lunes, 30 de diciembre de 2013

TALARA: APUESTA COMPLEJA *

* Publicado por la revista Caretas el jueves 26 de diciembre de 2013

Por Jaime Pinto (Abogado, exdirector por el Perú en el Banco Interamericano de Desarrollo, 2001 - 2007)

¿Quién asume el margen de refino?

Nadie puede estar en contra que se ejecute una inversión de US$ 3,500 millones en la región Piura. La noticia es extraordinaria desde el punto de vista de la dinamización económica de la región: generará empleo local y contribuirá significativamente a su PBI.

Sin embargo, nuestros cuestionamientos surgen por el hecho que sea la actual Petroperú la que esté siendo facultada para endeudarse por la suma de US$ 2,700 millones. La empresa ha demostrado carecer de un plan estratégico coherente. Hace pocos meses su directorio aprobó y publicó un plan estratégico quinquenal, que a los pocos días fue desautorizado por el MEF. No tiene buenas prácticas de gobierno corporativo. Su personal esta, en su gran mayoría, cercano a la jubilación. Y, finalmente, gana poco dinero.

Es más, con este gobierno ha sido cada vez más evidente que es un instrumento de política del Estado. Encargos poco analizados, como la planta petroquímica; la masificación del gas natural; la administración del programa de subsidios al GLP con un plan piloto desastroso en Lima; el proyecto de etanoducto; asumir el Lote 64 que dejo Talismán; el retomar el Lote 1-AB; el gasoducto virtual, las idas y venidas a una posible entrada en la Bolsa de Valores, son una clara demostración que la principal empresa de hidrocarburos del país no tiene un norte claro.
Este gobierno tiene dos años y medio viendo cómo salir del atolladero. Es cierto que ha tratado de convocar a gente con experiencia para liderar esta empresa estatal, pero lamentablemente los intentos han sido infructuosos. Petroperú solo podrá generar suficientes recursos para pagar un posible endeudamiento de US$ 2,700 millones en la medida que mejore sus márgenes de refinación. ¿Qué quiere decir esto? En este negocio el margen de refino es la diferencia entre el costo del petróleo que utilizo para mi proceso industrial, y el valor de venta del mismo luego de terminado el proceso - que usualmente puede ser entre 90 y 120 días. 

Aun tratándose del petróleo producido en la selva norte y el resto del país, el costo se fija en función de su “cotización internacional”. Entonces el margen de refino es el factor fundamental para poder generar ingresos. Pero precisamente dado el prolongado tiempo que toma el proceso elaboración de gasolina y diésel, la volatilidad del mercado internacional del petróleo puede hacer que mis márgenes sean muy pequeños (en épocas de un mercado a la baja), o eventualmente significativos (en un mercado al alza). Es muy difícil anticipar qué ocurrirá.

Por ello, la operación eficiente de una planta de refinación requiere mucho trabajo de logística de compras, mecanismos de protección de activos (hedging), adecuada administración de inventarios, etc. Es un negocio muy complejo. Al autorizar la ejecución del proyecto, el MEF ha tenido el buen criterio de limitar el ingreso de la empresa a estas otras actividades que generaban mucha incertidumbre. Tomada la decisión política de seguir adelante con este proyecto, ¿Cuál es el reto inmediato? Coincidimos con la empresa clasificadora de Petroperú, que dijo: “Requiere de una organización integrada, robusta, ágil, flexible y transparente, con adecuado soporte tecnológico y profesionales calificados”. Si esto se logra, pues que se ejecute el proyecto. Ojalá el MEF no se haya equivocado.

jueves, 26 de diciembre de 2013

PETRO-PERÚ PODRÍA DESARROLLAR EL LOTE 64 PESE AL ‘CANDADO’ DEL MEF *

* Publicado en el diario El Comercio el jueves 26 de diciembre de 2013

Por Juan Saldarriaga

El ‘candado’ que el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) incorporó a la ley de modernización de la refinería de Talara para impedir que Petro-Perú distraiga recursos en otros proyectos (particularmente, en exploración y explotación de hidrocarburos) no cerraría las puertas a todas las iniciativas de inversión, según especialistas en hidrocarburos consultados por este Diario.

La Ley 30130, promulgada el 18 de diciembre, especifica en su artículo 6 que la estatal solo podrá realizar proyectos de inversión si estos “no generan a la empresa pasivos firmes o contingentes, presentes o futuros, no afectan las garantías del proyecto de modernización de Talara (valorizado en US$2.320 millones) y no demandan recursos al Tesoro Público”.

Esta cláusula impide no solamente que Petro-Perú incursione en aventuras exploratorias, sino también en negocios de producción compartida, como los que planeaba desarrollar inmediatamente con los operadores petroleros del noroeste peruano (lotes I, III, IV, VI y VIII) y posteriormente con los de la selva norte (lotes 8 y 1-AB).

Luis Miguel Castilla, titular del MEF, fue claro al respecto durante su presentación en el Congreso. Señaló allí que si Petro-Perú asumiese este tipo de convenios “contraería obligaciones diferidas en el tiempo que podrían afectar sus ratios de deuda y hacer peligrar el financiamiento del proyecto de modernización de Talara”.

Según el consultor en hidrocarburos Carlos Gonzales, esta restricción no es válida para el lote 64 (en Loreto) porque este activo ya está en poder de Petro-Perú, tiene reservas certificadas y porque su desarrollo, en asociación con un privado, no generará pasivos que puedan desviar recursos del proyecto de Talara.

“Podría no ocasionarse ningún pasivo si Petro-Perú y el privado pactan que la porción de la inversión de Petro-Perú será ‘no reembolsable’, o si el pasivo se contrae con el socio, prometiendo que se le pagará con la producción del lote”, explicó.

Precisó que el lote 64 es más rentable para Petro-Perú que para cualquier privado, pues la petrolera estatal es dueña del oleoducto y la refinería más cercana (Talara), lo que reduce los costos logísticos.

Eleodoro Mayorga, experto en gas y petróleo, interpreta, asimismo, que las restricciones del artículo 6 son manejables bajo ciertas premisas.“La ley no impide que Petro-Perú participe en otros proyectos pues, si no, ¿cómo van a ingresar los inversionistas privados? Estos entrarán a través de proyectos seguros, en los cuales la empresa no tomará riesgos”, dijo.

Un proyecto seguro y de bajo riesgo es, en su opinión, el desarrollo del lote 64, pero integrado en un contexto más amplio que abarcaría el Oleoducto Nor-Peruano y los lotes de crudo pesado de Pluspetrol (8 y 1-AB) y Perenco (67 y 38). Otro es la participación de Petro-Perú en el manejo de los terminales de almacenamiento, próximos a revertir al Estado Peruano, pero “con inversiones que el privado tiene que asegurar” .

El artículo 6 no limita los proyectos que “permitan mantener la operatividad de la empresa”. ¿Qué proyectos son esos? El MEF o Petro-Perú son los llamados a explicarlo.

EL LOTE 64

ALTO RIESGO. El lote 64 tiene 55 millones de barriles de reservas certificadas de crudo liviano pero su desarrollo “no será sencillo”, según Víctor Sanz, profesor de geología de la UNI. “Se trata de un lote costoso y de muy alto riesgo debido a la profundidad a la que se encuentran las reservas de petróleo: 5.000 m”, explica.


EL FACTOR SOCIAL. En su opinión, la clave para desarrollar el proyecto es que la estatal se asocie con una empresa que aporte la tecnología y personal experimentado que hoy no posee. Otro reto es la conflictividad social, que obligó a Talisman (anterior operador) a ceder el lote a Petro-Perú.

martes, 24 de diciembre de 2013

BIENVENIDOS AL MUNDO REAL *

* Publicado en el diario La República el lunes 23 de Diciembre de 2013

Por Humberto Campodónico Sánchez

Actualmente se discute en EEUU si la Ley de Administración de Exportaciones de 1979 debe seguir vigente pues prohíbe la exportación de petróleo crudo. ¿Por qué? Porque EEUU está atravesando un extraordinario aumento de la producción de petróleo y gas llamados “no convencionales” (“shale”, en inglés). Y las empresas quieren exportar su producción excedente.

Primera pregunta, ¿cómo así tiene EEUU una ley que prohíbe una actividad tan elemental como la exportación? Bueno, la ley existe debido, en gran medida, a los problemas geopolíticos de fines de los 70 del siglo pasado y no solo se aplica al petróleo.

