278 millones de dólares de utilidad neta recupera los niveles alcanzados en similar período del 2007 que representaron los 271 millones de dólares, superando de lejos la utilidad neta del 2009 que fueron de 77 millones. Si bien no se reproducen los niveles de utilidad del 2008, representa una clara recuperación de la rentabilidad gracias a los precios altos del cobre que de mantenerse por encima de los 3 dólares la libra significa mayores utilidades extraordinarias.

Es también el caso de la Mra. Cerro Verde que con la ampliación de la producción y los altos precios del cobre al primer trimestre del 2010, con 238 millones de dólares supera los niveles alcanzados en los períodos similares del 2007 y 2009 que fueron de 148 y 106 millones de dólares respectivamente.

Si se tiene presente que las inversiones de capital realizadas ya han sido recuperadas con creces, la rentabilidad neta obtenida en este ciclo de auge demuestra que la riqueza minera no está siendo compartida con el Estado. Ello se agrava por la situación de Cerro Verde que no abona las llamadas regalías mineras a diferencia de la SPCC.

Por tanto un impuesto temporal extraordinario a las utilidades extraordinarias de las mineras podría ser asumido y éstas tendrían “que estar locas para retirarse del país”. Al respecto constituye una falacia afirmar que las inversiones se detendrían o irían a otros países. En nuestro país con tasas de rentabilidad operativa de 60% un impuesto extraordinario no mellaría las ganancias empresariales.

Si se tiene presente que en el caso de SPCC la utilidad neta de un año obtenida por las operaciones de sus unidades Cuajone y Toquepala financia la integridad del proyecto de la Tía María, que teóricamente tendría una vida útil de 18 años, demostraría que “del mismo cuero salen las correas” y que no se trata de capital fresco que arriba al país. Y si a ello se le suma que las operaciones de Toquepala con más de 50 años de explotación están ya en la etapa de producción con altos costos marginales, se debería aplicar un impuesto extraordinario.

AUGE AURÍFERO

De otro lado; la rentabilidad de las empresas mineras auríferas es extraordinaria gracias a los precios del oro que superan largamente los 1,000 dólares la onza. Sirva como ejemplo el caso de la Barrick Misquichilca que con sus operaciones en la unidad de Pierina en Ancash en etapa marginal y con Lagunas Norte en La Libertad, ha obtenido al primer trimestre del 2010 una utilidad neta de 230 millones de dólares superando las utilidades alcanzadas en período similar del 2007, 2008 y 2009 que fueron del orden de 106 millones, 159 millones y 135 millones de dólares respectivamente.

Es también el caso de la Mra. Yanacocha que al primer trimestre del 2010 ha obtenido una utilidad neta de 164 millones de dólares superando la utilidad neta para período similar del 2007 y 2009 y un poco menos en relación a la utilidad alcanzada del 2008 que fue de 176 millones de dólares. Evidentemente de superar los llamados conflictos sociales con la explotación de nuevos yacimientos la utilidad de la minera será mayor.

Si se tiene presente que el proyecto de Mra. Yanacocha se financió en su origen con un capital de inversión de 42 millones de dólares a inicios de los años noventa, se puede estimar los extraordinarios niveles de rentabilidad que la empresa ha tenido. Se debe recordar que a inicios del 2001 con precios del oro menores a los 300 dólares la onza Mra. Yanacocha y la Mra. Barrick obtenían utilidades que no han sido compartidas con el Estado. Evidentemente con precios del oro por encima de los 1,200 dólares la onza las utilidades son excepcionales.

Por último sirva el caso de la Mra. Buenaventura donde la utilidad neta de 155 millones de dólares al primer trimestre del 2010 superando los niveles alcanzados en el 2007, 2008 y 2009 demuestran la elevada rentabilidad que están obteniendo las empresas auríferas gracias a los altos precios del oro y en menor medida a un incremento de la producción.

En resumen, un impuesto extraordinario a las utilidades de las empresas mineras que operan en nuestro país tiene una racionalidad económica, jurídica y social. La razón económica se relaciona a la percepción dualista de ingresos como capitalistas y como terratenientes. Es decir, reproduciendo al viejo Adam Smith “están cosechando donde no han sembrado”; como empresas que detentan el capital es legítima la utilidad percibida, pero como terratenientes están usufructuando indebidamente de la renta del suelo que le corresponde exclusivamente al titular del suelo y del subsuelo, es decir al Estado.

