Petroperú con integración vertical al 100%

El lote 192 y el rol subsidiario del Estado

Jorge Manco Zaconetti*

 Al 20 de agosto del 2015 no sabemos a ciencia cierta la decisión adoptada por PerúPetro sobre el destino del lote 192 ubicado en la selva norte del Perú que tiene como base el antiguo lote 1-AB más una extensión de más de 200 mil hectáreas donde se presume la existencia de importantes recursos de crudo.

Lo cierto y evidente es que desde el año 2012 la empresa operadora Pluspetrol Norte del lote 1-AB dejaba de hacer inversiones en retrabajos, perforaciones para aumentar la producción que tenía una crónica tendencia descendente. Hoy la producción de crudo pesado con una densidad menor a los 18º grados API se ubica por debajo de los 10 mil barriles diarios que necesariamente se exportan, cuando con inversiones conservadoras podría estar produciendo 20 mil barriles diarios.

Entre julio y agosto del presente PerúPetro ha convocado a dos licitaciones internacionales que no han suscitado el interés de las empresas petroleras por una serie de razones económicas, técnicas y sociales.

Habiendo publicitado PerúPetro el supuesto interés de participar de empresas como Perenco, Pacific Rubiales y de la misma Pluspetrol Norte, las convocatorias resultaron desiertas, a pesar de las facilidades y rebajas contractuales que tuvo que asumir el organismo regulador para “estimular” la participación de las empresas privadas.

Por la antigua ley de hidrocarburos vigente en 1986 en el contrato de servicios firmado por OXY con el estado peruano se pactaba que al termino del contrato de 20 años que finalizaba en el 2007, los activos, ductos, aeropuerto, instalaciones, motores, etc., pasaban a ser propiedad del estado peruano, en ese entonces representado por PetroPerú.

En el años 2001 la petrolera OXY transfiere la relación contractual a la petrolera Pluspetrol que renegoció con PerúPetro la naturaleza del contrato convirtiéndolo de un contrato de servicios a un contrato de licencia, y prorrogando el término pactado de agosto del 2007 al 28 de agosto del 2015, fecha donde nos encontramos entre la espada y la pared, por la evidente falta de planeamiento estratégico del organismo estatal.

Si se tiene presente que dicho contrato por el lote 1-AB fue firmado en 1971 durante la junta militar de gobierno del general Velasco Alvarado, ya ha sido prorrogado tantas veces; renegociado por el primer gobierno aprista en 1986, cuando el contratista era la OXY. Con dicha renegociación su vencimiento contractual era en el 2007, sin embargo durante el gobierno de transición (2001), PerúPetro indebidamente prorrogó la terminación contractual del 2007 para agosto del 2015, cambiando la naturaleza del contrato de servicios a uno de licencia, donde el estado perdió la titularidad, es decir, la propiedad sobre los hidrocarburos, favoreciendo los intereses de la petrolera argentina Pluspetrol.

El punto central está referido al valor de los activos que se estarían entregando gratuitamente al futuro operador del lote 192, que repito es el viejo lote 1-AB. Sea en la primera y segunda licitación las empresas no han querido asumir el costo del valor de los activos mencionados estimados por una consultora privada en US $ 345 millones de dólares.

Sean pagaderos en tres o diez años más una tasa de interés las empresas privadas consideran que dichos costos que tendrían que asumir parecen ser excesivos, lo cual se agrava con el ciclo de precios bajos del crudo a nivel internacional. Sobre el punto PerúPetro en una posición entregista relaja esta condición, es decir ya no cobraría por el valor de los activos.

La pregunta que uno debiera hacerse al respecto es ¿Qué empresa privada obsequia o regala US$ 345 millones de dólares para que una tercera explote petróleo con reservas probadas, que a pesar de los precios menores a los US$ 45 dólares el barril sigue siendo una actividad rentable?