Veamos. La ley dice que la restricción de exportaciones se dará “cuando sea necesario para garantizar la seguridad nacional fundamental, la política exterior o problemas de abastecimiento de corto plazo”. Agrega que también “se pueden restringir las exportaciones de bienes, cuando sea necesario para proteger la economía nacional de la salida excesiva de productos escasos y para reducir impactos inflacionarios serios que provengan de la producción extranjera”.

Caramba. Se habla de seguridad y de protección. También que los productos extranjeros podrían ser más caros que los nacionales, lo que trae inflación. ¿Y donde quedó el “costo de oportunidad”? Pues subordinado a los “intereses nacionales” de EEUU.

Actualmente la ley se aplica solo a algunos productos, entre ellos el petróleo, producto en que el país es deficitario (las importaciones ascienden a US$ 433,000 millones anuales, el doble del PBI del Perú). ¿Y cómo funciona en la práctica? Así: “quien desee exportar solo puede hacerlo si el Departamento de Comercio le otorga una licencia, basada en evidencia de que esto se hace por el “interés nacional” (1). ¿Qué les parece?

Y aquí volvemos al principio: si bien EEUU sigue siendo deficitario, la revolución del “shale oil” ha aumentado la producción de 5.0 a 7.4 millones de barriles diarios del 2008 al 2013. Y la producción de “shale gas” ya superó al gas convencional. Un reciente informe del gobierno dice que en el 2020 EEUU será el productor # 1 del mundo en hidrocarburos y en el 2035 alcanzará el autoabastecimiento (2).

Pero, entonces, ¿por qué se quiere exportar “shale oil” si EEUU es aún deficitario? La respuesta: el “shale oil” es petróleo “ligero” y las refinerías del Golfo de México están preparadas para procesar petróleo “pesado” de Venezuela, México y Canadá. En síntesis: mucho “shale oil” se va a quedar bajo tierra, pues no se puede refinar en EEUU y tampoco se puede exportar por la Ley de 1979. De allí la presión para modificarla.

Ya. Pero hay más. El flete del petróleo por barco desde los yacimientos de “shale oil” hasta las refinerías del Golfo de México casi cuadruplica el flete desde esos mismos yacimientos hasta las refinerías de Canadá. Esto se debe a la Ley Jones de 1920, que dice que todo el cabotaje doméstico se debe realizar en buques 100% de propiedad norteamericana, construidos en EEUU y tripulados por norteamericanos.

¿Por qué subsiste esa Ley? Dice el armador Tom Allegreti: “porque hay más de 40,000 barcos bajo la Ley Jones, poniendo esa flota a disposición de la seguridad nacional; además alimenta la economía con más de 70,000 empleos, y ayuda a la seguridad interna al mantener el transporte en manos de ciudadanos de EEUU” (3).

Así, EEUU tiene una ley proteccionista que encarece los costos del cabotaje doméstico por seguridad nacional, flota nacional y empleo, entre otros. La que se suma a la Ley de 1979, que explícitamente prohíbe las exportaciones de crudo.

Bienvenidos todos al mundo real, que, claro, no es el mundo de “la” teoría económica, como si solo hubiera “una” teoría y no varias escuelas de pensamiento. “Teoría” autocomplaciente que solo se lee y se mira a sí misma y no dice cuáles son los intereses económicos de empresas de carne y hueso que están detrás. Que en el Perú justifica la exportación del gas del Lote 56, aún cuando no hay suficiente gas para el mercado doméstico. Y que en el Perú se pueden cerrar todas las refinerías e importar el 100% de los combustibles (aún cuando Talara es rentable). Que la seguridad energética no existe ni, menos, los intereses estratégicos.

Algo que no hace ni el liberal Uruguay que, sin tener una gota de petróleo, acaba de terminar la desulfurización de su refinería. Ni tampoco EEUU, el super campeón. Pero, ojo, no del capitalismo de “la” teoría económica, sino del de a verdad.

(1) Bloomberg, 17 de julio 2013: http://mobile.bloomberg.com/news/2013-07-17/lift-the-ban-on-u-s-oil-expo...
(2) http://www.forbes.com/sites/rickungar/2012/11/12/iea-report-usa-set-to-b...

(3) Petróleo y el fantasma de 1920, Wall Street Journal, 13/09/2012

Ver en:
http://www.larepublica.pe/columnistas/cristal-de-mira/bienvenidos-al-mundo-real-23-12-2013

lunes, 23 de diciembre de 2013

EL DILEMA DE LA REFINERÍA DE TALARA *

* Publicado en el portafolio Económico del diario El Comercio el domingo 22 de diciembre de 2013

Debate entre Eleodoro Mayorga (Experto en Hidrocarburos) y Pablo Secada (Economista principal del IPE)


viernes, 20 de diciembre de 2013

PETROPERÚ: CONDENADO A LA REFINACIÓN Y PRIVATIZACIÓN

* Publicado en el diario La República de Piura el viernes 20 de diciembre de 2013

Pese a que el gobierno aprobó el Proyecto de Modernización de la Refinería de Talara (PMRT), lo que ha sido saludado por la ciudadanía, algunos expertos lamentan que la iniciativa se haya condicionado y hoy la empresa estatal Petroperú esté condenada solo al negocio de la refinación y a punto de consolidar su privatización.

El presidente de la Coalición de Sindicatos de Petroperú, Evin Querebalú Román, dijo que se trata de una estrategia de los grupos de poder, avalada por el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF), para quebrar a Petroperú y dejarlo fuera de otros negocios como es la explotación de lotes petroleros.

“Hay que pensar qué sucedería en una crisis o en un desastre natural. Recordemos que en el 2005 el huracán Katrina causó que el precio de barril de petróleo llegue a 140 dólares, hoy estamos expuestos a estas crisis y si Petroperú no está fortalecido los platos rotos los pagaremos todos los peruanos”, enfatizó. 

Por ello criticó que los proyectos alternativos presentados por los congresistas Manuel Dammert y Verónika Mendoza no se quisieran revisar en el pleno por una "directiva de arriba". Consideró que a los legisladores se les condicionó su votación.

“El tema lo han vendido muy bien, pero la población debe saber que la seguridad energética está en peligro, no estamos viendo nuestro futuro, los favorecidos son los grupos de poder. El presidente Ollanta Humala no es consciente de que la calle se está calentando, hay una bomba de tiempo que el MEF está anidando y le va a reventar a Humala en la cara porque el crecimiento y desarrollo se destinan a los mismos grupos”, aseveró.

ENCAJONADO
Por su parte, el director de la Escuela Profesional de Petróleos de la Universidad Nacional de Piura (UNP), Wilmer Arévalo Nima, afirmó que Petroperú ha quedado encajonado a la refinación y se le ha sentenciado a no tomar posesión de los lotes cuyas reservas le permitirían alcanzar utilidades del 30%, pues como empresa refinera a lo mucho llegará al 5%.

“Lo anecdótico es que si Petroperú quiere volver al upstream (exploración y producción) debe vender el 49% de sus acciones; sin embargo no se habla que la empresa asume los pagos de los jubilados de la 20530, de la remediación de pasivos ambientales y el subsidio de combustible que se compra en la selva, lo cual no hace atractivas sus acciones”, resaltó.

Asimismo, explicó que la empresa Talismán invirtió 500 millones de dólares en perforar 6 pozos, dos de ellos con una producción de 7,500 barriles por día, pero no quiso pasar a la etapa de explotación y a Perupetro le devolvió todo ello; sin embargo, como Petroperú no puede entrar en otros negocios, esa rentabilidad se la tendrá que trasladar a una empresa privada, lo cual es lamentable.

“El Estado se burla de la ley y todo apunta a querer demostrar que es ineficiente. De qué eficiencia se quiere hablar si es la caja chica del Estado y todo el mundo mete la mano”, cuestionó.

CANDADO
A su turno, el investigador de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, Jorge Manco Zaconetti, comentó que una empresa refinera, por más modernizada que sea, solo percibe los márgenes correspondientes pues está demostrado que la forma eficiente y rentable de operar en la actividad de hidrocarburos es la integración vertical; es decir, la unidad técnica-material de la explotación de crudo, la refinación y la distribución mayorista y minorista (grifos).

“La única posibilidad de incrementar la rentabilidad de Petroperú está en la explotación del crudo del lote 64 que con reservas probadas de 55 millones de barriles y un potencial de 400 millones de barriles, le otorgaría a la petrolera la posibilidad de un flujo de caja positivo en los próximos años, permitiéndole financiar sus propias operaciones y parte de la modernización de la refinería”, señaló.

En ese sentido, agregó que el artículo 6 de la norma contraviene en la participación minoritaria de Petroperú del 25% en los contratos próximos a su vencimiento de Talara, en especial del lote VI/VII donde opera la empresa china Sapet, que se constituye en el lote más atractivo de la zona.