En tal sentido, el abono del impuesto a la renta es el impuesto producto de la actividad económica que es pagado por todas las empresas que generan renta sean industriales, comerciales o mineras. Pero por la explotación de recursos mineros escasos y no renovables no están remunerando al Estado. Es más gracias a la alta ley del mineral, riqueza minera, bajos costos de producción están percibiendo rentas diferenciales en relación a productores que producen en “condiciones menos favorables”. De allí que se justifica la aplicación de un impuesto temporal y extraordinario a la minería.

Desde el punto de vista social y del principio de la redistribución de la riqueza con equidad un impuesto extraordinario se justifica ante la pobreza de la población sobre todo andina. Según la filosofía de la responsabilidad social no es posible generar riqueza si el entorno social de la población es “pobre y miserable”. De allí que los ingresos de este impuesto a diferencia del canon y regalía minera tendría que ser usado por el Estado en una visión macro regional, para generar ventajas competitivas y potenciar la presencia del mismo en las provincias asegurando los servicios de salud y educación de calidad.

Además, la aplicación de un impuesto extraordinario a las utilidades extraordinarias tiene un ingrediente político adicional que permite dotar a la actividad minera de la necesaria viabilidad en el largo plazo en regiones que cuestionan las prácticas mineras sea por razones ideológicas o por experiencias negativas producto de pasivos ambientales.

En tal sentido, inversiones mineras con responsabilidad social, ambiental y tributaria son las que requiere el país para su desarrollo. Un modelo que concentra indebidamente la riqueza en unas cuantas empresas desplazando y marginando a las mayorías de la población, descapitalizando al país por la débil participación y aporte tributario, contaminando el medio ambiente con externalidades negativas, constituye un modelo que debe ser superado, pues genera un crecimiento empobrecedor.

viernes, 11 de junio de 2010

RENEGOCIAR CONTRATOS LESIVOS

LOS FANTASMAS DE LA EXPORTACIÓN

Presentamos dos entrevistas de singular importancia realizadas a dos protagonistas centrales que han intervenido en el cuestionado proyecto de exportación del gas licuefactado de Camisea, que tiene su planta en Pampa Melchorita al sur de Lima, unidad que procesa el gas natural proveniente del lote 56, recientemente inaugurado por el Presidente de la República Dr. Alan García Pérez.

Una entrevista ha sido realizada por el diario Correo al ex ministro de Energía y Minas Jaime Quijandría quién fue dos veces ministro de la cartera mencionada, durante la gestión del ex Presidente de la República Alejandro Toledo, y “cabeza gris” del proyecto de exportación desde sus orígenes. La otra entrevista ha sido realizada por el diario Gestión a Ray Hunt Presidente Ejecutivo de Hunt Oil Company.

En la persona de Jaime Quijandría se funde la calidad de un funcionario público en el sector de hidrocarburos desde hace más de 30 años, y de asesor empresarial de intereses transnacionales que no siempre coinciden con el interés nacional. De allí la importancia de la entrevista que comentamos.

En el debate Quijandría para cuidarse en salud, sostiene que en el gran Camisea lotes 88, 56, 57, y 58 existirían entre 40 a 50 trillones de pies cúbicos de gas natural, cuyas reservas serán monetizadas gracias al impulso del proyecto de exportación del gas del lote 56 hacia Norteamérica. Desde su punto de vista la exportación resulta fundamental para activar la actividad exploratoria para descubrir más reservas, pues estas no deben ser consideradas estáticas sino dinámicas.

El proceso de convertir las reservas posibles en reservas probables y las reservas probables en reservas probadas, exige según su parecer los mercados externos que hagan viable e interesante para las empresas privadas la actividad exploratoria.

En verdad, debo coincidir respecto al llamado problema gasífero. En nuestro país la debilidad de la actividad exploratoria en los últimos 30 años explica en gran parte el debate sobre los volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos y de gas natural en particular.

Se debe tener presente que las reservas de gas natural del lote 88 datan en su descubrimiento desde los primeros años de la década de los ochenta cuando la Shell perforó varios pozos en el ahora denominado lote 88 estructura Cashiriari, y San Martín, descubriendo más de 9 trillones de pies cúbicos de gas. Entre 1998 al 2000, la Shell también realizó inversiones exploratorias en el lote 56, en la estructura de Pagoreni descubriendo más de 2 TCF.

