El
ministro de economía y finanzas, la ministra de energía y minas más el actual
directorio de PetroPerú tendrán que explicar al Congreso de la República y a la
opinión pública las razones que sustentaron la no participación de PetroPerú
S.A. en el 25 por ciento del capital social en la asociación con la petrolera
Graña y Montero en los lotes III y IV, en un contrato que fue negociado por el
organismo estatal promotor de la inversión y de los contratos como es PerúPetro,
entre los meses de marzo y diciembre del 2014, cuando se declaró ganador a la
referida empresa privada con una participación del 75 por ciento de
participación.
La
ministra ha expresado que el directorio anterior ha sido sorprendido por las
gerencias de PetroPerú que habrían proporcionado una información incompleta
sobre la rentabilidad y los compromisos de inversión que tendría que asumir
PetroPerú para honrar su participación del 25 por ciento donde supuestamente se
asumirían pasivos firmes y/o contingentes que pondrían en riesgo el financiamiento
de la modernizaión de la refinería de Talara.
Se ha
dicho también que la producción de los lotes III y IV es marginal no más de
2,500 barriles diarios de los cuales una participación del 25 por ciento no
sería atractiva ni conveniente para PetroPerú, soslayando que el anterior
operador de los lotes la noruega InterOil desde el 2010 disminuyó
significativamente las inversiones y la perforación en los pozos de desarrollo
en razón del término contractual a inicios del 2012.
En este
artículo analizaremos la producción y rentabilidad del Graña y Montero obtenida
en los lotes I y V en el período 2005 al 2014 lo cual demostrará la importante
rentabilidad que obtiene esta empresa con una producción diaria al inicio de
operaciones menores a los 1,000 barriles día para alcanzar los 1,756 barriles
en el 2014.
La
rentabilidad será estimarda a partir de la categoría EBITDA, es decir la
utilidad operativa antes de los abonos por el pago de intereses e impuestos y
antes de las deducciones que se cargan a los costos por concepto de
depreciaciones y amortizaciones. Ello le permitirá tener un margen de
rentabilidad del EBITDA en relación a los ingresos superior al 40 por ciento en
el período 2005 al 2014 como se analizará.
UN POCO DE HISTORIA
A inicios
de la década de los años noventa el gobierno del presidente Alberto Fujimori en
contra del discurso electoral de fortalecimiento de las empresas públicas que
generaban cuantiosas pérdidas por los generosos y absurdos subsidios
establecidos en el primer gobierno aprista, promovió la privatización por
partes de las diversas unidades que conformaban PetroPerú S.A.
Así, se
transfirireron al sector privado las estaciones de servicios (grifos) que
detentaba la petrolera estatal y que servían de contrapeso frente a las
presiones e intereses de las cadenas de grifos privados. También se
privatizaron a precios subvaluados diversas empresas filiales de PetroPerú como
Solgás (1992), la naviera Tranoceánica (1993) y se decidió la entrega en lotes
pequeños las diversas locaciones que conformaban el viejo lote X en Talara/
Piura.
Como
escribía en mayo de 1994 “ En lo que va de 1992 y 1993, las operaciones
noroeste de PetroPerú experimentaron un proceso de privatización a través de la
“suelta de lotes” considerados marginales por sus “altos costos”. Ello en el
marco del Plan de Transformación, que significa en la práctica una forma de
privatización” (Revista de la Facultad de Ciencias Económicas de la UNMSM Nº 2
Mayo 1994”
Se
transferían al sector privado lotes con reservas probadas, más de 925 pozos
activos y producción fiscalizada en lo que fueron denominados los lotes I (San
Pedro, Tablazo) con un costo de producción de US $ 21.4 dólares el barril. El
lote II (Hualcatal) con un costo de producción de US $ 15 dólares el barril. El
lote III (Portachuelo, Lobitos, Lomitos, Pariñas) con un costo de producción
promedio de US $ 18 dólares el barril. El lote IV (Alvarez) con un costo de
producción de US $ 12.9 dólares el barril y el lote V (Los Organos, Lagunitos)
con un costo de producción de US $ 14 el barril.
En verdad,
estos lotes fueron transferidos para valorizar a las empresas de capitales
nacionales que no pagaron por las reservas probadas, pactando en algunos
contratos tasas de regalías elevadas como en los lotes II, III, IV, IX.
Así, con
el argumento que representaban altos costos de producción para PetroPerú pues
se consideraban en los mismos los costos y gastos del oleoducto norperuano, los
gastos del edificio principal, los montos de amortización por intangibles etc.
Es decir, se consideraban una serie de costos que no estaban ligados
directamente con la producción. Los yacimientos cuya explotación superaba un costo
promedio de US $ 14 dólares el barril fueron transferidos a las empresas
privadas.
