lunes, 25 de febrero de 2013

LOS RECURSOS DE GAS QUE TENDRÍAMOS EN EL LOTE Z-1 PODRÍAN MOVERSE ENTRE 2 Y 4 TCF*

* Publicado en el diario La República el domingo 24 de febrero de 2013


Presidente en el Perú de la empresa canadiense Pacific Rubiales Energy.
Rumi Cevallos Flórez

Camilo es colombiano y de hablar franco. Está encantado de la gente peruana y de su rica y variada gastronomía, pero el cebiche es su plato predilecto. Considera al Perú como un gran lugar para invertir y hallar hidrocarburos. Su optimismo llega al tope cuando estima que hallarán  entre 2 y 4 TCF (trillones pies cúbicos) de gas en el Lote Z-1, frente a Tumbes.

¿Qué sienten como empresa al ingresar al mercado peruano?

Sentimos tranquilidad de las condiciones macroeconómicas del país, de las condiciones de estabilidad jurídica y tributaria, de la protección adecuada que hay a la inversión extranjera, y tenemos la gran expectativa de que en el Perú hay un gran potencial hidrocarburífero.

¿En qué se basa ese potencial?

En sus cuencas sedimentarias de gran tamaño. Es un país totalmente subexplorado y con mucho potencial. Así lo señalan una gran cantidad de expertos en geociencias que tenemos en la corporación.

¿Y dónde están en el Perú?

Tenemos presencia en cinco lotes. En el 138, en Ucayali; en los Lotes 135 y 137 en Loreto. Además, tenemos la mitad del Lote 116 donde vamos a ser operadores y ya estamos trabajando en la modificación de la norma que nos permita ingresar a ese lote que se ubica en la región Amazonas, y ser los operadores certificados. Ese lote tiene la particularidad de estar a 14 kilómetros del Oleoducto Nor Peruano.

Pero también están en la costa.

Así es. Hemos comprado el 49% del Lote Z-1 a la empresa BPZ (BPZ exploración y producción SRL) donde está nuestra gran esperanza de recursos. Hoy por hoy se producen más de 3.100 barriles de petróleo por día. Ya el decreto supremo, que permite nuestro acceso formal  al Lote, fue firmado a fines del año pasado.

¿Cuánto de reservas de hidrocarburos estiman existen en los lotes mencionados?

De reservas solo se puede hablar del Lote Z-1. En los otros casos solo se puede hablar de recursos, porque solo tenemos sísmica en el 138 y el 116, no así en el 135 donde este año estamos adquiriendo casi 800 kilómetros de sísmica 2D que nos permitirá ubicar los pozos e ir a perforar el pozo exploratorio. Y en el Lote 137 nos encontramos en fuerza mayor (oposición al proyecto). La gran apuesta la tenemos en el Lote 138 donde tenemos una formación geológica y donde pensamos se pueden acumular 600 millones de barriles de reservas de petróleo. En el 116 no vemos una estructura tan grande como la del 138. En el Lote 116 estamos hablando de una estructura de 100 millones de barriles de recursos, que pasarán a ser reservas cuando tengamos un proyecto integrado, con toda la cadena de valor asegurada. Hemos pensado en construir un oleoducto, estamos en la visualización del proyecto mientras trabajamos en los permisos ambientales. Vamos a perforar pozos de avanzada en los que ya estamos avanzando en los permisos ambientales, luego, en paralelo, trabajaremos en el permiso del oleoducto, que se empezaría a construir en cuanto tengamos nuestras reservas comprobadas. También se construirá un puerto multimodal en el río Ucayali, en San José de Saramuro para poder empalmarnos al Oleoducto Nor Peruano.

¿Cuánto invertirán en la exploración de esos lotes en la selva?

Unos US$ 200 millones en los siguientes dos años.

¿Y para cuándo estiman la confirmación de esos recursos?

En el 138 empezaremos a perforar en 30 días el primer pozo exploratorio Yawish 1. Allí estamos en otro escenario y prácticamente a 90 días de saber de qué está hecho el Lote 138. Ya tenemos el taladro, ya lo estamos llevando (vía  aérea) a la locación y por eso nos atrevemos a decir que en 30 días empezamos a perforar. 

¿Cuánto cuesta perforar el pozo?

En la selva, en promedio, con logística aérea, con campamento base, la inversión para abrir un pozo es de US$ 50 millones.

Esperamos sea positivo...

Somos optimistas y tenemos que buscar los puntos de convergencia entre los intereses del Estado, del gobierno, de las comunidades y de la empresa, y dedicarnos a trabajar en esos puntos para lograr sostenibilidad en esos proyectos.

en busca del gas

¿Qué tal negocio es haber comprado un 49% de participación del Lote Z-1 a la empresa BPZ?

