PERVERSIONES EN EL PRECIO DEL GLP

ATENTADO CONTRA EL BOLSILLO POPULAR

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)

Resulta recurrente cada cierto tiempo tratar sobre los altos precios del gas licuado de petróleo (GLP) más conocido como el gas doméstico que se expende en balones de 10 kilos concentrando Lima Capital cerca al 25 por ciento de la demanda interna que se satisface con 41 mil barriles diarios a nivel país, con una producción que tiene una serie de actores, siendo los principales el Consorcio Camisea con su operador mayoritario Pluspetrol Plus Corporation (PPC), y la petrolera estatal PetroPerú con su refinería de Talara, con una producción marginal.

Si los precios finales del balón de 10 kilos al consumidor como lo señala el organismo regulador Osinergmin fluctúan entre los 31 nuevos soles hasta 40 nuevos soles en los distritos con mayores ingresos, con una dispersión de precios donde el objetivo limitado del regulador se reduce a proporcionar  la información por medio del internet sobre los establecimientos que ofrecen los precios más accesibles, estamos ante una realidad perversa para los intereses de los usuarios.

Si de esta forma se concibe la regulación en un mercado supuestamente competitivo, lamentablemente se verificarán posiciones de dominio en la producción, distorsiones en la distribución y rigideces en la comercialización del GLP, para “mala suerte” del consumidor”

Desde el ámbito de la economía política, lo que acontece en las esferas de distribución y comercialización reproduce lo que sucede en el ámbito de la producción. De allí lo sustantivo de analizar dialécticamente la producción y distribución y la estructura de los precios en este vital combustible.

Por ello, lo importante de tener varios puntos de vista en consideración:

1.    En primer lugar, la producción de GLP tiene dos formas de obtenerse. La principal es a partir de las plantas de fraccionamiento de líquidos, como la unidad de Pisco que opera como una pequeña refinería procesando los líquidos de gas natural proveniente de los lotes 88 y 56.

Teniendo en cuenta que los líquidos de gas natural se obtienen al mismo tiempo con la extracción del gas natural, siendo separados en el campo y transportados por un ducto de líquidos hasta la unidad de Pisco, donde son fraccionados obteniéndose GLP con una producción promedio de 37 mil barriles diarios, más importantes volúmenes de nafta que se exportan y diesel limpio de azufre que abastece el mercado interno.

Adicionalmente se obtienen pequeños volúmenes de GLP en Plantas de fraccionamiento en Talara, con las operaciones de la unidad de Procesadora de Gas Pariñas que utiliza el gas húmedo del Z-2B operado por Savia Perú, a ello se debe agregar la unidad de fraccionamiento de Graña y Montero que procesa el gas natural del lote I. Por último se sumaría la unidad de Aguaytía de la Maple en el departamento de Ucayali. En su conjunto la producción de GLP de estas pequeñas unidades no superan los 2,500 barriles diarios.

2.    En segundo lugar, está la producción de GLP a partir de la extracción de petróleo crudo, por el cual se abonan precios internacionales que resultan mayores a los precios de los líquidos de gas natural.

El principal responsable de esta participación es la petrolera estatal PetroPerú que tiene que abonar precios internacionales por el crudo que procesa, que en su mayor parte tiene como fijador el crudo Brent que tiene un mayor precio al WTI.

En la refinería luego del proceso de tratamiento en la unidad de destilación primaria, de la destilación al vació, y luego del tratamiento en la unidad de craqueo catalítico, se obtiene un promedio de 4,500 barriles de GLP.

PetroPerú con su producción propia de GLP y lo que puede comprar al Pluspetrol Plus Corporation en Pisco, satisface el mercado de Lima a través de la distribución mayorista pues la petrolera estatal no envasa ningún cilindro, solamente vende a granel la producción que comercializa para la cadena de distribución, a las empresas de envase que su vez distribuyen y comercializan tan vital combustible, casos como Vita Gas, Delta Gas, Flama Gas, etc.

El segundo actor en la participación del GLP a partir del petróleo crudo es la Refinería La Pampilla con una producción menor a los 1,800 barriles diarios; ésta unidad  tiene como mayor accionista a la transnacional Repsol de España, que tiene una estrecha vinculación con el Consorcio Pluspetrol Corporation, a través de su participación en Pluspetrol Energy en la Argentina.