Por tanto, la polémica sobre las reservas de hidrocarburos, crudo, de gas natural soslaya un tema central, la actividad exploratoria. En los años setenta el promedio de pozos exploratorios, de riesgo con PetroPerú como promotor se perforaba un promedio de 25 pozos anuales, para luego disminuir dramáticamente a un promedio de 5 pozos anuales en las décadas de los noventa y la primera década del presente siglo.

Se debe tener presente que fueron las reservas descubiertas Por PetroPerú y sus filiales en los años noventa las que se privatizaron, en el caso del lote 8/8X hacia 1996. Y en el caso de la OXY las reservas de crudo descubiertas en el lote 1-AB fueron transferidas a Pluspetrol en el año 2000.

Sea en los lotes 8/8X, o el lote 1-AB las reservas de crudo fueron descubiertas hace 40 años y se presume que existen todavía importantes reservas por descubrir. Es más, las reservas de crudo, probadas, probables y posibles del lote X que fueron privatizadas en diciembre de 1996 a favor de la empresa argentina Pérez Companc, en especial las reservas probadas fueron estimadas en menos de 40 millones de barriles de crudo. Estas se han incrementado gracias a la mayor actividad de perforación.

Hay que recordar que en el llamado lote X, desde el 2003 operado por la transnacional brasileña Petrobrás, en el período 1997 al 2009 se han extraído más 60 millones de barriles y a fines del 2009 se estiman sus reservas probadas por el orden de los 74 millones de barriles. Esto nos demostraría que el concepto de reservas probadas debe considerarse como un concepto dinámico, íntimamente ligado a las condiciones de precios y costos más las condiciones geológicas.

Es más, el redimensionado lote X está en explotación desde los años cincuenta e incluso antes, siendo operado hasta 1969 por la IPC filial de la Standard Oil Company, y desde ese año estuvo operado por la petrolera estatal PetroPerú hasta su privatización en el 1996. Es decir, con más de 60 años de explotación todavía mantiene reservas probadas del orden de 74 millones de barriles y probables por 34 millones de barriles que se pondrán en valor con una mayor actividad de pozos de desarrollo.

Por tanto, resulta correcta la afirmación de Quijandría sobre la naturaleza de las reservas de Camisea. Así señala que
“Cuando se dio a conocer el informe de Gaffney (8.8 TCF), no se precisó que lo único que certificaba era que durante el periodo del contrato, y al ritmo que venía invirtiendo el Consorcio Camisea, ése era el volumen de gas que podrían extraer. Nunca afirmaron que, cuando terminara el contrato, no quedaría gas en el pozo. El otro grave error de los "analistas" es que les gusta comparar la foto de las reservas con la película de la demanda proyectada”.

Creo que el tema debiera ir por otro lado. Si el problema no es de reservas probadas ni de desabastecimiento del mercado local por la demanda externa que compromete 620 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, por medio de las exportaciones de gas hacia Norteamérica, lo que debiera preocupar son las condiciones de exportación del gas natural del lote 56, por medio de un contrato lesivo para el Estado peruano, por las mínimas regalías que el fisco percibiría.

En ese contexto las afirmaciones respecto al abastecimiento de gas natural proveniente de los lotes 57 Repsol y 58 a cargo de Petrobrás, soslayan las condiciones económicas de su explotación. Es decir, los precios del gas natural no serán regulados, sino los precios de mercado con regalías del 5%. Ello evidentemente configura una flagrante contradicción pues mientras se exportará gas barato, el mercado interno y sobre todo el sur andino accederá a un abasteciendo de gas con precios libres, a precios de mercado como lo estipulan los contratos firmados en el gobierno del ex presidente Alejandro Toledo.

Además no es posible aceptar que las regalías por la exportación sean equivalentes a un tercio o menos de lo que se está obteniendo por concepto de las regalías producto de la demanda interna proveniente del gas natural del lote 88. Al respecto definitivamente se debe superar la restricción y compromiso de respaldo de las reservas del lote 88 al proyecto de exportación.

En el mismo sentido, se debe reconocer que el proyecto de exportación debiera caminar con sus propias reservas, pues las reservas del lote 88 y 56 debieran estar destinadas al mercado interno y a dotar a la economía peruana de la necesaria seguridad energética. De allí la necesidad de renegociar los contratos en cuanto a las condiciones fiscales sobre las regalías de exportación y la seguridad de abastecimiento de gas natural con precios regulados al Sur Andino.