“La rentabilidad no será atractiva para el inversionista, pues el negocio rentable está en la explotación de los hidrocarburos y en la maximización de la renta petrolera”, indicó Manco Zaconetti.

"Ya hemos pasado recuerdos privatizadores y traumáticos"
Evin Querebalú refirió que mientras exista un gobierno mediocre que no sabe lo que quieren los grupos de poder, fácilmente se aprovecharán de ello.

“Se habla de reconversión laboral, que quiere decir te preparo para botarte. Estas experiencias traumáticas ya las hemos pasado y por ello saldremos a las calles para exigir y recordarles que el petróleo y el gas son peruanos”, sentenció.

Mientras tanto, el investigador Jorge Manco consideró que lo menos que puede hacer el presidente Humala es observar estos artículos lesivos, en especial la privatización del 49% de su capital y el artículo 6 que constituye un candado ideológico que recuerda las prácticas privatizadoras del fujimorismo.

lunes, 16 de diciembre de 2013

EL PRECIO DE LA MODERNIZACIÓN DE TALARA

LO BUENO, LO MALO Y LO FEO

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)

Nadie puede estar en desacuerdo sobre el imperativo categórico de modernizar integralmente la refinería de Talara proyecto que se inició en el 2005 cuando el Congreso de la República de ese entonces aprobó una serie de normas ambientales que limitaban el consumo de combustibles con altos contenidos de azufre; ya con  anterioridad se había prohibido la utilización de plomo en las gasolinas, y el consumo de combustibles limpios en el mercado interno constituye una obligación social que tienen que asumir los refinadores locales y los importadores.

Por ello entre el 2006 a la fecha PetroPerú en las diversas administraciones formó una comisión de alto nivel técnico para analizar los diversos requerimientos de la modernización de  su más importante refinería, con una serie de unidades y procesos adicionales en razón que la inversión ambiental identificada en la planta de desulfurización “per se” no constituía un negocio rentable. 

Lamentablemente en nuestros países no existe la costumbre de abonar relativamente mayores precios por los combustibles limpios, y por tanto una inversión ambiental de 1,000 millones de dólares constituye una inversión necesaria pero de lenta recuperación. 

No solamente será una nueva refinería con una capacidad de 95 mil barriles diarios de tratamiento, es decir 30 mil barriles más a su capacidad actual, sino también se ampliará con la norma aprobada recientemente por el Congreso, la destilación al vació, la unidad de craqueo catalítico, se levantará una nueva unidad de tratamiento de crudos pesados, se contará con una planta de ácido sulfúrico y una serie de inversiones conexas que la convertirá en la más moderna del país, obligando a la competencia Repsol La Pampilla a realizar también las inversiones ambientales.

Si bien, la inversión más importante por razones ambientales y de salud es la planta de desulfurización, que permitirá retirar el alto contenido de azufre del crudo proveniente del Ecuador, Colombia, y de nuestra selva nororiental (lote 1-AB, lote 67 y otros) permitiendo la refinación de combustibles con 50 partes por millón de azufre, y no los 2,500 partes que se procesan actualmente.

La planta de desulfurización permitirá  a partir del 2018 que la nueva refinería procese 40 mil barriles diarios de diesel 2 limpios con 50 partes por millón de azufre que abastecerán parte del mercado interno de este derivado que para esa fecha su demanda diaria se estima que estará por encima de los 100 mil barriles diarios.

Con esta  inversión valorizada en cerca de 1,000 millones de dólares PetroPerú sustituye las importaciones de 12 mil barriles diarios en promedio que realiza de este combustible limpio que por ahora satisface el mercado de Lima-Callao, Arequipa y que a partir del 2016 será de uso obligatorio a nivel nacional. Por ello, la modernización de la petrolera de estatal al respecto era necesaria por razones ambientales, de salud para amortiguar los efectos en las enfermedades broncopulmonares. Esto también tiene una segunda derivada en el ahorro del Estado en el gasto de salud que representa millones de dólares, y una mejor calidad de vida para millones de peruanos.

Lo mismo se podrá a decir con respecto a la producción futura del lote 67 de Perenco que antes del 2018 estará bordeando los 60 mil barriles diarios de crudo pesado de 15 grados API, que  tendrían que ser exportados por la incapacidad actual de las refinerías locales de procesar este crudo pesado. De allí la importancia de la modernización integral de PetroPerú que le permitirá tratar más de 85 mil barriles diarios de la producción conjunta de Perenco y del nuevo operador del lote 1-AB

Lo mismo se podrá decir de la planta de ácido sulfúrico que tiene una gran demanda en la gran minería de cobre y oro abonándose más de 80 dólares por tonelada, y por la cercanía a los fosfatos de Báyóvar puede enriquecer dicho recurso como fertilizante, ahora que se exporta aprovechándose  un 30 por ciento de su valor potencial.

En Piura, con una política promotora se harían sinergias con los importantes volúmenes de gas natural que se reinyectan, con las toneladas de ácido sulfúrico de la nueva refinería y los fosfatos que se exportan a precios castigados en cualquier país con un proyecto nacional de desarrollo se los aprovecharía para enriquecer su agricultura con mejores fertilizantes.

Con una inversión de 3,500 millones y un efecto multiplicador de 1.5, la construcción integral del proyecto de modernización significarán efectos positivos de un punto de crecimiento del PBI con efectos en el empleo y los ingresos de los trabajadores que superarán en su pico más alto los 18 mil empleos directos e indirectos, más una contribución fiscal por encima de los 240 millones de dólares anuales.

 LO MALO Y LO FEO

Si bien por normas anteriores del propio Congreso de la República  y acuerdos anteriores del Directorio de PetroPerú se permitía la venta de acciones de hasta el 20 por ciento ha llamado la atención el artículo 3 sobre la Participación Privada donde se sostiene en el inciso “3.2 En el proceso de emisión o venta de acciones, a que se refiere el numeral 3.1 de la presente Ley, el Estado Peruano podrá vender, un porcentaje de hasta el 49% de las acciones en circulación con derecho a voto a través del mercado de valores.

¿Qué explica el aumento de la participación del capital privado de un hasta 20 por ciento a un hasta 49 por ciento? Si se consideran los candados adicionales expuestos sobre todo en el artículo 6 referido a las Actividades de PetroPerú donde se señala que: “Establézcase que PETROPERÚ podrá realizar actividades y proyectos de inversión, siempre y cuando no generen a la empresa pasivos firmes o contingencias, presentes o futuros, no afecten las garantías del PMRT y no demanden recursos al Tesoro Público. Esto no limita aquellos proyectos que permitan mantener la operatividad de la empresa a la entrega en vigencia de la presente ley. Es responsabilidad del Directorio determinar restrictivamente los proyectos que están destinados a mantener la operatividad de la empresa. Cuando PETROPERÚ genere los flujos suficientes para garantizar el pago del endeudamiento a ser contrario para realizar las inversiones vinculadas al PMRT, y se haya incorporado una participación privada de cuadro al menos el 40% en su capital social en circulación, ya no tendrá restricciones en la realización de actividades y proyectos de inversión.”

¿Cómo traducir este incremento en la participación  privada en el capital social y de otro lado los candados referidos en el artículo 6?

Una empresa refinera por más modernizada que sea solamente percibirá los márgenes correspondientes pues está demostrado hasta la saciedad y la experiencia que la forma eficiente y rentable de operar  en la actividad de hidrocarburos es la integración vertical, es decir la unidad técnica/material de la explotación de crudo, la refinación y la distribución mayorista y minorista (grifos).

Al condenar a la petrolera estatal a la actividad refinera modernizada, el transporte y la distribución mayorista, sus márgenes se incrementarán es verdad con los nuevos procesos industriales, pero enfáticamente su rentabilidad no será atractiva para un inversionista privado, pues el negocio rentable está en la explotación de los hidrocarburos, y en la maximización de la renta petrolera.

Por ello, la única posibilidad de incrementar sustantivamente  la rentabilidad de PetroPerú está en relación a la explotación del crudo del lote 64 que con reservas probadas de 55 millones de barriles y un potencial de 400 millones de barriles le otorgaría a la petrolera estatal la posibilidad de un flujo de caja positivo en los próximos años y que le permitirían financiar sus propias operaciones y parte de la modernización de la refinería.

Sin embargo, la norma aprobada por el Congreso de la República impide que PetroPerú capitalice las inversiones realizadas por Talisman en el lote 64 entre el 2006 al 2012 que suman casi 500 millones de dólares y que fueron transferidas a la petrolera estatal a inicios del 2012 sin costo alguno a través de una cesión contractual práctica usual en los negocios. 

