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.



martes, 22 de octubre de 2013

CUPIAGUA Y TALARA: ¿LO MÁS SUAVE POSIBLE?*

* Publicado en el diario La República el lunes 21 de octubre de 2013

Por Humberto Campodónico

En julio del 2008 se sabe en Colombia que el contrato de asociación del campo de petróleo de Cupiagua –operado por British Petroleum– termina el 1 de julio del 2010. Y que los 30,000 barriles diarios que produce deberán transferirse –según contrato– a la estatal Ecopetrol (ECP).

ECP comienza entonces los preparativos para que ese 1 de julio sea “un día más”. Se prepara un nuevo software corporativo y de telecomunicaciones, así como equipos de control volumétrico con tecnología de última generación y, sobre todo, se preparan equipos de profesionales y trabajadores.


El Presidente de BP para Colombia y Venezuela, Alberto Galvis, dijo: “Ya tenemos un equipo de BP y Ecopetrol trabajando juntos para que esa entrega sea lo más suave posible. Mucha gente que trabajaba con nosotros va a trabajar con ECP y hemos sido muy transparentes con ese proceso” (05/01/2010, http://www.eltiempo.com/archivo/documento/MAM-3783497).

El 2010 se produce la transferencia y Cupiagua continúa sin contratiempo alguno. Los diarios más importantes, entre ellos El Espectador y El Tiempo, subrayan la creciente importancia de ECP, sobre todo con el nuevo impulso que, desde el 2003, le dio el Decreto 1760 que moderniza el sector hidrocarburífero de Colombia y potencia a ECP. Más sorprendente aún:  esa Ley fue impulsada vigorosamente por el muy liberal Presidente de la República, Álvaro Uribe.

Y también que en el 2007 la estatal revolucionó la Bolsa de Bogotá con la venta del 7.8% de sus acciones: hubo larguísimas colas de ciudadanos que querían comprar acciones de “su” empresa. Y eso fue posible por la rentabilidad garantizada por el aumento constante de la producción de petróleo, que rondaba ya los 700,000 barriles diarios (BD), US$ 28,000 millones anuales.

Y no hubo voces que dijeran: “la empresa estatal es ineficiente siempre. Por tanto, ¿por qué y para qué le van a dar Cupiagua a Ecopetrol? Es discriminatorio contra la empresa privada. Esos campos se deben licitar”.

Tampoco se escucharon estas “críticas”: “Ecopetrol es una sanguijuela porque crece montada encima de la empresa privada, como ha sucedido con los contratos de asociación de Cupiagua y Cusiana con BP. Recuerden que allí se establece que ECP no asume el riesgo de los pozos exploratorios y solo reembolsa a la empresa privada cuando se encuentra petróleo. ¡Qué barbaridad! ECP debería asumir las inversiones de riesgo desde el primer minuto”.

Pero la empresa siguió adelante y en el 2011 constituyó Equion entre ECP (51%) y Talisman (49%) para comprarle a BP el resto de sus propiedades por la suma de US$ 1,750 millones.

La producción de Equion es de 90,000 barriles diarios. Antes, en el 2009, ECP se asoció con la estatal coreana KNOC y compró en el Perú los campos de Petrotech del cuestionado William Kallop, en el mar de Talara formando la empresa Savia. ¿Y Petroperú? Bien, gracias.

El Presidente de ECP acaba de informat en su Portal Internet que se ha modernizado la Refinería de Cartagena, aumentando su capacidad de 80,000 a 165,000 BD (incluye desulfurización), con una inversión de US$ 6,500 millones de dólares (está avanzada en 83% a junio 2013). Lo mismo con Barrancabermeja, que refinará 250,000 BD de combustibles más limpios, con una inversión de US$ 3,400 millones (a junio el avance es 16%).

Queda claro que en Colombia hay una política de Estado, ¿no es cierto?

En el Perú, todo está listo para que se firme el contrato de modernización de la Refinería de Talara, cuya ingeniería ha sido validada por tres empresas internacionales. Pero hay oposición en el MEF, que pide una ley del Congreso. Se sabe también que la clave para el fortalecimiento de Petroperú –y, por ende, para financiar la Refinería de Talara– es que tenga producción propia de petróleo, como ECP. Eso debiera suceder, ya, con los Lotes de Talara que están por revertir al Estado.

Pero aquí se dice que Petroperú no tiene capacidad técnica ni económica (lo que es falso) y Perupetro plantea la renovación a dedo por 10 años con los operadores existentes, algo a lo cual no obliga el contrato vigente. Por tanto, es una “gracia” que el Estado peruano le da porque sí (negándosela a Petroperú). Y cuando Perupetro dice que Petroperú tenga aunque sea el 25%, sale El Comercio a decir que la empresa sufre de “enanismo” porque quiere crecer “subiéndose a los hombros de otras empresas” (Se la quieren llevar fácil, El Comercio, 19/10/2013). Increíble pero cierto. Y menos suave, imposible.

lunes, 21 de octubre de 2013

A PETROPERÚ SOLO LE CONVIENE INGRESAR AL LOTE VI / VII DE SAPET*

* Publicado en el diario La República el lunes 21 de octubre de 2013

Por Carlos Bessombes 

La casi inminente decisión de Perupetro de ampliar los contratos de concesión a las empresas cuyos contratos estaban cerca a su finalización en Talara, abre para Petroperú la posibilidad de regresar a la explotación de petróleo luego de casi 20 años. Sin embargo, no en todos estos lotes habría beneficios económicos para la petrolera estatal.

Jorge Manco Zaconetti, investigador de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos (UNMSM), sostiene que de estos cinco lotes debe separarse la "carne" del "hueso". Precisa que los campos más beneficiosos para Petroperú, debido a su actual producción, reservas probadas y su tasa de regalía es el lote VI/VII, operado por la empresa china Sapet.

El lote unificado VI/VII tuvo al término del 2012 una producción total de 1'223.903  barriles o una producción diaria de 3.353 barriles.

Tiene además 29 millones 900 mil barriles de reservas probadas y una vida útil del lote de 24 años. La tasa de regalía que paga Sapet es de 12,75%.

En comparación con otro de los lotes en donde Petroperú podría ingresar, el lote II (Monterrico) produce apenas unos 450 barriles al día, 164 mil barriles al año y tiene una tasa de regalía de 52,3 %.

"En ese lote a Petroperú no le interesa ingresar por pagar una regalía muy alta para una producción marginal", detalló Manco Zaconetti.

Los demás lotes en donde Petroperú tiene opción de ingresar asociado hasta con 25% de participación son los lotes III y IV de Interoil, que primero deberán resolver su situación legal con el Estado peruano.

"Esta empresa está ofertando a nivel internacional los lotes que tiene en Perú y Colombia, por ello resulta contradictorio que se le renueve el contrato por 10 años más", cuestionó.