Por ello,
diversas empresas petroleras como Cavelcas y Geopet S.A. iniciaron operaciones
en el Lote I hacia 1992 con una producción de 707 barriles por día. Hacia julio
de 1995 dicho contrato fue transferido y asumido por Graña y Montero S.A. una
empresa sin mayor experiencia en el sector de hidrocarburos, pues es una
empresa especializada en el ramo de la construcción pero que reconocía en la
explotación de hidrocarburos en los llamados lotes marginales de la Cuenca
Talara una oportunidad de negocios.
Asumiendo
el lote V en 1993 con una producción inicial de 36.4 barriles por día para
luego aumentar la misma sobre los 200 barriles diarios, y el lote I hacia 1995
con una producción preliminar de 746 barriles diarios, hoy la producción
conjunta de ambos lotes está en un promedio sobre los 1,755 barriles por día
tomando como referencia el 2014.
Se debe
recordar, que ambos lotes I y V se explotan bajo la modalidad de un “contrato
de servicios” donde a la empresa se le reconoce una retribución y la propiedad
de los hidrocarburos corresponde al estado vía PerúPetro. Este crudo es de un
alto API y es íntegramente vendido a PetroPerú a precios de mercado, para ser
procesado por la refinería de Talara.
RENTABILIDAD SOBRE EL 40%
Como diría
un alto funcionario de Graña y Montero: “ ¡Obtener petróleo en el Zócalo
Continental es tan rentable aún si se trasladase el crudo en camiones! No
existe negocio lícito más lucrativo ahora que la actividad petrolera”
Por ello,
el cuadro Resultados Económicos de Graña y Montero Petrolera S.A. entre el 2005
al 2014 nos expone los precios internacionales del petróleo tomando como
referencia los precios Brent. También se expresan la producción diaria conjunta
de los lotes I y V, que representaban los 892 barriles diarios, elevándose
sobre los 1,012 en el año 2007 para incrementarse sobre los ´1,591 barriles
diarios en el 2013 y sumar los 1,755 barriles por día en el 2014.
Asi mismo,
se presentan los ingresos de la petrolera por la venta de hidrocarburos,
petróleo y gas fundamentalmente, niveles de ingresos que se ubicaban sobre los
US $ 40 millones de dólares en el 2005, para subir a los US $ 71.6 millones en
el 2008, escalar los US $ 108.8 millones en el 2012 y subir a los US $ 123.4
millones en el 2014 como se podrá observar en el cuadro respectivo.
A
diferencia del comportamiento económico de InterOil en los lotes III y IV,
Graña y Montero incrementa la producción en los lotes I y V aprovechando la
bonanza y los precios crecientes del crudo, que con el marcador Brent superan
los US$ 111 dólares el barril en el 2011 y 2012. Si bien la producción de los
lotes I y V tiene su valorización de acuerdo una canasta de crudo el referente
del precio Brent es el que mejor se ajusta.
En tal
sentido, la elevada rentabilidad del negocio se expone en el margen del EBITDA
que estima la utilidad operativa antes del abono de impuestos, intereses, y las
deducciones que se cargan a los costos por concepto de depreciaciones y
amortizaciones, todo dividido entre los ingresos.
Así, el
margen del EBITDA con excepción del año 2009 en razón del bajón de los precios
siempre supera el 40 por ciento, alcanzando un margen del 48 por ciento en el
2011 y 2012.
Si en el
2011 las utilidades netas alcanzaron los niveles de US$ 25.6 millones, en el
2012 fueron de US$ 22 millones, en el 2013 de US$ 15.4 millones y en el 2014
superaron los US$ 20.5 millones, ello está demostrando la rentabilidad del
negocio con mínimas inversiones. En todo caso, en un inicio serán los
excedentes obtenidos por la explotación en los lotes I y V que antes fueron de
PetroPerú, los que financiarán las inversiones en los lotes III y IV. ¡Luego
del mismo cuero salen las correas!
En todo
caso, en los lotes I y V con una producción menor a los 1,500 barriles diarios,
explotando yacimientos que fueron calificados como marginales, Graña y Montero
ha obtenido una importante rentabilidad.
A partir
del 6 de abril del 2015 con la producción adicional de los lotes III y IV
acrecentará sus utilidades rápidamente con menores riesgos, pues efectuará
intensivamente perforación en pozos de desarrollo, donde tendrá el 100 por
ciento de la producción y de las utilidades, pues el 25 por ciento que le
pertenecía a PetroPerú le fue enajenado, sustraído a PetroPerú por mandato de
su Junta de Accionistas y su acólito directorio afectando los intereses del
estado peruano.
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