A través de esta vinculación Repsol con Pluspetrol Camisea, no solamente distribuye la producción de su refinería, sino que compra este derivado a precios con importantes descuentos el GLP obtenido en la Planta de fraccionamiento en Pisco, que como hemos afirmado procesa los líquidos de los lotes 88 y 56.

Con el GLP obtenido Repsol, sea con producción propia y el adquirido a Pluspetrol, a través de su filial Solgás, envasa, distribuye, y comercializa este derivado cubriendo el 35 por ciento del mercado interno, con importantes márgenes a nivel de producción, envasado, más la distribución  mayorista y minorista.

           

3.    Debiera ser evidente que los costos de la obtención del GLP a partir del petróleo (PetroPerù) resultan más elevados en relación al GLP obtenido de las plantas de fraccionamiento de líquidos (Pluspetrol/ Camisea)

La petrolera estatal tiene que abonar precios internacionales por el crudo que procesa, así mediante la destilación primaria, pasar por la unidad al vació y por último por medio de la unidad de craqueo catalítico obtener el gas licuado de petróleo (GLP)

Si se tiene presente que los líquidos de gas natural se obtienen en el mismo proceso de extracción que el gas natural, y sus precios tienen referentes internacionales que son menores a los marcadores del petróleo sea el WTI y Brent. Es decir, Pluspetrol Plus Corporation (PPC) no compra ni muchos menos importa los volúmenes de líquidos de gas natural

Por ello, el procedimiento técnico material para obtener el GLP por medio de las unidades de fraccionamiento como la planta de Pisco es más simple, y por tanto más económico. Así, desde el punto teórico por la categoría de economías de escala, el costo unitario de procesar 37 mil barriles diarios frente a 4,500 barriles, debiera confirmar lo evidente.

           

4.-   Si bien el GLP de uso doméstico está en la franja de precios de organismo regulador para la aplicación del llamado Fondo de Estabilización, usando la propia información procesada de Osinergmin en el documento de los “Precios de Referencia de Combustibles Derivados del Petróleo, con las cotizaciones vigentes al 03-06-2013 al 14-06-2013, que sigue los lineamientos del Ministerio de Energía y Minas y la Resolución Nº 136-2011-OS/CD.

Se ha considerado como precio referencial del GLP en términos de barriles un precio de 46.90 dólares el barril, y se han respetado la propia información del organismo regulador. Este sería el precio de una importación eficiente teniendo en cuenta el precio marcador de Mont Belvieu más otros costos adicionales, que entraña la exportación de este derivado.

PetroPerú con el listado de precios vigente del GLP al 17 de junio del presente tiene como precio neto la suma de 51.48 dólares el barril, al cual hay que sumar el18 por ciento por concepto del IGV. Por tanto el precio ex planta de refinería puesto en el puerto del Callao, más los impuestos es de 60.75 dólares el barril.

Es decir, PetroPerú obteniendo el GLP de su refinería, transportando los volúmenes de derivado por más de 1,200 kilómetros desde Talara al Callao, ofrece el barril de GLP incluyendo impuestos a 60.75 dólares el barril. Se supone que con estos niveles de precios la petrolera estatal está obteniendo beneficios.

Las plantas de envasado de GLP (que son más de 90), toman estos niveles de precios. Por tanto la cadena de envasado, distribución mayorista y minorista representa la suma de 46.54 dólares el barril de este derivado esencial, es decir tanto como el precio neto del productor marginal que es PetroPerú (US$ 46.54 versus 51.48 dólares)

El precio de venta al público es de 107.29 dólares el barril, adoptado como promedio de los locales de venta en Lima según Osinergim vigente al mes de junio del 2013.

Esto significa simplemente que Pluspetrol está obteniendo ganancias extraordinarias en la producción de líquidos de gas natural y en la venta del gas licuado de petróleo, con una producción mayoritaria de este derivado pues se alinea al marcador Mont Belvieu.

Es más, las empresas como Solgás, Lima Gas, Zeta Gas, etc. que procesan integralmente el envasado, y la distribución mayorista más minorista utilizando sus propias unidades de transporte y establecimientos tienen mayores ingresos y beneficios por la unidad de sus actividades, pues en todas las etapas tienen márgenes.

Resulta perversa la relación en la cual el proceso de envasado, es decir llenar los balones, distribuir sea en la cadena mayorista y minorista cueste tanto como la obtención de un barril de GLP mediante el procedimiento de la refinación.