Es un gran negocio. Nosotros le hacemos mucha apuesta al Perú. Desde hace cuatro años participamos en las rondas de Perupetro y obtuvimos nuestros tres lotes de la zona Este del país. Seguimos apostando al ver las expectativas que tiene la geología del Lote Z-1 y luego seguimos apostando en el 50% del Lote 116. No nos hemos quedado quietos en el tiempo y seguimos apostándole a esa clara estabilidad que nos muestra el Perú y a esa clara prospección geológica en esa zona.

El ministro de Energía adelantó que están en la búsqueda de un gran bolsón de gas en el Norte. ¿Cuénteme de qué se trata?

Es importante tener en cuenta que en el Lote Z-1 el operador es nuestro socio BPZ y nosotros, Pacific Rubiales, somos los socios. Tenemos el 49% del lote y seremos el operador técnico, es decir, vamos a ser los encargados de la visualización de los proyectos, de la ejecución.

¿Qué avizoran en ese lote?

Que hay producción, que hay un sistema hidrocarburífero. No solo vamos por gas sino también por petróleo, especialmente gas en grandes cantidades. Los recursos de gas que tendríamos en el Lote Z-1 podrían moverse en los volúmenes de 2 a 4 TCF.

Son volúmenes altos.

Muy altos. Es un proyecto muy importante y en petróleo nosotros pensamos que, una vez comprobadas las reservas, llegar a escenarios de producción de entre 40 y 50 mil barriles de petróleo por día en el Lote Z-1, es muy importante si lo comparamos con los 65 mil a 67 mil barriles de petróleo por día que produce todo el país en la actualidad.

¿Cuánto estiman invertir en este proceso de prospección?

La sísmica 3D prácticamente ya está adquirida en el 90% del Lote Z-1. Hay un trabajo muy importante que nos permite mapear esa cantidad de prospectos. El Lote Z-1 está subexplorado, solo tenemos las estructuras de Albacora y Corvina donde ya tenemos reservas probadas que nos permitirán tener una producción de 28 mil barriles por día. Esas son reservas probadas, y al ser probadas deberíamos empezar a elevar la producción a través de la perforación de desarrollo. Luego, estamos sacando los permisos ambientales que nos permitan explorar el Lote Z-1 en el primer semestre del próximo año, y esperamos convertir esos recursos en reservas.

¿Cuánto invertirán?

En los siguientes dos años vamos a invertir US$ 250 millones conjuntamente con BPZ, solo en el Lote Z-1 

Y unida a las otras inversiones en la selva...

Aproximadamente unos US$ 500 millones.

¿En cuánto tiempo se determinará la existencia de esos 4 TCF de gas en el Lote Z-1?

Vamos a desarrollar una campaña responsable de exploración yendo de los prospectos de menor a mayor riesgo y mayor componente técnico, llámese de profundidad. Los Jack-Up (plataforma que se asienta en el fondo marino para perforar) pueden ir hasta una profundidad de 150 metros en promedio, entonces iríamos hasta los prospectos de aguas someras y de más bajo riesgo geológico hasta las aguas profundas y de mayor riesgo geológico. Esto implica que en no más allá de dos años, pero empezando a tener noticias tempranas a partir del segundo semestre del próximo año, debemos tener esas buenas noticias para el país. 

¿Qué harán con ese gas, lo van a exportar o lo pondrán a disposición del mercado local?

Estamos en la fase de visualización del proyecto y armando nuestros diferentes escenarios de desarrollo en caso esos recursos sean reservas. Creemos y estamos muy convencidos de que tiene que haber balance social en el desarrollo. Sabemos que esto puede tener muchos significados, parte del gas puede ir a electricidad, pero sin lugar a dudas hay que conseguir el mayor valor agregado de esas reservas desde el punto de vista de su monetización. Reservorios por encima de 2 TCF de gas potencializan proyectos de LNG sin ningún inconveniente, pero hay que ponerle un componente social, de balance de esos recursos. Estamos convencidos de que si no se dejan recursos en el lugar donde se desarrollan los productos no son sostenibles.


martes, 12 de febrero de 2013

EL GAS DISTORSIONADO*

* Publicado en el Suplemento Semanal de Economía y Negocios de El Comercio el lunes 11 de febrero del 2013

Juan Saldarriaga V.

El ansiado desarrollo del gas natural en la macroregión sur se vislumbra distante y esquivo. El motivo: las condiciones ventajosas con que cuentan las empresas industriales y eléctricas instaladas en Lima, que reciben gas natural barato procedente del lote 88 (Camisea).

La mayoría de especialistas concuerda con que hoy no se justifica un precio en "boca de pozo" deprimido (esto es, subsidiado) para los sectores eléctrico e industrial instalados en Lima, que pagan topes de US$ 1,6 y US$ 2,7 por millón de BTU (MMBTU), respectivamente.

