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Timestamp: 2018-07-19 15:20:36+00:00

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Kuraka: Minería y Energía: 2007
POR UNA ALIANZA ESTRATÉGICA ENTRE PDVSA Y PETROPERÚ
Es una máxima de la ciencia política que los “estados no tienen amigos sino intereses”. Entre el Perú y Venezuela siempre han existido relaciones de amistad y solidaridad, incluso en los momentos más aciagos de nuestra historia republicana del siglo XIX, el país del Orinoco fue uno de los pocos aliados que apoyó a nuestro país para una paz justa con Chile que no implicará la pérdida definitiva de Arica y Tarapacá. Es más, en el siglo XX, Venezuela fue para miles de peruanos y latinoamericanos un refugio democrático ante las recurrentes dictaduras políticas que empobrecen a nuestro continente.
En dicho contexto histórico y respetando las particularidades de los procesos políticos resulta de interés nacional fomentar alianzas entre las empresas estatales petroleras del Perú y Venezuela. No solamente por la importancia que tiene Petróleos de Venezuela (PDVSA), un gigante del sector de hidrocarburos a nivel mundial con una producción que supera los 2.5 millones de barriles diarios, sino por las potencialidades de una empresa que ha desarrollado fortalezas en la producción y tratamiento de crudos pesados. Éstos actualmente en nuestro país no pueden ser procesados por las refinerías locales y se tienen que exportar.
A Venezuela se le reconoce aproximadamente 80 billones de barriles de reservas probadas que representan el 6.7 % de las reservas a nivel mundial y se estiman en más de 150 billones las reservas probables y posibles. Si a ello, se agrega que más del 50 % de su producción se realiza en el mercado norteamericano, a pesar del discurso antiimperialista del Comandante Chávez. Ello nos demuestra la primacía de los intereses económicos sobre los discursos políticos.
PDVSA es una empresa petrolera que realiza ventas anuales superiores a los 100 mil millones de dólares, es decir, tiene ingresos que superan a la producción total de bienes y servicios de nuestro país (PBI), que en el mejor de los casos bordea los 65 mil millones de dólares. De allí, la necesidad de alianzas estratégicas entre las empresas estatales de hidrocarburos para que PetroPerú pueda por ejemplo acceder al financiamiento necesario para la modernización de sus refinerías como la de Talara, que se estima en 1000 millones de dólares. El solo anuncio internacional que PetroPerú está respaldado por PDVSA nos facilitaría el acceso a un financiamiento conveniente al interés nacional.
Es decir, PetroPerú con PDVSA podrían firmar una serie de acuerdos para adquirir a precios de mercado parte de sus requerimientos de crudos. De ser una realidad la ampliación de la refinería de Talara supondría una capacidad de tratamiento de 90 mil barriles diarios de los cuales más del 50 % tendría que ser crudo importado. Es más, a pesar del rápido crecimiento del consumo del gas natural, el parque automotor utilizará el petróleo diesel 2, por ello se ha de importar este derivado, y que mejor que la seguridad de un abastecimiento oportuno de PDVSA a precios de productor directo.
En tal sentido, las líneas maestras de un acuerdo y asociación estratégica debieran estar orientadas al financiamiento de la modernización de las refinerías de PetroPerú, que en el 2010 debieran producir combustibles con 50 partes por millón de azufre, en lugar de los 4000 partes por millón que se producen en la actualidad. En segundo lugar, resulta de interés el acceso a la tecnología para el tratamiento de crudos pesados que son los más abundantes en nuestro país. Este petróleo pesado existe en los lotes 8 y 1-AB bajo responsabilidad de Pluspetrol. Es más, en los lotes 67 y 39 la naturaleza del petróleo también es pesado por tanto sino se trata internamente habría que exportarlo con los castigos en el precio internacional que ello conlleva.
Por último, como una forma de hacer previsible las compras de
PetroPerú que no tiene ningún lote propio en explotación gracias a una nefasta privatización realizada en la década de los noventa, es necesario establecer acuerdos de compras directas con empresas estatales de América Latina, con ello se deja de lado a los especuladores y traders que encarecen los precios con “altos costos de transacción”.
En resumen, mientras PetroPerú no acceda a la integración vertical con lotes de producción propios, es de necesidad el establecimiento de convenios y alianzas efectivas con empresas petroleras estatales de terceros países como PDVSA de Venezuela, Petrobras de Brasil, Ecopetrol de Colombia y PetroEcuador. En la presente coyuntura internacional de precios altos del crudo y derivados resulta un imperativo la modernización de nuestra empresa estatal y el fomento de la producción interna de crudo de alta calidad como el que existe en los Horizontes profundos de Talara.
Publicado por Jorge Manco Zaconetti en 19:11 No hay comentarios: Enlaces a esta entrada
Reacciones al artículo: Perú, urgente revisión de contratos petroleros
1)- Carlos Gonzales
Fecha: Mon, 10 Dec 2007 15:31:51
De: cgonav2002@hotmail.com
Sólo un par de comentarios sobre el artículo de mi distinguido amigo Jorge Manco.
Refiriéndose al impuesto a la renta, advierte que los contratistas pueden deducir las inversiones en exploración de sus utilidades de lotes en explotación. Así debería ser, pero no es.
De acuerdo con el artículo 50° de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH), si un contratista tiene un lote (o más) en explotación y un lote (o más) en exploración; "las inversiones realizadas en un lote en exploración serán acumuladas al mismo tipo de inversiones efectuadas en el lote de explotación y el total se amortizará mediante el método de amortización elegido en éste".
Esa fue la intención del legislador, pero desgraciadamente y una vez más, el Ejecutivo, excediéndose en su facultad reglamentaria, desnaturalizó el sentido promotor del artículo 50° de la LOH mediante el artículo 10° del Reglamento de Estabilidad Tributaria (D.S. 32-95-EF). Lo que dice el Reglamento es digno de Ripley: para acumular las inversiones del lote de exploración con las del lote de explotación PRIMERO tiene que hacer suelta total del lote exploratorio. En pocas palabras, antes que promover más inversiones en exploración, se optó por promover las sueltas de área; y lo que es peor aún: según la lógica del Reglamento de marras, las inversiones de un lote abandonado que deberían tratarse como PÉRDIDAS, se tratarían como inversión amortizable. Lo que deberíamos proponer es que vía LEY (que el Congreso se haga respetar no permitiendo que una norma de menor jerarquía modifique la intención del primer poder del Estado), se deje sin efecto el primer párrafo del artículo 10° del Reglamento de Estabilidad Tributaria.
En relación con las posibilidades de aumentar la producción a través de la exploración de horizontes profundos o en aguas profundas; convengo en que es necesario ser audaz e innovador. La balanza comercial anualizada de hidrocarburos sobrepasará los 1,600 millones de US$ de déficit. Más dramática es la cifra del déficit de la balanza comercial de petróleo crudo que será superior a los 2,400 millones de dólares. Estamos, a no dudarlo, en una situación de emergencia energética; y nos damos el lujo de obstruir un proyecto de ley como el de "horizontes profundos".
En este contexto, es impostergable hacer un poco de magisterio entre las personas que en la función pública toman decisiones. En tal sentido, debemos terminar de una vez por todas con la errónea idea de que el "Government Take" es sólo la regalía. FALSO. Poner en valor un barril de petróleo es más que una frase. Expresa el inicio de una cadena de valor que comienza con la extracción del barril y termina con el llenado de un tanque de gasolina de un automóvil. A lo largo de esa cadena de valor, ese barril de petróleo le ha deparado al Estado: regalías + impuesto a la renta (de todos los actores en la cadena) + otros tributos (impuestos, tasas, contribuciones). El día que se entienda bien cuánto representa para el Estado esa cadena de valor, habrá menos gente que se rasga las vestiduras cuando se solicita rebajar las regalías para hacer más inversiones.
Dice bien Jorge Manco cuando señala que la situación requiere respuestas inmediatas. Recuerda con pertinencia, que en otras latitudes se promovió el denominado "royalty holiday" (regalía cero) por un período determinado o hasta llegar a un volumen de reservas prefijado; como también se ha impulsado las inversiones a través del "tax holiday" con el mismo criterio. Estos modelos han sido aplicados en otras latitudes y dieron excelentes resultados. No hay que asustarse entonces con las propuestas que van en esa orientación.
Concuerdo también con Jorge cuando refiere el "argumento ortodoxo" de quienes sostienen que los precios altos ya son suficiente incentivo.
Habría que revisar algo de inflación petrolera para que descubran quienes sostienen alegremente este argumento, cómo es que también los costos se han elevado sustancialmente. Sino, que consulten la web de "U.S. Bureau of Labor Statistics" y revisen la evolución de los costos de la industria (código 211). La inflación petrolera (costos de extracción) sólo en octubre fue de 7%. Es verdad que los precios suben por ascensor y los costos por escalera; pero los dos suben...
Me gusta recordar siempre la respuesta que diera un conferencista hace ya 2 décadas, cuando le preguntaron cual era el mejor tipo de contrato y contestó "no sé cual es el mejor, pero si sé cual es el peor: el que no se firma".
2)- Julio Castillo
Fecha: Mon, 10 Dec 2007 16:21:40
De: juliocastillo1952@hotmail.com
Estoy de acuerdo con Jorge Manco en la revisión de los contratos.
Lástima que el consultor Carlos Gonzales no haya hecho ninguna mención a esa faceta del artículo de Manco. Con toda la experiencia que tiene en contratos el Sr. Gonzales, antes funcionario de Petroperu/Perupetro y ahora asesor de diversas empresas, bien podría darnos muchas luces sobre lo que está aconteciendo en la industria petrolera peruana, en particular, en los contratos que se suscribieron en forma irregular. A veces los silencios son cómplices señor Gonzales.
Petrotech recibió el Lote z2b con 20 mil barriles de petróleo por día y con más de 80 plataformas que después de 15 años, se puede verificar que no han recibido el mantenimiento diligente que prescribe el Código Civil como obligación del arrendatario. NO sólo ha permitido la caída de la producción sino que va a devolver los bienes del Estado en una situación realmente calamitosa.
Petrotech tiene operando la Planta Pariñas como otra razón social, pero es - obviamente - una empresa vinculada; y el Contrato le prohíbe vender a vinculadas y menos para procesamiento de Gas. Y lo hace a vista y paciencia de Perupetro y el MEM (que le dio su autorización cuando Touzett era Director de Hidrocarburos). Y la Contraloría ¿qué hizo sobre este tema? Acaso,¿Tiene algo de eficacia escarbar hechos ocurridos hace 15 años cuando ya prescribió todo?. Estos son temas frescos amigos de la Contraloría. Pónganse a trabajar.
PERO HAY ALGO REALMENTE GRAVE, con olor ha podrido, respecto al Contrato del Lote 56.
Cuando se firmó el contrato (7-09-2004) estaba vigente el texto original de la Ley 27133 - Promoción de la Industria del Gas Natural (sin la modificación introducida por la ley 28552).
EL inciso a) del artículo 4° de la Ley 27133 decía textualmente: En todos los casos se deberá tomar en cuenta lo siguiente:
a) Garantizar el abastecimiento al mercado nacional de gas natural, por un período mínimo definido en el Contrato.
La pregunta es: "¿Por qué en el Contrato del Lote 56 no se estableció el período mínimo de garantía de abastecimiento al mercado nacional?".
LA ley decía "en TODOS los casos". Todos los casos son TODOS, no queda ninguno fuera, no cabe excepción.
¿Por qué el Contrato del Lote 56 se firmó con el mismo consorcio Camisea, después de una risible convocatoria "por invitación" a empresas emparentadas entre ellas?
Sobre la comisión que el año 2003 investigó los contratos; ¿Dónde está el dictamen exculpatorio o acusatorio?
¿Quiénes conformaron esa comisión? Es aceptable que se forme una comisión investigadora o grupo de trabajo, y sus miembros se vayan después a sus casas sin rendir cuentas de su trabajo? Vamos a indagar quienes fueron los miembros de esa comisión y dar con los resultados de su investigación.