Cifras claras

En opinión de Carlos Herrera Descalzi, ex ministro de Energía y Minas, si bien lo único provechoso de la decisión de Perupetro de ampliarle los contratos por 10 años más a los actuales operadores es que Petroperú volverá a tener petróleo propio, las condiciones en las que entrará no quedan muy claras.

"Perupetro está en obligación de informar cuál es la justificación económica con cifras claras sobre esas condiciones y si es que Petroperú participó en ese proceso. Las cifras deben ser públicas porque hablamos de recursos (petróleo) de todos los peruanos", anotó.

Asimismo, Herrera Descalzi señaló que Perupetro se rige por las políticas que define el sector, es decir, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y por tanto no queda al margen de la decisión de ampliar los contratos.

"Si los lotes revertían 100% al Estado y le eran asignados a Petroperú, lo ideal es que en ese momento hubiese tenido la libertad de evaluar caso por caso en qué lotes y en qué modalidad le convenía entrar, si se quedaba solo o con alguna de las empresas", indicó.

La producción de los lotes II, III, IV y VI/VII es de 6.800 barriles por día de petróleo, es decir, el 11 % de la producción nacional que se encuentra en 62 mil barriles diarios.

Clara Indacochea a Petroperú

Por primera vez una mujer fue elegida Directora Representante de los trabajadores en el Directorio de Petroperú. Se trata de la ingeniera geóloga Clara Indacochea Álvarez, que ejercerá para el período 2013-2015.

Las elecciones se realizaron el 11 de octubre y la juramentación se realizaría el próximo 31 de este mes.

 Indacochea obtuvo 604 votos y su más cercano competidor 279 votos.

Actualmente se desempeña como Jefa de la Unidad de Gestión Social de Petroperú.

lunes, 14 de octubre de 2013

GOBIERNO SE INTERESA POCO EN PETROPERÚ*

* Publicado en el diario La Primera el lunes 14 de octubre de 2013

Por Gérman Alarco Tosoni (Universidad del Pacífico)

— ¿Realmente existe intención del gobierno de fortalecer a Petroperú?
—Hay señales contradictorias. Por una parte se aprueba el reglamento de la Ley 28840 orientada a fortalecerla. Por otra parte, se cancelan sus objetivos quinquenales y anuales. Hay anuncios en el discurso presidencial de 28 de julio, pero se decide llevar el tema de Talara al Congreso de la República cuando se pudo incluir en la Ley de Presupuesto de 2014. No se define la participación de la empresa en los lotes petroleros en Piura.

— ¿Hay vocación de privatizar la empresa?
—Pareciera que sí. Si uno revisa el Plan Estratégico Sectorial Multianual 2012-2016 del Ministerio de Energía y Minas (MEM) no hay referencia alguna a PETROPERÚ. En la sección de los roles del MEM se señala que corresponde a PROINVERSIÓN la promoción del proceso de privatización de las empresas públicas del sector energía y minas. Para el MEF y el MEM la empresa podría ser privada.

— ¿Cuál sería la ventaja de que tenga participación privada?
—En teoría le permitiría obtener más recursos del mercado para financiar sus proyectos de expansión. También promovería una relación más transparente con el gobierno, ya que este debería pagarle todos los adeudos pendientes. Sin embargo, uno no puede vender acciones de una empresa cuando todavía no concreta sus principales proyectos.

— ¿Qué pasaría si el gobierno vende ahora parte de sus acciones?
—En realidad las estaría regalando, ya que el nivel de utilidades es reducido como cualquier empresa refinadora y no concreta sus proyectos de participación en el upstream (producción de petróleo) y su proyecto emblemático de modernización de la refinería de Talara (PMRT). Asimismo, todas las empresas ingresan primero al mercado de capitales y luego al de valores.

— ¿Qué otra forma de participación privada podría darse en la empresa?
—Actualmente, todos los directores excepto el presidente del Directorio son del sector privado. Esto también ocurrió con el directorio anterior. Si el gobierno decidiera colocar empresarios en el directorio podría generar conflicto de interés, que están regulados por las normas legales vigentes. Pareciera que las autoridades del MEF y MEM no entienden que PETROPERÚ es una empresa pública.

EMPRESA NO PUEDE SER DEL SECTOR PRIVADO

— ¿Por qué PETROPERÚ debe continuar como empresa pública?
—Hay que leer su actual Plan Estratégico aprobado por los dos últimos directorios. Se trata de una empresa del Estado que maximiza la renta petrolera a favor del desarrollo sostenible del país, contribuye a la seguridad energética y al cambio en la matriz energética. Esto no lo puede hacer una empresa privada. No puede ser del sector privado. También es importante aclarar que la empresa no puede ser utilizada como instrumento clientelar.

— ¿El gobierno podría utilizar la empresa para dar subsidios?
—El primer objetivo de la empresa es generar valor para el accionista, léase utilidades. El artículo 18 del estatuto social de la empresa es muy claro. Si hay un subsidio este debe ser totalmente cubierto por el gobierno. La empresa ya está blindada contra malas prácticas del pasado.

— ¿Hay alternativas a la privatización?
—Sí, hacer un intercambio pequeño de acciones con algunas de las principales empresas petroleras estatales de Latinoamérica. De esta forma se podría aprovechar el expertise de esas empresas, a la par de coadyuvar a la integración regional. 

— ¿El MEF y el MEM acusan a PETROPERÚ de no tener un Buen Gobierno Corporativo (BGC)?
—Hay desconocimiento en el tema. En julio de 2013 fue reconocida por la Bolsa de Valores de Lima como una de las 26 empresas nacionales que cumplen con los estándares de BGC. En julio de 2012 también fue reconocida con relación a la gestión empresarial de 2011. El que evalúa es una reconocida firma internacional de auditoría. Debemos señalar que hay problemas de gobierno corporativo en los representantes de la Junta General de Accionistas.

— ¿Qué problemas hay con los representantes en la Junta General de Accionistas?

—Está información está en la web de la empresa. En 2012 solo se reunieron para la junta obligatoria que revisa los Estados Financieros. En 2013 para colocar a los nuevos directores y nuevamente solo para revisar los estados financieros. Pareciera que el gobierno se interesa poco por PETROPERÚ.


PROYECTOS NO VAN A LA VELOCIDAD ADECUADA

— ¿Los aproximadamente 3,000 millones de dólares que se pagará por la modernización de la Refinería de Talara no es demasiado alto?
—El monto exacto son US$ 2,730 millones más inversiones complementarias a cargo del sector privado. Hay que reconocer que las inversiones en este sector son intensivas en capital. Sin embargo, hay muchos estudios que validan este monto. No entiendo porqué el gobierno quiere un nuevo estudio. No hay que olvidar que el monto anterior tiene una fecha de vencimiento. Esto genera que los proyectos no vayan a la velocidad adecuada.