1.- ENTREVISTA A JAIME QUIJANDRÍA SALMÓN

"En Camisea hay 40 o 50 trillones"

La Imagen del país. Ad portas de iniciarse la exportación del gas de Camisea, y luego de concretarse una multimillonaria inversión, los conocidos enemigos del mercado y del progreso lanzaron una nueva ofensiva tratando de que el gobierno pise el palito y siga el equivocado camino de tantos países vecinos que sólo han logrado espantar la inversión. Para aclarar tantas dudas sobre las reservas de Camisea, entrevistamos al ex ministro de Energía y Minas Jaime Quijandría.

Correo: El último informe sobre las reservas de gas natural ha sido muy cuestionado, a tal punto que incluso se ha acusado al gobierno de manipulación. ¿Podemos darnos el lujo de exportar?

Jaime Quijandría: Aquí tenemos un clásico ejemplo de mala comunicación por parte tanto del gobierno como del consorcio. Cuando se dio a conocer el informe de Gaffney (8.8 TCF), no se precisó que lo único que certificaba era que durante el periodo del contrato, y al ritmo que venía invirtiendo el Consorcio Camisea, ése era el volumen de gas que podrían extraer. Nunca afirmaron que, cuando terminara el contrato, no quedaría gas en el pozo. El otro grave error de los "analistas" es que les gusta comparar la foto de las reservas con la película de la demanda proyectada.

C: ¿Pero no puede venderse más gas del que hay?

JQ: Es que el concepto de reservas es uno dinámico y no estático. Crecen si hay inversión. Conforme va desarrollando el campo, va actualizando sus parámetros. Lo que hoy son reservas probables (50%) mañana pasan a ser reservas probadas (90% de seguridad). Esto no es como cuando el ama de casa arma paquetitos de comida y los guarda en la refrigeradora, uno para el lunes, otros para el martes, etc. Si sube el precio del gas, mejoran las perspectivas de exploración. Es como las minas; en algunos momentos se cierran declarando que ya no son comercialmente explotables, y si el precio se eleva notablemente, se puede volver a explotar con una tecnología más cara pero ahora sí rentable que recupere el mineral.

C: Pero en el Lote 88 la inversión ya está hecha...

JQ: No es así. Cada estructura de gas es una hipótesis. Usted perfora un pozo y obtiene parte de la información de la estructura. A más pozos, se va configurando el reservorio y confirmando si es tan grande como se pensaba o es aún mayor. Una estructura hay que atacarla con muchos pozos. En Talara hay estructuras que tienen 200 pozos y sigue apareciendo información nueva. Hace cuánto tiempo anuncian que se ya se agotaron los campos y los pozos siguen produciendo. Y hay quienes piensan que debajo de los actuales campos hay más petróleo todavía.

C: La idea detrás de Camisea era aprovechar el gas más barato del Lote 88 para desarrollar el mercado interno en un horizonte de 20 años...

JQ: ¿Usted ha visto algún documento, previo al contrato de exportación, que diga eso? El plan de Camisea era muy simple: reemplazar la importación de crudo. Nunca se fijaron cuotas para el mercado interno, pues nadie podía predecir su comportamiento. Hay gas en Talara desde la época de la IPC y jamás se explotó. Los estudios que se hicieron eran muy conservadores. Ante los primeros intentos que hicimos para colocar el gas en el 2002, mientras se construía el gasoducto, hubo rechazo. Los industriales exigían que les aseguráramos que no se malograrían sus equipos, que la producción sería igual que con el residual, ¡querían hasta una carta fianza! ¡Y se iban a ahorrar el 50% de la tarifa de energía! Había una intuición de que teníamos algo importante entre manos, pero nunca hubo un plan detallado para su desarrollo. Ni en la época de Fujimori ni en la de Paniagua. Es bien fácil hacer la explicación años después. La exportación busca monetizar nuestras reservas.

C: ¿Cortando las posibilidades de expandir el mercado interno?