Por ello cabe preguntarse ¿cuál sería la rentabilidad de un lote con más de 55 millones de barriles de reservas probadas de un crudo liviano que valorizaría las reservas de crudo pesado del lote1-AB si estas fueran transferidas también al Estado? ¿Cuánto vale un contrato que en los próximos 30 años  pagaría 5 por ciento de regalías al fisco y que está geográficamente cerca para conectarse con el gran Oleoducto Norperuano activo de PetroPerú.

En sustancia, el espíritu de la norma aprobada en especial el artículo 6 contraviene por ejemplo la participación minoritaria de PetroPerú del 25 por ciento en los contratos próximos a su vencimiento de Talara, en especial del lote VI/VII donde opera la empresa china Sapet que se constituye en el lote más atractivo de la zona.

Una asociación del 25 por ciento en los contratos próximos a su vencimiento. y/o la asociación mediante un “joint venture” de PetroPerú en el lote 64 con cualquier empresa privada, no podría ser posible con esta norma pues se estarían generando “pasivos firmes o contingentes, presentes o futuros”. Si en la fórmula básica de la contabilidad en especial de la partida doble, los activos de una empresa son iguales a los pasivos más su patrimonio”, la simple formación de una nueva empresa, las inversiones propias, su financiamiento y/o una asociación de PetroPerú con cualquier empresa no sería posible por propio mandato de su titular: el Estado.


Ante estas incoherencias que limitan el fortalecimiento de  PetroPerú, lo menos que puede hacer el Presidente de la República es observar estos artículos lesivos a la petrolera estatal, en especial la privatización del 49 por ciento de su capital social y en especial  el artículo 6 que constituye un candado ideológico que recuerda las prácticas privatizadoras de los años noventa del siglo pasado propias del fujimorismo. 

martes, 10 de diciembre de 2013

LA PRIVATIZACIÓN ENCUBIERTA DE PETROPERÚ

NO HAY PUNTADA SIN HILO

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)

El viernes 6 a las 19 horas el ejecutivo representados por el presidente de consejo de ministros, los ministros de economía y finanzas, energía y minas, medio ambiente y salud dieron a conocer a la opinión pública la aprobación por unanimidad del proyecto de ley que se presentará al Congreso de la República, sobre la modernización integral de la refinería de Talara la unidad más importante de PetroPerú, que por sí sola explica más del 70 por ciento de los ingresos de la petrolera estatal y el 47 por ciento de participación en el mercado interno de combustibles.

En un ensayo de interpretación uno debiera interrogarse sobre las razones por las cuales el gobierno del comandante Ollanta Humala se pronuncie sobre un tema que fue uno de los estandartes de la campaña electoral, conjuntamente con la construcción del gaseoducto del sur y la disminución del precio en el balón del gas licuado de petróleo a 12 nuevos soles. 

En verdad, después de dos años los representantes de la junta de accionistas de la petrolera estatal, el inefable ministro del sector Jorge Merino Tafur y el poderoso ministro de economía Luis Castilla, ratifican dos años después las cifras, valores y montos del conjunto de inversiones que significaba la modernización integral de la refinería de Talara, los 3,500 millones de dólares. De los cuales PetroPerú con sus recursos asumiría 2,730 millones de dólares y el resto sería una responsabilidad privada, para las inversiones complementarias en la planta de energía, gas, terminales y tratamiento del agua de mar.

Por ello cabe preguntarse, si el valor ha sido extrañamente ratificado desde que se dio a conocer oficialmente en noviembre del 2011 por el mismo ministro en declaraciones realizadas en el CADE de Arequipa; es más en su momento se afirmó que tales cifras eran un poco elevadas y que serían revisadas por empresas consultoras. Si las cifras han sido confirmadas ¿Por qué despidieron al Ing. Campodónico y lo sustituyeron por un funcionario de tercer nivel obsecuente y próximo a la jubilación?

Debemos suponer que ante la caída en las encuestas el presidente Humala ha considerado oportuno que una forma de levantar su alicaída popularidad sería presentar el proyecto de modernización integral de la refinería de Talara al Congreso de la República para su análisis, aprobación y/o archivamiento. Si bien se puede considerar al proyecto de interés nacional y de necesidad pública ello solamente lo puede exonerar del debate en las comisiones de economía y energía y minas, mas no del debate en el pleno. 

El problema es que el Congreso de la República está actualmente próximo al cierre de su funcionamiento por las fiestas navideñas y un debate tan importante se daría en precarias condiciones. A ello debiera sumarse la hegemonía ideológica que tiene el credo liberal en los miembros del parlamento donde el fujimorismo, el PPC, las fuerzas de Solidaridad, PPK y parte de Perú Posible votarían a favor de la privatización encubierte mediante el mecanismo de venta de acciones del 49 por ciento del capital social de PetroPerú, tal como se sostiene en el proyecto de ley.

Por ello, podemos afirmar que el precio que se ha tenido que pagar para convencer al poderoso ministro de economía y finanzas ha sido aceptar la privatización del 49 por ciento de las acciones que conforman el capital social. Expuesto así se pretende que el propio Congreso de la República deje sin efecto la ley de Fortalecimiento de PetroPerú Ley Nº 28840 vigente desde su aprobación en julio del 2006.

Maquiavélicamente el ejecutivo al presentar el proyecto en referencia aspira a superar las distintas normas aprobadas en especial en la gestión del ex presidente Alejandro Toledo que excluían a PetroPerú del proceso de privatización normado por el DL 674. Así, la ley Nº 28244 de junio del 2004, “Ley Que Excluye a PetroPerú de las Modalidades de Promoción a la inversión Privada en Empresas del Estado Previstas en los Incisos A) y D) del Artículo 2º del Decreto Legislativo Nº 674” 

Así, de aprobarse la propuesta del ejecutivo con la venta del 49 por ciento de las acciones del capital social de PetroPerú, en la práctica la ley Nº 28244 quedaría derogada por un Congreso donde la mayoría oficialista fue elegida en una campaña electoral que prometía la integración vertical de la petrolera y su fortalecimiento.

A pesar de todo de aprobarse la ley en el Congreso de la República, se ratifica y se sanciona la realidad de PetroPerú como una empresa exclusivamente refinera con una unidad modernizada y más compleja con una capacidad de refino de 95 mil barriles diarios, con procesamiento de combustibles limpios con un contenido de azufre de 50 partes por millón, con la capacidad de tratamiento de los crudos pesados provenientes de la selva norte, con una planta de ácido sulfúrico etc. pero al borde de una participación mayoritaria en las acciones del sector privado y sin producción propia de crudo. 

Sin la integración vertical, es decir sin participar en la explotación de crudo, sin acceso a las reservas probadas de crudo en los contratos próximos a su vencimiento, sin el acceso a los terminales propios, y marginada en la distribución minorista al carecer de grifos propios, PetroPerú está condenada a percibir márgenes de refinación disminuidos; y al 2018 se tendrá una petrolera estatal modernizada en la actividad de refino que será apetecible para las grandes transnacionales, con una inversión realizada que en última instancia la ha financiado el consumidor con las compras de combustibles. Todo ello sería posible gracias al extraño nacionalismo del Presidente de la República Ollanta Humala.

lunes, 25 de noviembre de 2013

GASODUCTO Y PETROQUÍMICA: UN SOLO PROYECTO*

* Publicado en el diario La República el lunes 25 de noviembre de 2013

El discurso del premier César Villanueva ha vuelto a poner sobre el tapete el Gasoducto Sur Peruano (GSP) y la Petroquímica (PQ), proyectos de bandera de la campaña y el gobierno del presidente Humala.

Dijo el Premier que son clave los Polos de Desarrollo, entendidos como “espacios económicos y sociales que trascienden los límites departamentales y articulan los mercados con los territorios. Se construyen sobre la base de una misma plataforma logística, integrando diferentes sectores productivos y potenciando su competitividad”.

En el Sur, el crecimiento será mayor si “el gasoducto y el nodo energético, la PQ, el proyecto Majes-Siguas, el teleférico de Choquequirao y el Aeropuerto de Chincheros forman parte de un Polo de Desarrollo y no sólo una suma de inversión de US$ 6,000 millones”.

Una primera cuestión es que el GSP y la PQ (que produce polietileno a partir del etano del gas) deben ser un proyecto integral desde el inicio, debido a las sinergias entre ambos y porque la PQ impulsa la diversificación productiva, generando nuevas industrias, mayor valor agregado para las MYPES y decenas de miles de empleos.