— ¿Cuántos estudios se han realizado sobre la modernización de la Refinería de Talara?
—Muchos. El primero fue desarrollado por una empresa de ingeniería de España que ganó la licitación internacional convocada durante el gobierno aprista. Luego esta información fue validada por un consorcio internacional supervisor de los trabajos realizados. Después se contrataron dos de la consultora A. D. Little y luego de Technip en 2013. A éstos hay que sumar los realizados por la empresa, el agente financiero internacional y COFIDE. Afortunadamente todos concluyen en lo mismo.

— ¿Puede haber corrupción asociada al monto de inversión?
—Es difícil después de todas estas evaluaciones. Hay que destacar que todavía existe la opción de concursar la ejecución de la modernización de Talara a través de una licitación pública internacional. La cuestión es no dejar pasar más tiempo.

— ¿Cuánto perdería el país por no modernizar la refinería de Talara?
—Existe una ley ambiental vigente mediante la cual los combustibles deben tener, a partir del 2016, menos contenido en azufre. Si no se ejecuta el proyecto la mayor parte de los combustibles no podrían venderse localmente. La única opción sería exportarlos, pero sus precios son muy bajos, lo cual generaría pérdidas en la empresa.

— ¿Cerraría la Refinería de Talara?
—Sí, en el mediano plazo. Para atender el mercado interno habría que importar la mayor parte de los combustibles. Al respecto, debo señalar que el mismo problema existe con la Refinería de la Pampilla. Si no realiza el componente de desulfurización la economía perdería valor agregado por 0.5% del PBI o 3.5% del PBI industrial. Si no se ejecuta el proyecto se contribuiría a la desindustrialización del país. 

— ¿Se puede dividir el proyecto de Talara en dos partes?
—No. La desulfurización de combustibles no es rentable en términos financieros, pero sí en términos económicos. La ampliación de capacidad, mejora en procesos y el procesamiento del crudo pesado debe avanzar al mismo tiempo que la desulfurización, ya que le genera rentabilidad financiera al proyecto. Si se optara por dividir el proyecto en dos la empresa no podría pagar su financiamiento. La empresa quebraría en el mediano plazo.

— ¿Qué ocurriría de no poder procesar los crudos pesados?
—Actualmente se exportan 5.7 millones de barriles de petróleo crudo pesado al año que no pueden procesarse en las refinerías locales. Si se moderniza Talara este crudo se podría procesar localmente generando un valor agregado local de más de US$ 110 millones, dividido a la mitad por el margen de refinación y la otra parte debido a que el crudo pesado se exporta a US$ 10 por barril menos que los crudos más ligeros. 

TALARA REQUIERE RECURSOS DEL ACCIONISTA

— ¿Cómo se financiaría la modernización de Talara?
—Ya tienen un crédito por entre US$ 500 y 600 millones. El agente financiero internacional tiene un tiempo para completar hasta alrededor de US$ 1,800-1,900 millones. Aquí hubo un error del gobierno anterior al permitir el financiamiento por partes. La diferencia como en cualquier inversión la deberían colocar los accionistas. En todo proyecto se exige una contraparte de sus dueños.

— ¿La empresa no la puede generar?
—Es poco probable, ya que la actividad de la empresa solo es de refinación donde la rentabilidad internacional es reducida. No se olvide que a la empresa le quitaron todas las operaciones más rentables en la producción de petróleo hace alrededor de 20 años. Asimismo, le impusieron condiciones de operación más costosas. El proyecto de la Refinería de Talara debe caminar al paso de su regreso a las operaciones del upstream.

— ¿Es imprescindible el aporte del Estado?
—La otra opción es la ruta de la emisión de deuda internacional por parte del Estado peruano. En realidad no hay que olvidar que el país esta subendeudado respecto de los estándares de economías del mismo nivel de ingresos.
Es irracional consumir internamente poco gas natural

¿Qué ocurre con la participación de PETROPERÚ en los lotes petroleros?
—Lamentablemente en marchas y contramarchas. El artículo 8 de la Ley de fortalecimiento de PETROPERÚ da pie para que todos los activos que hayan pertenecido a la empresa reviertan a favor de ella. Al respecto, esto debería ocurrir en todos los lotes alrededor de Talara. Asimismo, todos los lotes de la selva con prospectiva deberían retornar a la empresa.

— ¿Cómo ve en general la estrategia energética del MEM?
—Se insiste en una estrategia orientada a satisfacer intereses particulares. Luego de 30 años se ha reducido la plataforma de producción de petróleo a la tercera parte. En 1980 se producían más de 180,000 barriles diarios y ahora es solo poco más de 60,000. Desde los noventas las facilidades fueron numerosas y no se avanzó. Obviamente hay éxito por el lado del gas natural pero bajo un régimen de exportación con problemas.

— ¿Cuál es el problema con la exportación de gas natural?
—El país importa más de 90,000 barriles diarios de petróleo crudo, cuando el gas natural es cuatro veces más barato y genera menos contaminantes. Esto le cuesta al país US$ 2,750 millones equivalentes al 1.4% del PBI por mayores gastos en energía para las familias y los negocios. Es una irracionalidad. Obviamente habría que invertir en transporte, distribución y reconversión de equipos.

miércoles, 9 de octubre de 2013

SOBRE LA VENTA DE GAS A CHILE

NODO ENERGÉTICO, ETANODUCTO, GASEODUCTO ANDINO DEL SUR …

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)

Es cada vez más evidente que el presente gobierno no tiene una estrategia nacional para el cambio de la matriz energética altamente dependiente del petróleo y derivados cuyas importaciones representan anualmente más de 5,500 millones de dólares, valores que son financiados en última instancia por los sufridos usuarios y consumidores que tienen que reponer dichos valores en el precio de los combustibles utilizados en el mercado interno; es más éstos precios resultan el doble o más que los vigentes en los Estados Unidos de Norteamérica, gracias a la participación fiscal, y las distorsiones del mercado interno de combustibles. 

Solamente por las importaciones del diesel 2 limpio con 50 partes por millón de azufre en el 2012 las refinerías La Pampilla operada por Repsol y PetroPerú tuvieron que pagar más de 1,280 millones de dólares; y en el período 2005 al 2012, el país ha gastado en importaciones de este derivado más de 7,601 millones de dólares, es decir, más del doble de lo que costaría la modernización integral de la refinería de Talara. Por tanto, los consumidores han financiado dichos montos, permitiendo a las empresas involucradas márgenes de utilidad como importadores y distribuidores mayoristas de combustibles.

Sin embargo, desde julio del 2010 exportamos energía limpia en la forma de gas natural licuefectado, es decir gas convertido a líquido en la unidad Pampa Melchorita perteneciente al Consorcio Perú LNG, cuyos socios son Hunt Oil, SK de Corea del Sur, Marubeni del Japón y Shell que sustituyó a Repsol como responsable de las exportaciones en febrero de este año, pagando una cifra millonaria por una participación que compromete la exportación de un recurso natural del cual el fisco peruano no ha percibido ni un dólar. 