En resumen, una efectiva regulación no debiera limitarse a la publicación y comunicación de los menores precios del GLP en los diversos establecimientos. Si un organismo regulador resulta permisivo frente a la obtención de ganancias extraordinarias en la producción con abusos de mercado en la distribución no se estaría cumpliendo con el debido rol supervisor y regulador.

De allí la necesidad de promover el fortalecimiento de PetroPerú como el regulador más efectivo, autorizando su presencia en el envasado y venta directa del gas licuado de petróleo al público consumidor.

Al mismo tiempo, resulta un imperativo nacional la construcción del ducto que permita el traslado del GLP desde Pisco a Lurín, anunciado desde el 2006 y hasta la fecha se posterga la concesión. Se trata de reducir los sobrecostos que la transnacional argentina traslada a los usuarios que tenemos que abonar por flete un promedio de 80 a 85 dólares por tonelada transportada mediante buques, de Pisco al Callao.

En verdad, el precio del GLP no debiera superar los 30 nuevos soles el balón de 10 kilos envasado respetando los principios de la competencia; y las empresas estarían obteniendo “ganancias normales” en el sentido marshalliano, y no los beneficios extraordinarios que afectan los bolsillos populares.

UN DESIGUAL APORTE A LAS REGIONES

SECTOR MINERO ENERGÉTICO EN EL PERÚ (I Parte)

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)

El martes 4 de junio en el auditorio “José Sánchez Carrión” del Congreso de la República se llevó a cabo el Foro “Las Concesiones Mineras en el Perú” organizado por el congresista Jorge Rimarachín Cabrera coordinador del Grupo de Trabajo de “Control, Evaluación y Seguimiento de los Procesos de Concesiones, Privatizaciones y Realización de Asociaciones Público Privadas”, evento que contó con la presencia del también congresista Casio Huaire de Perú Posible y de distinguidos expositores como Manuel Glave Testino de GRADE, de Julia  Cuadros de CooperAcción, el Ing. Henri Luna del Ingemmet y el representante del ministerio de Energía y Minas.

El tema materia de mi exposición fue referente a la “Renta Minera, petrolera, regalías y canon”, con una interrogante: ¿Es pertinente el impuesto a las sobreganancias? La intervención bajo mi responsabilidad en su versión oral está colgada en el blog bitacorajmz.blogspot.com, conjuntamente con un enlace donde se podrá tener acceso al power point presentado.

La información sistematizada me suscita una serie de ideas, hipótesis de trabajo que invitan a reflexionar sobre el aporte del sector de energía y minas a las regiones, pero también a señalar las debilidades de un modelo primario exportador, con un débil eslabonamiento industrial, y demostradas externalidades negativas, sobre todo en el lado ambiental, de allí el profundo rechazo a las mega inversiones mineras y hidrocarburíferas en las regiones altoandinas y la amazonía.

En la exposición se señaló las características de la producción minera entre el 2006 al 2012 y el comportamiento de los precios desde el 2001, demostrando que con excepción del hierro y cobre por el efecto de la ampliación de la Mra. Cerro Verde la producción se ha mantenido y/o ha retrocedido como ha sido el caso de la producción aurífera, donde la producción en el 2006 arribó a los 6.5 millones de onzas finas para disminuir a los niveles de 5.2 millones en el 2012 con tendencia a la baja. Un caso especial lo constituye el “síndrome Yanacocha” donde la producción en el 2012 es menor en más de 2 millones de onzas troy en relación a los niveles alcanzados en el 2005.

Una característica adicional sobre la producción para la exportación de los recursos mineros es el bajo nivel de valor agregado; en verdad con el cierre del circuito de cobre del Complejo Metalúrgico de La Oroya desde el 2009 a la fecha, donde se fundía y refinaban los concentrados de cobre, zinc, plata, plomo extraídos de la región central del país, obteniendo más de 18 subproductos, en la actualidad más del 70% de la producción minera, se exporta como concentrados que son pagables a precios menores y sometidos a penalidades en razón de su humedad, contenido de arsénico y azufre.

Ello significa que la producción de los concentrados de cobre, plata y zinc de Mra. Antamina, Mra. Cerro Verde, Mra. Tintaya, se exportan con una serie de subproductos mineros que se obtienen mediante un complejo proceso minero metalúrgico realizado en las diversas refinerías de Europa, Japón y USA. Debiera ser evidente que en relación a tales subproductos el Estado peruano no percibe ningún tipo de regalía o ingreso adicional.

