Por la autonomía energética
Perú: Urgente revisión de contratos petroleros
Por Jorge Manco Zaconetti (*)
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.
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.
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Fuente: PERUPETRO
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.
Qué hacer
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.
Propuesta
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.
(*) Investigador UNMSM y consultor