Con la información disponible las exportaciones de gas natural representaron los 1,284 millones de dólares en el 2011, más de 1,331 millones en el 2012 y en lo que va del período enero/julio del presente año el valor de las exportaciones suman los 878 millones de dólares. Si bien el gas natural exportado proviene exclusivamente del lote 56, el proyecto exportador de Perú LNG compromete como garantía financiera las reservas probadas del lote 88 por volúmenes de 2.4 trillones de pies cúbicos de gas natural, que pese a dispositivos legales promulgados por este gobierno no son aún devueltos.

En un ejercicio estadístico si se convierten los volúmenes de exportaciones de gas natural registrados por el BCR en metros cúbicos en su expresión en barriles, donde un metro cúbico como unidad de volumen resulta equivalente a 6.28976 barriles, se pueden expresar los volúmenes de gas natural del lote 56 en barriles equivalentes por año y por tanto en días calendario.

En tal sentido, en el 2011 se exportaron 56.4 millones de barriles de gas natural, en el 2012 un equivalente de  54.9 millones de barriles de gas natural y en lo que va del período enero/ julio 34.7 millones lo que expresado en días calendario significa que Perú LNG a través de Repsol hasta febrero del 2013 y a partir de esa fecha Shell han exportado 154 miles de barriles diarios de gas natural expresado en barriles, en el 2011, un equivalente a 150 mil barriles diarios en el 2012 y en lo que va del presente año hasta julio 164 mil barriles diarios de gas natural.

La cruel paradoja de las exportaciones de gas natural licuefectado expresadas en barriles es que en promedio se ha exportado el barril equivalente de gas natural a precios de 24 dólares el barril, y en contrapartida para poder satisfacer el mercado interno se importa en promedio el barril de petróleo crudo a precios de 100 dólares el barril. Con el agravante que exportamos energía limpia como gas natural y se compra del exterior sobre todo del Ecuador, Colombia y hasta del África petróleo con alto contenido de azufre.

Un agravante adicional es que se exporta el gas natural con un rico contenido en etano (10 por ciento de etano y 90 por ciento de metano)  que por ejemplo le ha permitido a  la empresa SK accionista del Consorcio Camisea en Corea del Sur,  alimentar una industria petroquímica que tiene a la China Continental como principal mercado, mientras en el Perú se quema el gas natural con su contenido en etano en la generación eléctrica a precios subsidiados.

Por ello, ante las declaraciones del Presidente de la República, Comandante Ollanta Humala efectuadas en la reunión Alianza para el Pacífico en Nueva York del 26 de setiembre sobre la posibilidad de la venta del gas natural de Camisea a Chile, se argumentó que dependía en última instancia del precio que el país sureño esté dispuesto a pagar; sin embargo el primer mandatario olvida interesadamente una serie de restricciones legales, económicas y de los principios de una elemental geopolítica.

ANTES QUE CHILE EL DESARROLLO DEL SURPERUANO

Al margen de la controversia sobre la delimitación marítima con Chile y sus perspectivas en el caso de resultar un fallo favorable para nuestro país, existen razones legales, históricas y económicas que contravienen la exportación de gas natural hacia nuestro vecino del sur. 

La primera se relaciona con la prioridad del abastecimiento mercado interno antes que promover las exportaciones, según lo dispuesto por la ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural ley Nº 27133 y su reglamento promulgado en 1999, y a pesar de los cambios introducidos al art. 2 del Reglamento de la ley mediante el DS 031-2003-EM siempre se prioriza el mercado interno antes que la exportación, bajo cualquier circunstancia.

En segundo lugar, no se puede repetir el lesivo lobby que hizo posible durante el gobierno del Presidente Toledo el proyecto exportador del lote 56. En tal sentido,
las reservas de gas natural de los lotes 57 y 58 que alimentaría el gaseoducto del sur y/o la pretendida exportación, tendrían que tener el carácter de reservas probadas para estar en el marco restringido de la ley mencionada.

Interesadamente ni PerúPetro ni la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) del Ministerio de Energía y Minas reconocieron el carácter de reservas probadas, aduciendo que una perforación exploratoria no se justificaba dicho carácter. Por esta razón las reservas del lote 56 desde el 2003 nunca tuvieron el carácter de reservas probadas, sin embargo las mismas reservas fueron comprometidas en el proyecto exportador con una serie de lesivas modificaciones contractuales que los gobiernos sucesivos se abstuvieron de corregir en agravio del país.

Por ello, se debiera recordar que durante el gobierno del Presidente Toledo, PerúPetro otorgó mediante negociación directa las reservas del lote 56 más de 2 trillones de pies cúbicos con 200 millones de barriles de condensados al Consorcio Camisea, que siendo volúmenes insuficientes para el contrato de exportación hacia México se tuvo que hipotecar 2.4 trillones de las reservas probadas del lote 88 que hasta ahora no son devueltas, mediante el DS 050-2005-EM.

Al respecto se debe publicitar el informe del “Grupo de Trabajo Encargado del Estudio y Propuesta de Revisión de los Contratos de Gas de Camisea y de los Contratos de Exportación del Gas de Camisea” cuya presidencia recayó en el congresista por Piura José Carrasco Távara y que solamente fue firmado por el congresista Alejandro Aguinaga y la presidencia lo cual impidió su discusión en el pleno del Congreso de la República, sin embargo por su importancia política fue publicado en diciembre del 2009.

En tercer lugar, el retiro anunciado de la petrolera estatal brasileña Petrobras de sus operaciones en el Perú y otros países para priorizar sus inversiones internas, retrasa las actividades necesarias en los campos del lote 58 donde se han realizado inversiones superiores a los 469 millones de dólares y en el lote 57 donde Petrobras es socio de Repsol con una participación del 44 por ciento, habiendo realizado inversiones por un valor de 196 millones de dólares en el período 2006/2012

Es decir, las inversiones de Petrobras en los lotes 57 y 58 han sumado más de 665 millones de dólares en el período 2006/ 2012, las mismas que evidentemente están siendo valorizadas y negociadas por las empresas interesadas en la transferencia contractual de dichos lotes que por la ubicación podrían ser la propia Repsol, Pluspetrol y la misma transnacional Shell. 

El trascendido en los medios periodísticos sobre las negociaciones llevadas a cabo en el Brasil especula sobre valores por encima de los 2,500 millones de dólares en la valorización de los activos de petrolera estatal brasileña en el Perú relacionados con los lotes colindantes en Camisea. En el supuesto que la venta y transferencia se realice en el exterior, el Perú lamentablemente no tendrá ninguna participación a pesar de ser operaciones que comprometen recursos naturales no renovables, como el gas natural y los condensados. 