En el mismo sentido, cabe preguntarse ¿qué proporción de la producción minera, es refinada en el país y qué participación de dicha producción refinada es transformada en productos intermedios y finales por la industria doméstica?

El caso del hierro es ilustrativo pues en promedio el 95 por ciento de la producción de hierro básicamente en forma de torta, es decir el más bajo nivel de elaboración se exporta a la China Popular. Mejor aún la empresa minera Shougang Hierro Perú S.A.A. exporta la producción de hierro con contenido de cobre a su matriz Shougang Corporation, un gigante entre las empresas que operan en el país asiático.

De una producción cercana a los 7 millones de toneladas finas en los últimos años el 95 por ciento se exporta y el resto satisface los requerimientos de la Corporación de Aceros Arequipa, sobre todo la producción de sinter, pero en lo fundamental la elaboración de acero realizada por SiderPerú del grupo Gerdau del Brasil en Chimbote-Ancash y de Aceros Arequipa se realiza con insumos y chatarra de hierro importados, lo cual constituye una paradoja más de las políticas del “libre mercado”, que de libre tienen solamente el nombre.

Una consecuencia adicional de estas anomalías está en relación al cierre de la unidad del Alto Horno indispensable para la elaboración de acero en Chimbote, desde fines del 2008 hasta la actualidad, por supuestas razones técnicas económicas. Si se tiene presente que esta unidad constituye el corazón de toda industria siderúrgica, la excusa del grupo Gerdau para funcionar con pequeños hornos eléctricos y procesar la chatarra importada, está en relación a los precios no competitivos que ofertaría la empresa china Shougang Hierro Perú.

EL DESIGUAL APORTE

1.- “Un canon que no es canon”, cuando se trata de explicar la determinación del canon minero que resulta dependiente del impuesto a la renta recaudado por el fisco. En función al cuadro respectivo “Perú: Aporte del Sector Minero Energético a las regiones 2004/2012”, se puede apreciar la evolución en millones de nuevos soles del canon minero, que resulta concentrado en los departamentos como Ancash, Tacna, Moquegua, Arequipa, La Libertad, Cajamarca, Pasco, etc.

El punto más alto por canon minero se alcanzó en el 2007 cuando se distribuyó 5,157 millones de nuevos soles, y en el 2012 se distribuyeron 4,983 millones de nuevos soles, con tendencia a su disminución en razón a los conflictos sociales, al factor agotamiento y una menor producción como el caso de la unidad de Barrick Misquichilca-Pierina, y los menores precios de los minerales.

Si se tiene en cuenta que el canon minero se distribuye en función al impuesto a la renta abonado en el año anterior, el impuesto a la renta recaudado en el 2012 que sirve de base para el canon minero por distribuir en el 2013 (junio 2013 a mayo 2014), será menor en razón de la menor recaudación de dicho impuesto en el 2012 en relación a lo recaudado en el 2011, ver cuadro en la exposición.

2.- En relación al canon y sobrecanon petrolero en el 2012 se verifica un aumento en relación al canon distribuido en el 2011, ello se debe a la modificación de la base que sirve de base para la determinación de esta renta territorial. Así, a partir del 2012 gracias a la ley Nº 29693 el canon petrolero es el 15 por ciento del valor de la producción del petróleo y gas, superando el nivel anterior del 10 por ciento, y el sobrecanon es el 3.75 por ciento del valor de la producción, superando el 2.5 por ciento anterior.

Ello explica que las regiones de Piura, Tumbes, Loreto, Ucayali en el 2012 hayan percibido por este concepto 1,335 millones de nuevos soles superando los 936 millones del año anterior. Este aumento del 43 por ciento en el canon y sobrecanon distribuido hubiese sido mayor si el ejecutivo, en especial el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) hubiese respetado el texto de la ley aprobada en junio del 2011, donde se consideraba como base adicional del canon y sobrecanon de petróleo y gas, el impuesto a la renta pagado por las empresas que tienen firmados contratos de licencia y de servicios con PerúPetro.

Al impuesto a la renta pagado por las empresas petroleras que tienen contratos de explotación firmados con PerúPetro, según la ley Nº 29693, se debía sumar el impuesto a la renta abonado por las empresas llamadas de servicios, que prestan servicios productivos a las empresas petroleras, teniendo en cuenta que la mayoría de estas operan con empresas que realizan servicios especializados, de perforación, mantenimiento, transporte, retrabajos, etc.

