APOSTANDO POR LA DESINTEGRACIÓN VERTICAL

PERÚPETRO SIN BRÚJULA

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)

Ante el acuerdo del Directorio de PerúPetro dado a conocer el 16 de octubre del presente año no queda más que manifestar nuestra decepción por una decisión que ha carecido de un debate técnico económico, y lo que resulta más extraño es el silencio cómplice de los más altos funcionarios de PetroPerú representados por el presidente de su directorio y su gerencia general, que carentes de la necesaria autoridad moral y técnica no han sabido defender los intereses de la petrolera estatal que están definidos por la integración vertical de sus operaciones como la forma más eficiente de operar en toda empresa de hidrocarburos. 

Debo reconocer que se trata de una decisión interesada, de parte a favor de las empresas que han realizado un gran lobby como lo hizo en su momento Graña y Montero que contaba a su favor con una fuerte relación con el Dr. García Pérez, para extender por 10 años el contrato por el lote I que debía vencer el 2011 y se le extendió hasta el 2021, con mínimos compromisos de inversión.

Por ello, las empresas interesadas reclaman un trato no discriminatorio, en especial la noruega Interoil que interpuso al estado una demanda internacional que se encuentra en una negociación mediante un arbitraje, que como siempre será contrario al interés público. Supuestamente en el mes de marzo del 2013 finalizaban los contratos de los lotes III y IV siendo ampliados por dos años adicionales al igual que el lote IX de Unipetro, mientras se resolvían los litigios internacionales.

Sin embargo, no se entiende la ausencia de brújula en PerúPetro. Si se tiene presente que no hace mucho en diversas declaraciones periodísticas en los meses de julio, agosto, setiembre, el presidente de PerúPetro Ing. Luis Ortigas sostenía la tesis de la licitación internacional amparado en los acuerdos de directorio llevados a cabo por sus antecesores, en especial Daniel Saba en el gobierno anterior y Aurelio Ochoa a inicios del presente régimen.

En tal sentido, por la transparencia que debiera existir en los negocios del estado estos acuerdos debieran ser públicos. Se debieran conocer las actas de los diversos directorios para conocer las razones técnicas y económicas que justificaban la licitación internacional de los lotes y/o la prórroga contractual. Esto es lo mínimo que debiera solicitar cualquier congresista de la República.

Es más, supuestamente se habría contratado una consultora que en tiempo record, menos de un mes habría realizado sesudos estudios geológicos, económicos, financieros, legales de los lotes de hidrocarburos materia de cuestión, donde como conclusión se recomendaba que la mejor opción sería la prórroga de los contratos por 10 años adicionales sujetos a una serie de condicionalidades.

Desde el punto de vista del interés nacional sin reproducir el modelo boliviano, esos lotes debieran ser adjudicados en negociación directa a PetroPerú, como se hizo en el pasado con el lote 56 para el Consorcio Camisea entregando 200 millones de barriles de condensados y 2 trillones de pies cúbicos de gas natural de reservas que en el fondo eran probadas. 

Si bien la adjudicación directa es una prerrogativa de PerúPetro esta debiera estar justificada en función del interés público que hoy está encarnado con todas sus limitaciones y debilidades por PetroPerú, si de verdad se apuesta por la seguridad energética reproduciendo el modelo colombiano o chileno.

Si bien las reservas del lote 56 hoy se exportan, existen 2.4 trillones de reservas de gas natural del lote 88 que están garantizando el proyecto de exportación. Si se estima el gas natural exportado en barriles, resulta que los más de 500 millones de pies cúbicos diarios que exportan hacia USA, México, España, Corea del Sur, Japón, resultarán equivalentes a 160 mil barriles diarios con precios promedio de 25 dólares el barril, mientras PetroPerú tiene que pagar tarifas internacionales tanto por el crudo producido internamente como el que compra del exterior, abonando más de 100 dólares por barril.