Además, disminuirían las importaciones de polietileno (materia prima para toda clase de plásticos) que bordean los US$ 300 millones anuales (la cifra se triplica si se considera toda la PQ), satisfaciendo la demanda interna y exportando a Colombia, Chile, Ecuador y Bolivia, ya que no existe otra industria PQ en el Pacífico Sur. Se generaría, así, una base exportadora muy distinta a las actividades extractivas.

En cuanto al gas natural, se usa en la generación eléctrica y en las industrias, vehículos y hogares (energía barata de verdad). No solo eso. Se sabe que el bajo precio del gas en Lima desincentiva las inversiones en la Macro Región Sur, perjudicando a la  descentralización que, hoy, se quiere relanzar.

Pero existen problemas serios. El actual esquema del GSP encargado a la consultora Wood-McKenzie (WMcK) no toma en cuenta bajo qué modalidad se extraerá, transportará y distribuirá el etano ni el precio a pagar. Tampoco se considera la construcción de un ducto de líquidos ni se establece si el etano del Lote 88 y del Lote 56 irían para la PQ del sur. Tampoco se dice nada sobre el rol de Petroperú que prevé la Ley 29970. Según fuentes del sector,  para WMcK “eso no forma parte del encargo”.

Agrega “Semana Económica”: “discutir sobre este proyecto sería vano ya que, a solo 3 meses de su adjudicación (febrero 2014), todavía no hay definición sobre los distintos tramos, el tipo de mecanismo para garantizar los ingresos, las dimensiones de los tubos, entre otros” (17/11/2013).

Otro tema es la oferta de gas y, también, del etano. Hasta ahora se sabe que hay un (1) TCF del Lote 88 que se destinaría al GSP (¿será?). El Lote 58 de Petrobras, comprometido para el GSP, tendría 2.7 TCF de reservas (que aún no tienen carácter de “probadas”), lo que sería suficiente para la demanda energética, pero no para la PQ.

Otro tema es que la estatal china CNPC ha comprado Petrobras y la Ley 26221 de 1993 le otorga la propiedad de la molécula con lo que podría darle otros usos a “su” gas. Por eso, antes de emitir el Decreto Supremo de cesión de la licencia de Petrobras, se debe establecer con CNPC la prioridad de abastecimiento al GSP del gas y el etano del Lote 58, así como un masivo programa de exploración para encontrar más reservas.

De otro lado, en unos días se van a licitar dos centrales termoeléctricas –en Mollendo y en Ilo– que garantizarían una parte de la demanda del GSP. Las centrales operarían con Diesel (que es muy caro) hasta que llegue el GSP. Pero en las Bases no se establece la obligatoriedad para los ganadores de la compra de gas. ¿Por qué? ¿Alguien piensa que no llegará? Agrega “Semana” que ganarían los actores ya presentes en la generación.

Para terminar, es claro que los Polos de Desarrollo del Premier encajan bien con el anuncio del Presidente Humala de un Plan Nacional de Desarrollo Industrial. Lo que no encaja son las idas y venidas en cuanto al GSP y la PQ (este es el tercer proyecto), evidenciando una falta de claridad sobre el futuro de la matriz energética y una falta de apoyo a los planes de industrialización del Presidente.

Otros dicen que estamos frente a las “mecidas” de ministros que, de un lado, favorecen al actual consorcio Camisea que no quiere competencia en el Sur y, de otro, no quieren tomar decisiones de políticas de Estado que revelen con claridad la incapacidad del “libre mercado” para orientar los destinos del país. El Premier tiene la palabra.

lunes, 18 de noviembre de 2013

MÁS ALLÁ DE LA SALIDA DE PETROBRAS*

* Publicado en el diario La República el lunes 18 de noviembre de 2013

Por Humberto Campodónico

La venta de los activos de Petrobras en el Perú a la estatal china CNPC por US$ 2,600 millones es un signo de los tiempos. La venta hará que la participación china en la producción de petróleo se eleve al 45% del total de 60,000 barriles diarios (si se agrega a Savia, de las estatales Ecopetrol y KNOC, 2/3 de la producción peruana le pertenece a estatales extranjeras).

 Ahora CNPC entra como jugador a la cancha de Camisea, pues tendrá el 100% del Lote 58, con reservas extraoficiales de 2.5 a 3 TCF. Y será propietaria del 46% del Lote 57, que Petrobras compartía con Repsol (54%) con reservas estimadas en 2.7 TCF. Estos lotes son adyacentes al Lote 88 y al Lote 56, que abastecen a Lima.

El interés chino es garantizar el abastecimiento seguro de recursos naturales para sus industrias. Así, sus inversiones en América Latina pasaron de US$ 1,000 a 10,300 millones del 2000 al 2010. Según Cepal, a fines del 2010 la inversión acumulada en la Región era US$ 44,000 millones.

Agrega Cepal que el 90% de las inversiones chinas en el 2010 fue principalmente a hidrocarburos y está en Ecuador, Brasil, México, Argentina y Venezuela (Faja del Orinoco). En Perú, la estatal Shougang tiene Marcona y la también estatal Chinalco a Toromocho, que pronto entrará en producción. La privada Zijin es dueña de Majaz, congelada por el momento.

Las Bambas, de la suiza Xstrata, será ahora comprada por una empresa china, pues esa fue la condición del gobierno chino para autorizar la fusión con la también suiza Glencore. Dijo el gobierno chino que la posición de dominio de la nueva empresa –que abastece buena parte de su mercado– les traía riesgos, por lo que exigieron que Las Bambas no forme parte de la fusión. ¿Y el Perú?

En Brasil, la estatal Petrobras quiere pasar de 2.2 millones de barriles diarios (MMBD) a 4.1 MMBD en el 2020 y llegar a 6 MMBD en el 2035, con los campos de pre-sal en el Atlántico, lo que demanda una inversión de US$ 220,000 millones (un PBI del Perú). Hace poco se licitó Libra con 8 a 12,000 millones de barriles de reservas probadas; participaron las estatales chinas CNPC y CNOOC con 10% cada una; Petrobras tiene el 40% y Shell y Total 20% cada una.

Para lograr su objetivo Petrobras tiene un plan de desinversión en el extranjero de US$ 10,000 millones en el 2013. En Colombia, Perenco compró sus activos en US$ 380 millones y estaría por vender Petrobras Argentina a la estatal YPF.

La decisión de vender en Perú es parte de esa estrategia pero su aprobación no fue fácil, pues poseer gas en un país vecino tiene importancia estratégica y existían planes de abastecer el gasoducto andino del sur –que originalmente sería construido por la brasileña Odebrecht-Kuntur–, mientras que la brasileña Braskem (donde Petrobras tiene el 45%) está interesada en el polo petroquímico de Ilo (está vigente el Memorándum de Entendimiento con Petroperú).

Para la decisión final tienen que haber pesado –y mucho– los desencuentros entre la empresa y el gobierno de Ollanta Humala,  que fueron in crescendo (demora en los permisos de exploración en el Lote 58; acusaciones mutuas de maltrato: al Ministro Merino en Brasil y a Maria das Graças Silva, Presidenta de Petrobras, en Perú; acusaciones de ocultar reservas en Perú). Y así.

De lo expuesto, se ve que China y Brasil tienen la brújula clara: planes estratégicos de largo plazo que se cumplen con políticas comerciales, de inversiones, la presencia de sus empresas públicas, entre otros.

Pero acá no. Hasta ahora no se ha “recuperado” para el mercado interno el gas del Lote 88. Tampoco se sabe cómo va el litigio en el CIADI con el Consorcio Camisea por la re-exportación del gas del Lote 56 (que se sigue vendiendo en México en la quinta parte de su valor). Hasta ahora no sale la modernización de la Refinería de Talara –que ya tiene todo listo– porque el Ministro Castilla no da luz verde. Los lotes de Talara se prorrogan a dedo a los actuales operadores, sin razón alguna, con Petroperú de segundón.

Y el gasoducto andino –torpedeado por los que no quieren competencia al Consorcio Camisea– no será licitado (si eso sucede) hasta bien entrado el 2014, lo que frustra la diversificación productiva y las decenas de miles de empleos del polo petroquímico. Y, ojo, ahora es CNPC la dueña del gas del Lote 58. ¿Le exigirá el gobierno que, sí o sí, tiene que abastecer el gasoducto andino?


Como se aprecia, los negocios de las empresas no constituyen, como por arte de magia o del mercado, una política energética. Para darle norte a la brújula peruana hay que seguir el ejemplo de chinos y brasileños.

martes, 5 de noviembre de 2013

AMPLIACIÓN DE CONTRATOS PETROLEROS EN DEBATE *

* Publicado en el diario La Primera el lunes 04 de noviembre de 2013

LA PRIMERA recogió la opinión de especialistas sobre la intención de Perupetro de ampliar por 10 años los contratos de los lotes del Noroeste del país. A todos se les hizo las siguientes preguntas:

1. ¿Qué opina de la propuesta de Perupetro de extender los contratos de los lotes petroleros en el noroeste del país?