Sobre la cadena de valor que explica Carlos Gonzales, puede ser cierto. No tenemos por qué dudar que así sea. Es más, seguramente así funciona la economía del petróleo y la formación de la renta total petrolera. EL tema yo lo veo por otro ángulo. Si la regalía es el precio que paga la contratista por el petróleo... que es un bien patrimonial… es lógico que ese bien valga CERO, como proponen.
Alguien en su sano juicio ¿vendería sus bienes a CERO soles?.
Sobre las acusaciones de la Contraloría: en mi modesta opinión, creo que no debe gastarse tiempo, ni dinero en el caso de la comisión que negoció el contrato en 1993. Eso es inútil. Además, si hicieron bien o mal, ellos conformaron sólo una comisión cuya labor estaba supeditada a la solemnidad de un decreto supremo que para dictarse, necesitaba de la opinión favorable de innumerables instancias especializadas en el
MEM y el MEF. Además, ya prescribieron todos los plazos.
Lo que si debe demandar mucho esfuerzo, todo el esfuerzo, es el tema de las decisiones tomadas por el Directorio de Perupetro que revocó el acuerdo de llevar a juicio a Petrotech cambiándolo por un arbitraje de derecho. Dicen que un prominente miembro del Directorio de Perupetro (presidente), había sido alto funcionario de Petrotech hasta unos días antes de ser designado presidente de la empresa estatal responsable de los contratos petroleros. Dicen que este señor asumió la presidencia un 1ro de junio y revocó acuerdos del Directorio anterior 3 semanas después, apoyándose en informes elaborados a la medida de la cuestionable decisión. La Contraloría está en la obligación de ser eficiente y no perder tiempo.
3) Mario Minelli
Fecha: Wed, 12 Dec 2007
De: mariominelli_arg@hotmail.com
"Siempre agudo siempre fino, sin perder la óptica ni el tino", diríamos de Manco y su artículo.
Comparto con Manco la urgente y necesaria revisión de los contratos petroleros. Qué riesgo corrió Petrotech cuando tomó el Lote que operaba Petromar y dejó con 20,000 barriles de petróleo por día, para que tenga una retribución de 84% y encima Petroperu pague los impuestos de importación de ella y sus subcontratistas? NINGUNO. No es comparable, en lo absoluto, la regalía equivalente de Petrotech (que debe ser de 15% aproximadamente) con el 5% que pagarían inicialmente si encuentran petróleo - las compañías que si corren riesgos. En esa visión, tenemos que aceptar como válida la tesis de que a Petrotech le hicieron un gran regalo y encima lo exoneraron – vía cuestionable laudo arbitral - del pago de un impuesto adicional a la renta del exterior (10%); y por si fuera poco, el 2003 PETROPERU le renovó el alquiler de las mas de 80 plataformas y tanques y ductos y demás, al mismo precio: 10 MM$/Año, sin que - como se le hubiera ocurrido a cualquier ciudadano de a pie - fijar el alquiler en función del precio del petróleo (ojo que esta renovación se hizo cuando Alejandro Narváez era presidente de Petroperu; el mismo Narváez que postuló al Congreso con PATRIA ROJA).
Pero lo más escandaloso de todo este jolgorio es que a pesar de tanto antecedente, de la evidencia de irregularidades, Petrotech tenga ahora por lo menos media docena de contratos con la presta atención y trámite de los funcionarios del Estado. Eso también debe investigarse.
Debe investigarse también como es que PERUPETRO controla los costos de los contratistas, costos que como diría Martínez Molina, son "un misterio terrenal exclusivo para algunos meritócratas privilegiados".
Por ejemplo, Petrotech tiene costos que sirven para deducir de sus cuentas del factor "r" y su manipulación pudiera hacer que nunca dejen el nivel de retribución de 84%. El control de la retribución de Petrotech también es un tema que debiera investigarse, para evitar que la retribución asemeje a lo que sería "una curva quebrada con mil inflexiones donde concomitan insumos de variopinta naturaleza y de dudosa legalidad".
He tenido cuidado en verificar las fechas de la firma del contrato del lote 56 y la fecha en que fue modificada "por Ley 28552" la Ley 27133 (que obligaba a establecer un período de abastecimiento al mercado interno en el contrato), y efectivamente como dice Julio Castillo, en la primera estaba vigente tal cual dicha obligación. Otra perla que investigar. Sobre si hubo concurso abierto, semi-abierto, cerrado, por invitación, por convocatoria, con arreglo a las normas del consucode o a las buenas prácticas de transparencia, debe pronunciarse muy pronto la Contraloría General de la República. Así que no desesperemos porque ya debe estar en camino la respectiva resolución dando instrucciones al procurador para la denuncia penal correspondiente.
El día de ayer hemos sido testigos que el crimen no paga, que tarde o temprano los corruptos caen y se tienen que enfrentar a la justicia.
Es sólo cuestión de paciencia. Que los contratos petroleros deben revisarse, es un imperativo nacional. QUe quien lo haga debe ser la Contraloría, es algo todavía que discutir, pero es la entidad responsable. Que hay todavía secuela de corrupción en la administración pública es innegable. Solo queda decir que ¡YA CAERÁN!
4) Jesús Morelo
Fecha: Fri, 14 Dec 2007
De: jesumorelo@yahoo.es
Todo resulta declarativo amigos. No hay voluntad en los gobernantes de enmendar nada. La corrupción sigue campeando en la administración pública. Los funcionarios obstruyen no por principio sino por conveniencia. Después de poner barreras, vienen las invitaciones a almorzar, los presentes navideños, etc. Así no se puede hacer Patria.
El sector Energía y Minas es el que más sufre las secuelas de la corrupción. Saba (topo o tránsfuga político) es presidente de Perupetro; Gutierrez (topo o tránsfuga político) es presidente de Petroperu. Esos dos nombramientos tienen alguna explicación lógica?
Que el Ministro los justifique ahora, no invalidan el lógico cuestionamiento de esos nombramientos. Además, ¿qué sabe el arquitecto Valdivia de petróleo o de electricidad? que sabe de minas?
Su viceministro, el Dr. Gamio, fue abogado de Petroperu en las décadas del 80 y 90. Según nos informan, ingreso a Petroperu en 1985 o 1986, a los 22 o 23 años; y lo hizo nada menos que como asesor de la presidencia del directorio. Después su periplo por el sector ha sido realmente interesante, llegando a ser abogado de Repsol (si, está leyendo bien REPSOL), por muchos años.
El Gerente General de Petroperu (ing. Celi) fue gerente general de Perupetro, y según informan los informantes, su retiro de perupetro obedeció a algo "Non Santo".
Sobre las denuncias de la Contraloría y el caso Petrotech, es verdaderamente vergonzante que Perupetro siga entregando Lotes a esta empresa sin verificar y convalidar primero si está cumpliendo diligentemente con el uso de las instalaciones que son de propiedad del Estado, mas allá de la tinterillada arbitral que consumó con la complicidad de funcionarios del Estado. Por que la Contraloría no solicita a Perupetro las calificaciones de las empresas petroleras que han firmado contrato y van a administrar los recursos del Estado
5) Carlos Reategui
De: carlos.reategui@gmail.com
Desgraciadamente en la red hay personas que se dedican a enlodar nombres con el famoso pretexto de "los informantes".Con los señores Saba, Gutiérrez, Valdivia, Celi, Gamio, etc. podemos discrepar pero no llegar al insulto o a la insinuación maliciosa como algunos de nosotros gustamos de hacer. Por lo que a mi respecta son buenos profesionales y si alguien tiene algo contra ellos que de la cara y no se excuse en ser "informante" para insinuar sus acusaciones. Por lo menos ahora no se nombran "ministros de pesquería" por haber practicado caza submarina. Se que esta aclaración me va ha costar algunos ataques, pero alguien tiene que decir algo sobre este asunto.
6) Carlos Gonzáles
EL que Jorge Manco solicite - con la franqueza y sinceridad que lo caracteriza - la revisión de los Contratos no es nuevo, y por el contrario, da pie a que se abra un debate que precisamente por versar sobre hidrocarburos, puede ser muy combustible.
Opiniones como las de Manco y otros respetables escribidores, enriquecen este FORO y quienes participan en él debieran poner todo su esfuerzo para que no pierda ese sentido (el de FORO). Se puede criticar sin cortapisas y hasta en forma furibunda si se quiere, tal o cual acto de Gobierno; y nadie tendría derecho a restringir la opinión discrepante.
Lo que no debemos aceptar es que se utilice este foro para lanzar imputaciones directas y personificadas, con dos agravantes para el que las lanza:
1) que lo hace sin pruebas, "escudándose" en supuestos "informantes"; y
2) que seguramente no apellidan ni Morelo ni Castillo, tratándose de sujetos que no tienen la entereza y valor de ponerle firma a sus opiniones.
Una buena medida sería que para opinar en el FORO, será requisito indispensable que el opinante se identifique plenamente ante al administrador de la Red de Energía.
Mientras tanto, a los que se sientan difamados, les recuerdo mi filosofía de vida: cuando voy por la calle y un perro me ladra, jamás me pregunto ¿qué me estará diciendo?
DNI 09272227
POR LA AUTONOMÍA ENERGÉTICA
PERÚ: URGENTE REVISIÓN DE CONTRATOS PETROLEROS
En verdad, sino fuera por la producción de los hidrocarburos líquidos provenientes básicamente de Camisea Lote 88, aproximadamente 35 mil barriles diarios de LGN que se extraen conjuntamente con aproximadamente 560 millones de pies cúbicos de gas natural, de los cuales una importante proporción se reinyecta, no más de 220 millones de pies cúbicos se comercializan como producción fiscalizada que abona regalías, y el resto se utiliza en las operaciones propias de Pluspetrol.
El 50 % de los 35 mil barriles de líquidos de gas natural se transforman en la planta de Pisco en gas licuado o gas doméstico que se venden a precios superiores a los 35 nuevos soles el balón de 10 kilos, el resto se convierte en nafta que se exporta y algo de diesel. Hasta el 2005 Pluspetrol exportaba el GLP en forma de propano y butano a precios más bajos que los vigentes en el mercado interno, y el gobierno de turno tuvo que reconocer su rol regulador para que los precios internos del GLP no fuesen mayores a los de exportación. En esta decisión jugó un rol fundamental la Comisión de Proinversión del Congreso de la República presidida por el hoy Presidente Consejo de Ministros.
Sino fuera por la producción del Lote 88, la realidad del sector sería más crítica. La producción actual de petróleo crudo bordea los 76 mil barriles diarios cuando en la década del noventa estaba por los 125 mil barriles diarios, lo cual desdice en la realidad uno de los objetivos que justificaron la privatización de los lotes petroleros que administraba exitosamente PetroPerú. Es más, buena parte del crudo producido internamente tiene que ser exportado por estar constituido por un petróleo pesado que no puede ser refinado en nuestro país, resultando la producción más importante el crudo ligero de Talara y Zócalo Continental, que tiene posibilidades de ser incrementado, de ser efectivo y positivo el rol de PerúPetro, organismo estatal de promover la inversión y de supervisar los contratos.
El crudo producido internamente y utilizado por las refinerías apenas supera los 45 mil barriles diarios, mayormente extraídos en Talara más de 32 MBDC (miles de barriles diarios), lo que explica que más de 125 mil barriles sean importados, constituyéndose la transnacional Repsol/YPF operadora de la refinería La Pampilla en la principal importadora de hidrocarburos que trae su crudo de las operaciones en el Ecuador, Nigeria utilizando sus propios buques, sus empresas intermediarias, demostrando la integridad de sus operaciones a escala mundial.
Ello determina que con los precios internacionales del petróleo que superan los 90 dólares el barril, el saldo de la balanza comercial de hidrocarburos, es decir el resultado de las exportaciones menos las importaciones sean mayores a las proyectadas a inicios del año 2007. Para diciembre el saldo neto negativo superaría los 1,600 millones de dólares. Disminuir el déficit de la balanza comercial o superarlo debiera ser un objetivo nacional, promoviendo la producción interna de hidrocarburos, en especial del petróleo.