Ello se puede observar en el cuadro respectivo donde se expresan los volúmenes de crudo comprados de la producción local y los precios promedio pagados por barril año por año. Entre los años 1997 al 2012 la petrolera estatal ha tenido que pagar por el crudo producido internamente la suma de 14,328 millones de dólares y solamente en el 2012 el valor pagado superaba los 2,028 millones de dólares, abonando un precio promedio de 109 dólares por barril. Ver cuadro “Cargas Procesadas y el Valor de las Compras Internas de Petróleo para la Industria Refinera de PetroPerú 1997/2012 “

Estas compras de crudo que realiza PetroPerú desde 1997 cuando ya se enajenaron el conjunto de lotes bajo su responsabilidad tales como los lotes Z-2B, X, 8/8X, y los lotes denominados marginales a inicios de los años noventa cuando los precios del petróleo eran menores a los 20 dólares el barril, que con precios superiores a los 100 dólares no tienen ya esa condición, Así, en el 2012 la petrolera estatal ha tenido que abonar 109 dólares por barril por el crudo que antes le pertenecía. 

Este es el quid de la cuestión y el interés real de los privados que están detrás de la prórroga. Las compras que realiza PetroPerú constituyen los ingresos que perciben las empresas petroleras que operan en el mercado local. El negocio es seguro y sumamente rentable pues si fueran marginales y de altos costos ¿por qué tanto interés en la prórroga?

Por ello, la extensión de los contratos por 10 años más, reproduce las prácticas fujimoristas de los inicios de los años noventa del siglo pasado donde se fracturó la integración técnica material de las operaciones de PetroPerú, privatizando a “precios de ocasión” los lotes de hidrocarburos, los grifos, las filiales y la refinería de La Pampilla.

De esta forma se está fortaleciendo la desintegración vertical de PetroPerú, que seguiría operando sin producción propia, y sin acceso al valor económico de las reservas probadas y probables, que le permitirían tranquilamente levantar más de 2,000 millones de dólares de cualquier organismo financiero para modernizar la refinería de Talara, y su propia presencia en los lotes próximos a su vencimiento, si se tiene el respaldo de las reservas de los lotes 1-AB, VI/VII, III, IV y II.

Resulta una cruel paradoja que el estado garantice con 2.4 trillones de reservas probadas del lote 88, que supuestamente constituyen la garantía de abastecimiento para el mercado interno, para en cambio apuntalar el proyecto de exportación del consorcio Perú LNG (Hunt Oil, SK de Corea del Sur, Marubeni, Repsol/Shell), lo que le permitió contar con 4.4 trillones de reservas probadas de gas natural para de esta forma calificar como sujeto de crédito internacional por más de 4,000 millones de dólares, y financiar la Planta Melchorita, terminales, buques metaneros etc. 

Esta integración vertical que se le niega a PetroPerú condena a la petrolera estatal  como empresa exclusivamente refinera con márgenes de 3 a 5 dólares por barril, mientras en la producción las empresas obtienen precios de 100 dólares el barril mientras a lo mucho el costo de producción incluyendo regalías, depreciación, amortización no superan los 40 dólares el barril.

El acceso a la reservas probabas y probables de los lotes II, III, IV, VI/VII y sobre todo del lote 1-AB en la selva norte que tiene más de 400 millones de barriles en reservas, y el lote VI/VII donde opera la empresa estatal China Sapet (29 millones de reservas probadas)  le otorgarían a PetroPerú caja y un respaldo financiero que hoy no tiene. Por ello, la gran pregunta que debieran responder la dupla Castilla/Merino está en relación a ¿cómo con utilidades netas menores a los 100 millones de dólares PetroPerú podría financiar de manera integral su modernización?

La prórroga afecta gravemente la modernización de sus unidades, en especial de la refinería de Talara que no solamente debe operar para la producción de combustibles limpios, eliminando el azufre contenido en el petróleo que se importa del Ecuador y Colombia. Por ello, se debe modernizar integralmente la refinería de Talara con la planta de desulfurización, planta de tratamiento de crudos pesados que son los más abundantes en la selva norte, con la unidad de ácido sulfúrico que tiene un mercado asegurado, etc. Todo ello tiene un valor de 2,730 millones de dólares para PetroPerú y compromete aproximadamente 800 millones de parte de capitales privados, que resultan necesarios para asegurar el crecimiento económico del país.

SOBRE LA VENTA DE GAS A CHILE

NODO ENERGÉTICO, ETANODUCTO, GASEODUCTO ANDINO DEL SUR …

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)

Es cada vez más evidente que el presente gobierno no tiene una estrategia nacional para el cambio de la matriz energética altamente dependiente del petróleo y derivados cuyas importaciones representan anualmente más de 5,500 millones de dólares,  valores que son financiados en última instancia por los sufridos usuarios y consumidores que tienen que reponer dichos valores en el precio de los combustibles utilizados en el mercado interno; es más éstos precios resultan el doble o más que los vigentes en los Estados Unidos de Norteamérica, gracias a la participación fiscal, y las distorsiones del mercado interno de combustibles. 