2. La ampliación que contempla la participación de Petroperú, ¿favorece y/o fortalece a la empresa estatal? 

3. ¿Quién se beneficia más con la ampliación las empresas privadas, el Estado o Petroperú?

4. ¿Considera que la expansión revertirá la caída de la producción petrolera e incentivará la exploración de petróleo?

5. ¿Según Perupetro la ampliación permitirá al Estado recaudar US$ 129 millones?

“Empresas privadas son las más favorecidas”
Alejandro Narváez LIceras
Expresidente de Petroperú

1 En general me parece bien. No obstante, interesa fijarnos más en los lotes III y IV cuyos contratos ya vencieron el 5 de marzo del 2013 y tienen un potencial de producción mayor que otros lotes del noroeste. La empresa Interoil ha venido exigiendo la extensión de su contrato que actualmente está en arbitraje.

Pero antes de aceptar la extensión de los contratos de concesión, Perupetro debería exigir a la empresa un informe exhaustivo de la inversión realizada en responsabilidad social de los últimos 20 años que estuvo explotando y su compromiso futuro.

2 Sin duda, favorece a Petroperú. Que la empresa estatal más importante del país sea socio con un 25% de participación en los lotes que actualmente están por vencerse, me parece muy positivo, volvería a ser una empresa integrada verticalmente y sus márgenes de ganancia se verían incrementadas significativamente con la renta petrolera. 

3 Principalmente las empresas privadas. El riesgo de inversión es muy poco, por cuanto son lotes que actualmente están en plena producción.

4 Puede ayudar, siempre y cuando que los compromisos de inversión firmados en los contratos de concesión se cumplan en los plazos y términos pactados. Perupetro tiene la obligación de hacer cumplir dichos compromisos.

“Los lotes debieron regresar íntegramente a Petroperú”
Germán Alarco
Profesor de la Universidad del Pacífico

1 PERUPETRO no ha tomado en cuenta el sentido del artículo 8 de la Ley 28840 de fortalecimiento de PETROPERÚ en la cual se señalaba que todos los activos que hayan pertenecido a la empresa que no estén siendo aprovechados revierten a favor de esta. Al respecto, esto es lo que debía haber ocurrido en todos los lotes en el noroeste del país. Asimismo, este tratamiento debería ser similar en el caso de todos los lotes de la selva con prospectiva o reservas que han sido o están siendo devueltos por contratistas privados. 

2 Hasta ahora no quedan claros los términos de la participación de PETROPERÚ tanto en los lotes petroleros de Talara como en los del Litoral Costero. En PERUPETRO se ha señalado que se requeriría la aportación efectiva de la petrolera estatal hasta el 25% de la nueva inversión lo cual sería una aberración ya que se trata de lotes marginales, algunos de estos con yacimientos en explotación hace más de 100 años.

Los ingresos marginales por una nueva inversión serían reducidos, además que los lotes excepción de los correspondientes a Sapet (VI y VII) tienen altas regalías a favor del Estado peruano. Lo que correspondía era su entrega a PETROPERÚ. La operación de estos lotes no es compleja. Esta transferencia hubiera significado ingresos netos para la empresa petrolera estatal de al menos US$ 115 millones anuales que hubieran sido muy útiles para financiar los proyectos en el upstream (Lote 64) y contribuir al proyecto de la Refinería de Talara.

3 A las empresas privadas concesionarias actuales sin beneficio adicional alguno para el Estado y PETROPERÚ. Cuando se produjo la apertura petrolera en Venezuela, la empresa estatal PDVSA se quedaba con los mejores lotes y los Joint Ventures con el sector privado se realizaban con los lotes ya explotados o marginales. Lo mismo ocurrió con ECOPETROL y PETROBRAS. En el caso peruano vamos en contra de las prácticas internacionales. Lo mejor para los privados y lo peor para PETROPERÚ.

4 Tanto PERUPETRO como el MINEM son poco transparentes con la operación. No hay información pública oficial. No creo que se revierta la caída en la producción petrolera. Simplemente se está garantizando una renta adicional para los concesionarios actuales. No sé a cambio de qué se realiza esta extensión de contratos.

Es iluso pensar que la producción petrolera de los Lotes del Noroeste vaya a aumentar de producción con la renovación de contratos. No se debe olvidar que antes de la privatización de los noventas en todo el país se producía casi 150,000 barriles diarios y ahora menos de 68,000 barriles diarios.

5 Los lotes tienen altas tasas de regalías a favor del Estado. Habría que hacer una evaluación de los ingresos públicos marginales o adicionales juicio serían nulos.

“Si fuera un mal negocio las empresas privadas no participarían”
Carlos Herrera Descalzi
Exministro de Energía y Minas

1 No es lo adecuado. Hubiese sido preferible transferirlos a Petroperú y que sea Petroperú quien negocie con cada concesionario las nuevas condiciones, en lo que concierne al porcentaje de participación que le asignarían a Petroperú y a otras condiciones vinculadas a la inversión a realizar por cada parte y el suministro de petróleo a la Refinería de Talara.

2 En términos generales, debería favorecerla, aunque no en el grado que se habría podido lograr.

La favorece porque participa en la renta petrolera del llamado “Upstream”. Extraer el petróleo cuesta US$ 15 por barril y como gasolina se vende al automovilista a US$ 250 el barril (o sea unos US$ 6 por galón); entonces, el margen que genera su cadena es enorme: 15 veces lo que cuesta extraerlo. 

En el “Upstream” (desde extraerlo hasta que llegue a la refinería) se vende a US$ 100 por barril, es decir se gana US$ 85 por barril. En la refinería (lo que hace Petroperú en Talara) se agrega de US$ 5 a US$ 10 por barril y hay que gastar en los insumos y en el proceso; finalmente, desde la refinería, pasando por el distribuidor mayorista y el minorista (los grifos o estaciones de gasolina), incluyendo los impuestos, llega al consumidor a US$ 250 por barril de gasolina. 

El negocio más magro es el de la refinería, porque –además– los destilados pesados (al contrario de los livianos como la gasolina y medianos) no tienen mucho más valor que el crudo, es decir, no producen una renta interesante.

En suma, es dar a Petroperú la oportunidad de pasar de una actividad (refinación) de baja renta a otra (“Upstream”) de alta renta.

3 Si no fuera un buen negocio, las empresas privadas no tienen ninguna obligación de participar en él. Pese a que pagan altos porcentajes de regalía y que los costos de extracción han incrementado apreciablemente, no deja de ser un buen negocio, porque tiene una alta rentabilidad, que corresponde a los que llegaron a productores corriendo el riesgo de ser exploradores, y llegaron allí sin ese mérito. No creo que nadie pierda; que alguien se favorezca es relativo a lo que se obtendrá en comparación a lo que se podría haber obtenido. 

4 No ha pasado en los casi 20 años transcurridos desde que se privatizó esos lotes. Un argumento para privatizar los campos de Petroperú en la primera mitad de los 90, fue que se necesitaba capital, para reactivar la producción. Hoy, la producción es la mitad de lo que fue en aquél entonces.

5 No es la forma de medir sus resultados. . El mejor negocio del mundo es una empresa petrolera bien administrada. El segundo mejor negocio del mundo, es otra empresa petrolera, pero mal administrada. 

“La extensión reproduce las prácticas fujimoristas fortaleciendo la desintegración vertical de Petroperú”
Jorge Manco Zaconetti
Investigador de la UNMSM

1 No se entiende, hace un mes el presidente de PerúPetro Ing. Luis Ortigas sostenía la tesis de la licitación internacional y supuestamente se habría contratado una consultora que en tiempo record recomendaba que la mejor opción es la prórroga que hoy se sostiene como la mejor opción.

La extensión de los contratos por 10 años más reproduce las prácticas fujimoristas fortaleciendo la desintegración vertical de Petroperú que seguiría operando sin producción propia, y sin acceso al valor económico de las reservas probadas y probables, que le permitirían tranquilamente levantar 1,000 millones de dólares de cualquier organismo financiero para modernizar la refinería de Talara, y su propia presencia en los lotes próximos a su vencimiento.

Esta integración vertical que se le niega a PetroPerú condena a la petrolera estatal como empresa exclusivamente refinera con márgenes de 3 a 5 dólares por barril, mientras en la producción las empresas obtienen precios de 100 dólares el barril mientras a lo mucho el costo de producción incluyendo regalías, depreciación, amortización no superan los 40 dólares el barril.