JQ: Eso pasa por otro tipo de soluciones. ¿Cómo han hecho en Colombia? Con subsidio estatal. ¿Queremos hacerlo? Se habló del chatarreo, se habla de asumir el costo de la conexión domiciliaria. En Colombia han regalado artefactos a gas. Y en estos momentos exportan su gas y tienen sólo siete años de cobertura de reservas, y no pierden la calma porque las reservas se van renovando. Trinidad y Tobago tiene cinco trenes de producción para exportar a Estados Unidos. Yo me imaginaba que tendrían unos 60 TCF de reservas y sólo tienen 15. Para qué van a desarrollar más si saben que allí está. Conforme el mercado demanda, invertirán. La idea de asegurarnos reservas para 40 años y después exportar no tiene ningún fundamento económico. Los geólogos nunca han cambiado su punto de vista de que en Camisea hay de 40 a 50 TCF. ¿En que lote están? Ése es otro tema.

C: ¿Y si se equivocan?

JQ: Como se equivocaron cuando construyeron un faraónico oleoducto que nunca ha sido utilizado más allá del 50% de su capacidad. La lección de Camisea es que sólo se pudo desarrollar el yacimiento cuando se dejó de pensar en el mercado interno. Por último, la legislación nos permite parar la exportación si hay peligro de desabastecimiento. Pero siempre que se demuestre, y no como hizo Argentina con Chile. Hay que salvaguardar la imagen del país.

C: Pero ahora hay muchas industrias que piden gas y no les firman el contrato...

JQ: (ríe) Escuche al viceministro: no hay tal demanda. La mayoría no tiene su proyecto listo. ¿Por qué le vamos a quitar ahora el gas a un señor que tocó la puerta antes que hubiera cola y ha invertido $3,900 millones? Eso hizo Argentina con Chile y ahora tiene un mercado deprimido por falta de inversión. Y la misma historia se repite en Bolivia, por eso sus reservas han bajado.

C: ¿Cuánta reserva se necesita para el gasoducto del sur?

JQ: No se trata de que, como ya tengo gas, busquemos cómo llevarlo hasta allá. Primero que nada, dígame cuál es la demanda, y para una inversión como ésa debe de ser de al menos 3 a 4 TCF. Con 1 TCF lo único que puede hacer es avanzar hasta Quillabamba y abastecer a centrales térmicas, pero para llegar hasta Ilo se necesitan petroquímicas. Cuando Petrobras confirme que se mete en el negocio, tendremos la confirmación de que hay reservas y mercado.

C: ¿Pero esas reservas tienen que salir del Lote 88 para que el gas del sur no salga más caro?

JQ: Allí hablamos de otro tipo de problema que, espero, si no este gobierno, el próximo lo encare cuanto antes. Hay que uniformizar el precio. No puede haber un mercado con dos precios. Hay que aprovechar que el precio internacional está deprimido.

C: Y algunos sostienen que se mantendrá así por la aparición del gas no convencional y que la exportación a México ya no tiene sentido y perdemos regalías.

JQ: No, porque hay una tendencia a sustituir el crudo por el gas natural y, por último, si bien el precio del Henry Hub, que es el marcador para la costa este de Norteamérica, es de $4, Bolivia le vende a Brasil a $7 el millón de BTU, así que podemos redirigir la exportación a otros mercados.

Diario Correo 23 de Mayo del 2010
Entrevista realizada por Mario Camoirano




2.- La compañía norteamericana Hunt Oil buscará más petróleo y gas en los lotes que tiene en Perú

Ray Hunt, presidente director ejecutivo de Hunt Oil Company, matriz de Perú LNG, en diálogo con Gestión, aseguró que no usarán reservas destinadas al mercado interno para la exportación. Opina que Perú es un lugar atractivo para la inversión.

Luego de que el proyecto de exportación de gas (Perú LNG) superó varios problemas en los últimos años, ¿cómo ve ahora el futuro del mismo?

Yo creo que este proyecto va a tener un impacto muy importante y positivo en el Perú. Primero porque sirve como ejemplo de cómo el Perú es un destino positivo para la inversión. En el mundo globalizado de hoy el capital puede ir a cualquier sitio, pero irá donde sea apreciado y las reglas de juego sean respetadas. Nosotros hemos trabajado con cuatro diferentes administraciones en el Perú en los últimos nueve años y cada administración fue diferente, pero todas comprometidas con respetar las leyes y el marco para la inversión.

¿Y en lo que se refiere a la industria misma del gas natural, cómo ve el futuro?