Lamentablemente con el proyecto de ley Nº 1727/2012-CR aprobado recientemente en el Congreso de la República se castra esta última parte de la ley vigente, sin mayor debate ni consulta a los gobiernos locales y regionales, lo cual constituye una perversión legislativa, que agravará la disminución del canon y sobrecanon para el 2013 y los años próximos, promoviendo mayores conflictos sociales.

Si se tiene presente que la producción de crudo en los últimos meses tiene una alarmante declinación, en especial en los contratos próximos a su vencimiento con niveles menores a los 65 mil barriles diarios, es evidente que el canon y sobrecanon distribuido, así se haya elevado del 12.5 por ciento al 18.75 por ciento del valor de la producción de petróleo y gas en el punto de fiscalización, tiende a disminuir por el efecto de una menor producción.

Así, para los cinco primeros meses (enero/mayo del 2012) en relación a período similar del 2013, el canon y sobrecanon petróleo y gas ha disminuido de 709 millones de nuevos soles a 534 millones, afectando los presupuestos de los gobiernos locales y regionales. Resulta evidente que con una menor producción para los próximos meses el canon petrolero será decreciente.

3.- Sobre la evolución del canon gasífero que se determina a partir del 50 por ciento de las regalías que paga el Consorcio Camisea por la explotación del gas y los líquidos del natural extraído de los lotes 88 y 56, agregado a ello el 50 por ciento del impuesto a la renta también pagado por dicho consorcio.

Por ahora, el único departamento que percibe el canon gasífero es el Cuzco, que en el 2005 recibía 597 millones de nuevos soles, en el 2010 dichas transferencias sumaban los 676 millones de nuevos soles, con tendencia al incremento en razón de las mayores regalías obtenidas por el proyecto de exportación del gas natural licuefactado del lote 56 realizado por el Consorcio Perú LNG a partir de julio del 2010.

Para el 2011 y 2012 los niveles alcanzados por el canon gasífero superan los 1,775 millones de nuevos soles y 2,242 millones respectivamente, en razón del efecto combinado de los mayores precios promedio de los líquidos de gas natural, y sobre todo por las mayores regalías obtenidas gracias al proyecto de exportación, cuyos precios de realización superan los niveles del precio regulado del gas natural proveniente del lote 88, usado en lo fundamental por el sector eléctrico y la industria doméstica.

EPÍLOGO

En resumen, estas rentas territoriales, canon minero, de petróleo y gas, más el canon gasífero constituyen transferencias que tienen diversas bases en su determinación. Sea el impuesto a la renta como en el canon minero, el valor de la producción como es el caso del canon de petróleo y gas, y una participación sobre las regalías y el impuesto a la renta en el caso del canon gasífero.

Si bien el impuesto a la renta es una renta derivada sujeta a las deducciones que se realizan a los ingresos por ventas, restando los costos de producción, gastos de venta y administrativos como gastos financieros, la evolución de los precios internacionales de los minerales tienen una importancia fundamental. Una pertinaz caída de los precios internacionales de los mismos afectará gravemente la recaudación del impuesto a la renta del sector y por tanto disminuirá el canon minero para las regiones

En el caso del canon y sobrecanon de petróleo y gas la tendencia a la disminución de la producción interna de crudo agravará la realidad de las menores transferencias por dicho concepto, de allí la importancia de fomentar el aumento de la producción doméstica en los lotes de la Cuenca Talara como en la selva nororiental con la explotación comercial de los lotes 64, 67, 39 y los mayores compromisos de inversión en el lote 1-AB para levantar su producción.

En el caso del canon gasífero este debiera aumentar a partir de un sinceramiento del precio del gas natural extraído del lote 88 absurdamente barato en relación a otros energéticos. El incremento de la producción de gas natural a niveles superiores a los 1,500 millones de pies cúbicos diarios y de los líquidos de gas natural sobre los 120 mil barriles diarios tenderá a la elevación de estas transferencias no solamente para el Cuzco, sino también para los departamentos perceptores del FOCAM, tales como Ayacucho, Huancavelica, Ica, Ucayali como región Lima.

En su conjunto estas transferencias dependerían en última instancia de la salud de la economía mundial, de la demanda externa de las materias primas, en especial del crecimiento de la economía china, y de la recuperación de la economía norteamericana. Más todo parece señalar el ocaso del boom exportador, la llegada de los años de las “vacas flacas” que tendrá que administrar el gobierno del Comandante Humala.