La distorsión se evidencia cuando se compara el precio que pagan las empresas de generación eléctrica y el que se paga por concepto de gas natural vehicular (GNV) en boca de pozo en Camisea: US$ 3,18 /MMBTU, como apunta el ex viceministro de Energía, Pedro Gamio.

Otros especialistas van un paso más allá y plantean la necesidad de implementar una política nacional para el precio del gas natural. Es decir, regular los precios del gas para eliminar las distorsiones del mercado.

Esto último fue lo que sugirió un equipo de expertos en energía-siete, en total- convocados por el Gobierno para elaborar una estrategia de desarrollo energético en el 2010. Ellos lo explicaron así: "El objetivo es facilitar la visión de largo plazo en el sector, mediante la unificación de los precios del gas natural, lo cual no significa, en modo alguno, incrementar las ganancias del concesionario, sino establecer una especie de cargo con el cual financiar, por ejemplo, la construcción de infraestructura".

Uno de los autores de la propuesta, el exministro de Energía y Minas, Jaime Quijandría, trajo a colación el tema hace algunas semanas.

En opinión del ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Álvaro Ríos, esta es una iniciativa que tendrá que debatirse tarde o temprano, pues en nuestro país existe un "sistema híbrido de precios de gas natural que complica el desarrollo de largo plazo de la industria".

DISPERSIÓN
La producción de gas natural en el Perú se realiza en nueve lotes: tres en la cuenca Ucayali (88, 56 y 31-C) y seis en la cuenca Talara (I, II, VI-VII, X, XIII y Z-2B).

El gas producido en estos lotes no tiene un precio uniforme ni regulado, como si lo tiene el gas natural del lote 88, cuyo precio se fiscaliza desde su venta en "boca de pozo" hasta su recibo por el usuario final, en Lima y Callao, y tiene una tarifa inferior a la de su referente, el Henry Hub de EE.UU. (US$ 3.35 / MMBTU), actualmente deprimido por influjo de la oferta de gas no convencional o "shale gas".

En cambio, en el lote 56, destinado a la exportación, el precio es libre y se determina según el mercado de destino mediante la modalidad de "netback".

Igualmente, en Piura los precios del gas se fijan en función de la oferta y la demanda, lo cual origina que sean dos o tres veces más caros que los del lote 88.

"Así, el gas producido en el lote X cuesta US$ 4 - 5 / MMBTU y el producido en el lote Z-2B cuesta US$ 11/MMBTU, refiere Jorge Manco Zaconetti, investigador de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos.

El gran reto, según Álvaro Ríos, está en conseguir que el gas natural que se destinará a la macrorregión sur, procedente de los lotes 57 y 58, sea competitivo y no cueste dos o tres veces más que el gas de Camisea, como acontece en el norte de Perú.

Si se consigue homogenizar los precios, señala Ríos, se fomentará la construcción de centrales térmicas y plantas petroquímicas en la macrorregión sur, como es el propósito del Gobierno, Caso contrario, la industria del gas se seguirá concentrando en Lima y alrededores.

REFORMA LEGAL
Aurelio Ochoa, expresidente de Perú-Petro, opina que sería ideal una unificación de precios en "boca de pozo" para el gas. Pero ve esta propuesta un poco difícil de realizar. ¿Por qué razón?.

" Todos los contratos, a excepción del lote 88, estipulan una cláusula conforme a la Ley General de Hidrocarburos, que es la libertad de fijar precios para el gas y el crudo que ya han sido extraídos y se encuentran en superficie. De esta manera, el gas pasa a ser propiedad de la empresa que lo obtiene, y esta puede venderlo a quien considere necesario, y al precio que rija en el mercado". La unificación de los precios del gas requeriría, entonces, la modificación de la Ley General de Hidrocarburos.

Por su parte, Jorge Manco Zaconetti opina que no se debe homogenizar ni buscar imponer un precio único al gas natural, pues la oferta y demanda constituyen la "esencia de la Ley General de Hidrocarburos".

Argumenta que, para modificar esta norma, haría falta debatir la propuesta en el Congreso de la República, convocar a dos plenos parlamentarios sucesivos y recabar, cuando menos, dos tercios de los votos congresales.

"Unificar los precios del gas natural en boca de pozo no es posible y no es bueno. Los precios tienen que ser competitivos y tiene que fijarlos el mercado. Es más, deben ser atractivos para que se promueva la inversión y se repongan reservas, sobre todo, en el norte del Perú, donde el gas ha sido, históricamente, desperdiciado", indica.

UNIFICACIÓN
Álvaro Ríos plantea que los precios del gas natural para el mercado interno no puede ser totalmente libres en "boca de pozo", ni más caros en otras regiones. "Los precios a los usuarios finales deben tender a ser semejantes entre ellos y para eso existen mecanismos como tarifas - estampilla, subsidios cruzados y fondos", señala.