Al margen del entusiasmo de los geólogos, del éxito por el número de los contratos firmados, y del exagerado triunfalismo de las autoridades del sector, se debiera declarar en emergencia el sub sector de hidrocarburos de mantenerse los precios internacionales por encima de los US $ 90 el barril, pues con tales niveles no hay Fondo de Estabilización de Combustibles que aguante, y todos los peruanos estamos financiando este subsidio por más de 800 millones de nuevos soles por las transferencias de recursos para que las refinerías locales e importadores no trasladen el incremento de los precios del petróleo y derivados a los consumidores.
En el 2007 las importaciones de crudo y derivados representan valores de US $ 9 millones diarios duplicándose respecto al 2004, es decir más de 3,200 millones de dólares en importaciones de crudo y diesel 2 especialmente. Cuando propusimos la vigencia del Fondo de Estabilización años atrás, los precios internacionales bordeaban los US $ 40 dólares el barril lo que nos parecía un exceso, y nadie proyectaba en realidad los precios actuales. Es más, el organismo de promover la inversión y supervisar los contratos, PerúPetro, tenía como horizonte máximo el precio de 50 dólares el barril para el abono de regalías.
Se debe reconocer que con los incrementos del precio internacional del petróleo el Fisco capta mayores recursos por concepto de regalías, como se puede observar en los cuadros “Perú: Total Ingresos por regalías de la Explotación de Hidrocarburos Líquidos y Gas Natural”, y “Total Ingresos por Regalías de la explotación de Hidrocarburos según Tipo de Contrato”. Y gracias a estos mayores ingresos es que el Ministerio de Economía y Finanzas gira las partidas para el Fondo que se estiman en 50 millones de nuevos soles semanales.
Como resulta evidente con los cuadros las regalías captadas en el 2004 pasan de 339 millones de dólares en el 2004 a 733 millones en el 2006, representando las regalías petroleras los mayores valores con 445 millones para el 2006 seguidas por las regalías por LGN 247 millones que básicamente se explican por las operaciones de Camisea en el Lote 88.
En el segundo cuadro se presenta las regalías según tipo de contrato, en los llamados contratos de Licencia las empresas para acceder al uso y usufructo del crudo abonan una regalía al Estado, mientras en los contratos de Servicios el Estado paga al contratista una retribución que puede ser en especie o en efectivo. Por los valores es claro que los contratos de Licencia son los más importantes, y en los contratos de Servicios la empresa más importante es PetroTech que opera en el Zócalo Continental, seguida por Graña y Montero
y Unipetro que operan en Talara. Todas las empresas con contratos de Servicios abonaron en el 2006 valores equivalentes a 61 millones de dólares frente a los 672 millones que pagan todas las empresas bajo contrato de Licencias.
Si bien con los precios altos de los hidrocarburos el Fisco obtiene mayores recursos tanto por concepto de regalías e impuesto a la renta. El impuesto a la renta abonado por las empresas de hidrocarburos es del 30 % de la utilidad imponible, según el régimen general, y se debe reconocer que esta partida esta sujeta a una serie de deducciones, como por ejemplo el de descargo de las inversiones en exploraciones a cuenta de los lotes en explotación. A pesar de ello, el impuesto a la renta ha pasado de 359 millones en el 2004 llegando a los 970 millones en el 2006.
Por tanto, en el 2006 por concepto de regalías de hidrocarburos (US$ 733 millones) e impuesto a la renta (S/ 970 millones de nuevos soles) el Fisco ha captado más de 3,169 millones de nuevos soles. Estas cifras superan los valores recaudados en el 2005 por concepto de regalías (US$ 589 millones) y por impuesto a la renta pagado por las empresas de hidrocarburos ( S/ 431 millones), que en conjunto totalizan S/ 2,368 millones de nuevos soles.
Es claro y evidente que las regalías están atadas a los precios internacionales de los hidrocarburos y el impuesto a la renta al nivel de ingresos y situación financiera de las empresas.
Se debe tener presente que no somos un país petrolero ni autosuficiente como Colombia y Ecuador, mas las regalías en nuestro país promedian el 30 %, pero existen contratos lesivos con empresas que abonan menos de 15 % de regalías equivalentes como el Z-2B (Petrotech) que debe ser renegociado por convenir al interés nacional, aumentando los ingresos del Estado. En los Estados Unidos de Norteamérica no hubiesen permitido una empresa petrolera con una serie de irregularidades y faltas contractuales como Petrotech SA.
Por tanto, con los incrementos de precios internacional de los hidrocarburos el Fisco capta mayores recursos y asume subsidios como las transferencias al Fondo de Estabilización de Combustibles, que nos recuerda a los indiscriminados subsidios de la década de los ochenta, con la salvedad que estos están financiados por los mayores ingresos que se obtienen por regalías, impuestos a la renta, y otros impuestos a los combustibles. Sin embargo, esos recursos podrían ser mejor utilizados en el financiamiento de la educación y salud de calidad y en la transformación de la matriz energética.
De otra parte, se debe tener presente que sobre el precio de refinería se aplican una serie de impuestos en razón de la participación porcentual del rodaje (8%), el monto fijo por el impuesto selectivo a los combustibles más el IGV (19%). Si bien el selectivo a los combustibles ha sido la variable utilizada para amortiguar los altos precios de los hidrocarburos no resulta suficiente. Este impuesto ha disminuido de 3,177 millones en el 2004, pasando a 2,607 millones de nuevos soles en el 2005 y en el 2006 arriba a los 2,399 millones.
Es más, el selectivo a los combustibles representa un poco más del 5 % de los ingresos tributarios del Fisco, sin embargo constituye un fuerte componente en el precio de los combustibles, siendo el 20 % de las gasolina 84 (S/2.05 por galón) en el precio ex planta (precio de refinería más impuestos). Por ello, su eliminación como impuesto debiera ser estudiada, pues no tiene lógica financiar los subsidios al diesel 2 importado y el producido internamente que resulta altamente contaminante.
En todo caso, el subsidio del Fondo de Estabilización debiera utilizarse para cambiar el parque automotor de servicio público para fomentar con energía el consumo del gas natural, utilizando masivamente este combustible limpio y económico.
En tal sentido, con tales recursos obtenidos de la producción de crudo y comercialización de combustibles se financia semana a semana el Fondo de Estabilización en un precario equilibrio financiero. Por ello, debiéramos ser más audaces promoviendo una serie medidas de fomento de la inversión en el sector real, para incrementar de verdad la producción interna de petróleo.
REVISIÓN DE CONTRATOS PETROLEROS
Si bien resulta plausible la firma de mayores contratos firmados respecto a los años anteriores, como meritorio el número de pozos exploratorios (7) a julio del 2007 que no superan los 10 pozos exploratorios del 98, estamos lejos de los resultados de Colombia e incluso de un país inestable como Bolivia. Por ello, se debiera analizar las posibilidades de inversión a gran escala en el Zócalo Continental con empresas serias, de prestigio internacional y tecnología de punta, donde se supone que existen importantes reservas de hidrocarburos. Desde más de una década en el Anuario de Hidrocarburos se declara que existen más de 1,000 millones como reservas posibles, que requieren un gran esfuerzo de inversión exploratoria y de riesgo.
Ello pasa por renegociar y por último de no llegar a buen puerto dar por terminado un contrato lesivo con el Estado un “Contrato de Servicios” que nunca debió firmarse. No solamente por las graves irregularidades que después de 15 años la Contraloría General de la República encuentra que ameritan la apertura de sendas investigaciones. Ello se constata en las Resolución de Contraloría Nº 311-2007-CG del 27 de setiembre y la Resolución 360-2007-CG.
Lo cierto y evidente es que dicho contrato producto de la privatización y liquidación de Petromar filial de PetroPerú llevada a cabo en 1993, produce ahora menos de 13 mil barriles diarios cuando Petromar producía más 19 mil barriles diarios. Las características de la privatización de Petromar las expongo con cierta amplitud en mi libro “Privatización e Hidrocarburos: mito y realidad Perú 1991-2002”, en especial el capítulo VII publicado por el Fondo Editorial de la Universidad Nacional de San Marcos.
Al margen de la naturaleza de la empresa que ganó el Lote- 2B Petrotech Internacional y la empresa que firmó con PetroPerú S.A. fue Petrotech Peruana sociedad anónima empresa domiciliada en Perú y lo que dejó de percibir el Fisco por el impuesto a la renta a la remisión de utilidades, más las múltiples irregularidades que recién se están destapando y que lamentablemente no se dieron a conocer oficialmente por el Grupo de Trabajo que se formó en la Comisión de Energía y Minas en el año 2003.
Resulta evidente la necesidad de renegociar o resolver un contrato lesivo que no resulta conveniente para los intereses del país. Este es un contrato por medio del cual el Estado peruano tiene que pagar una elevada retribución en especie que en promedio bordea el 85 %. Esto significa que por cada 100 barriles producidos se le retribuye 85 barriles que luego ésta revende a PetroPerú refinería Talara, a precios internacionales. En tal sentido, la renegociación debiera estar centrada al aumento de la participación del Estado, aumentando la regalía equivalente de 15 % hacia arriba.
Esto significa que la regalía equivalente en el Lote Z-2B Zócalo Continental es de 15 % sin haber invertido un dólar directamente pues PetroTech asumió las operaciones en marcha en 1994 y con el flujo de ingresos provenientes de la extracción de un crudo de alta calidad, puede pagar a PetroPerú US $ 10 millones anuales por el alquiler de las plataformas y equipos, abonar la regalía equivalente de 15 % y obtener altísimas utilidades a costa de la explotación del petróleo, con el agravante de un sistemático venteo y quemado de gas natural .
En verdad, esta regalía equivalente de 15 % que se paga en el lote Z-2B, está muy por debajo de la tasas pagadas por otras empresas que operan en Talara, y que en el proceso de privatización de los lotes de PetroPerú iniciado en 1992 con el redimensionamiento del gran Lote X, no pagaron por las reservas probadas de hidrocarburos. Así, Petrolera Monterrico abona una regalía de 54 % en el Lote II, Sapet petrolera estatal de la China que opera el Lote VI/VII paga una tasa de regalía de empresa 44 %. La petrolera Mercantile asume una tasa de regalía de 66 %.
Por último, la petrolera Petrobras Energía del Brasil que sustituyó a la argentina Pérez Companc en el Lote X asume una tasa de regalía de 30 %. Se debe tener presente que la petrolera argentina Pérez Companc pagó en diciembre del 1996 US $ 202 millones por 38 millones de barriles de reservas probadas aproximadamente, de allí que la regalía pactada resulta menor a los lotes arriba citados.
En el caso del Lote Z-2B se le debe agregar la falta de mantenimiento de las 90 plataformas marinas, algunas de las cuales se han venido abajo, el uso indebido de los líquidos de gas natural proveniente del gas húmedo y tratado en la Planta de Pariñas cuando estaba prohibido por contrato de procesar el gas húmedo con empresas vinculadas, la excesiva tercerización de sus operaciones que eleva indebidamente los egresos, el abuso y sobreexplotación de sus trabajadores. Solamente la complacencia de las autoridades de PerúPetro hacia esta empresa en el pasado, explicaría la continuidad de sus operaciones lesivas en el país.
Al margen del optimismo por el número de contratos firmados, al margen de la calificación de las empresas firmantes, obviando de si todas han presentado cartas fianzas, sería interesante saber el real compromiso de inversión en pozos exploratorios, pues ha sido casi una tradición en el sector anunciar la perforación de 3 o 4 pozos exploratorios, se perforaba uno y se retiraban del lote. Por ello, de obtenerse resultados positivos estos se verán después de 8 a 10 años.
Los hidrocarburos del Lote 88 (Camisea) se descubrieron en 1984 y comercialmente se explotan recién en el 2004. El petróleo pesado del Lote 67 se descubre en 1998 y recién se asume el compromiso de explotación en el 2007, de igual forma la Shell en 1999 “descubre” en el Lote 56 más de 200 millones de barriles de condensados y más de 2.7 trillones de pies cúbicos y en el 2004 se firma el contrato de exportación de gas natural hacia México.