Para acceder al audio de la exposición:

http://www.ivoox.com/i-foro-concesiones-mineras-peru-audios-mp3_rf_2114311_1.html

Para acceder a la presentación:

https://docs.google.com/file/d/0B-hDwkHXhX1qb2VkanNRTFcteUU/edit

Para acceder a las fotos del foro:

https://www.facebook.com/media/set/?set=a.612573245427321.1073741827.100000239537454&type=1

PERÚ: DÉFICIT DE LA BALANZA COMERCIAL SE AGUDIZA

RADIOGRAFÍA DEL PETRÓLEO CRUDO

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)

En el 2012 se ha exportado crudo pesado proveniente de los campos operados por la empresa Pluspetrol Norte un promedio de 15,560 barriles diarios y las refinerías en especial La Pampilla y en menor medida PetroPerú –Talara han comprado en el exterior, es decir se ha importado un promedio de 90,340 barriles por día calendario de petróleo crudo, lo que determina un saldo negativo de 74,780 barriles diarios, que se debe acrecentar en la medida que la producción doméstica de petróleo continúe disminuyendo. Este creemos que es el problema principal en el sector, que las reformas estructurales como la privatización no han resuelto.

En términos de valor la producción exportada en el 2012 resulta equivalente a 578.6 millones de dólares y el valor de la producción importada de crudo ha significado 3,633 millones de dólares, lo que representa un déficit de 3,054 millones de dólares solamente para dicho año. Si solamente se sumarán los saldos negativos desde el 2005 al 2012 el déficit resulta equivalente a 18,255 millones de dólares, es decir un promedio de más de 2,281 millones por año. Ello se expone en el cuadro Balanza Comercial de Petróleo Crudo en miles de barriles por día calendario (MB/DC) y en valores expresados en dólares.

En verdad, el déficit de la balanza comercial sería más grave si se agregara las compras del diesel 2 con 50 partes por millón de azufre que se tienen que importar para abastecer el mercado interno. Como ejercicio explicativo de la realidad solamente se está considerando la balanza comercial de petróleo crudo, es decir lo que se exporta e importa de crudo, sin considerar los derivados que se puedan exportar (petróleos residuales, nafta en especial) y las importaciones de diesel 2 en particular. Si se consideran las exportaciones de gas natural, de nafta y residuales el déficit de la balanza comercial de hidrocarburos se atenúa, disminuye, mimetizando la gravedad del problema.

El déficit de la balanza comercial de petróleo crudo, y por tanto los crecientes valores de las importaciones que este año superarán los 3,633 millones de dólares no es más que la expresión de la cada vez menor producción interna de petróleo, en especial en los lotes de la selva nororiental en especial 1-AB y lote 8 y en los lotes de Talara, sobre todo en aquellos cuyos contratos están próximos a su vencimiento, que fueron considerados marginales a inicios de los años noventa cuando los precios del crudo eran menores a los 20 dólares el barril.

Es decir, ante la declinante producción interna de petróleo se tiene que recurrir a las importaciones de crudo para poder obtener los derivados como las gasolinas, turbo, diesel 2, gas licuado de petróleo y los llamados petróleos industriales para abastecer el mercado interno.

La producción interna de petróleo crudo que en los inicios  de los años ochenta del siglo pasado bordeó los 185 mil barriles diarios, para ser antes de la privatización de 127 mil barriles y en la actualidad mantenerse en niveles menores a los 63 mil barriles diarios, de los cuales hay que deducir el crudo pesado de la selva norte que se tiene que exportar a precios castigados, pues las refinerías locales no están calibradas para refinar crudo pesado. De allí que la producción útil, por decirlo de alguna manera, está sobre los 50 mil barriles diarios de petróleo con tendencia a la disminución si es que no se adoptan medidas de emergencia.

EFECTO CAMISEA: TAMIZA

Lamentablemente esta realidad se soslaya por el llamado efecto Camisea con la sustitución  del consumo del petróleo residual y diesel 2 por el gas natural en la generación eléctrica y en los calderos industriales, la obtención de gas licuado (propano y butano) a partir del fraccionamiento de los líquidos de gas natural de Camisea lotes 88 y 56; a ello habría que agregar las exportaciones de gas natural licuefectado y de nafta también provenientes de los lotes de Camisea.