Solamente por las importaciones del diesel 2 limpio con 50 partes por millón de azufre en el 2012 las refinerías La Pampilla operada por Repsol y PetroPerú tuvieron que pagar más de 1,280 millones de dólares; y en el período 2005 al 2012, el país ha gastado en importaciones de este derivado más de 7,601 millones de dólares, es decir, más del doble de lo que costaría la modernización integral de la refinería de Talara. Por tanto, los consumidores han financiado dichos montos, permitiendo a las empresas involucradas márgenes de utilidad como importadores y distribuidores mayoristas de combustibles.

Sin embargo, desde julio del 2010 exportamos energía limpia en la forma de gas natural licuefectado, es decir gas convertido a líquido en la unidad Pampa Melchorita perteneciente al Consorcio Perú LNG, cuyos socios son Hunt Oil, SK de Corea del Sur, Marubeni del Japón y Shell que sustituyó a Repsol como responsable de las exportaciones en febrero de este año, pagando una cifra millonaria por una participación que compromete la exportación de un recurso natural del cual el fisco peruano no ha percibido ni un dólar. 

Con la información disponible las exportaciones de gas natural representaron los 1,284 millones de dólares en el 2011, más de 1,331 millones en el 2012 y en lo que va del período enero/julio del presente año el valor de las exportaciones suman los 878 millones de dólares. Si bien el gas natural exportado proviene exclusivamente del lote 56, el proyecto exportador de Perú LNG compromete como garantía financiera las reservas probadas del lote 88 por volúmenes de 2.4 trillones de pies cúbicos de gas natural, que pese a dispositivos legales promulgados por este gobierno no son aún devueltos.

En un ejercicio estadístico si se convierten los volúmenes de exportaciones de gas natural registrados por el BCR en metros cúbicos en su expresión en barriles, donde un metro cúbico como unidad de volumen resulta equivalente a 6.28976 barriles, se pueden expresar los volúmenes de gas natural del lote 56 en barriles equivalentes por año y por tanto en días calendario.

En tal sentido, en el 2011 se exportaron 56.4 millones de barriles de gas natural, en el 2012 un equivalente de  54.9 millones de barriles de gas natural y en lo que va del período enero/ julio 34.7 millones lo que expresado en días calendario significa que Perú LNG a través de Repsol hasta febrero del 2013 y a partir de esa fecha Shell han exportado 154 miles de barriles diarios de gas natural expresado en barriles, en el 2011, un equivalente a 150 mil barriles diarios en el 2012 y en lo que va del presente año hasta julio 164 mil barriles diarios de gas natural.

La cruel paradoja de las exportaciones de gas natural licuefectado expresadas en barriles es que en promedio se ha exportado el barril equivalente de gas natural a precios de 24 dólares el barril, y en contrapartida para poder satisfacer el mercado interno se importa en promedio el barril de petróleo crudo a precios de 100 dólares el barril. Con el agravante que exportamos energía limpia como gas natural y se compra del exterior sobre todo del Ecuador, Colombia y hasta del África petróleo con alto contenido de azufre.

Un agravante adicional es que se exporta el gas natural con un rico contenido en etano (10 por ciento de etano y 90 por ciento de metano)  que por ejemplo le ha permitido a  la empresa SK accionista del Consorcio Camisea en Corea del Sur,  alimentar una industria petroquímica que tiene a la China Continental como principal mercado, mientras en el Perú se quema el gas natural con su contenido en etano en la generación eléctrica a precios subsidiados.

Por ello, ante las declaraciones del Presidente de la República, Comandante Ollanta Humala efectuadas en la reunión Alianza para el Pacífico en Nueva York del 26 de setiembre sobre la posibilidad de la venta del gas natural de Camisea a Chile, se argumentó que dependía en última instancia del precio que el país sureño esté dispuesto a pagar; sin embargo el primer mandatario olvida interesadamente una serie de restricciones legales, económicas y de los principios de una elemental geopolítica.