Ello es más grave, si se tiene presente que tales lotes fueron adjudicados en negociación directa por PerúPetro a Petrobras mediante contratos promocionados con el DS 017-2003-EM los cuales fijan tasas de regalías mínimas del 5 por ciento que podrían incrementarse hasta el 20 por ciento en función de una producción equivalente a los 100 mil barriles diarios, en estas transacciones el estado peruano debiera asumir un grado de participación. 

Por tanto, antes que la exportación hacia Chile o cualquier otro país, las reservas de los lotes 57 y 58 tendrían que asumir el carácter de reservas probadas certificadas lo cual supone mayores inversiones en ambos lotes para incrementar las reservas que se estiman en un potencial conjunto superior a los 7 trillones de pies cúbicos, que resultarían apenas suficientes para abastecer el mercado interno en los próximos 30 años a través del Gaseoducto Andino del Sur, los requerimientos de energía de los proyectos mineros en el Gran Sur que comprometen inversiones por encima de los 35 mil millones de dólares.

A ello debiera sumarse las necesidades de la petroquímica básica, intermedia y avanzada para industrializar el gas natural y apostar por un mayor valor agregado en Ilo, con el llamado nodo energético que permita la descentralización eléctrica del país. Con esa masa crítica en la demanda interna del gas natural se rentabiliza el consumo industrial, residencial y automotor para los millones de compatriotas del sur. 

Sin embargo, el gobierno del Presidente Humala desde diciembre del 2011 al presente ha ido dejando de lado la prioridad de las inversiones en el Gaseoducto Andino del Sur. El desinterés por asegurar la presencia brasileña que comprometían la participación de la unidad en la explotación, transporte y distribución a través de Petrobras, Odebrecht y Braskem; para pasar a una serie de proyectos que transitaban por el etanoducto, la presencia de PetroPerú en el gaseoducto, centrales térmicas en Quillabamba. ¿Qué vendrá después?

Ahora se estaría apostando por los nodos energéticos en Mollendo e Ilo fomentando el enfrentamiento entre provincias vecinas lo cual contribuirá a mayores conflictos sociales, reforzando la presencia del Consorcio Camisea con el gaseoducto existente y promoviendo los llamados ductos virtuales, que son camiones tanqueros trasladando gas concentrado, lo cual reforzaría el proyecto asumido por Repsol.

Señor Presidente, si bien el país vecino del sur está abonando precios de necesidad por el gas que consume, los mismos que triplican el precio del marcador Henry Hub, y ha resuelto la falta abastecimiento de Argentina con plantas de regasificación que importan el gas natural de los Estados Unidos de Norteamérica y de otros países, lo primero es priorizar el mercado interno del Perú y satisfacer la demanda insatisfecha.

Debiera ser una política de estado para el Perú el cambio de la matriz energética, priorizando el mercado interno para monetizar las reservas de gas que yacen en el subsuelo de Camisea y en el norte del país, y sobre todo es de particular importancia geoestratégica apostar por  el Gaseoducto Andino del Sur “sin dudas ni murmuraciones”, todo lo demás sería una traición a la Patria, y a los electores del actual presidente.

viernes, 4 de octubre de 2013

¿ESTRATEGIA ENERGÉTICA CORRECTA?*

* Publicado en el diario La Primera el viernes 04 de octubre de 2013

Por Germán Alarco Tosoni (Universidad del Pacífico)

La discusión sobre la exportación de gas natural sigue sobre la mesa. En primer lugar, se dijo que se podría exportar este recurso al país vecino del sur. Luego, afortunadamente, se señaló que esto se podría hacer después de atender al consumo interno y de manera preferente procesado como productos petroquímicos. Con independencia de estas declaraciones, cuando hay demanda interna creciente la exportación es poco racional en términos ambientales y económicos, ya que se trata de un energético menos contaminante que los derivados del crudo y se encuentra a la cuarta parte del precio del petróleo. Las autoridades de cualquier país procurarían la utilización interna del recurso abundante, más económico y menos contaminante.

La combustión (uso) del gas natural es más amigable para el ambiente que los combustibles sólidos y el carbón. Se generan menos gases de efecto invernadero (GEI) cuyos impactos globales y nacionales todos conocemos. El gas natural produce-por unidad de energía- 11% menos GEI que el GLP, 19% menos que la gasolina, 28% menos que los residuales, 41% menos que el carbón y 50% menos que la leña. En términos de la emisión de metano que contribuye a los GEI, el gas natural produce solo la tercera parte de lo ocasionado por los otros combustibles sólidos. En cuanto al óxido nitroso es solo la sexta parte.

El país pierde US$ 2,750 millones al año por exportar gas natural en lugar de consumirlo internamente. Dicha pérdida es equivalente al 1.4% del PBI anual y 2.1% del consumo privado. Los consumidores internos no solo están sujetos a mayores emisiones contaminantes sino que deben pagar sobreprecios por los energéticos. El efecto se magnifica en los estratos de más bajos ingresos que podrían consumir más de otros bienes en lugar de pagar combustibles más costosos. Este cálculo es resultado de sustituir las importaciones de petróleo crudo (90,589 barriles diarios) por parte de las exportaciones de gas natural multiplicadas por la diferencia entre el precio del gas natural y el crudo (US$ 26.7 respecto de US$ 109.9 en 2012).

La priorización del mercado interno no significaría dejar de exportar gas natural, ya que se podría seguir colocando el equivalente de 45,834 barriles diarios (alrededor de 229 millones de pies cúbicos diarios). Asimismo, el cambio de estrategia no implicaría afectar a los privados, ya que a ellos se les podría comprar el recurso de acuerdo a la referencia del mercado internacional. Con esta fórmula ellos seguirían teóricamente ganando lo mismo y el país dejaría de perder dinero. Eso sí, habría que invertir intensamente en transporte, distribución y en la conversión de instalaciones y equipos para poder utilizarlo internamente. La cuestión clave es si nuestras autoridades tendrán la vocación de trabajar para provecho del país y no simplemente defender intereses particulares.



miércoles, 2 de octubre de 2013

PERÚ: POLÍTICA ENERGÉTICA*

* Publicado en el diario La Primera el miércoles 02 de octubre de 2013

Wilder Mayo

La construcción del Gasoducto Andino del Sur, el fortalecimiento de Petroperú y el futuro del proyecto Conga son los temas centrales del sector energético y de minas que generan un amplio debate interno.

La semana pasada un nutrido grupo de pobladores cusqueños retiró a la fuerza el tubo colocado en marzo del año pasado por el Presidente Ollanta Humala en la plaza de Quillambamba (Cusco); era el símbolo que marcaba “el inicio de las obras para la construcción del Gasoducto Andino del Sur”, proyecto que como es conocido sigue siendo postergado.