Por tanto, de lo que se trata es de incrementar la producción en el menor tiempo posible, en los contratos sujetos a explotación de manera audaz y creativa. En especial, en las operaciones tierra del Noroeste (Horizontes Profundos) y Zócalo Continental donde se presume la existencia de importantes reservas de hidrocarburos.
En el caso del Zócalo Continental, para las inversiones de riesgo a grandes profundidades donde nunca se haya explorado, se podrían adoptar medidas promocionales, como por ejemplo una regalía de cero en los primeros 10 años de producción. Si se descubren hidrocarburos se negocia una participación, pero de no hallarse el riesgo de la inversión corre a cuenta del contratista. Soy consciente que está medida puede ser calificada de “entreguista” por algunos sectores pero no hay nada más irracional que importar hidrocarburos por más de 9 millones de dólares diarios, y ventear el gas natural con su contenido de metano.
La regalía de cero fue el mecanismo que se aplicó exitosamente en el Mar del Norte para promover inversiones de riesgo dando resultados. Se trata de fomentar la inversión de riesgo de verdad, con tecnología de punta, con empresas especializadas en operaciones mar adentro.
En el mismo sentido, sin dogmatismos se debiera promover la inversión en los llamados horizontes profundos y no convencionales, donde se intuye la existencia de hidrocarburos básicamente en Talara, que ha sido y es, escuela de los geólogos petroleros por su particular conformación. Ello supone superar las limitaciones de PerúPetro, supuesto organismo estatal promotor de la inversión que ha firmado múltiples contratos con regalías de 5 %, pero que sin embargo se muestra reticente a promover tales inversiones de riesgo.
El argumento ortodoxo es que no existiría mayor estímulo para las empresas petroleras que los elevados niveles de precios internacionales que genera extraordinarias utilidades, por tanto no se debe otorgar ningún beneficio o marco promotor adicional. Se está demostrando que con los altos precios internacionales el Fisco está captando mayores ingresos vía regalías e impuesto a la renta, por tanto, los ingresos extraordinarios están siendo compartidos entre el Estado y las empresas.
La realidad nos está demostrando que no resulta razón suficiente los altos precios para inducir a las empresas la asunción de mayores riesgos, y lo que se privilegia es la perforación de los pozos de desarrollo. Si esto fuese cierto, la inversión exploratoria sería mucho mayor a la existente, y los pozos exploratorios que permiten descubrir las reservas probadas, serían mayores a los 10 pozos anuales como se estima a diciembre.
Incrementar la producción del Noroeste-Talara es más urgente en razón de la modernización de la refinería de Talara-PetroPerú. Técnicamente no se ha perforado más abajo que la llamada formación Mogollón a pesar de casi 100 años de explotación. Se presume que a mayores profundidades pudieran existir mantos de petróleo. Por tanto, los organismos responsables de promover la inversión están en la obligación de inducir, provocar, invitar a esta inversión de riesgo.
Se debe entender que el petróleo producido internamente paga regalías e impuesto a la renta a diferencia del crudo importado, además de la generación de empleo y el efecto reactivador de los ingresos. Es más, con producción interna incrementada se disminuyen los diversos costos de importación como los fletes, seguros, internamiento, aranceles, que encarecen el precio del barril importado entre 8 a 10 dólares. Estas serían las múltiples ventajas del incremento de la producción y de no encontrarse el crudo, está el gasto realizado y la demanda generada.
Por ello, una salida creativa debiera ser negociar las altas regalías de 30 % o 50 % que se abonan actualmente, hasta llegar a un 15 % en los llamados horizontes profundos, pues la lógica económica me dicta la conveniencia de una regalía menor de una producción incremental que una regalía de 30 % de una inexistente producción proveniente de los llamados horizontes profundos.
Con el 15 % de regalías por la producción en horizontes profundos se asegura el canon (10%) y sobrecanon (2.5%), para Piura y Tumbes que en la actualidad no están percibiendo absolutamente nada por la producción de los llamados horizontes profundos. Y además se asegura la participación de 1.5 % que percibe PerúPetro de las regalías abonadas que pareciera la “raison de être” de este organismo.
Paralelo a esta negociación de las regalías se debe obligar a las empresas a una inversión equivalente a la disminución de regalías o mayor con capitales frescos. De esta forma, el Estado renuncia temporalmente a percibir mayores regalías, ingresos que se verán más que compensados con el incremento de la producción de los horizontes profundos y las empresas asumen su cuota de riesgo con inversión fresca para aliviar el déficit de la balanza comercial.
Así, en los contratos vigentes en explotación se tendría una regalía de 30 % o 50 % en los horizontes donde se está actualmente operando, y un contrato adicional nuevo por los llamados horizontes profundos, donde la regalía será no menor al 15 % dependiendo de los montos de inversión. Esta sería la forma sana de inducir la inversión privada, utilizando los mecanismos de mercado.
Esto es más urgente y necesario pues de ser una realidad la ampliación de la refinería de Talara-PetroPerú en el 2010, supondría una capacidad de tratamiento de 90 mil barriles diarios de los cuales más del 75 % tendría que ser crudo importado.
En la actualidad el conjunto de la producción por las operaciones de tierra y mar no superan los 32 mil barriles diarios de crudo de alta calidad, por tanto de no fomentarse incrementos de la producción los llamados horizontes profundos y Mar adentro, prácticamente la producción de la Refinería de Talara dependería de las importaciones.
Se debe tener presente que la producción futura del Lote 67 de la Barrett está conformada por crudo extra pesado, que deberá ser previamente tratado para ser refinado por una moderna planta que procese crudo pesado que dicho son los más abundantes en los Lotes 8/8X y 1-AB .
Se trata de establecer una política energética que contemple una serie de medidas de corto, mediano y largo plazo en la reconversión de la matriz energética, y en la promoción de la producción interna de petróleo, pues a pesar de la abundancia del gas natural, seguiremos dependiendo del petróleo y las presiones especulativas de los precios internacionales que afectan nuestra balanza comercial. Y un objetivo nacional debiera ser la autosuficiencia en materia petrolera, para reducir el creciente déficit de nuestra balanza comercial de hidrocarburos.
1.- Renegociación del Contrato firmado en el Lote Z-2B incrementando la participación del Estado en las regalías equivalentes al 30 %.
2.-Renegociación del Contrato firmado en el Lote 1-AB que en el 2007 debió revertir al Estado peruano, y posibilitar la integración vertical de PetroPerú
3.- Renegociación del Contrato firmado en el Lote 56 que privilegia la exportación de gas natural postergando las políticas de valor agregado como la petroquímica.
Publicado por Jorge Manco Zaconetti en 13:42 1 comentario: Enlaces a esta entrada
“NOS GUSTE O NO, VAMOS A SEGUIR DEPENDIENDO DEL PETRÓLEO” (*)
Economista Jorge Manco Zaconetti, habla sobre las reales posibilidades de poder acceder a una nueva matriz energética, la industria petroquímica y el proceso de exportación del gas de Camisea.
Jorge Manco: " Yo diría que empecemos a exportar cuando tengamos la seguridad de haber encontrado más reservas".
¿Debemos preocuparnos por el fuerte impulso que se le está dando a la exportación del gas de Camisea?
Creo que la preocupación es legítima. Una de las cosas que habría que ver es el caso argentino, que para mí debe servirnos no de ejemplo, sino de mal ejemplo. Este país, en los años 90, siendo productor de petróleo se convierte en un exportador de gas natural a Chile con más o menos, en su mejor momento, 900 millones de pies cúbicos al día. Esto colapsa en el 2004 cuando empieza la reducción de los envíos a Chile, y a pesar de que eran contratos privados que tenían una naturaleza privada comercial, se comenzó a disminuir el envío de gas sobretodo el que abastecía a la ciudad de Santiago.
Eso puso sobre el tapete la vulnerabilidad energética de Argentina, que este año no tiene ni para su propio consumo. Y hay una reducción sumamente fuerte. Un país que quiera realmente desarrollarse tiene que tener autonomía energética. En el caso peruano, fue el Ministerio de Energía y Minas de Quijandría quien hizo la separación del lote 88 para el mercado interno y el 56 para la exportación. Pero desgraciadamente en diciembre de 2005, ya de salida el régimen de Toledo, aprueban un decreto supremo donde autorizan a que se disponga de las reservas del lote 88 para afianzar la exportación del lote 56.
Exportación antes que satisfacción de la demanda interna…
El problema es que tenemos acá 30 trillones de pies cúbicos, pero son probables. Todo ese entusiasmo son proyecciones. Hay indicios, pero realmente tenemos menos de 12. Estamos pasando por un momento muy interesante. Yo diría que empecemos a exportar cuando tengamos la seguridad de haber encontrado más reservas. Pero aún así, yo diría que el gas de Camisea tiene una bendición. En otros proyectos los componentes de gas son básicamente metano y etano, que son el 1 o 2 por ciento del total. Camisea tiene 10 por ciento de etano. El etano es la base de la petroquímica, y nosotros lo estamos quemando absurdamente en la generación eléctrica. El proyecto Camisea tiene un sesgo muy eléctrico. Yo siempre pongo la imagen de quien tiene un carro. La parte eléctrica del gas es como el encendido. Enciendes, de repente pasas a primera, a segunda, pero ya manejar en tercera y cuarta a gas natural y generar electricidad ya es un despilfarro, ¿por qué?, porque estás desperdiciando un hidrocarburo que puede tener, mediante la petroquímica, un uso mayor, un valor agregado.
Debemos apostar por el desarrollo de la industria petroquímica: "No es lo mismo exportar un millón de pies cúbicos en gas natural que exportar una tonelada de urea, fertilizante o amoniaco. Es otra cosa. Podríamos empezar por la dinámica básica para luego ir en cadena".
Usted afirma que vamos a seguir dependiendo del petróleo ¿Es ilusorio pensar en un real cambio de la matriz energética hacia el uso del gas?
El problema es cuando tú analizas las proyecciones hasta el 2015. El parque automotor va a depender siempre del diésel, va ser el combustible más usado.Nuestro parque automotor de 1 millón 400 mil unidades, el grueso del transporte público y el transporte de carga es en diésel. De no haber una política clara, tú no puedes convertir el motor de diésel como el gasolinero. En los años 90 hemos promovido irracionalmente el consumo del diésel que es un combustible que importamos y contaminante. El precio de la demanda es la industria. Creer que el parque automotor va reconvertirse es complicado. Fíjate en todos los problemas que tenemos. Este año van a haber 20 gasocentros. Va a ser bien difícil que vaya el gas natural a provincias. Los costos de conversión son altos. Al 2014-2015 vamos a estar consumiendo 90 mil barriles y hoy estamos en 65. Digamos que hay un efecto sustitorio pero siempre vamos a seguir dependiendo del petróleo. Nos guste o no nos guste.
¿Cómo entender la posición del MINEM frente al tema de la exportación del Gas de Camisea?
Yo no puedo hablar por la posición del Ministerio. Mi apreciación es que lo que no tenemos claro. Ya está impuesto el tema de la matriz energética, todo el mundo habla de eso. A mí me preocupa cuando se habla de matriz energética y se sesga al gas. Creo que hay que tener la hidroelectricidad, el gas, el carbón reformado como opciones a desarrollar. Mira Colombia, exporta carbón y su base es carbón reformado. Petróleo, lo vamos a tener que usar en la generación eléctrica en los sistemas aislados, de ahí lo importante de poder integrarnos en una red, porque generar electricidad quemando residuales es un lujo, además de absurdo y contaminante. Si algo faltaría es dar los estímulos necesarios para que se promueva la inversión en energías alternativas como las eólicas por ejemplo.