Así, a pesar de la menor producción interna de petróleo crudo, la explotación de más de 1,000 millones de pies cúbicos diarios de gas natural y 78 mil barriles diarios de líquidos de gas natural, y los 63 mil barriles diarios de petróleo crudo, representan mayores abonos de regalías para el fisco en razón de los altos precios de los hidrocarburos, petróleo, líquidos y gas natural.

En otros términos si no fuera por el efecto Camisea, cuyas reservas se descubrieron en 1984, y su explotación recién se inicia a mediados del 2004, con las exportaciones de gas natural licuefectado a partir de julio del 2010, la radiografía de la producción estrictamente del petróleo crudo sería críticamente grave, un problema que supera las decisiones de los gobiernos.

Se podría afirmar que en un mundo globalizado, donde “todo depende de todo”, es decir que con la interdependencia de la economía mundial no sería tan grave recurrir a la importación de crudo y derivados. Incluso se argumenta que para beneficio de los usuarios se debería importar de Estados Unidos o de otros países petróleo y combustibles para presionar a la baja los altos precios internos. Incluso había unos desaforados analistas que recomendaban el cierre de la refinería La Pampilla si ésta no puede asumir las inversiones ambientales.

Esta extremada posición liberal por decir lo menos, soslaya que los volúmenes de crudo y derivados importados no generan valor en la economía interna, ni abonan regalías e impuestos y tampoco generan empleo. Por el contrario, el financiamiento de los mismos se hace con el presupuesto de los consumidores usando como intermediarios a las empresas refineras e importadoras. Es decir, en última instancia es el usuario quien financia las importaciones, con las compras diarias de combustibles.

De allí, la necesidad de fomentar la producción interna de petróleo como política de Estado, promoviendo las inversiones de riesgo que debiera ser una responsabilidad de las empresas privadas, tanto en las profundidades del Zócalo Continental, como en los horizontes profundos, y horizontes no explotados.

Como política de Estado debe estimularse la perforación de pozos exploratorios con el debido respeto ambiental, y la responsabilidad social de acorde a los nuevos tiempos. Debiera reconocerse que las poblaciones nativas de los distritos y provincias productoras no se han beneficiado del canon y sobrecanon petrolero en razón del mal uso del canon petrolero sobre todo en la selva y a una asimétrica distribución donde las poblaciones directamente involucradas heredan pasivos ambientales generados en 40 años de explotación.

De allí la necesidad de fomentar las inversiones sociales (empleo, salud, educación, infraestructura) en el inicio de las inversiones exploratorias con la presencia de empresas petroleras de primer nivel, ello supone una alianza público/privada, donde el Estado no puede estar ausente.

La gravedad del problema se agudiza con la menor producción interna de crudo que significa un menor canon y sobrecanon petrolero, de allí que se vislumbran mayores conflictos sociales. Ello se expresa también en la paralización de las inversiones exploratorias en más de treinta contratos de hidrocarburos que demuestran la profundidad del problema.

EPÍLOGO

En el caso de la menor producción interna del crudo es urgente una definición, ya que sería un error esperar el término de los contratos con una producción interna futura menor a los 50 mil barriles diarios de crudo. En tal sentido, el criterio que debiera definir la extensión o no de los contratos próximos a su vencimiento en los lotes II, III, IV, VI/VII, IX y sobre todo el 1-AB debiera ser la participación de PetroPerú, y los mayores compromisos de inversiones en los próximos de 10 años.

Estos mayores montos de inversión en razón de la existencia de reservas probadas, probables y posibles debiera ser el criterio fundamental para levantar la producción interna. En tal sentido, la participación de PetroPerú como socio en un porcentaje de la producción por definir en función de las características de cada yacimiento en los lotes, éste debiera ser el otro criterio de verdad para garantizar en el largo plazo las inversiones.

Debemos apostar por la integración vertical de la petrolera estatal sobre todo en la explotación de los lotes próximos a su vencimiento. Ante la falta de capitales frescos para las inversiones, tecnología, personal calificado la asociación de PetroPerú mediante “joint ventures” con empresas privadas resulta fundamental; con participaciones en la producción se aseguran los mayores volúmenes de crudo para la refinería de Talara, sin embargo ello supondría una necesaria negociación en las tasas de regalías pagadas por las empresas al fisco, para asegurar la competitividad y los mayores compromisos de  inversión.