Esa es la segunda razón por la que el proyecto va tener un impacto positivo para el Perú y toda su población. Ya no hay duda que sí habría suficiente gas para atender el mercado doméstico y lo que se va a exportar en la forma de gas natural licuefactado (LNG) es el excedente. El Proyecto Perú LNG ha hecho posible que el Perú participe en el mercado internacional del gas. Eso quiere decir que otras empresas de petróleo y gas van a venir a buscar más de ambos. Y el ejemplo es Bolivia, donde entre 1990 y 1999 la Agencia de Información de Energía (EIA por sus siglas en inglés) calculaba cada año casi 4.5 TCF de gas natural. En 1999 se construyó un gasoducto desde Bolivia a Brasil y tres años después la EIA calculaba que las reservas subieron a casi 24 TCF.

Hunt también tiene el lote 76 en el sur (colindante con Candamo) ¿Están intensificando la exploración en ese lote y en otros?

Ahora que hay mercados, nuestros técnicos van a buscar más petróleo y gas, donde exista la posibilidad, en esos lotes. Si no pudiéramos venderlos, no estaríamos invirtiendo en explorar. El lote 76 es atractivo y lo bueno del mercado es que tenemos nuestra opinión de dónde es atractivo buscar petróleo y gas. Pero hay otras empresas que tienen otras opiniones y puede que busquen gas en otros sitios donde nosotros opinamos que no hay alto potencial y sin embargo encuentren mucho gas.

¿Qué otros beneficios para el Perú destacaría del proyecto?

Estamos muy orgullosos de que el 90% de las personas que han trabajado en el proyecto son peruanos.
Ha habido una gran transferencia de tecnología. Y cuando la planta comience a operar esta semana, el 60% de los trabajadores serán peruanos. Me dicen que esto es cinco veces mayor que lo normal.
Este proyecto fue construido de acuerdo con el cronograma, el presupuesto, cumpliendo con los más altos estándares de seguridad ocupacional, social y ambiental y será un estándar para otros proyectos en el futuro.

Hubo mucha polémica en Perú porque parte de las reservas del lote 88 (asignadas al mercado interno), sirvieron de aval para la exportación. El ministro del sector ha dicho que el Lote 56 muy probablemente va a abastecer totalmente la exportación. ¿El proyecto Perú LNG no va a necesitar del gas del lote 88?

Absolutamente, hay suficiente gas.
Nosotros estamos continuando la exploración en el lote 56. Hay estructuras en este lote que no estaban incluidas en el estudio de la certificadora (la última) porque no han sido exploradas todavía. La tecnología está avanzando más cada año y se puede recuperar un porcentaje cada vez mayor de gas.

Entonces hay suficiente gas en Perú para exportar…

Absolutamente.

¿Cómo ven el marco regulatorio de Perú en lo que se refiere a gas petróleo? ¿Es adecuado, incentiva la inversión?

Los países que tienen éxito son aquellos cuyos marcos regulatorios pueden adaptarse a los cambios. El punto clave no es saber lo que va a sucede en el futuro, sino poder adaptarse al cambio. Me parece que la estructura del gobierno peruano es buena porque sí puede adaptarse a estas nuevas situaciones que nadie podía saber hace cinco años.

Se ha estado especulando acerca de cuándo comienza la exportación de LNG y hacía qué mercado irá. ¿Podría darnos luces al respecto?

Perú LNG vende el LNG a Repsol, empresa que tiene un contrato para vender la gran mayoría del gas al puerto Manzanillo (regasificadora) en México.
Falta un año para que Manzanillo complete su construcción. Entendemos que los dos primeros cargos irán a las facilidades de Sempra en Baja California. A dónde irán los otros cargos hasta que Manzanillo esté construido, es una decisión de Repsol.

Diario Gestión el 10/06/10
Entrevista realizada por Julio Lira Segura y Luis Hidalgo Suárez

jueves, 3 de junio de 2010

CODELCO Y LOS MITOS DEL ESTATISMO


LA CONTRIBUCIÓN MINERA EN PERÚ y CHILE
"En Chile las mineras pagan más impuestos, pagan
más royalty y tenemos una empresa minera estatal (Codelco) que genera miles de
millones de dólares que en Perú se van para fuera.... es decir, la economía
chilena crece directamente más que la peruana
Lo que ocurre es que en Perú
están haciendo lo que hicieron otros que copiaron mal el "modelo chileno", creen
que se trata solo de dejar que entre inversión a cualquier costo, incluso si las
empresas no generan mayores riquezas a la economía local.
Eso ya les pasó a
otros que terminaron desprestigiando "el modelo" y que ha hecho que muchos
latinoamericanos vuelvan a mirar a modelos fracasados. Pasó en Argentina, pasó
en Ecuador, pasó en Venezuela, etc… ¿pasará en Perú? (Anónimo comentario
redactado en el blog Chile-Hoy a propósito del artículo Minería: Regalías y
Royalty)