Es una opción que al parecer no está dentro del panorama inmediato del Estado…
No está en el panorama, nos hemos sesgado al gas. Por eso es que ha subido el consumo del gas. Lo lógico seria invertir a gas pero en ciclos combinados para utilizar la fuerza del vapor, el calor que te genera el proceso. Sería lo eficiente. Qué te dicen los eléctricos, que con las tarifas eléctricas actuales el gas no es rentable, como es energía barata, no es rentable construir en hidroeléctricas ni tampoco es rentable energías alternativas. Guardemos un equilibrio. Lo importante en un momento era, está bien, construyamos térmicas a gas pero hasta un punto, pero no nos olvidemos que tenemos otras fuentes energéticas. Lo que hay que buscar es un equilibrio, porque en algún momento se van a tener que acabar.
El desarrollo de Camisea va de la mano con el desarrollo de otras industrias. “Del 100 % de fertilizantes que consumimos, importamos casi el 95 %. Traemos fertilizantes hasta de Ucrania. Si tú quieres revolucionar el agro, tienes que tener un fertilizante al costado”, afirma Manco.
¿Cómo procesar la idea de que un Estado prioriza la exportación, dejando de lado el consumo interno?
El tema, lamentablemente, es la débil vocación que tenemos de defender el interés nacional. Y te digo por qué: el señor del Solar considera que, pagando las regalías, las moléculas son de su empresa, así se expresó “las moléculas son nuestras”. Este es un tema en el que yo no veo fuerza en el gobierno. Además, cambiaron la legislación en el congreso anterior. Creo que es un tema que debería difundirse para un mayor debate nacional, porque hay que asegurar el abastecimiento en los próximos 20 o 25 años.
¿Cuáles diría usted que son las ventajas para nuestro país de desarrollar una industria petroquímica?
Diversos estudios de mercado nos dicen que en esta parte del hemisferio hay un déficit de aproximadamente de 3 millones de toneladas de fertilizantes. El Perú importa fertilizantes. Del 100 % de fertilizantes que consumimos, importamos casi el 95 %. Traemos fertilizantes hasta de Ucrania. Si tú quieres revolucionar el agro, tienes que tener un fertilizante al costado. Hay una demanda insatisfecha, de Ecuador, del Perú, del propio Chile, de Bolivia, de Brasil. El mercado existe. Tenemos el insumo, que es el gas, el etano. Entonces podemos obtener el etileno, tener fertilizantes, dependiendo si es el etano o el metano, podemos tener urea, amoniaco. Además, tenemos algo importante: los fosfatos de Bayóvar. Tú mezclas el gas con los fosfatos y tienes un fertilizante enriquecido, porque así como lo tienes del 100 por ciento de su valor estás aprovechando el 30. No es lo mismo exportar un millón de pies cúbicos en gas natural que exportar una tonelada de urea, fertilizante o amoniaco. Es otra cosa. Podríamos empezar por la dinámica básica para luego ir en cadena. La petroquímica básica es el desarrollo de fertilizantes, porque la final o la avanzada es la producción de plásticos, polietileno, o producir las membranas como las geomembranas que utiliza la minería. Ver un valor agregado ahí integrado a los sectores más importantes de la economía. Eso nunca lo va decir el mercado. Cuando las altas autoridades, llámese el presidente, o el Consejo de Ministros o el propio ministro, cuando dicen que eso lo decida el mercado, lo que veo es que nunca el libre mercado va a decidir eso, porque acá tú tienes un solo productor de gas en el lote 88 y el 56.
¿Cuál es el estado actual del proyecto de ley de promoción para el desarrollo de la industria petroquímica?
Actualmente hay 2 proyectos. El primero se presentó en abril de este año, cuando el presidente llevó la sesión de gabinete a Piura. Ese proyecto ha tenido varias modificaciones en la anterior legislatura y querían que se apruebe al caballazo. En julio, en una sesión extraordinaria, había fuertes presiones del ejecutivo para que se apruebe. Pero creo que el presidente no esta al tanto de los pormenores. Hay un proyecto de la célula parlamentaria aprista firmada por los congresistas Negreiros, Carrasco Távara y gente respetable, que dice que este proyecto está bien pero hay que hacerle unos aditivos para que camine. El problema es la presión de Petroperú y su presidente César Gutiérrez. Ellos necesitan la aprobación de la ley así como estaba del ejecutivo, porque supuestamente con esa ley ellos iban a cerrar con determinadas empresas para un financiamiento. Tenemos que pensar en lo que le conviene al país, ¿exportar el gas o industrializar el gas? Estamos hablando de varios millones de pies cúbicos, y eso en la práctica no lo vamos a ver confirmado sino hasta el 2008, cuando en el lote 57 donde está Repsol YPF y en el lote 58, donde está Petrobras, ubiquen, que tenemos una presunción válida. Yo puedo decir, tenemos 30 trillones de pies cúbicos, pero ¿es probado? Cómo hacemos para que eso de verdad sea probado. Aún en ese escenario me interesaría ser más optimista, pero la secuela y el escándalo argentino, debiéramos tenerlos más presentes.
*Publicado en el Boletín ACC COYUNTURA, Edición nº 14, 19 de octubre del 2007
Publicado por Jorge Manco Zaconetti en 15:36 No hay comentarios: Enlaces a esta entrada
PERÚ: PETROQUÍMICA Y EL ROL REGULADOR DEL ESTADO *
Para bien del país se ha aprobado por mayoría en la Comisión de Energía y Minas del Congreso de la República, el primero de octubre un dictamen que promueve la inversión en la industria petroquímica. Este se verá en el próximo pleno según el orden de prioridades del poder legislativo. Aunque lo ideal sería que antes del 25 del presente mes sea aprobado el referido dictamen de suma importancia para el Perú.
El proyecto enviado por el ejecutivo en el mes de abril ha experimentado una serie de aportes y modificaciones propio de la labor legislativa, pues no solamente se declara de “interés nacional y de necesidad pública”, el desarrollo de la industria petroquímica básica, intermedia y final a partir del gas natural de Camisea y de otros lotes hidrocarburíferos, sino también se reconoce una tímida intervención del Estado. También se amplía el campo de acción de Petroperú para que pueda participar en la industria petroquímica básica e intermedia, y se apuesta por una industria naciente que exige la mejor tecnología con maquinaria nueva, rechazando los lobbies rentistas que querían desempacar maquinaria de segunda.
En el artículo primero se expone, declárese: “interés nacional y de necesidad pública el fomento, la promoción y el desarrollo de la Industria Petroquímica, bajo criterios de responsabilidad socio-ambiental y de competitividad, priorizando el uso de avanzada tecnología y economías de escala competitivos internacionalmente. Todo ello en el marco de un desarrollo integral y equilibrado del país y mediante el apoyo a la iniciativa privada para el desarrollo y puesta en marcha de la infraestructura técnica, administrativa, operacional y de recursos humanos a través de los Polos de Desarrollo”.
En verdad, esto constituye un avance frente al proyecto original del ejecutivo que tenía una posición reacia a tal principio. Es más, contradictoriamente se han declarado de interés nacional proyectos mineros y reservas naturales, por tanto no se entendía las razones por las cuales existía una renuencia a declarar tal status a una industria que promueve el valor agregado a partir de la transformación del metano y etano, que inicialmente posibilite la producción de urea, fertilizantes, amoníaco para más tarde producir explosivos, plásticos, etc. Así, de importadores de fertilizantes y urea pasaríamos a realizar exportaciones una vez cubierto el mercado interno, capitalizando el país.
ESTADO Y REGULACIÓN
En la experiencia internacional el desarrollo de la industria petroquímica en la mayoría de países ha sido posible con la intervención del Estado. Es el caso de Argentina, Brasil, Trinidad y Tobago, México, Arabia Saudita por mencionar algunos. Por ello, es importante insistir en el rol regulador del Estado en la determinación del precio de no haber acuerdo entre las partes, es decir, entre el productor del gas natural (Pluspetrol) y las empresas que aspiran hacer petroquímica.
En una economía social de mercado, el rol del Estado debe superar el “corset” de la subsidiaridad en la economía que solamente existe en los manuales de economía. En la práctica el Banco Central de Reserva compra o vende dólares todos los días, en lo que se denomina flotación sucia. Es más, de no hacerlo así el precio de la divisa americana estaría por debajo de los 2.50 nuevos soles.
El ministerio de Energía y Minas todas las semanas aporta o compensa al Fondo de Estabilización de Combustibles para evitar trasladar el íntegro del incremento del precio internacional del petróleo a los consumidores, lo que hasta ahora constituye un subsidio encubierto que resulta más barato frente a la recaudación que realiza el MEF por rodaje, selectivo al consumo de combustibles y el impuesto general a la ventas (IGV) recaudado en el mercado de combustibles.
Es más, en el 2005 en la Comisión de Proinversión del Congreso de la República, el actual presidente del Consejo de Ministros convocó a los diversos actores del mercado del gas licuado de petróleo (GLP), empresas productoras, envasadoras, comercializadoras y distribuidoras para corregir las distorsiones del libre mercado, en el sentido que el precio del GLP en el mercado local no podía ser superior al precio de exportación que realizaba Pluspetrol en la forma de propano y butano. Es decir, no resultaba razonable que el precio interno del GLP fuera superior al exportado.
Por último, el actual ministro de energía y minas en agosto del 2006 negoció exitosamente con la empresa argentina Pluspetrol, la determinación del precio en el gas natural que estaba fijado a un factor de ajuste dependiente de los precios internacionales de los petróleos industriales, que se habían disparado con el precio del crudo internacional. Es más, fue una de las pocas negociaciones positivas promovidas desde el Estado frente a un contrato que podía ser perjudicial al interés social si se aplicaba al pie de letra, desmiente la monserga liberal de la inviolabilidad de los contratos.
Estas son algunas lecciones prácticas del rol del Estado como regulador en la economía real, al margen de ideologías y fundamentalismos, que este gobierno debiera asumir como una forma inteligente de intervención del Estado con el mercado.
Estas son pruebas plenas del rol regulador del Estado cuando existe voluntad e interés político por superar las limitaciones o “fallas del libre mercado”. Por ello, se debe insistir en el rol regulador del Estado en la industria petroquímica en caso de no existir acuerdo entre las partes interesadas, en lo referente a la determinación del precio del gas natural.
Así, en el artículo 4 se afirma que: “Los precios del Gas Natural y Condensados en el Punto de Fiscalización de la producción que se destine como insumo para la Industria Petroquímica, serán el resultado de las negociaciones entre el Productor Industrial y el Contratista. Como resultado de dichas negociaciones, los precios pactados podrán ser menores a los que rigen para otros usuarios….
(…) En caso que las partes no lleguen a un acuerdo en el precio, el Estado podrá actuar como facilitador, en aras de coadyuvar al mejor entendimiento en beneficio del desarrollo del país.”
Desde nuestro punto de vista no resulta suficiente señalar que el precio del gas natural para la petroquímica podría ser menor al precio que pagan otros usuarios, sean empresas eléctricas o industriales. Esto resulta fundamental, ante la rigidez de la oferta, en el sentido que las empresas que están en el Lote 88 y 56 son casi las mismas y aspiran a vender el gas al mayor precio incluyendo en el mismo un mayor abono de regalías para el Estado. En verdad, se debe reconocer que el negocio de las mismas, sea Pluspetrol, Repsol/YPF, Hunt, SK de Corea, Sonatrach, es la exportación.
De otro lado, las empresas que desean realizar inversiones en la petroquímica quisieran el precio más bajo del insumo de acuerdo a los volúmenes de inversión requeridos. En tal sentido, el precio razonable “ni muy caro ni muy barato”, está en función al precio de exportación del gas natural, pues sería absurdo que el gas que se exporte del Lote 56 y del Lote 88 sea más barato que el gas para la petroquímica que genera un mayor valor agregado. De allí, ¡la importancia del rol regulador del Estado!
Por tanto, el Estado no puede ni debe claudicar a su rol regulador que no resulta equivalente al de “facilitador” entre las partes interesadas. El primero tiene un carácter vinculante y de obligatoriedad, en cambio el rol “facilitador” es propio de los conciliadores extra judiciales. El papel del Estado no podría ser reducido al de un agente que facilite una negociación donde están de por medio intereses nacionales, y en juego una estrategia de desarrollo que como lo ha señalado el señor Presidente de la República resulta fundamental para el país: el fomento de políticas de valor agregado a los recursos naturales.