Sería importante interrogarse sobre el costo de oportunidad de explotar dicho lote 192 en el corto, mediano y largo plazo pues estamos ante un contrato de licencia que tendría una vigencia por 30 años. ¿Cuál es el valor de un lote que tiene reservas probadas, probables y posibles por más de 200 millones de barriles, que en el subsuelo le corresponden a la Nación, es decir a todos los peruanos?

Un segundo punto en el cual se han modificado los términos de contratación está en relación a las regalías que se pagarían por la explotación del crudo del 192. Se debe recordar que hasta fines de agosto del presente la regalía pactada es del 30 por ciento. El nuevo operador abonaría una regalía diferenciada tratándose de un crudo ligero la nueva tasa sería del 20 por ciento y por el crudo pesado que constituye lo realmente existente a nivel de las reservas probadas se pagaría el 15 por ciento.

En verdad, las regalías debieran tener estándares internacionales, es decir ser competitivas para atraer inversiones de riesgo que es lo que se requiere. Por ello, la tasa de regalía debiera ser variable en función de los precios internacionales, en tal sentido una tasa de regalía fija de 20 por ciento no resultaría atractiva para el inversionista, más aún si en Colombia la tasa de regalía a lo sumo representa el 12 por ciento.

LA RENTABILIDAD DEL LOTE 1-AB

Si bien es verdad las operaciones de Pluspetrol Norte engloban la explotación conjunta del lote 1-AB (Andoas) y del lote 8 (Trompeteros) se puede demostrar la rentabilidad de las operaciones aun con precios menores a los US$ 40 dólares el barril, donde el 70 por ciento corresponde de los ingresos y utilidades corresponderían al lote 1-AB de mayor producción en relación al lote 8 el cual explicaría el 30 por ciento de los ingresos y rentabilidad restante de Pluspetrol Norte.

Hacemos esta aclaración en relación que desconocemos los estados financieros diferenciados de los lotes en referencia por ello asumimos en función a la producción y calidad de crudo de cada lote, que la mayor participación de los ingresos y utilidades provienen de la explotación del lote 1-AB, a pesar que el crudo del lote 8 tiene un API de 24º con una producción mucho menor.

Con la información correspondiente a los “Resultados de Pluspetrol Norte S.A.” en el período 2002-2013 con los precios referenciales del WTI podemos demostrar la rentabilidad de las operaciones en la explotación del lote 1-AB y lote 8. Se presentan los ingresos netos, es decir deducidos los pagos de regalías que se descargan como gastos. Se exponen la rentabilidad operativa, la utilidad neta y el patrimonio neto.

En el 2002 cuando los precios referenciales se ubicaban sobre los US$ 26.11 dólares el barril los ingresos netos por ventas eran de US$ 393 millones de dólares, la utilidad operativa superior a los US$ 86 millones de dólares y la utilidad neta de US$ 59 millones.

En el mismo sentido, el 2004 cuando los precios referenciales se ubicaban sobre los US$ 41.44 dólares el barril los ingresos netos por ventas eran de US$ 430 millones de dólares, la utlidad operativa superior a los US$ 110 millones de dólares y la utilidad neta superior a los US$ 70.7 millones.

Es más, si se aplica el concepto de excedente económico considerando además de la utilidad neta, los montos cargados al costo de ventas por concepto de depreciaciones y amortizaciones la rentabilidad resulta mayor. Estas expresan deducciones de valor para reponer equipo y capital gastado pero no significan salidas de capital de la empresa, así se puede estimar una rentabilidad mayor tal como se puede apreciar en el segundo cuadro

“Pluspetrol Perú Norte S.A.: Rentabilidad del Excedente 2002-2011”

Por ello, con precios internacionales menores a los US $ 41 dólares el barril Pluspetrol Norte obtenía una rentabilidad real promedio del 26 por ciento, todo ello al margen de los impuestos a la renta pagados y las regalías abonadas al Ministerio de Economía y Finanzas (MEF). Es decir, a la utilidad neta de US $70.7 millones en el 2004 se suman los montos de depreciaciones y amortizaciones US $ 41.6 millones la rentabilidad del excedente es del 26 por ciento, un margen que constituye el doble al vigente en las petroleras en los Estados Unidos de Norteamérica.