2 De hecho la afecta mortalmente si es que se aspira a la modernización de sus unidades, en especial de la refinería de Talara. Por ello, se debe modernizar integralmente la refinería de Talara. Todo ello tiene un valor de 2,730 millones de dólares para PetroPerú y compromete aproximadamente 800 millones de parte de capitales privados.

El acceso a la reservas probadas y probables de los lotes II, III, IV, VI/VII y sobre todo del lote 1-AB en la selva norte que tiene más de 400 millones de barriles en reservas, y el lote VI/VII donde opera la empresa estatal China Sapet (29 millones de reservas probadas) le otorgarían a PetroPerú caja y un respaldo financiero que hoy no tiene. 

La gran pregunta que debieran responder la dupla Castilla/Merino ¿cómo con utilidades netas menores a los 100 millones de dólares se puede financiar de manera integral la petrolera estatal?

3 Es verdad, que las empresas sobre todo del lote II (Petrolera Monterrico) y Interoil que opera los lotes III y IV abonan tasas de regalías muy altas a nivel internacional que bordean el 50 por ciento, más el impuesto a la renta. Sin embargo Sapet en el lote VI/VII paga una tasa de regalía de 12.75 por ciento.

Debiera ser evidente que a pesar de la producción en conjunto de los lotes en materia no supera los 7,000 barriles diarios, resultan atractivos, rentables. Eran marginales cuando el precio era de 20 dólares el barril pero con precios superiores a los 100 dólares son atractivos.

4 Se debe tener presente que en Talara por la sobrexplotación por más de 100 años, allí no se realiza perforación con pozos exploratorios que son de riesgo, sino pozos de desarrollo, donde se perfora se encuentra crudo pero en pequeños volúmenes por ello la producción por pozo en promedio no supera los 5 barriles diarios, con excepción del lote VI/VII.

Lo que se fomentará es la perforación en pozos de desarrollo mas no de exploración, para ello tendrían que perforar en horizontes profundos, en el horizonte del palezoico donde se han realizado muy pocas perforaciones en Talara, no más de 15 perforaciones, frente a más de 12 mil pozos perforados en toda su historia.

http://www.laprimeraperu.pe/online/especial/ampliacion-de-contratos-petroleros-en-debate_154016.html

lunes, 4 de noviembre de 2013

PERÚ: ACERCA DE LA DISMINUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE CRUDO

PRODUCCIÓN EN CAÍDA LIBRE

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)

Históricamente se constata la tendencia en la disminución de la producción interna de petróleo crudo desde los años ochenta del siglo pasado, cuando se alcanzó el cenit de la producción cercano a los 200 mil barriles diarios empezó luego la tendencia declinante de la producción por una serie de razones. En el sector de hidrocarburos si no se realizan perforaciones exploratorias de riesgo para reponer las reservas probadas tarde o temprano la producción disminuye.

Esta se explica por el agotamiento natural de un recurso natural no renovable como en los campos maduros de Talara, sea por decisiones empresariales de aprovechar al máximo las reservas probadas con privilegios tributarios (OXY), sea por privilegiar la perforación en pozos de desarrollo en vez de promover  la perforación de riesgo exploratorio, que sería la política sabia de todo gobierno. Por último la intervención del estado con políticas populistas que imposibilitaron los programas exploratorios de PetroPerú a partir de 1986 para adelante.

Lo que debiera ser evidente es que durante la década de los años setenta del siglo pasado, con los vientos nacionalistas del Gobierno Militar del general Velasco Alvarado, con el rol protagónico de PetroPerú en el sector se perforaron en promedio 25 pozos exploratorios por año. En los años ochenta con la crisis de la deuda externa e hiperinflación, la perforación de riesgo disminuyó a 19 pozos como promedio anual, para caer a menos de 6 pozos en la década de los años noventa, y mantenerse a ese nivel en la primera década del siglo XXI, con excepción del 2011 que se perforaron 12 pozos para volver a los 6 pozos exploratorios en el 2013. 

Así, habiendo alcanzado en su mejor momento la producción de crudo un pico cercano a los 200 mil barriles diarios se ha transitado a los 127 mil barriles en 1993 cuando se asumió la decisión política de privatizar por partes las diversas unidades de PetroPerú, en especial los lotes petroleros del norte del país con sus instalaciones, reservas probadas, capital humano e información geológica (Talara incluido las operaciones del Zócalo Continental), selva central y la producción del lote 8/8X. Ver cuadro sobre Producción Anual de Petróleo Crudo 1986-2013 (hasta agosto)

En tanto, la producción de petróleo siguió cayendo hasta ubicarse a menos de 90 mil barriles diarios en el 2003 hasta alcanzar niveles menores a los 62 mil barriles en el promedio enero/octubre del 2013 con tendencia a la disminución, lo cual debiera ser una preocupación central de todo gobierno.

En mi opinión parte de la responsabilidad en relación a la tendencia en la disminución de la producción de crudo se relaciona con las políticas populistas y de subsidio indiscriminado del período 1986/1990 que descapitalizaron a la petrolera estatal con crecientes pérdidas económicas que imposibilitaron revertir la disminución natural de la producción interna de los yacimientos.

Las empresas estatales en su conjunto y en especial PetroPerú estaban económicamente quebradas por una decisión política del gobierno de ese entonces, que la obligaba a vender un galón promedio de combustible a 20 centavos de dólar cuando su costo de producción era de 52 centavos el galón y si se quería financiar las inversiones en exploración y explotación su precio en promedio debía ser de 62 centavos. Lo cual fue una cruda realidad con el fujishock de precios en agosto de 1990, lo que revirtió las pérdidas económicas de la petrolera estatal en 1992.

Sin la descapitalización de PetroPerú que acumulaba pérdidas diarias, mensuales y anuales por una decisión política del gobierno de turno, difícilmente hubiese sido aceptable y justificable la privatización de la petrolera estatal. De allí que la ideología liberal sostuviera interesadamente que las pérdidas económicas de las empresas públicas determinaban el déficit fiscal que debía cubrirse con emisión inorgánica, lo que explicaría la hiperinflación de fines de los años ochenta.

En esa medida la privatización fragmentada de PetroPerú que tuvo el respaldo del Banco Mundial, FMI y otros organismos, se justificó con el argumento de revertir la tendencia ya decreciente de la producción interna de petróleo, comprometer mayores de inversiones privadas para incrementar la producción y las reservas probadas. Sin embargo, la producción siguió disminuyendo, lo cual debiera cuestionar el principal argumento ideológico.

Por ello, debiera ser una política de estado alcanzar la autonomía energética bajo una racionalidad económica que haga un uso intensivo de los recursos más abundantes con que cuenta el país. Solamente en el período 2001 al 2012 las importaciones de crudo sumaron los 25,365 millones de dólares y las compras en el exterior del diesel 2, el principal combustible utilizado en nuestra economía sumó los 5,698 millones de dólares. 

La gravedad del problema se agudiza, siendo responsabilidad de este gobierno las importaciones de petróleo crudo durante el 2012 cuando se compraron del exterior más de 33 millones de barriles por un valor de 3,633 millones de dólares, y en lo que va hasta agosto las importaciones sumaron los 22 millones de barriles por un valor de 2,372 millones de dólares, lo que permite proyectar una importación equivalente al 2012.

Debiera ser evidente que sin el “efecto Camisea” las importaciones de petróleo y derivados hubiese sido mayor, con la salvedad que las reservas del actual lote 88 fueron descubiertas hacia 1984 por la transnacional angloholandesa Shell y se tuvo que esperar veinte años para hacer realidad su explotación, cuando los volúmenes de gas natural llegaron a la capital para ser usados básicamente en la generación eléctrica, y en menor medida en el consumo residencial y automotriz.

Por ello, revertir la tendencia a la disminución de crudo y promover las inversiones de riesgo supone un paquete de medidas que van desde el sinceramiento de las tasas de regalías, cuestionar el rol de PerúPetro en la regulación sumamente permisiva con las empresas, la modernización e integración vertical de PetroPerú como lo hace Ecopetrol de Colombia o ENAP de Chile, que a fines de los años ochenta estaban por debajo del ranking en relación a la petrolera estatal. ¡Los buenos ejemplos hay que imitarlos!

Si bien la estructura geológica nos permite afirmar que nuestro país no reproduce la geología y bondades de Venezuela, nos parecemos más a Colombia, Ecuador, y en nuestra selva nororiental existe un gran potencial hidrocarburífero que debiera ser explotado con la debida responsabilidad ambiental y social para ser económicamente viables y obtener la licencia social de las comunidades involucradas.