¿A QUÉ PRECIO SE DEBE VENDER?
En la presente coyuntura existen varias formas en nuestro país para la determinación del precio del gas natural. La primera data de los inicios de los noventa cuando se fijó el precio del gas natural como equivalente al 10 % del precio internacional del petróleo industrial 6, como fue el contrato de venta de gas para la electricidad en Talara, entre el lote Z-2B bajo responsabilidad de Petrotech y la Empresa Eléctrica de Piura S.A. Este fue un mecanismo válido mientras el precio del crudo y derivados se mantuviesen relativamente bajos, a menos de 30 dólares el barril del petróleo industrial.
Así, por ejemplo el 10 % de 30 dólares era el valor o precio de un millón de BTU (MMBTU unidad de calor) aproximadamente 1,000 pies cúbicos (volumen). Es decir, pagar US $ 3 dólares por millón resultaba aceptable para la empresa eléctrica. Mas cuando el precio del petróleo industrial bordeo los 50 dólares el barril, el millón de BTU subía a 5 dólares. Por ello, se buscó otros sustitutos más económicos e incluso se firmaron otros contratos que debieran ser materia de investigación por la Comisión de Energía y Minas del Congreso de la República ante la inopia del organismo supervisor de los contratos: PerúPetro .
En un segundo término, en el contrato de Camisea el precio del gas natural tenía dos tarifas, según se tratara del consumo para la generación eléctrica o para uso industrial, multiplicado por un factor de ajuste que dependía de la canasta de petróleos residuales industriales de Rótterdam, New York, y Costa Oeste de USA. Este contrato fue firmado en el 2001 durante el gobierno de transición, y en verdad nadie tenía una “bola de cristal” para predecir la tendencia alcista a partir de fines del 2003.
Así, el precio del gas natural para la electricidad era de US$ 1 dólar por millón de BTU multiplicado por el factor de ajuste referido. Esta determinación fue renegociada positivamente en agosto del 2006, por una fórmula más previsible y razonable, sustituyendo la canasta de petróleos industriales por el índice de precios de la maquinaria y equipo de la industria de la energía en los Estados Unidos que solo podrá incrementarse hasta un 5% anual.
Como producto de estas negociaciones el precio del gas natural es uno de los más bajos del mundo, pues en boca de pozo es decir, sin contabilizar el costo del transporte por el gaseoducto, la tarifa del gas para el consumo eléctrico es de menos de un dólar cincuenta, exactamente US$ 1.47 por MMBTU. Y, las empresas industriales están abonando menos de US$ 2.40 por MMBTU. El precio de transporte del gaseoducto suma en promedio un adicional de US $0.90 centavos por MMBTU que resultan más o menos equivalentes a mil pies cúbicos.
Es decir, con precios de US $ 2.37 por MMBTU que incorpora el precio de boca de pozo más transporte en el caso de la energía eléctrica se tiene un precio sumamente bajo en la generación eléctrica, que estaría por ejemplo desestimulando la construcción de centrales hidráulicas que resulta la forma más eficiente de generación eléctrica.
En Perú, los precios en “boca de pozo” por el gas natural son mayores a los vigentes en Bolivia, donde en el mercado eléctrico se abona US $ 1.1 por MMBTU y US $ 1.30 para el gas de uso industrial. En lo referente a las ventas externas del gas boliviano para la exportación las tarifas en boca de pozo han sido reajustadas por el gobierno de Evo Morales, arribando a US $ 5.16 por MMBTU en el caso de Argentina por una venta de casi 200 millones de pies cúbicos y el precio de exportación para el Brasil supera los US $ 4.4 el MMBTU, estando en plenas negociaciones para que le precio aumente a los US $ 5 por MMBTU que es aproximadamente mil pies cúbicos.
Para muchos críticos al modelo peruano, que tienen simpatías con el gobierno boliviano y sus medidas nacionalistas para tener una mayor participación en la renta de los hidrocarburos habría que hacer la salvedad, que el precio de exportación hacia Brasil, incluye el gas húmedo con los líquidos que se podrían extraer mediante el proceso de separación de gas seco por un lado, los líquidos del otro. De allí, que las empresas brasileñas han reconocido que con una participación del 18 % están obteniendo importantes ingresos y utilidades.
Por último, tenemos la fijación del precio hacia atrás “net back price” tomando como ejemplo lo que realizaría Repsol/YPF en el abastecimiento hacia los Estados Unidos de México. Así, por información correspondiente a setiembre del presente, la Comisión Federal de Energía compraría a precios muy conveniente durante 15 años por un valor de 15 mil millones, más de 500 millones de pies cúbicos diarios aproximadamente, el gas natural proveniente de Camisea a un precio que será tres centavos menor al 91% del marcador Henry Hubb, que fija el precio en los Estados Unidos que puede estar a 6 dólares por MMBTU o 11 dependiendo la estación.
Para saber cuánto le queda al Perú, a ese precio habría que descontarle el precio de la regasificación en México, el costo del transporte en buques metaneros, el costo de la licuefacción en Pampa Melchorita, los costos del transporte de Camisea a Pampa Melchorita. Se debe precisar que los costos de licuefectación, de transporte en buques metaneros, la regasificación en México, son todos costos controlados por las empresas transnacionales.
Es decir, toda una serie de costos que en gran parte están manejados por las empresas, en la teoría del “net back price” o precio hacia atrás.
Se debe tener presente que los ingresos del Estado (regalías) están en función a precio en “boca de pozo” que se tomaría en cuenta para la exportación y no del precio que se abone en México. Así, por contrato del Lote 56 (Pagoreni) el gas que se exporte no podría ser menor a los 0.62 centavos por mil pies cúbicos más o menos un millón de BTU, en unidades caloríficas. ¿Cuánto están pagando las empresas eléctricas? Menos de un dólar cincuenta, exactamente US$ 1.47 por MMBTU. ¿Cuánto están pagando las empresas industriales? US$ 2.40, aproximadamente, un poquito más que Bolivia.
Si la visión es de exportar el gas licuefactado, el argumento es que el Estado va a recibir más regalías si se vende el gas en el mercado interno incluyendo la demanda adicional para la industria petroquímica que si se exportara. De allí la necesidad urgente de confirmar como reservas probadas en el menor tiempo posible, el gas natural y condensados de los lotes 56, 57, 58 para desarrollar el mercado interno y exportar en mejores condiciones.
Debe ser claro que para los ingresos del Estado no es lo mismo recibir el 38 por ciento de 62 centavos que recibir el 37.24% sobre US$ 1.41 en la generación eléctrica o US$ 2.40 para las industrias, o de la tarifa que se fije para la exportación. De allí que el Estado debiera tener un rol regulador, pues como reconoce la empresa Pluspetrol si no existe gas suficiente para todas las empresas interesadas en hacer petroquímica, las empresas antes del 25 de octubre tendrían que presentar propuestas económicas asumiendo los niveles de precios del gas que estarían dispuestas a pagar.
En resumen, frente a un dictamen aprobado por la Comisión de Energía y Minas que supera las limitaciones del proyecto enviado por el ejecutivo, es de necesidad de una mayor presencia del Estado. Resultaría inaceptable a los altos intereses del país, que las empresas que están en los lotes 88 y 56 asuman que pagando las regalías correspondientes al Estado, las “moléculas del gas natural” les corresponde en propiedad.
Por tanto, el Estado no puede ni debe claudicar a su rol regulador que no resulta equivalente al de “facilitador” entre las partes interesadas. El primero tiene un carácter vinculante y de obligatoriedad, en cambio el rol facilitador es propio de los conciliadores extra judiciales. Si bien el proyecto aprobado reconoce la prioridad de abastecimiento del mercado interno incluida la demanda de la petroquímica. También resulta positivo en el dictamen aprobado la posibilidad para que PetroPerú pueda participar en la industria petroquímica “sin muletas” como un actor más, de manera asociada o independiente, pues ello le daría mayor estabilidad a la inversión en una industria naciente que multiplica por “n” veces el valor del gas natural. Capitalizar el Perú con responsabilidad social y ambiental es el mandato de la historia.
*Escribe: Jorge Manco Zaconetti (Investigador UNMSM y Consultor)
Publicado por Jorge Manco Zaconetti en 16:25 No hay comentarios: Enlaces a esta entrada
El país requiere que el Estado tenga un rol regulador en la industria petroquímica *
Manco Zaconetti, economista y consultor, afirma que tendrá carácter de interés nacional.
La Comisión de Energía y Minas del Congreso acaba de aprobar el proyecto de ley que hará posible el desarrollo de la industria petroquímica en el Perú. Se trata de una propuesta que va más allá de la que envió el Poder Ejecutivo, que negaba a la naciente industria su condición de “interés nacional” y “necesidad pública”. El economista Jorge Manco Zaconetti revela en esta entrevista que esta propuesta remueve las bases del libre mercado, pues reserva un rol al gobierno en el caso de que no haya acuerdo entre Pluspetrol y las empresas interesadas en hacer petroquímica.
¿Por fin tendremos industria petroquímica?
Efectivamente, para bien del país se ha aprobado un dictamen que promueve la inversión en la industria petroquímica y la considera de interés nacional y necesidad pública.
¿Se trata del proyecto que envió el presidente de la República?
No. El proyecto del Ejecutivo ha experimentado una serie de aportes y modificaciones, pues no solamente se declara de “interés nacional y de necesidad pública” el desarrollo de la industria petroquímica básica, intermedia y final, sino reconoce una tímida intervención del Estado y exige a las empresas la mejor tecnología y maquinaria nueva.
¿Por qué no era de interés nacional en el proyecto del Ejecutivo?
Es lo que no se entiende. El Ejecutivo propone de interés nacional proyectos mineros y el uso de reservas naturales, por tanto no hay razones para negar tal status a una industria que promueve el valor agregado a partir de la transformación del metano y etano.
¿Y cómo intervendrá el Estado?
El proyecto señala que “en caso que las partes no lleguen a un acuerdo en el precio, el Estado podrá actuar como facilitador, en aras de coadyuvar al mejor entendimiento en beneficio del desarrollo del país.”
¿Por qué debe intervenir?
En la experiencia internacional el desarrollo de la industria petroquímica ha sido posible con la intervención del Estado. Es el caso de Argentina, Brasil, Trinidad y Tobago, México, Arabia Saudita por mencionar algunos. Por ello, es importante insistir en el rol regulador del Estado en la determinación del precio de no haber acuerdo entre las partes.
O sea, entre Pluspetrol y las empresas que aspiran hacer petroquímica.
¿En una economía de mercado?
En una economía social de mercado, el Estado debe superar el corset de la subsidiaridad en la economía que solamente existe en los manuales de economía.
¿Y en los hechos, el Estado interviene?
Claro. Todos los días el Banco Central de Reserva compra o vende dólares, en lo que se denomina flotación sucia. Todas las semanas el Ministerio de Energía y Minas aporta o compensa al Fondo de Estabilización de Combustibles, lo que hasta ahora constituye un subsidio encubierto que resulta más barato frente a la recaudación que realiza el MEF por rodaje, selectivo al consumo de combustibles y el impuesto general a la ventas (IGV) recaudado en el mercado de combustibles.
En el 2005 el entonces presidente de la Comisión de Proinversión del Congreso y actual presidente del Consejo de Ministros, Jorge del Castillo, convocó a los diversos actores del mercado del gas licuado de petróleo (GLP) para corregir las distorsiones del libre mercado, y logró que el precio del GLP en el mercado local no podía ser superior al precio de exportación.
Pero ahora, durante el gobierno de Alan García...
En agosto del 2008 el actual ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia, negoció con Pluspetrol la determinación del precio en el gas natural para que no esté ligado a los precios internacionales de los petróleos industriales sino al índice que rige para equipos de la industria eléctrica norteamericana.
Entonces el Estado será regulador...