Su propuesta pasa por elaborar fórmulas equilibradas entre el Estado y los productores, que promuevan la exploración y permitan que el gas llegue con ahorro a los peruanos. Algo de esto deberá aplicarse para el gas que se oriente al sector eléctrico, considerando que es un mercado regulado.

Eso sí, considera que el precio de los líquidos asociados debe ser libre, pues estos constituyen un "ancla para el desarrollo de los proyectos de gas". Y lo mismo en el caso de la petroquímica y la exportación de electricidad.

El debate en torno a la regulación de los precios del gas no está en agenda aún, pero tarde o temprano deberá ser abordado.



viernes, 8 de febrero de 2013

PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO DISMINUYE*

* Publicado en el diario La Primera el viernes 08 de febrero de 2013

En la actualidad la producción de petróleo crudo es menor a los 70 mil barriles diarios y la tendencia es que seguirá cayendo debido a la menor producción de lotes de hidrocarburos que están por terminar sus contratos, entre el 2013 y 2015, afirmó el investigador de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, Jorge Manco Zaconetti.

Entre los lotes petroleros que están próximos a vencer sus contratos se encuentran el Lote 192 (antes 1-AB), que cuenta con una importante producción, y los lotes II, III, IV, VI/VII.

La intención del gobierno es licitar el lote 192 en conjunto con otros 25 lotes el próximo mes o inicios de abril, a la vez se realizaría el proceso de Consulta Previa, herramienta para conocer si la población que sería afectada por la actividad extractiva está de acuerdo con el proyecto, también con las comunidades nativas.

"Es de esperarse mayores conflictos", opinó el investigador.

¿Por qué cae la producción de petróleo? Aurelio Ochoa, expresidente de Perupetro, explica que la caída es porque la inversión en extracción y exploración de petróleo son a largo plazo; es decir la empresa verá retornar su inversión y ganancias en, por lo menos, tres años. Y como los contratos de las empresas que ahora operan los lotes petroleros terminan en el periodo 2013- 2015, estas no quieren invertir, ya que no verán retornar su dinero.

" De seguir disminuyendo la producción diaria de petróleo, será responsabilidad del presente gobierno explicar las razones de esta menor producción, las medidas adoptadas o dejadas de hacer", resaltó Manco Zaconetti.

Pero la menor producción de petróleo acarrea otros problemas para el Estado. Según el investigador de San Marcos, "una menor producción significa una menor participación por concepto de canon y sobrecanon petrolero, que ahora ya no es el 12.5 por ciento del valor de la producción, sino el 18.75 que se está transfiriendo a los gobiernos regionales, y locales de Piura, Tumbes, Loreto, Ucayali y la provincia de Puerto Inca de Huánuco"

"La menor producción interna de petróleo se compensa con las mayores importaciones de hidrocarburos, agravando el déficit de la balanza comercial de hidrocarburos, de allí la necesidad de comprometer los mayores recursos en las inversiones de exploración, donde el riesgo de no encontrar petróleo sea asumido por los privados", opina Manco Zaconetti.

miércoles, 6 de febrero de 2013

RADIOGRAFÍA DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS


ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)


En la actualidad la producción de petróleo crudo es menor a los 70 mil barriles diarios, con tendencia a la disminución en la medida de la caída de la producción sobre todo del lote 1-AB y 8, como es menor la producción diaria de los lotes de hidrocarburos cuyos contratos están por vencer en el período 2013 al 2015, tales como los lotes II, III, IV, VI/VII. Es más el lote 1-AB ahora denominado 192 será licitado conjuntamente con más de 25 lotes el próximo mes de marzo según declaraciones del ministro del sector, y se llevará en paralelo con el proceso de consulta previa con las comunidades nativas, donde es de esperar mayores conflictos sociales.

Evidentemente de seguir disminuyendo la producción diaria de petróleo será responsabilidad del presente gobierno explicar las razones de esta menor producción, las medidas adoptadas o dejadas de hacer, pues a una menor producción le corresponde una menor participación por concepto de canon y sobrecanon petrolero, que ahora ya no es el 12.5 por ciento del valor de la producción sino el 18.75% que se está transfiriendo a los gobiernos regionales, y locales de Piura, Tumbes, Loreto, Ucayali y la provincia Inca de Huánuco.

Sin embargo, esta dramática realidad se maquilla por el manejo interesado de cifras que hace Perupetro al consignar en la producción de hidrocarburos líquidos la suma de la producción de petróleo crudo más los líquidos de gas natural (LGN) sobre todo provenientes de la explotación de los lotes 88 y 56, es decir de Camisea. Por ello, en los cuadros de la Producción de Hidrocarburos Líquidos 2011 y 2012 se presenta la participación de las principales empresas en la producción con la variación respectiva, donde aparentemente la producción final de hidrocarburos se mantiene estacionaria, lo cual significa un incremento de las importaciones de crudo y derivados para asegurar el crecimiento económico del país.