SACAN A LICITACIÓN NUEVE LOTES PETROLEROS EN EL MAR, ENTRE TRUJILLO Y MOLLENDO*

*Publicado en sección Economía del diario El Comercio el sábado 1 de junio de 2013

Unos US$ 450 millones deberán invertir como mínimo las empresas que se  adjudiquen a los nueve lotes petroleros ubicados en el mar peruano, entre Trujillo y Mollendo, que sacó ayer en licitación Perú-Petro.

A diferencia de lo anunciado en marzo del año pasado por esa misma entidad, el factor de competencia ya no será el porcentaje de acciones que recibiría Petro-Perú en las empresas adjudicadas. Según lo confirmó el presidente de Perú-Petro, Luis Ortigas, la única variable para elegir al ganador será el monto de regalías que se compromete a pagar por el petróleo  o el gas que logre extraer.

Sin embargo, precisó que Petro-Perú participara en el accionariado de las empresas adjudicadas hasta por 25%, pero solo en la fase de explotación.

Indicó que será la petrolera estatal que determinará el porcentaje, y deberá pagar con las utilidades que le correspondan por el momento de sus acciones.

Explicó que la regalía adicional que proponga la empresa participante debería ser adicional al monto mínimo establecido y que fue fijado en un rango de 15% a 35%, según su relación de ingresos y egresos.

Veinte Interesados

En Conferencia de prensa, Ortigas aseguró que había por lo menos 20 empresas interesadas en la licitación de esos lotes, que concluirá con la entrega de la buena pro el 17 de octubre, Refirió que esas empresas son de Canadá, Inglaterra, España, Estados Unidos, Portugal, Rusia, Australia, Vietnam, Brasil, Holanda, Colombia, Francia, Corea del Sur, China, entre otras. Dijo que según las bases de la licitación, el monto mínimo de inversión será de US$50millones en la fase de exploración en cada lote a licitar en un período de siete años.

Ya sale ventanilla única

De otro lado, el presidente de Perú-Petro anunció que en unos tres meses estará listo el proyecto para la creación de la ventanilla única, que le permitirá a su entidad centralizar todos los permisos que requieran las empresas petroleras. Asimismo, indicó que para agilizar las tareas de participación ciudadana, Perú-Petro realizó 45 reuniones con gobiernos regionales, municipales y gremios de pescadores para explicarles la nueva licitación.

De otro lado, confirmó que hay 33 lotes petroleros, tres de exploración y 30en flotación, que están en fuerza mayor, ante la demora de los permisos del Estado, por conflictos sociales y por falta de seguridad en la zona donde se encuentran.

Inversión Riesgosa

Por su parte, los expertos en temas de Hidrocarburos Jorge Manco Zaconetti y Jaime Quijandría destacaron la importancia de que se saque a licitación esas zonas petroleras, cuya exploración es considerable de muy alto riesgo.

Sin embargo, Manco Zaconetti opinó que para ser más atractivos esos lotes debió establecerse una regalía de 5% y señalar como factor de competencia entre las empresas el monto de inversión a realizar en la fase de exploración. Asimismo, demandó a Perú-Petro tener cuidado con las empresas “piratas” que ofrecen altas regalías con la finalidad de lograr la adjudicación y luego levantar fondos en el extranjero.

Al respecto, Quijandría explicó que Perú-Petro debería determinar el capital y experiencia de cada empresa participante para evitar ese tipo de acciones.

Asimismo, expresó su esperanza de que participen empresas importantes y que éstas hallen reservas petrolíferas importantes para el futuro del país.

Nuevo Proceso

En seis meses salen 26 lotes

El presidente de Perú-Petro, Luis Ortigas, aseguró que antes de fin de año su institución licitará 26 nuevo lotes petroleros, la mayoría de ellos están ubicados en la selva amazónica.

En conferencia de prensa, aseguró que aún no se puede convocar ese curso, porque su institución está ejecutando la consulta previa con las comunidades nativas, para facilitar el ingreso de las empresas que resulten adjudicadas.

También señaló que en el Perú debería perforarse entre 40 y 60 pozos al año y no de 6 a 10 como es ahora.

Por su parte, el experto en Hidrocarburos, Jorge Manco Zaconetti, advirtió que el Perú tiene un déficit de US$3,000 millones al año en su balanza comercial de hidrocarburos. Explicó que el Perú exporta entre 12mil y 15 mil barriles diarios de petróleo pesado pero importa 160 mil entre crudo, diésel y gasolinas.