“Las protestas en Cusco evidencian el malestar de la población frente a las promesas incumplidas por parte del presidente Ollanta Humala en lo referido al gasoducto. En esto tiene gran responsabilidad el ministro de Energía y Minas Jorge Merino”, apuntaron fuentes del sector.

Pero el problema en el sector energético y de minas no acaba con las continuas postergaciones en torno al gasoducto, el problema es más grande. 

El ingeniero Jorge Humberto Merino Tafur, un profesional ampliamente vinculado al sector asumió la cartera de Energía y Minas a inicios de diciembre del 2011 en reemplazo del ingeniero Carlos Herrera Descalzi. Al asumir el cargo sus principales tareas fueron sacar adelante el proyecto Minas Conga en Cajamarca, continuar con el Gasoducto Andino del Sur que por ese entonces estaba a cargo de Kuntur-Odebrech y fortalecer a la petrolera estatal Petroperú. Transcurrido casi dos años de su gestión no hay avances, por el contrario se retrocedió. 

Para el expresidente de Perupetro, Daniel Saba las idas y vueltas del gobierno en torno a la construcción de un gasoducto en el sur del país, el retraso en la licitación de los lotes petroleros y la continua rotación de presidentes al frente de Perupetro, evidencia que el sector energético del país “está de cabeza”.

“(El sector Energía y Minas) está bastante de cabeza. El gobierno no tiene claras las cosas. Por ejemplo, Petroperú hizo 10 anuncios de inversión y participación y no concretó ninguno. No podemos estar de anuncio en anuncio y al final no se concreta nada”, opinó.

Según Saba la gestión del ministro Jorge Merino al frente de la cartera de Energía y Minas es irregular. “La participación de Merino es un poco floja. Los resultados hablan, más de dos años y ningún contrato firmado y se están yendo empresas del país. No es la mejor gestión”, subrayó.

EL POSTERGADO GASODUCTO
Casi tres meses después de que Merino Tafur asumió el cargo de ministro de Energía y Minas, el 29 de marzo del 2012 el presidente Ollanta Humala, acompañado de casi la totalidad de su gabinete ministerial, colocó la “primera piedra” para la construcción del Gasoducto Andino del Sur (GAS), a cargo de Kuntur-Odebrech, en la provincia cusqueña de La Convención (zona que alberga el gas natural de Camisea). 

Con la colocación del primer tubo en La Convención se esperaba se concrete el ofrecimiento del presidente Ollanta Humala de llevar el gas de Camisea hacia las regiones del sur del país. El GAS tiene previsto transportar gas seco y líquidos de Camisea a 16 ciudades distribuidas entre las regiones de Cusco, Puno, Moquegua, Arequipa y Tacna.

Para el anuncio de Humala y la colocación del tubo en Cusco, el Presidente estuvo asesorado por el ministro Merino. Le aseguraron al mandatario que el gasoducto estaba encaminado, aseguraron fuentes del sector. 

Todo estaba listo para concretar la construcción del GAS (Gasoducto Andino del Sur) de la mano con Kuntur; sin embargo el Mensaje a la Nación del 28 de julio del 2012 traería sorpresas. El gas pasaba a un segundo plano, el Estado ya no financiaría su construcción y por el contrario, lanzó la construcción de un etanoducto que iría por la costa y otros ductos con el argumento de seguridad energética. 

Meses después ese proyecto fue desechado. Se replanteó como Gasoducto Sur Peruano (GSP), que prevé la construcción de un tubo desde Camisea a Ilo para generar energía eléctrica. La propuesta primigenia de Kuntur planteaba un polo petroquímico que le daba otra dimensión al proyecto, con la nueva propuesta el desarrollo de la industria petroquímica no se considera. Ahora Proinversión anunció que el 17 de febrero del 2014 se realizará la concesión del GSP.

“Estás idas y vueltas en torno al gasoducto es lo que cuestiona y critica la población del sur. No existe un real compromiso para sacar adelante el proyecto gasífero, siempre surgen contratiempos al final. Esperemos que no pase nada de acá hasta febrero”, afirmaron fuentes del sector.

El retiro de la cañería fue impulsado por un grupo de estudiantes de la filial de la Universidad Nacional de San Antonio Abad del Cusco (Unsaac). De esa forma, rechazaron las sucesivas postergaciones que ha sufrido el megaproyecto energético por falta de decisión del gobierno nacional. 

Para el presidente del Comité Central de Lucha, Ricardo Caballero Ávila, el gobierno es responsable de la demora en la llegada del gas barato desde Camisea a Cusco y a las regiones del sur. “La población está cansada de engaños. La tubería instalada en la plaza de Quillabamba fue durante un año y medio el emblema de la vergüenza y el engaño”, apuntó.

EL FORTALECIMIENTO DE PETROPERÚ
Otra de las promesas de Humala Tasso fue el supuesto fortalecimiento de las empresas estatales, principalmente Petroperú, pero todo no ha pasado de una promesa.

Durante la gestión de Carlos Herrera Descalzi al frente de la cartera de Energía y Minas, se estudiaba y se incluía a Petroperú en proyectos como el Gasoducto Andino del Sur y se apostaba por la modernización de la Refinería de Talara.

Empero el panorama cambió radicalmente luego que Merino reemplazó a Herrera Descalzi. Ahora Petroperú no participará en el Gasoducto pese a que el proyecto será financiado con el dinero de todos los peruanos, la modernización de la Refinería de Talara sigue postergándose a pesar que ya se realizaron todos los estudios y se conoce el monto de la inversión requerida.

Y se desconoce si la petrolera estatal retornará a la explotación petrolera. Como lo dijo el entonces presidente de Petroperú, Humberto Campodónico, la petrolera estatal debe llamarse “Refinoperú” porque no produce “ningún barril de petróleo solo refina”.

“Campodónico salió porque no era bien visto, no era hombre de confianza del ministro Jorge Merino y menos del ministro de Economía Luis Castilla. Éste último es quien realmente controla y dicta la política energética en el país”, opinaron fuentes del sector.

Para el investigador de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, Jorge Manco Zaconetti, no hay un real interés en fortalecer a Petroperú, y asegura que una muestra de ello se dio cuando en menos de 72 horas el ministro Merino Tafur firmó dos resoluciones ministeriales.

La primera aprobando los objetivos anuales y quinquenales (2013/2017) de Petroperú apostando por su integración vertical en sus operaciones, explotación, refinación, modernización de la refinería de Talara e incluso se ordenaba a la petrolera adquirir estaciones de servicio. 

Empero, dos días más tarde, el viernes 2 de agosto del 2013, en el diario oficial el mismo ministro firma otra resolución ministerial dejando sin efecto la RM anterior.