El Consorcio Camisea a través de la empresa Pluspetrol Corporation opera los lotes Pluspetrol Camisea y Pluspetrol lote 56, con una producción conjunta para el 2012 de 82,382 barriles diarios de líquidos de gas natural que son transportados por ducto y fraccionados en la Planta de Pisco para obtener gas licuado de petróleo (GLP) en un 50%, naftas que se exportan y un diesel 2 limpio sin azufre.

En la práctica un aumento del 4.4% en la producción de líquidos en el lote 56 significa un incremento de más de 1,560 barriles diarios y debe suponer una mayor extracción de gas natural para privilegiar los líquidos que tienen un mayor valor de mercado en relación al gas natural. Es decir, se moviliza más gas natural para extraer líquidos, para luego reinyectar el gas con el mayor costo que ello supone.

El tercer lugar, en la producción de líquidos lo ocupa la empresa Pluspetrol Norte que opera los lotes 1-AB (Andoas) y el lote 8 (Trompeteros). La producción conjunta de ambos lote ha experimentado una disminución de 9.30% con tendencia a su agravamiento. Si bien se trata de un crudo pesado menor a los 19 grados API en especial del crudo del 1-AB la decisión del gobierno de licitarlo privilegiando los mayores compromisos de inversión es positiva. Mas cabe interrogarse sobre el futuro de la participación asociada de PetroPerú, que dicho sea de paso está en el lote 64, gracias a la transferencia contractual realizada por Talismán a favor de la petrolera estatal.

El cuarto lugar, lo ocupa la petrolera estatal brasileña Petrobras con una producción promedio de 14,148 barriles diarios en el lote X, lo que representa un incremento de la producción en los llamados campos marginales de un poco más del 5% en relación al 2011.

En el lote X se extrae petróleo ligero y gas desde la presencia de la IPC y la actividad de PetroPerú. Dicho lote fue privatizado en 1996, y la presencia de Pérez Companc y sobre todo de Petrobras ha asegurado mayores inversiones que han permitido incrementar las reservas probadas y probables, asegurando la producción para los próximos años.

El quinto lugar lo ocupa Savia Perú S.A. que está conformada por la asociación de las petroleras estatales Ecopetrol de Colombia y KNOC de Corea del Sur, operando principalmente en el lote Z-2B en el Zócalo Continental al comprar la participación de la matriz de Petro Tech Peruana en el 2009. Esta empresa ha incrementado la producción de hidrocarburos en 8.5% gracias al esfuerzo productivo de sus trabajadores que operan en el mar y a la producción de los líquidos de gas natural de la Planta Procesadora de Gas Pariñas. En promedio, la producción en el 2012 ha representado los  13,034  barriles diarios superando los 12,014 barriles del 2011.

El sexto lugar en la producción de hidrocarburos lo tiene la empresa BPZ Energy que opera el Z-1 frente a las costas del departamento de Tumbes con una producción de 3,347 barriles diarios de un crudo de alta calidad que se procesa en la refinería de Talara. La producción ha disminuido en un 11.39% en relación al 2011 a pesar de las importantes inversiones realizadas.

La empresa estatal china Sapet ocupa el séptimo lugar en la producción de hidrocarburos líquidos con una producción en los lotes VI/VII de 3,344 barriles diarios, lo que representa una variación positiva de 9.7% en relación al 2011.

El octavo lugar está ocupado por la empresa de capitales norteamericanos Olympic con una producción en el lote XIII de 3,343 barriles diarios de un crudo de alta calidad, lo cual ha representado una disminución del 18% en relación a la producción alcanzada en el 2011.

Le sigue en importancia la producción conjunta de los lotes III/IV bajo responsabilidad de la petrolera noruega Interoil que en el 2012 ha extraído comercialmente 3,011 barriles diarios  lo que representa una caída en la producción del 27% respecto al 2011.

En resumen, la radiografía del sector de hidrocarburos es dramática si se separa la producción de petróleo crudo por un lado y la extracción de líquidos de gas natural particularmente proveniente de Camisea. Esta realidad desde el punto fiscal se atempera por los altos precios del crudo que en promedio superan los 90 dólares el barril para el 2012, obteniendo el Estado mayores recursos por regalías e impuesto a la renta. 
Sin embargo, la menor producción interna de petróleo se compensa con las mayores importaciones de hidrocarburos agravando el déficit de la balanza comercial de hidrocarburos, de allí la necesidad de comprometer los mayores recursos en las inversiones de exploración, donde el riesgo de no encontrar petróleo sea asumido por los privados.