En nuestro país las políticas de privatización, ajuste y reformas estructurales de los años noventa significaron una radical transferencia al sector privado de rentables empresas mineras estatales como Centromín, Mra. Tintaya, Mra. Hierro Perú, Mra. Cerro Verde, la planta de fundición y refino de Ilo perteneciente a Minero Perú, la comercializadora de metales como Minpeco, etc. No solamente se privatizaron empresas con operaciones en marcha sino también yacimientos con reservas probadas como Antamina, Yanacocha, Toromocho, Las Bambas, Bayóvar, etc. Del Estado empresario en el sector minero se transitó al Estado regulador y fiscalizador con las debilidades e ineficiencias propias de la nueva ideología.

Al margen de los cuestionables criterios de valorización de muchas empresas mineras estatales, con reservas probadas, maquinaria y equipo operativo, mercados asegurados, personal calificado, éstas se vendieron en muchos casos a “precios de remate” lo que representó una real descapitalización del país. Es más, se privatizaron rentables empresas mineras sin planeamiento ni estrategia en el largo plazo con un permisivo marco tributario, lo que ha significado una débil propensión fiscal e ingresos franciscanos al erario nacional.

Así, en el artículo anterior “Minería: Las Regalías y el Royalty”, demostraba que en el período de auge del llamado “boom minero” (2004-2009) las empresas mineras que operan en el Perú de cada 100 dólares de ingresos de exportación aportaban al fisco menos de 12 dólares sea por el impuesto a la renta pagado, regalías, aporte voluntario y derechos de vigencia. Esto significa que las empresas mineras no están compartiendo con el Estado la mayor riqueza generada, las utilidades extraordinarias obtenidas, lo cual constituye una realidad que debe ser superada con el objeto de incrementar los recursos fiscales, ante el tenebroso escenario mundial.

CODELCO: SU APORTE

En tal sentido, sirva la comparación con la empresa estatal del cobre Codelco de Chile que contribuye con la capitalización de dicho país, por medio del impuesto a la renta pagado, los royalty abonados, la ley reservada del cobre transferida a las fuerzas armadas, otros impuestos y la utilidad neta generada. Tal como se puede observar en el cuadro “Aporte de Codelco en Relación a sus Exportaciones”

El cuadro resulta de interés para estimar la contribución de Codelco en el período de auge del precio del cobre del 2004 al 2009, donde las exportaciones acumuladas de la cuprífera estatal fueron de 61,760 millones de dólares. En el mismo lapso Codelco pagó al fisco por concepto de impuesto a la renta y royalty 16,360 millones de dólares, a ello debe sumarse la famosa ley reservada del cobre por más de 6,176 millones que financia la modernización de sus fuerzas armadas, más 474 millones por concepto de otros impuestos, y por último las utilidades netas que se reinvierten o se capitalizan.


Esto significa que en el período de bonanza en los precios 2004-2009 del cobre, con excepción del bajón de septiembre 2008 al primer semestre del 2009, Codelco exportó 61,760 millones de dólares de los cuales retornaron al país por los conceptos mencionados, tales como el impuesto a la renta, royalty, ley reservada, otros impuestos, y utilidad neta, el equivalente a 33,595 millones de dólares, capitalizando la economía chilena.

Es decir, la empresa estatal capitaliza la economía chilena marcando la diferencia con la minería en el Perú; así de cada 100 dólares de ingresos de exportación obtenidos en el período de auge 2004-2009, Codelco retiene un promedio de 54 dólares, cuestión que aumentaría si se sumasen los sueldos y salarios pagados, los llamados servicios de terceros más las compras locales.