“Debiera ser evidente que le han corregido la plana al ministro del sector, y se ha impuesto la línea dura de Nadine Heredia y el ministro de Economía y Finanzas Luis Castilla, para complacencia del empresariado que usa los activos, yacimientos, bienes que fueron alguna vez de la petrolera estatal, de allí la férrea oposición al fortalecimiento de la petrolera estatal”, opinó Manco Zaconetti.

Similar opinión tiene el representante de los trabajadores en el Directorio de la estatal Petroperú, Juan Castillo More, quien cuestiona que mientras Merino Tafur se reúne constantemente con ejecutivos de empresas privadas, el funcionario no dialoga con ellos.

Según Castillo More, el ministro de Energía y Minas, olvida el mandato de la Organización Internacional del Trabajo (OIT), que es vinculante con el Estado, respecto a la consulta previa con los sectores laborales involucrados en las decisiones de gobierno.

EL PROYECTO CONGA
Merino Tafur ingresó al gobierno precedido del cartel de haber conseguido, cuando era funcionario de Proinversión, una exitosa negociación entre la transnacional Xstrata y el gobierno regional de Apurímac, obteniendo un fideicomiso de US$63 millones para apoyar los proyectos sociales de la región. Merino aparecía como el gran realizador de otros grandes proyectos mineros como Alto Chicama, Bayovar, La Granja y Yuncán.

En un alarde de gran manejo, Merino recurrió a la figura de los peritos internacionales, pero a pesar de la publicación del peritaje (abril del 2012), no se llegó a generar más confianza en la población.

Empero Merino equivocó el camino en lugar de apagar el fuego, lo vino aumentando. Desde que ingresó repetía casi el mismo discurso, resaltando la importancia del proyecto Minas Conga y asegurando su ejecución, lo que enardeció a los pobladores cajamarquinos que redoblaron las protestas.

Al ingresar como primer ministro Juan Jiménez (23/07/12), Yanacocha y Merino anunciaron que Conga había pasado a un segundo plano, empero en el último Perumin, Merino retomó el discurso inicial y dijo que “Conga va…”.

Sin embargo, ni los propios ejecutivos mineros comparten el optimismo ministerial. “Es importante el respaldo del ministro pero nadie puede asegurar que Conga va a salir”, dijeron ejecutivos mineros en el último Perumin realizado en Arequipa.

“El gobierno espera las próximas elecciones regionales y le prende velitas para que Gregorio Santos no sea reelegido. De esta manera esperan que el exministro de Agricultura Absalón Vásquez salga elegido presidente regional”, afirmaron fuentes del sector.

En su afán de destacar la actividad minera, el ministro Merino Tafur en su última presentación en el Congreso, afirmó “que el futuro de la minería en el Perú tiene mucho que ver con Cajamarca” . Explicó que en el Perú las regiones de Cajamarca, Arequipa, Apurímac y Moquegua concentran el 67% de los megaproyectos mineros, sobre todo de cobre. Solo en Cajamarca se tienen proyectos por US$20.000 millones en inversión.

Petrolera estatal

“El Presidente Ollanta Humala debe entender que el fortalecimiento empresarial de Petroperú es la única garantía para asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente a nivel nacional de combustibles, generando utilidades con la explotación de hidrocarburos en un negocio integrado. En tal sentido, la seguridad energética constituye un objetivo estratégico de los estados, de allí que la experiencia histórica nos demuestra que más del 70 por ciento de la producción y las reservas de hidrocarburos a nivel mundial está en manos de las petroleras estatales”, afirmó Jorge Manco Zaconetti.


martes, 1 de octubre de 2013

LICITACIÓN O PRÓRROGA SIN PETROPERÚ

SOBRE LOS CONTRATOS QUE VENCEN

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)

Existen posiciones encontradas sobre esta realidad. Hay quienes señalan que los contratos debieran prorrogarse por 10 años más como se hizo por ejemplo en el 2001 con el contrato del lote 1-AB que se extendió hasta agosto del 2015 cuando debía vencer en agosto del 2001. Con el nuevo operador Pluspetrol que sustituyó a la OXY, no solamente se modificó la naturaleza del contrato de servicios por uno de licencia, sino también hubo una disminución de la tasa de regalías que evidentemente afectó la caja fiscal.

Esta responsabilidad recayó en la dupla conformada por el ministro de energía y minas durante la transición democrática, el Ing. Herrera Descalzi y el responsable de Perúpetro fue el ing. Luis Ortigas, él mismo personaje que ha ocupado variadas carteras en Proinversión durante el fujimorato, siendo Viceministro de energía en el actual gobierno, y que debe adoptar una decisión al respecto como titular de Perúpetro.

Se debiera tener presente que en agosto del 2001 debía terminar la renegociación contractual efectuada en el 1986 con la OXY, pero  en el 2001 Pluspetrol asumió el contrato y renegoció con PerúPetro una extensión indebida hasta el 2015. Asimismo se extendió el plazo del contrato de servicios por el lote I (Graña y Montero) por 10 años más hasta diciembre del 2021 durante el II gobierno del Dr. Alan García, siendo ministro del sector el Ing. Pedro Sánchez y responsable de PerúPetro el Ing. Daniel Saba.

Por tanto, las prórrogas contractuales tienen varios antecedentes y resultarían cuestionables por la falta de transparencia en una materia tan inflamable como los hidrocarburos, de allí la importancia del tema en la presente coyuntura. 

Quienes defienden la prórroga contractual con variados y legítimos argumentos que van desde el carácter marginal de las operaciones, la mínima producción por pozo productor, un promedio de tres barriles en el lote VI/VII, de siete barriles en los lotes III y IV, y de apenas de dos barriles en el lote II, si se considera la producción correspondiente al 2012 y el número de pozos productores, según la estadística publicada por PerúPetro.

En estas condiciones el argumento más fuerte por aquellos que recomiendan la prórroga por 10 años se relaciona con la drástica disminución de la producción de crudo en Talara por la falta de inversiones ante la proximidad de los vencimientos contractuales. Esta realidad está significando menores recursos por concepto de canon y sobrecanon para Piura y Tumbes, y una fuerte caída en el empleo directo e indirecto, en particular de las subcontratistas que operan en Talara.

Al mismo tiempo se señala que las tasas de regalías en los contratos próximos a su vencimiento no son competitivas, así el lote III y IV donde opera la noruega Interoil, con una producción promedio en ambos lotes de 3,011 barriles diarios, con 423 pozos productores, y que tiene una tasa de regalía promedio del 49 por ciento, lo que ha significado importantes ingresos al Ministerio de Economía y Finanzas (MEF); solamente en el 2012 las regalías pagadas por ambos lotes fue de algo más de 80 millones de dólares, cuando en el 2011 sumaron los 59.4 millones de dólares en razón de los altos precios del crudo y una menor producción de crudo.