Para superar las limitaciones o fallas del libre mercado se debe insistir en el rol regulador del Estado en la industria petroquímica, en caso de no existir acuerdo entre Pluspetrol y las empresas interesadas en petroquímica.
¿Qué haría el gobierno?
En el artículo 4 se afirma que: “Los precios del Gas Natural y Condensados en el Punto de Fiscalización de la producción que se destine como insumo para la Industria Petroquímica, serán el resultado de las negociaciones entre el Productor Industrial y el Contratista. Como resultado de dichas negociaciones, los precios pactados podrán ser menores a los que rigen para otros usuarios….
¿Y respecto del precio?
Hasta el momento, se considera que en caso las partes no lleguen a un acuerdo en el precio, el Estado podrá actuar como facilitador, en aras de coadyuvar al mejor entendimiento en beneficio del desarrollo del país.”
¿No era suficiente decir que el precio del gas natural para la petroquímica podría ser menor al que pagan otros usuarios?
No, porque el del gas es un mercado imperfecto. La oferta es rígida porque las empresas que están en los Lotes 88 y 56 son casi las mismas y aspiran a vender el gas al mayor precio incluyendo en el mismo un mayor abono de regalías para el Estado. En verdad, se debe reconocer que el negocio de Pluspetrol, Repsol/YPF, Hunt, SK de Corea y Sonatrach es la exportación.
¿Y por el lado de la demanda?
Las empresas que desean realizar inversiones en petroquímica quisieran el precio más bajo del insumo. En tal sentido, el precio razonable “ni muy caro ni muy barato”, está en función al precio de exportación del gas natural, pues sería absurdo que el gas que se exporte sea más barato que el gas para la petroquímica que genera un mayor valor agregado. De allí, la importancia del rol regulador del Estado.
* Entrevista realizada por el Diario, La razón y publicada el día domingo 7 de octubre del 2007
Publicado por Jorge Manco Zaconetti en 18:32 No hay comentarios: Enlaces a esta entrada
¿Por qué se deben investigar los Contratos Petroleros?
Es urgente y necesario por la salud moral del país que el Congreso de la República se legitime ante la opinión pública y la población en su conjunto para revertir la “negativa imagen” producto de entuertos de la política criolla, tránsfugas, desatinos, empleados fantasmas, etc.
El Congreso de la República en su rol de fiscalizador puede y debe investigar, revisar los contratos firmados en el pasado y que hoy afectan los ingresos públicos, y la capitalización del país. Una magnífica oportunidad se le presenta a la Comisión de Energía y Minas para investigar el cumplimiento de inversión en los contratos de estabilidad jurídica firmados con las empresas del sector minero- energético.
En primer lugar, se debe recordar que en el año 2003, en la Comisión de Energía y Minas, se formó un Grupo de Trabajo, que debía fiscalizar e investigar los contratos petroleros, presidida por el ex congresista Alejandro Oré del partido “Perú Posible”. Específicamente se tenía que investigar los contratos del lote Z-2B en el Zócalo Continental y el Lote 1-AB (Andoas) que estuvo a manos de la OXY hasta el 2000
Lamentablemente nunca se evacuó el Informe de esta investigación e ignoramos las razones de ello. Sin embargo, creemos que existen razones de hecho y derecho que debieran considerarse para la conformación del referido Grupo de Trabajo al interior de la Comisión de Energía y Minas.
Solamente mencionaré algunas “anomalías” por así decirlo, que perjudican los intereses del Estado, y donde la empresa estatal PerúPetro, responsable de promover las inversiones y supervisar los contratos en hidrocarburos, mantiene una actitud pasiva e indolente por decir lo menos:
En el caso del Contrato en el Lote Z-2B Zócalo Continental firmado con Petrotech y el Estado. Se debe recordar que dicho contrato se firmó en 1993 cuando el gobierno de ese entonces tomó la decisión de privatizar el íntegro de la actividad petrolera en manos de PetroPerú. Era la época donde los responsables del gobierno afirmaban que se debía privatizar una empresa pública por semana (Jaime Yoshiyama y Carlos Boloña - dixit)
Esta privatización tenía como antecedente el asunto de la estatización de la Belco, empresa petrolera americana ligada al clan de los Bush, y que al ser estatizada en el primer gobierno del presidente A. García, y al no llegarse a un acuerdo de valorización de sus activos, que no valían más de 90 millones de dólares, el Estado peruano durante el gobierno del fujimorismo tuvo que abonar más de 280 millones de dólares a la aseguradora de la Belco, la famosa AIG (American Internacional Group).
Una vez que se limpió las deudas con la Belco-AIG, el paso siguiente fue la liquidación de Petromar empresa filial de PetroPerú, que sustituyó a la Belco en la operaciones del Zócalo Continental entre 1986 al 1993.
Así, en el contrato firmado entre Petrotech y PetroPerú en 1993, se estipuló como alquiler de las 90 plataformas marinas a la empresa Petrotech Inc. a pagar un alquiler de US $ 10 millones anuales. En ese entonces el precio del petróleo estaba a menos de 20 dólares el barril. Hoy en día el precio del crudo está a más de 70 dólares y se sigue pagando el mismo alquiler.
Ello no resulta lógico, pues además que la empresa tiene una débil contribución fiscal pues terceriza todo lo que puede, inflando costos de producción a vista y paciencia de PerúPetro, sigue pagando el mismo alquiler por las plataformas marinas necesarias para el proceso de extracción de crudo, el mejor del país en cuanto a grados API, liviano de casi 36º grados
En el 2004 se pudo renegociar o revisar dicho contrato, y verificar el mal estado de las instalaciones de las plataformas marinas, algunas de las cuales se han venido abajo, contaminando el Mar de Grau.
En el mismo sentido, se debe investigar las razones por las cuales el Ministerio de Energía y Minas y PerúPetro en el 2000-2001, permitieron que Petrotech, a través de una empresa filial Gas Pariñas procesara el gas húmedo del Z-2B, cuando ello estaba prohibido por contrato.
Aparentemente ello podría ser considerado como una decisión privada, pero con esta decisión se ha afectado los intereses del Estado. ¿Por qué razón?
El gas húmedo que antes vendía Petrotech a Eléctrica de Piura EEPSA del grupo Endesa, permitía que esta última procesara el gas en su Planta de Malacas (Talara) generando mayores ingresos y utilidades pues ello le permitía obtener más de 300 barriles diarios de GLP, más nafta, y gasolinas que se vendían al margen de las ventas de electricidad que realiza EEPSA.
Se debe tener presente que hasta el 2006, el 40 % de las acciones de EEPSA le correspondían al Estado, y con esta violación del contrato se han afectando los intereses del Estado y de la región de Piura, pues sobre esa producción de líquidos no están pagando regalías.
En segundo lugar; resulta importante investigar, revisar y fiscalizar los contratos del Lote 88 (Camisea I) y del Lote 56 (Camisea II). Siempre se dijo en el Ministerio de Energía y Minas y a nivel de gobierno, hasta el mismo ex ministro Jaime Quijandría lo señalaba, que el Lote 88 está destinado para el mercado interno y el Lote 56 para la exportación.
El Lote 56 es el correspondiente a Pagoreni y en 1999 la Shell perforó un pozo exploratorio descubriendo casi 2.7 trillones de pies cúbicos de gas natural y 200 millones de barriles en condensados. En setiembre del 2004 durante el régimen del presidente Alejandro Toledo se firmó el contrato por el lote 56 con prácticamente las mismas empresas que están en el Lote 88, es decir Pluspetrol, Hunt, Sonatrach adhiriéndose en el 2006 Repsol/YPF.
Sería interesante investigar cómo se licitó el Lote 56, bajo qué condiciones, que empresas hicieron propuestas en firme, o prácticamente hubo una designación. Todas estas preguntas debieran ser asumidas por el Grupo de Trabajo que se pueda formar en la Comisión de Energía y Minas.
También debiera investigarse las razones por las cuales en diciembre del 2005 prácticamente de salida del toledismo, se aprobó un decreto supremo por medio del cual, parte de las reservas del Lote 88 tenían que afianzar, reforzar las reservas del Lote 56 dedicadas a la exportación donde la trasnacional Repsol/YPF estaría por firmar un contrato de abastecimiento de gas hacia México por 520 millones de pies cúbicos diarios a partir del 2011.
En el mismo sentido, nos debiera interesar cuál será el precio del gas natural sobre el cual se deberá abonar las regalías para el Estado peruano, pues sería perjudicial para los intereses del estado que el precio del gas natural que exporte Repsol/YPF sea menor que el gas que se procese internamente mediante la petroquímica, que es una política de valor agregado.
En tercer lugar, debiera interesar las modificaciones del contrato del Lote 1-AB. Este contrato debía finalizar en el 2007, es decir en este año, e ignoramos las razones por medio de las cuales PerúPetro en el 2001, durante el gobierno de Transición se permitió la ampliación del contrato hasta el 2015. Siempre se dijo que era un lote con reservas en agotamiento, de crudo pesado, y de rendimientos decrecientes. Sin embargo, en el primer trimestre del 2007 se anunció extra oficialmente el descubrimiento de un manto de petróleo de alta calidad.
Se debe recordar que el referido contrato renegociado en el 1986 entre la OXY y el Estado peruano era un contrato de servicios, por medio del cual el Estado peruano tenía que pagar una retribución del 58.5 % teniendo como referente una canasta de crudo de un API de 22 %. Sin embargo, el crudo de ese lote era de 19º grados pero se le pagaba como de 22º, a vista y paciencia de PerúPetro. Sin embargo, lo importante es que este crudo peruano era propiedad del Estado.
En el 2001 entre abril y junio la OXY le transfirió a Pluspetrol el referido contrato, y la empresa argentina que está también en el Lote 8, modificó el contrato de Servicios por uno de Licencia, donde el Estado peruano solamente debía percibir las regalías, pero el crudo pasaba a ser de propiedad del contratista.
Hoy Pluspetrol explota el Lote 8 y el Lote 1-AB abona las regalías correspondientes, produciendo más de 40 mil barriles diarios, exportando el crudo pesado y es el titular de los hidrocarburos.
Sin embargo, ignoramos las razones por las cuales se amplió la fecha de terminación de contratos, que repito estaba pactada en el 2007. De no haberse ampliado, hoy PetroPerú estaría operando dicho lote que produce petróleo pesado y prácticamente su producción aseguraba adicionalmente las necesidades futuras de la refinería de Talara que se está modernizando.
Es más, en el 2003 la empresa argentina Pluspetrol vendió el 45% de su participación del Lote 8 (Trompeteros) y del Lote 1-AB a la empresa estatal china de petróleo CNPC. La pregunta sería y qué ganó el Estado peruano. ¿Tenía conocimiento de ello Perúpetro?, después de todo el Lote 8 tiene su origen en un contrato de Licencia con una empresa Pluspetrol filial, y no con una sociedad anónima.
En verdad, estas son algunas ideas que pudieran ser tomadas en cuenta por el futuro Grupo de Trabajo que se formé en la Comisión de Energía y Minas. Para ello por la amplitud y complejidad del tema sería importante la separación de los contratos mineros y los contratos del sector energético, por razones de lógica pues como dice el refrán “quién mucho abarca poco aprieta.”
Es positivo el fomento de la inversión privada en el sector minero energético. Mas lo cuestionable es la debilidad en la defensa de los intereses del Estado con acciones que debieran ser investigadas por el Congreso de la República, la salud moral del país así lo exige.
Gas para la industria petroquímica y no para la exportación a Chile (*)
Entrevista al experto en temas energéticos, Jorge Manco Zaconetti:
El economista y profesor universitario Jorge Manco Zaconetti advierte la urgencia de destinar el gas de Camisea al desarrollo de la industria petroquímica nacional antes que a la exportación como materia prima, para lo cual el gasoducto debe ser llevado a Puno y luego a Ilo y Arequipa, donde estaría asentada. Este esquema recusa el proyecto de Pisco a Ilo, que esconde un controvertido plan de "integración energética con Chile", que es promovida por Suez Energy, socia de las empresas chilenas Codelco y Gas Atacama. Manco Zaconetti, en todo caso, expresa categóricamente la inconveniencia de venderle gas en bruto a los vecinos, sino en la forma de producto acabado, industrializado, incluido por ejemplo electricidad, "previa solución a los conflictos, entre ellos, la delimitación marítima", expresa. A continuación el texto de la entrevista.