No hay nada peor que la incertidumbre y el gobierno está obligado al cumplimiento de la normatividad vigente. En tal sentido, el interés público recomienda el fortalecimiento y la participación de PetroPerú en los contratos próximos a su vencimiento, para de esta manera asegurar las reservas probadas y probables que le permitan respaldar financieramente su modernización. Y en el contexto de las alianzas público/privadas la asociación de la petrolera estatal de manera directa con las empresas privadas aseguraría un mayor control estatal sobre la renta petrolera, respetando una gestión moderna según las reglas del mercado.



lunes, 4 de febrero de 2013

¿QUÉ HACER CON PETROPERÚ?


 DIÁLOGO

El Ing. Edgardo Candela compartió un enlace a través de Jorge Manco Zaconetti.

28 de enero

EG: Lo técnico por procesos y economía de refinación es hacer el Proyecto Integral. La pregunta que me surge es: ¿Qué debe hacer Petroperú, para merecer la confianza y provocar el entusiasmo de sus propietarios para realizar esta inversión? Los propietarios, están representados por el MEF y el MEM. 
Uno se supone representa el aspecto técnico del sub sector, el especialista digamos y el otro es el socio capitalista. El Técnico está obligado a garantizar el suministro en todo el país, de combustible de diversos tipos en calidad y cantidad suficientes, obligación legal de la DGH y en esto Petroperú es el único que llega a donde haya demanda así deje el ISC y IGV sin retorno. La empresa privada no está obligada a ello. 
El socio capitalista asimismo recibe una muy significativa proporción de sus ingresos por los impuestos que retiene y cobra Petroperú de sus clientes. Y además este paga el impuesto a su renta puntualmente, no debe nada a la SUNAT. Como todos sabemos, aunque el precio es libre, el mercado no funcionaría adecuadamente si tendríamos un monopolio estatal o privado, ambos son igualmente malos. Por lo tanto, la labor de esta empresa no es desconocida por los propietarios. Así y todo, me parece que los propietarios no perciben estos beneficios o no les satisface el rendimiento de su patrimonio. 
Porque en la lógica de un propietario, quisiera que mi empresa sea más grande cada vez y que me brinde más ingresos por recaudación de impuestos que incluye el de la renta y porque además debe producirme excedentes cada vez más significativos, así como propietario de otras empresas podré tener más dinero para otras obras, infraestructura por ejemplo. Reitero mi pregunta: ¿Qué debe hacer Petroperú, para merecer la confianza de sus propietarios y que estos se comprometan en sacar adelante su propia empresa?

RESPUESTA DE MANCO ZACONETTI

JMZ: Al respecto estimado ingeniero Candela, debo agradecer sus atinados comentarios y quisiera responder a su pregunta a la luz de mi relación con PetroPerú y la historia económica de nuestro querido país. Es una interrogante de profundo contenido histórico y social, que tiene que ver con la pregunta ¿cuándo se jodió el Perú?
Es decir, escapa en gran parte al análisis de este gobierno, y tiene que ver con la formación del Estado, eso que llamaba Jorge Basadre, el Estado Empírico. Es decir, el hilo conductor tendría que ver con el Estado, el carácter y naturaleza de Estado que tenemos en los últimos 50 años. Para entendernos lo planteo más simple. ¿Por qué razones no tenemos una clase una clase gobernante, dirigente que vea lo intereses del país por encima de los intereses privados y de grupo? Así, si tuviéramos como Chile una clase dirigente, los grupos Romero, Brescia, Benavides de la Quintana, Rodriguez Pastor y los nuevos ricos emergentes, verían la necesidad de fortalecer a la petrolera estatal por el bien de la reproducción económica, técnica y material del país. 
El ejemplo chileno señala allí como los gobiernos de derecha o izquierda han apostado por ENAP y esta produce más de 40 mil barriles diarios fuera de Chile, con operaciones en Argentina, Ecuador, Colombia y África y una serie de subsidiarias. En el Perú es reconocida su presencia en “Primax” asociada al grupo Romero y en la importadora Manu Holding. Por ello, diría el período de oro de PetroPerú sería la década de los setenta con el gobierno militar. 
Sin embargo, la debilidad institucional del país, la ausencia de un proyecto nacional de desarrollo, han convertido no solo a PetroPerú sino a lo que resta de las empresas estatales en un botín de los gobiernos de turno, donde se reproducen altos niveles de corrupción. De allí la necesidad de fortalecer no solamente la empresa sino también los niveles de transparencia, extirpando lo más posible la corrupción. 
Por ello, considero necesario una ley de reorganización de PetroPerú, donde se sanciones a los corruptos, levantar por ejemplo el secreto bancario de los gerentes en los últimos años, racionalizar la empresa, cotización del 49% del capital en Bolsa, donde los accionistas no sean colocados por el gobierno y PetroPerú se pueda manejar como una empresa de mercado, con eficiencia y racionalidad. De lo contrario, el discurso liberal siempre encontrará justificación sino para privatizarla totalmente para ahogarla como se está haciendo ahora. Donde la nueva administración es títere del MEF y MEM y claro está de Palacio de Gobierno.
En resumen, el problema no es técnico es institucional, político y lo resumo con la ausencia de una vocación nacional para el desarrollo, que no es equivalente al crecimiento económico que hoy se experimenta.