De allí, el comentario anónimo de un chileno ilustrado que encabeza el artículo sobre la minería en Perú y Chile, donde apunta el aspecto central que marca la diferencia de la minería en los dos países y que está en relación a la mayor contribución tributaria y la presencia de Codelco a pesar del discurso ideológico liberal. Así, escribe:”…donde (en Chile) además las mineras pagan más impuestos, pagan más royalty y tenemos una empresa minera estatal que genera miles de millones de dólares que en Perú se van para fuera.... es decir, la economía chilena crece directamente más que la peruana”

Teniendo en cuenta que en el Perú, para el mismo período (2004-2009), el ingreso de las exportaciones mineras fue equivalente a 83,904 millones de dólares y la contribución fiscal de la minería en el período mencionado ha sido de 8,799 millones de dólares por concepto de impuesto a la renta, 627 millones de dólares por regalías, 459 millones de dólares por el llamado aporte voluntario, y 160 millones por los derechos de vigencia que se abonan por las concesiones mineras.

En total, escribíamos que frente exportaciones acumuladas de 83,904 millones el fisco peruano apenas captaba 10,045 millones de dólares por los conceptos señalados. Esto significaba que por cada 100 dólares de los ingresos de exportación el fisco apenas capta menos de 12 dólares, y sería menos pues el aporte voluntario también conocido como óbolo minero no es estrictamente un ingreso fiscal.

Por tanto, podríamos resumir que para el mismo período, en Chile una empresa estatal como Codelco, con menores ingresos de exportación (US$ 61,760 millones) contribuye solamente por concepto de impuesto a la renta y royalty la suma de 16,360 millones de dólares, monto que resulta superior a los 10,045 millones que pagan las empresas mineras que operan en el Perú.

Es más, la diferencia resulta abismal si se considera el conjunto de los aportes de Codelco sea por impuesto a la renta, royalty, ley reservada del cobre, otros impuestos y las utilidades netas que se quedan en dicho país. Las cifras son del orden de los 33,595 millones de dólares frente al aporte de todas las mineras privadas transnacionales y nacionales que operan en el Perú, con modestos montos que no superan los 10,045 millones de dólares.

Esta realidad comparativa se puede observar en el cuadro “Contribución Fiscal de la Minería en el Perú y el Aporte de Codelco”, donde se exponen de manera anual la contribución de las empresas mineras que tienen operaciones en el Perú por los diversos conceptos señalados frente a la capitalización de Codelco a la economía por los rubros mencionados en el cuadro anterior.



EPILOGO

En su última visita a Chile y Perú el filósofo norteamericano Noam Chomsky recomendaba a los historiadores de la economía en la explicación del exitoso modelo chileno, el rol fundamental de la presencia de dos empresas estatales como fuente de acumulación. De un lado, Enap en el sector de hidrocarburos y Codelco en la minería. Con ello se demostraba que la globalización, la apertura y modernización de una economía no eran incompatibles con la presencia de empresas estatales administradas con racionalidad y eficiencia en el mercado en el marco de un proyecto nacional de desarrollo.

Para escándalo de nuestros liberales criollos que fueron estatistas en los años setenta para luego hacer importantes negocios con las privatizaciones en los años noventa a través de una serie de consultoras como Apoyo, Macroconsult, Prisma, etc., la realidad económica financiera y el aporte de Codelco a la economía chilena es un paradigma que debe servir para evaluar el rol de los sectores extractivos en el desarrollo económico.

Así, resulta fundamental en la explotación de recursos naturales no renovables como los mineros la estimación de la real contribución reconocida como “valor de retorno” o valor retenido, es decir los impuestos realmente pagados al fisco, las compras de bienes y servicios a la industria local más, los sueldos y salarios desembolsados gracias a la producción.

Por ello, ante la débil contribución de las empresas trasnacionales mineras y nacionales que operan en nuestro país se deben cobrar las llamadas regalías mineras sin excepción a todas las empresas, y aplicar un impuesto temporal a las utilidades extraordinarias que están obteniendo las empresas auríferas y cupríferas con precios del oro por encima de los 1,200 dólares la onza, y precios del cobre superiores a los 3 dólares la libra. Esta desigualdad tributaria no resulta sostenible en el tiempo, y el Estado debe tener una mayor participación en la renta minera.

En verdad, la presencia de empresas estatales como Codelco en la economía chilena en un mundo globalizado y competitivo desmiente el mito liberal sobre la ineficiencia empresarial estatal, y las bondades ideológicas de la inversión transnacional. Por último, su aporte como fuente de acumulación fiscal marca las diferencias del crecimiento minero en el Perú y Chile.