En el lote VI/VII donde opera la petrolera estatal china Sapet, con una producción promedio en el 2012 de 3,344 barriles diarios y 1,013 pozos productores se tiene una tasa de regalía mínima menor al 12.75 por ciento, lo que ha significado menores ingresos al Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) por concepto de regalías, solamente en el 2012 las regalías pagadas fueron de 18.2 millones de dólares, y  en el 2011 sumaron los 17.7 millones de dólares.

Por último, en el lote II la producción promedio es de 450 barriles diarios, allí opera Petrolera Monterrico con un número de 217 pozos productores, asumiendo una tasa de regalías superior al 52 por ciento lo que ha representado ingresos al MEF del orden 9.6 millones de dólares en el 2012 y de 10.5 millones en el 2011 con tendencia a la disminución en el 2013 en razón de la producción decreciente.

Debiera ser evidente que la tasa de regalía más baja es la correspondiente a la petrolera estatal china Sapet que ha depreciado la fuerza de trabajo local con salarios miserables y ha depredado el medio ambiente con numerosas faltas ambientales que han sido materia de observación del organismo regulador Osinergmin.

RACIONALIDAD DE LA INTEGRACIÓN VERTICAL

En resumen, los argumentos a favor de la prórroga parecen ser sólidos, soslayando la rentabilidad de las operaciones a pesar de la mínima producción, las tasas de regalías vigentes, y la mayor cantidad de pozos de desarrollo. Es más, sobre el futuro contractual de los lotes se sostiene que deben ser analizados de manera independiente, separados del proyecto de modernización de la refinería de Talara.

En verdad, ello no es conveniente ni técnicamente sustentable por dos razones fundamentales. La primera se relaciona con el valor económico de las reservas probadas y la producción futura, en razón que las reservas deben servir para apuntalar, reforzar, garantizar el financiamiento requerido por la modernización de la refinería de Talara.

En segundo lugar, siempre se ha sostenido que la forma más eficiente de operar en el sector de hidrocarburos está en relación a la integración de sus actividades, en especial la unidad técnico material entre la explotación, la refinación, y la distribución mayorista con grifos propios.

En tal sentido, el principal interesado por una mayor producción de hidrocarburos debiera ser PetroPerú en especial con la refinería modernizada a partir del 2018 (¡Si Dios quiere y Castilla firma!); pues con una mayor capacidad de refino se tendrían los mayores volúmenes de crudo para obtener relativamente más barriles de destilados medios (diesel limpio y turbo), gasolinas limpias de alto octanaje y una menor proporción de residuales.

En verdad, siempre he sostenido que PetroPerú debiera ser el titular de los contratos próximos a su vencimiento, lotes II, III, IV, VI/VII y sobre todo el lote 1-AB de la selva norte. Pero al mismo tiempo debo reconocer que la petrolera estatal no tiene por ahora capacidad técnica, económica ni financiera para gestionar directamente dichos lotes, no solamente por la carencia de equipamiento como equipos de perforación y de diversos servicios que se estilan en la explotación de los pozos productores.

Si a ello se agrega el déficit gerencial de cuadros calificados técnicamente y moralmente, con una gestión mediocre donde sus altos funcionarios están digitados por Palacio de Gobierno con una intervención política contraria a una administración moderna que debiera tener toda gestión, con una mayoría laboral pasiva interesada  exclusivamente en sus remuneraciones y utilidades, ajenas a la moral de productor.

Sin embargo, la falencia más grave de la petrolera estatal no está en relación a la cantidad y calidad de técnicos y profesionales en la gerencia de exploración/ explotación, o si se tienen los capitales suficientes para operar directamente los lotes materia de discusión. El problema central está en relación a la ausencia de la necesaria voluntad política para el fortalecimiento de la petrolera estatal. 

Después de más de 20 años de políticas de las políticas liberales en el sector no solamente se han privatizado las reservas probadas, probables, y posibles que descubrió PetroPerú, transfiriendo lotes, equipos y reservas a precios subvaluados. También se “privatizaron” a los mejores técnicos y profesionales que fueron formados como capital humano gracias a la petrolera estatal y que hoy día se desenvuelven exitosamente en el sector privado, defendiendo sus intereses, que necesariamente no coinciden con el interés público.

Por ello, hoy estamos ante un conflicto propio de la economía política de hidrocarburos, donde existen intereses encontrados cada uno más justificable que el otro. Desde quienes apuestan por la prórroga defendiendo intereses privados por una mayor valorización del capital, es decir mayores utilidades. Hasta aquellos que recomiendan una licitación internacional que estaría condenada al fracaso si se mantienen las mismas tasas de regalías, con una producción que tardará más tiempo en su recuperación.

En el desarrollo de las contradicciones debiera ser evidente que PetroPerú requiere acceder al valor económico de las reservas probadas de crudo donde destacan nítidamente las reservas de los lotes VI/VI con 29 millones de barriles, las reservas de los lotes III y IV y particularmente del lote 1-AB como se puede captar en el cuadro respectivo: “La Pura Realidad de los Contratos Próximos a su Vencimiento”.

Estas reservas probadas y probables en el subsuelo constituyen propiedad de la Nación y por el interés público se debe disponer de ellas para respaldar parte del financiamiento que representa la modernización de la refinería de Talara. ¡El gobierno del Comandante Humala debe entender que aquí se está jugando el futuro de PetroPerú!

Repensar en una estrategia donde en razón del interés público el valor económico de las reservas probadas de hidrocarburos respalde parte del financiamiento que significa la modernización de la refinería que ha sido valorizado en más de 2,730 millones de dólares.

Esta figura reproduce el financiamiento del proyecto exportador del lote 56 donde las reservas probadas del lote 88 más de 2.4 trillones de pies cúbicos todavía respaldan el financiamiento obtenido por el consorcio Perú LNG por más de 4,500 millones de dólares. Es decir, las reservas probadas que supuestamente constituyen propiedad de la Nación respaldan un proyecto privado, no explotan pero están como garantía.

Por último, se debiera reconocer que la gestión, administración de los lotes próximos a su vencimiento debiera ser privada con los actuales o nuevos operadores pero donde se privilegie los mayores compromisos de inversión sujetos a un programa de inversiones para levantar la producción en el menor tiempo posible, renegociando las tasas de regalías, con la titularidad contractual de PetroPerú.

Es decir, PetroPerú debiera estar en condiciones de optar la sociedad y participación con operadores privados que serían los subcontratistas de la petrolera estatal donde se les garantizaría una razonable rentabilidad. 

Todo ello requeriría la suficiente voluntad y fortaleza política que lamentablemente los accionistas de la petrolera estatal no tienen, pues los ministros de energía y minas (Ing. Merino Tafur) con el de economía y finanzas (Dr. Luis Castilla) están pensando más bien en cómo privatizar lo que resta de PetroPerú, sin pena ni gloria. ¡Todo lo demás es cuento chino con su dosis nacionalista!