Como país debiéramos tender a la autonomía energética afirmando el principio de la seguridad en el abastecimiento nacional, a precios razonables de los combustibles. Ello supone e impone el fortalecimiento de PetroPerú con la integración vertical para que pueda actuar en el mercado como una empresa moderna, competitiva y de buenas prácticas corporativas.




lunes, 28 de octubre de 2013

APOSTANDO POR LA DESINTEGRACIÓN VERTICAL

PERÚPETRO SIN BRÚJULA

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)

Ante el acuerdo del Directorio de PerúPetro dado a conocer el 16 de octubre del presente año no queda más que manifestar nuestra decepción por una decisión que ha carecido de un debate técnico económico, y lo que resulta más extraño es el silencio cómplice de los más altos funcionarios de PetroPerú representados por el presidente de su directorio y su gerencia general, que carentes de la necesaria autoridad moral y técnica no han sabido defender los intereses de la petrolera estatal que están definidos por la integración vertical de sus operaciones como la forma más eficiente de operar en toda empresa de hidrocarburos. 

Debo reconocer que se trata de una decisión interesada, de parte a favor de las empresas que han realizado un gran lobby como lo hizo en su momento Graña y Montero que contaba a su favor con una fuerte relación con el Dr. García Pérez, para extender por 10 años el contrato por el lote I que debía vencer el 2011 y se le extendió hasta el 2021, con mínimos compromisos de inversión.

Por ello, las empresas interesadas reclaman un trato no discriminatorio, en especial la noruega Interoil que interpuso al estado una demanda internacional que se encuentra en una negociación mediante un arbitraje, que como siempre será contrario al interés público. Supuestamente en el mes de marzo del 2013 finalizaban los contratos de los lotes III y IV siendo ampliados por dos años adicionales al igual que el lote IX de Unipetro, mientras se resolvían los litigios internacionales.

Sin embargo, no se entiende la ausencia de brújula en PerúPetro. Si se tiene presente que no hace mucho en diversas declaraciones periodísticas en los meses de julio, agosto, setiembre, el presidente de PerúPetro Ing. Luis Ortigas sostenía la tesis de la licitación internacional amparado en los acuerdos de directorio llevados a cabo por sus antecesores, en especial Daniel Saba en el gobierno anterior y Aurelio Ochoa a inicios del presente régimen.

En tal sentido, por la transparencia que debiera existir en los negocios del estado estos acuerdos debieran ser públicos. Se debieran conocer las actas de los diversos directorios para conocer las razones técnicas y económicas que justificaban la licitación internacional de los lotes y/o la prórroga contractual. Esto es lo mínimo que debiera solicitar cualquier congresista de la República.

Es más, supuestamente se habría contratado una consultora que en tiempo record, menos de un mes habría realizado sesudos estudios geológicos, económicos, financieros, legales de los lotes de hidrocarburos materia de cuestión, donde como conclusión se recomendaba que la mejor opción sería la prórroga de los contratos por 10 años adicionales sujetos a una serie de condicionalidades.

Desde el punto de vista del interés nacional sin reproducir el modelo boliviano, esos lotes debieran ser adjudicados en negociación directa a PetroPerú, como se hizo en el pasado con el lote 56 para el Consorcio Camisea entregando 200 millones de barriles de condensados y 2 trillones de pies cúbicos de gas natural de reservas que en el fondo eran probadas. 

Si bien la adjudicación directa es una prerrogativa de PerúPetro esta debiera estar justificada en función del interés público que hoy está encarnado con todas sus limitaciones y debilidades por PetroPerú, si de verdad se apuesta por la seguridad energética reproduciendo el modelo colombiano o chileno.

Si bien las reservas del lote 56 hoy se exportan, existen 2.4 trillones de reservas de gas natural del lote 88 que están garantizando el proyecto de exportación. Si se estima el gas natural exportado en barriles, resulta que los más de 500 millones de pies cúbicos diarios que exportan hacia USA, México, España, Corea del Sur, Japón, resultarán equivalentes a 160 mil barriles diarios con precios promedio de 25 dólares el barril, mientras PetroPerú tiene que pagar tarifas internacionales tanto por el crudo producido internamente como el que compra del exterior, abonando más de 100 dólares por barril.

Ello se puede observar en el cuadro respectivo donde se expresan los volúmenes de crudo comprados de la producción local y los precios promedio pagados por barril año por año. Entre los años 1997 al 2012 la petrolera estatal ha tenido que pagar por el crudo producido internamente la suma de 14,328 millones de dólares y solamente en el 2012 el valor pagado superaba los 2,028 millones de dólares, abonando un precio promedio de 109 dólares por barril. Ver cuadro “Cargas Procesadas y el Valor de las Compras Internas de Petróleo para la Industria Refinera de PetroPerú 1997/2012 “

Estas compras de crudo que realiza PetroPerú desde 1997 cuando ya se enajenaron el conjunto de lotes bajo su responsabilidad tales como los lotes Z-2B, X, 8/8X, y los lotes denominados marginales a inicios de los años noventa cuando los precios del petróleo eran menores a los 20 dólares el barril, que con precios superiores a los 100 dólares no tienen ya esa condición, Así, en el 2012 la petrolera estatal ha tenido que abonar 109 dólares por barril por el crudo que antes le pertenecía. 

Este es el quid de la cuestión y el interés real de los privados que están detrás de la prórroga. Las compras que realiza PetroPerú constituyen los ingresos que perciben las empresas petroleras que operan en el mercado local. El negocio es seguro y sumamente rentable pues si fueran marginales y de altos costos ¿por qué tanto interés en la prórroga?

Por ello, la extensión de los contratos por 10 años más, reproduce las prácticas fujimoristas de los inicios de los años noventa del siglo pasado donde se fracturó la integración técnica material de las operaciones de PetroPerú, privatizando a “precios de ocasión” los lotes de hidrocarburos, los grifos, las filiales y la refinería de La Pampilla.

De esta forma se está fortaleciendo la desintegración vertical de PetroPerú, que seguiría operando sin producción propia, y sin acceso al valor económico de las reservas probadas y probables, que le permitirían tranquilamente levantar más de 2,000 millones de dólares de cualquier organismo financiero para modernizar la refinería de Talara, y su propia presencia en los lotes próximos a su vencimiento, si se tiene el respaldo de las reservas de los lotes 1-AB, VI/VII, III, IV y II.

Resulta una cruel paradoja que el estado garantice con 2.4 trillones de reservas probadas del lote 88, que supuestamente constituyen la garantía de abastecimiento para el mercado interno, para en cambio apuntalar el proyecto de exportación del consorcio Perú LNG (Hunt Oil, SK de Corea del Sur, Marubeni, Repsol/Shell), lo que le permitió contar con 4.4 trillones de reservas probadas de gas natural para de esta forma calificar como sujeto de crédito internacional por más de 4,000 millones de dólares, y financiar la Planta Melchorita, terminales, buques metaneros etc. 

Esta integración vertical que se le niega a PetroPerú condena a la petrolera estatal  como empresa exclusivamente refinera con márgenes de 3 a 5 dólares por barril, mientras en la producción las empresas obtienen precios de 100 dólares el barril mientras a lo mucho el costo de producción incluyendo regalías, depreciación, amortización no superan los 40 dólares el barril.

El acceso a la reservas probabas y probables de los lotes II, III, IV, VI/VII y sobre todo del lote 1-AB en la selva norte que tiene más de 400 millones de barriles en reservas, y el lote VI/VII donde opera la empresa estatal China Sapet (29 millones de reservas probadas)  le otorgarían a PetroPerú caja y un respaldo financiero que hoy no tiene. Por ello, la gran pregunta que debieran responder la dupla Castilla/Merino está en relación a ¿cómo con utilidades netas menores a los 100 millones de dólares PetroPerú podría financiar de manera integral su modernización?

La prórroga afecta gravemente la modernización de sus unidades, en especial de la refinería de Talara que no solamente debe operar para la producción de combustibles limpios, eliminando el azufre contenido en el petróleo que se importa del Ecuador y Colombia. Por ello, se debe modernizar integralmente la refinería de Talara con la planta de desulfurización, planta de tratamiento de crudos pesados que son los más abundantes en la selva norte, con la unidad de ácido sulfúrico que tiene un mercado asegurado, etc. Todo ello tiene un valor de 2,730 millones de dólares para PetroPerú y compromete aproximadamente 800 millones de parte de capitales privados, que resultan necesarios para asegurar el crecimiento económico del país.