PLUSPETROL PARTICIPARÍA EN LICITACIÓN DEL LOTE 192*

* Publicado en el diario La República el 04 de febrero de 2013

Competencia. Al culminar el verano el ex Lote 1-AB será licitado y en paralelo se hará el proceso de Consulta Previa. Grandes postores participarían en este concurso, sin embargo, la multinacional argentina prepararía un interesante plan de inversión.

Carlos Bessombes


Pluspetrol Norte, actual operador del Lote 192 (ex 1-AB), evalúa alternativas de participación en el nuevo proceso de licitación que se realizará en marzo, según trascendió.

Y es que el 29 de agosto del 2015 culmina el contrato de concesión del Lote 192 entre el Estado Peruano y la empresa Pluspetrol, y recientemente se anunció que para fines del verano se iniciará el proceso de licitación y Consulta Previa, ambos procesos en paralelo.

Este Lote ubicado en Loreto tiene la particularidad de, nada menos, constituir el 11,7% de la producción nacional de petróleo, es decir, un aproximado de 15.700 barriles de crudo al día. He allí la importancia de esta licitación y de la presencia del Estado a través de Petroperú con una participación mínima de 25% y máxima de 49%.

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) ha informado que este Lote requerirá una inversión de US$ 500 millones, debido a que su producción es declinante desde el 2005, año en que  producían 27.453 barriles diarios.

Adicionalmente, esta inversión deberá ser destinada a la actividad exploratoria debido a que, según el investigador de la UNMSM Jorge Manco Zaconetti, lo que más vale son las reservas que tiene el Lote 192.

Según Perupetro, el ente encargado de llevar la licitación y liderar el proceso de  la Consulta Previa, el Lote 192 tiene reservas probadas de 72,5 miles de barriles y probables de 187.514.

Manco Zaconetti explica que este Lote tiene crudo pesado –poco comercial debido a su densidad, que hace que requiera mayor refinamiento, sin embargo–y se ha comprobado que en los yacimientos no explotados existe crudo ligero, de mayor precio en el mercado.

Con las reservas probadas el éxito de encontrar crudo es de 90%, mientras que con las reservas probables el éxito es de 50% y de reservas posibles es de 10%.

Durante los últimos años de concesión, uno de los principales logros de Pluspetrol en el Lote 192 ha sido consolidar un sistema de reinyección de aguas de producción petrolera, que permite devolver a más de 3.000 metros de profundidad todas las aguas que surgen con el petróleo, para lo cual se invirtió más de US$ 500 millones.

Esta tecnología ha hecho posible cuidar las aguas de los ríos al no haber ningún vertimiento al medio ambiente, debido a que de cada 100 barriles, tres son de petróleo y 97 son de agua tóxica.

Consulta previa

Un hecho importante e histórico para esta concesión es que contará con Consulta Previa, es decir, no se dará la buena pro hasta que se realice este proceso.

El Ministerio de Cultura cumplirá un rol indispensable en la Consulta Previa al identificar a las comunidades nativas en la zona de influencia y entregará un mapa de ubicación a Perupetro.

Pero la agencia de los hidrocarburos durante estos últimos meses ya ha venido sumergiéndose en este proceso, tal como lo recuerda Aurelio Ochoa, ex presidente de Perupetro.

El trazado de todo el camino, la consulta con los gobiernos regionales, locales y con los Apus, donde incluso algunos ya están preparados para la Consulta Previa, es parte del avance que Perupetro ya tiene en carpeta.

Ochoa señala que lo faltante es regirse por lo oficial, porque podría darse el caso de que el ministerio ubique alguna comunidad no registrada por Perupetro, es decir, restaría esa concordancia entre ambas oficinas.

Asimismo, Manco Zaconetti advierte que la Consulta Previa y la licitación del Lote 192 se lleven en paralelo, lo que podría ser una fuente de nuevos conflictos.

Según los analistas, Pluspetrol estaría a la espera de la convocatoria para definir su participación o no en la licitación y dependiendo de ello hará su plan de inversiones. Sin embargo, dada la magnitud e importancia de este Lote petrolero, está casi garantizada su presencia en el concurso.