Pluspetrol dice que sólo hay gas para dos empresas petroquímicas y que ellos le venderán al que pague más. ¿Qué opinión le merece dicha afirmación?
Depende; según la ley de hidrocarburos, deben cumplirse dos condiciones. Una, abastecer el mercado interno en cantidades deseables, en costo y oportunidad; y dos, abonar las regalías. Recién allí podrá decidir lo que mejor convenga a los negocios que tiene el consorcio.
Pero en este momento se dan esas dos condiciones…
Eso no es tan cierto, porque la última estimación de la Dirección General de Hidrocarburos coloca la demanda interna en seis trillones de pies cúbicos en un escenario térmico optimista, pero que no está asumiendo el rápido crecimiento de la economía con tasas mayores al 6% anual.
Entonces usted considera que el gerente general de Pluspetrol no tiene derecho a reclamar para ellos la decisión de fijar el precio para el gas…
Creo que no se trata de si tiene o no tiene el derecho. Aquí lo que está de por medio es el interés nacional, la viabilidad del país. Que no pase lo que pasó en Argentina, que de ser un exportador de gas a Chile, ahora a las justas puede atender su propio abastecimiento y tiene que importar casi 200 millones de pies cúbicos de Bolivia.
Entonces si nosotros introducimos los dos trillones que consumiría la petroquímica en un horizonte de 20 años, no tendríamos el gas suficiente para abastecer el mercado interno con generación eléctrica a gas, el abastecimiento industrial y doméstico más la petroquímica incorporada, más el compromiso de exportación a Norteamérica.
Volvemos al principio. Los contratos garantizan al contratista la libre disponibilidad de hidrocarburos.
La libre disponibilidad de hidrocarburos pasa por dos filtros. Por un lado el pago de regalías y por otro lado, la prioridad de abastecer el mercado interno. Si tú no me tienes asegurado el mercado interno, la verdad es que no podrías disponer de los hidrocarburos tan libremente como sucede. El problema es que ese contrato adolecía y adolece de una serie de anomalías como por ejemplo la determinación del precio del gas natural que estaba indexado o dependiente del precio de los petróleos industriales en EEUU y Holanda, cuestión que fue corregida mediante una inteligente regulación del Estado en agosto del 2006.
¿Y la estabilidad jurídica?
Los contratos de estabilidad jurídica han sido renegociados en más de 300 veces a pedido de las empresas. ¿A usted le parece justo y equitativo, que ahora que el barril de crudo está a US$70, Petrotech pague por el alquiler de las plataformas marinas, que son indispensables para su negocio, lo mismo que pagaba cuando el barril estaba a 20 dólares, o sea, 10 millones de dólares anuales.
El contrato del Z-2B en el Zócalo Continental es un escándalo para el país, pues siendo el Estado el propietario de los hidrocarburos, a la empresa Petrotech se le tiene que retribuir el 85% de la producción en especie, por tanto, la regalía equivalente es de 15% cuando en las operaciones de Talara las empresas abonan al Estado 50% de regalías como Sapet, Petrolera Monterrico, Mercantile y el más importante productor, Petrobras, cerca de 30% de regalías.
¿También hay que renegociar ese contrato?
Pluspetrol dice que ha recibido propuestas de doce empresas interesadas en hacer petroquímica. ¿Tiene o no el derecho de escoger a la que le pague más?
Ese es un tema importante. En el proyecto de ley se habla de que el precio no puede ser discriminatorio. Entonces, se supone que debiera existir una intervención del Estado porque no sería dable que por el mismo gas, que repito, el titular, el dueño, que lo ha concesionado a un privado, existan precios diferenciados en detrimento de las políticas de valor agregado, como es la petroquímica.
El Estado es titular del petróleo in situ, pero en boca de pozo, el titular es Pluspetrol
Ese es un tema también interesante. Si yo quiero desarrollar petroquímica, a una empresa X no le puedo dar a un precio y a otra, un precio distinto… De ahí la necesidad de que si no hay acuerdo, el Estado debiera llamar a las partes y tener un rol regulador. Eso sucede aquí y en cualquier parte del mundo.
¿Por qué tenemos que hacer petroquímica? ¿Por qué no quemarlo en las plantas eléctricas, por qué no abaratar el gas para el consumo industrial, para el consumo residencial o vehicular…
Hacer petroquímica es darle valor agregado al gas natural. En el caso del gas de Camisea, es excepcionalmente rico en etano además del metano, y propano, siendo el etano la base para el desarrollo de la industria petroquímica.
¿Y usted está pidiendo que ese gas se venda más barato a la petroquímica?
No. Lo que estoy pidiendo es que el etano, que lo estamos quemando conjuntamente con el metano, que es la base de la petroquímica, tenga un tratamiento especial, que no lo quememos en la generación eléctrica porque es como hacer taxi con un Mercedes Benz o un Audi; que ese etano, que es la base de la transformación química, tenga el mismo precio o menos que el gas natural que se va a exportar. Dicho de otra forma, qué sentido tiene exportar gas natural licuefactado, es decir, convertido a líquido, para que afuera las empresas interesadas hagan petroquímica y generen empleo allá, y resuelvan sus problemas energéticos allá, en el norte; o peor aún, en Chile.
Pero si Pluspetrol puede obtener un precio más alto vendiendo a las petroquímicas, el Estado va a recibir mayor cantidad de ingresos porque el precio del gas va a ser mayor.
El precio de exportación del gas natural no puede ser menor a los 65 centavos de dólar por millón de BTU para el abono de las regalías. El precio para los usuarios eléctricos es, aproximadamente, un dólar 43 centavos, en generación eléctrica, por millón de BTU; y para los industriales es de US$ 2.40 por millón de BTU, o sea entre ese piso mínimo y ese piso máximo es que debe estar el precio para la petroquímica.
En el caso del precio de exportación del gas natural por contrato se adoptó la fijación del precio bajo la teoría del "net price back", es decir el precio de mercado en EEUU que puede ser de US$7 el millón de BTU al cual debe descontarse los diversos costos que existen en llevar el gas a Norteamérica.
Es decir, los costos de regasificación de convertir el gas líquido en gaseoso en EEUU, los fletes del transporte en buques metaneros, los costos de la licuefacción de convertir el gas en líquido en Pampa Melchorita, los costos de transporte de Camisea a Pisco. Pero lo real y concreto que para fines tributarios el precio mínimo del gas de exportación para el abono de regalías es US$ 0.65 centavos de dólar.
Por tanto, debiera existir preocupación sobre la fijación del precio del gas natural para la petroquímica. El productor quisiera el precio para el gas natural el más alto posible, el industrial petroquímico el menor. Este es un típico caso para la teoría de la regulación, donde de no haber acuerdo entre las partes el Estado debiera intervenir.
Pero Pluspetrol dice que hay 12 empresas interesadas y si a alguno le puede cobrar un poquito más, ¿el Estado sale ganando o no?
No necesariamente, porque no olvidemos que estamos ante un escenario de inversiones superiores a los mil millones de dólares en el caso de la petroquímica básica y de más de US$2,500 mil en la petroquímica final que pueden convertir al Perú en un líder en petroquímica, porque en toda esta parte de América Latina hay un déficit de tres millones de toneladas de urea y amoniaco. Tendríamos para producir un millón con una planta y se puede abastecer a Chile, Bolivia, parte de Brasil, Ecuador, además se satisface el mercado interno y los excedentes se exportarían.
Habría que pensar qué es lo que conviene al Perú, vender materia prima a un precio barato; o vender petroquímicos, productos manufacturados, con valor agregado y un mayor precio, 15, 20, 30 veces el valor del gas natural si es que se arriba a la petroquímica final, además habría generación de empleo, un efecto multiplicador y, lo más importante, podemos retroalimentar la agricultura, con urea a bajo costo y dejar de ser importadores de fertilizantes.
Prioridad debe ser el mercado interno
Gasoductos hasta Puno, Arequipa e Ilo deben marcar la creación de la industria petroquímica en la macrorregión sur.
Chile también tiene una empresa estatal, que muchas veces ha sido tomada como ejemplo, que en estos momentos está construyendo una planta para regasificar. El gas de Camisea también podría ir a Chile…
Con todos los antecedentes insisto en que la prioridad debería ser el mercado interno. Con las reservas actuales no tenemos reservas suficientes para exportar a Norteamérica y para satisfacer el mercado interno, peor aún, para venderle a Chile, que es un poco el interés de Repsol/YPF, un poco el interés de Sonatrach, porque ven que es una oportunidad de negocio, porque Chile estaría pagando un precio de necesidad.
En ese contexto es que el proyecto de llevar un gasoducto de Pisco hacia Ilo esconde la integración energética con Chile, promovida por Suez Energy que tiene intereses en el norte chileno, Suez Energy está asociada con Codelco, la principal empresa del cobre en el mundo, en la planta de generación eléctrica en el norte chileno, además de tener intereses en el gasoducto de Gas Atacama. En ese contexto, pensar en una integración, con el grado de conflicto que hemos visto, creo que hay que tener mucho cuidado. Yo no descarto que mañana más tarde, en una política de vecindad, nosotros, más que gas natural, le vendamos electricidad a Chile, previa solución a los conflictos y problemas que tenemos, entre ellos la delimitación marítima.
Eso supone también rechazar el gasoducto a Ilo vía Pisco.
Por supuesto. Creo que el director de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas y otras consultorías proponen un gasoducto que baje de Camisea a Puno, Ilo y que luego de allí se vaya a Arequipa. Este ducto tiene en principio 300 millones de pies cúbicos asegurados y permitiría reconvertir las plantas de Ilo 1 e Ilo 2 de Enersur, que es de Suez Energy; lo que antes era Tractebel, que quema carbón a gas; y la petroquímica, pero alrededor de ellos existen plantas térmicas como las de Mollendo, térmica de 74 MW de potencia, las térmicas de Aricota, la de Egasa, y luego una serie de minas y lo más importante, Cerro Verde, Tintaya, ampliación de SPCC; y también Apurímac, podría desarrollar Las Bambas, Ferrobamba, donde hay hierro. Si usted mezcla hierro y gas natural produce hierro esponja, que tiene mucho más valor que el hierro que vende Marcona, por ejemplo…
Pero igual va a llegar a Ilo, por la costa o por la sierra.
Claro, pero tendría mayor efecto social, integrador y la zona sur podría gozar de los beneficios de tener gas.
FORTALECIMIENTO DE ALIANZA ESTRATÉGICA CON BRASIL
Por qué Petroperú debería participar en el negocio petroquímico?
Porque es una forma de integrarse en el negocio de hidrocarburos, con políticas de valor agregado. Además porque las empresas transnacionales de la petroquímica exigen como un grado de seguridad, tener al Estado como contrapartida. Tengo entendido que Petrobras ha firmado compromisos con Petroperú no solamente en la exploración de lotes petroleros lo cual conlleva riesgo, sino también una alianza estratégica entre las empresas petroleras estatales de ambos países donde se contempla la petroquímica
¿Por qué de la mano con Petrobras?
Porque ha sido la empresa invitada por el gobierno, dentro de la alianza estratégica con el Brasil. Tengo entendido que también hay un trasfondo político. No es lo mismo tener a Petrobras en Ilo, que a los socios de los vecinos del sur. En la geopolítica de América del Sur, el Perú ha descuidado sus relaciones con el Brasil, de allí la importancia de empresas brasileñas de primer nivel en nuestro país, al margen de integración interoceánica.
(*) Entrevista realizada por el diario La razón de Lima-Perú y publicada el miércoles 29 de agosto 2007 en la sección Especial páginas 10 y 11.
Publicado por Jorge Manco Zaconetti en 17:36 No hay comentarios: Enlaces a esta entrada
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