Es evidente que durante el boom de precios del crudo como el 2008 con precios cercanos a los US $ 100 dólares el barril los ingresos netos sumaban los US $ 959 millones de dólares, las utilidades operativas bordeaban los US $ 310 millones y las netas sumaban los US $ 202 millones que sumadas a las depreciaciones y amortizaciones cargadas al costo de US $ 71 millones explican un excedente superior a los US $ 273 millones con un margen del 28.5 por ciento.

Si a las utilidades netas se sumaban los montos por concepto de depreciaciones y amortizaciones cargadas al costo debiera ser evidente la rentabilidad del lote 1-AB, a pesar de la disminución de la producción y de la caída de los precios internacionales del crudo por debajo de los US $ 45 dólares el barril.

EPÍLOGO

Está demostrada hasta la saciedad la rentabilidad mayor que se obtendría con la integración vertical del lote 1-AB en las operaciones de PetroPerú que tendría sinergias con el Oloeducto Norperuano y con la producción del crudo ligero del lote 64 con más de 55 millones de barriles en reservas probadas de un crudo de alta calidad, que al mezclarse con el crudo pesado del lote 1-AB ahora 192 le otorgarían un mayor valor.

Si se tiene presente el potencial productivo del lote 192 en por lo menos 20 mil barriles diarios de crudos pesados que podrían ser transformados a partir del 2019 en la refinería modernizada de Talara que contaría con una Planta de Tratamiento de Crudos pesados con la cual se producirían mayores volúmenes de diesel y gasolinas, el valor del lote 192 resulta mayor.

En conclusión, ¿Qué empresa privada o estado racional con decisiones soberanas entrega a título gratuito un valor de activos por US $ 345 millones de dólares para explotar más de 200 millones de barriles de reservas probadas, probables y posibles de petróleo crudo?

Si el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) reconociera a favor de PetroPerú la devolución del IGV (18%) por las ventas que esta realiza en la Amazonía, la petrolera estatal recuperaría por lo menos 300 millones de nuevos soles anuales que constituirían parte del capital de trabajo que requeriría levantar la producción del lote 192.

En todo caso bien vale la pena recordar el art. 60.º sobre el rol subsidiario del Estado cuando señala que “Sólo autorizado por ley expresa, el Estado puederealizar subsidiariamente actividad empresarial, directa o indirecta, por razón de alto interés público o de manifiesta conveniencia nacional”

Ante el clamoroso fracaso de las licitaciones internacionales del lote 192 convocados por la agencia estatal de contratos y el manifiesto desinterés de las empresas privadas, el referido lote debe ser asignado en negociación directa a PetroPerú S.A. así lo exige el interés nacional.

RESULTADOS DE PLUSPETROL NORTE S.A.

En Miles de Dólares

		Precios del			UTILIDAD				PATRIMONIO
AÑOS		Petróleo WTI		INGRESOS		UTILIDAD NETA
					OPERATIVA				NETO
		(US$ x Barril)
2002		26.11		393,689	86,494	59,101			236,933
2003		31.12		436,935	115,400	68,377			271,891
2004		41.44		430,232	110,358	70,720			216,190
2005		56.49		583,970	202,443	125,248			276,766
2006		66.02		688,255	257,829	175,164			377,602
2007		72.32		744,978	176,433	116,293			471,362
2008		99.57		959,250	310,243	202,055			394,849
2009		61.61		469,374	80,558	40,781			435,630
2010		79.40		704,652	133,012	88,589			483,146
2011		94.87		820,152	237,555	162,386			505,475
2012		94.11		790,918	86,536	37,132			402,500
2013		97.91		722,387	74,449	42,753			425,249
		Fuente: Perú Report (The Top 5,400 Compañías) / Reporte de SUNAT / Notas EEFF Pluspetrol Norte
				ELABORACIÓN: KURAKA: Minería y Energía			kuraka.blogspot.com/

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