En cifras

483.854 barriles produjo el Lote 1-AB en enero del 2013.

US$ 673 millones ha generado en regalías el 1-AB desde el 2001.

60% de colaboradores de Pluspetrol Norte son loretanos.


viernes, 1 de febrero de 2013

LOTE PETROLERO 1-AB ESTÁ INCLUIDO EN PAQUETE QUE SERÁ LICITADO EN MARZO*

* Publicado en el diario La República el 30 de enero de 2013


Directorio de la entidad estatal se encargará de convocar la licitación antes de que finalice el verano, señala ministro Jorge Merino, quien además confirma el interés del gobierno por adquirir grifos de compañía española Repsol.

Christian Ninahuanca.

El ministro de Energía y Minas, Jorge Merino, confirmó que el Lote 192 (ex 1-AB) estará incluido en el paquete de lotes petroleros que Perupetro espera licitar a más tardar en marzo próximo.

“Hay un paquete de lotes que el Directorio de Perupetro va a convocar a licitación y esperamos que lo haga antes de finalizar el verano”, señaló.

Precisó que uno de estos lotes es el 192 (ex 1-AB), ubicado cerca de la frontera con Ecuador, el cual genera unos 15.000 barriles de crudo al día, concentrando el 11,7% de la producción nacional de petróleo y que requerirá una inversión de US$ 500 millones.

Señaló que no se dará la buena pro a los lotes petroleros hasta que se realice la consulta previa, pero remarcó que este proceso y la convocatoria de licitación pueden darse paralelamente.

No se puede otorgar la buena pro a los lotes petroleros si no se realiza antes la consulta previa en las zonas de influencia, afirmó Merino Tafur.

Reveló también que convocó a una reunión a 37 empresas de hidrocarburos, donde se vio la necesidad de trabajar juntos en muchos temas que podrían acelerar los permisos de funcionamiento y otros para dichas compañías.

“Queremos convertir a Perupetro en la ventanilla única para que ayude a los inversionistas en sus gestiones de permisos”, refirió.

Indicó que los permisos no solo dependen del Ministerio de Energía y Minas, sino también de otros sectores y no se quiere perder las oportunidades de inversión, sobre todo teniendo en cuenta que los costos logísticos en la selva son muy altos.

Agregó que publicarán una norma para promover la continuidad –con ciertas condiciones– de los contratos petroleros que están por vencerse, como, por ejemplo, un plan de inversiones.

INTERESADOS EN REPSOL

Merino Tafur reafirmó que el gobierno estaría esperando que Repsol confirme la venta de sus activos para analizar la posibilidad y la conveniencia de promover una asociación público-privada que permita adquirir las 200 estaciones de servicios que la empresa española pondría en oferta.

Se debe recordar que Repsol está por definir la venta de la refinería La Pampilla, 200 estaciones gasolineras y la planta de gas licuado Solgas en el Perú, con el fin de recaudar unos US$ 400 millones.

Ante ello, el Gobierno, a través de Petroperú, ha mostrado su interés en participar en la compra de dichos activos.

En el caso de los 200 grifos, el ministro Merino aseguró que la decisión responde a que se quiere ampliar la oferta de Gas Natural Vehicular (GNV) para llevarla a provincias, por lo que Petroperú debe tener más presencia en el mercado.

Asimismo, criticó que “muchas veces cuando el precio de los combustibles sube en las refinerías, los grifos inmediatamente actualizan sus costos. Pero cuando el precio de planta se reduce, no lo trasladan automáticamente al público”.

“Lo que nos interesa  es que el usuario final se beneficie con la política que tenemos en el Estado en el tema de hidrocarburos”, agregó.

SEGURIDAD ENERGÉTICA

El titular del MEM señaló que están trabajando en el planeamiento de la matriz energética del país, lo cual se anunciará muy pronto.

“Espero que en los próximos tres meses tengamos un plan que sea coordinado con el Osinergmín, el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional, el Colegio de Ingenieros del Perú y la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía”, dijo.

EL PRODUCTO BRUTO INTERNO (PBI) MINERO CRECERÍA 4% HASTA EL 2016

El ministro Jorge Merino estimó que si se desarrollan todos los proyectos mineros que están en curso, la producción de cobre aportará cuatro puntos porcentuales al Producto Bruto Interno (PBI) sectorial en el 2016.

Explicó que eso ocurriría si se concretan proyectos como Antapaccay, Las Bambas y Toromocho, así como las ampliaciones de Cerro Verde, Antamina y Constancia.

Señaló que actualmente se producen 1,3 millones de toneladas de cobre al año y en el 2016 se producirían 2,7 millones.

Solo en el caso de Las Bambas, las 400 mil toneladas que va a incrementar la producción de cobre son un aporte de 1,5 puntos porcentuales al PBI sectorial.