ANTES QUE CHILE EL DESARROLLO DEL SURPERUANO

Al margen de la controversia sobre la delimitación marítima con Chile y sus perspectivas en el caso de resultar un fallo favorable para nuestro país, existen razones legales, históricas y económicas que contravienen la exportación de gas natural hacia nuestro vecino del sur. 

La primera se relaciona con la prioridad del abastecimiento mercado interno antes que promover las exportaciones, según lo dispuesto por la ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural ley Nº 27133 y su reglamento promulgado en 1999, y a pesar de los cambios introducidos al art. 2 del Reglamento de la ley mediante el DS 031-2003-EM siempre se prioriza el mercado interno antes que la exportación, bajo cualquier circunstancia.

En segundo lugar, no se puede repetir el lesivo lobby que hizo posible durante el gobierno del Presidente Toledo el proyecto exportador del lote 56. En tal sentido,

las reservas de gas natural de los lotes 57 y 58 que alimentaría el gaseoducto del sur y/o la pretendida exportación, tendrían que tener el carácter de reservas probadas para estar en el marco restringido de la ley mencionada.

Interesadamente ni PerúPetro ni la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) del Ministerio de Energía y Minas reconocieron el carácter de reservas probadas, aduciendo que una perforación exploratoria no se justificaba dicho carácter. Por esta razón las reservas del lote 56 desde el 2003 nunca tuvieron el carácter de reservas probadas, sin embargo las mismas reservas fueron comprometidas en el proyecto exportador con una serie de lesivas modificaciones contractuales que los gobiernos sucesivos se abstuvieron de corregir en agravio del país.

Por ello, se debiera recordar que durante el gobierno del Presidente Toledo, PerúPetro otorgó mediante negociación directa las reservas del lote 56 más de 2 trillones de pies cúbicos con 200 millones de barriles de condensados al Consorcio Camisea, que siendo volúmenes insuficientes para el contrato de exportación hacia México se tuvo que hipotecar 2.4 trillones de las reservas probadas del lote 88 que hasta ahora no son devueltas, mediante el DS 050-2005-EM.

Al respecto se debe publicitar el informe del “Grupo de Trabajo Encargado del Estudio y Propuesta de Revisión de los Contratos de Gas de Camisea y de los Contratos de Exportación del Gas de Camisea” cuya presidencia recayó en el congresista por Piura José Carrasco Távara y que solamente fue firmado por el congresista Alejandro Aguinaga y la presidencia lo cual impidió su discusión en el pleno del Congreso de la República, sin embargo por su importancia política fue publicado en diciembre del 2009.

En tercer lugar, el retiro anunciado de la petrolera estatal brasileña Petrobras de sus operaciones en el Perú y otros países para priorizar sus inversiones internas, retrasa las actividades necesarias en los campos del lote 58 donde se han realizado inversiones superiores a los 469 millones de dólares y en el lote 57 donde Petrobras es socio de Repsol con una participación del 44 por ciento, habiendo realizado inversiones por un valor de 196 millones de dólares en el período 2006/2012

Es decir, las inversiones de Petrobras en los lotes 57 y 58 han sumado más de 665 millones de dólares en el período 2006/ 2012, las mismas que evidentemente están siendo valorizadas y negociadas por las empresas interesadas en la transferencia contractual de dichos lotes que por la ubicación podrían ser la propia Repsol, Pluspetrol y la misma transnacional Shell. 

El trascendido en los medios periodísticos sobre las negociaciones llevadas a cabo en el Brasil especula sobre valores por encima de los 2,500 millones de dólares en la valorización de los activos de petrolera estatal brasileña en el Perú relacionados con los lotes colindantes en Camisea. En el supuesto que la venta y transferencia se realice en el exterior, el Perú lamentablemente no tendrá ninguna participación a pesar de ser operaciones que comprometen recursos naturales no renovables, como el gas natural y los condensados. 

Ello es más grave, si se tiene presente que tales lotes fueron adjudicados en negociación directa por PerúPetro a Petrobras mediante contratos promocionados con el DS 017-2003-EM los cuales fijan tasas de regalías mínimas del 5 por ciento que podrían incrementarse hasta el 20 por ciento en función de una producción equivalente a los 100 mil barriles diarios, en estas transacciones el estado peruano debiera asumir un grado de participación. 

Por tanto, antes que la exportación hacia Chile o cualquier otro país, las reservas de los lotes 57 y 58 tendrían que asumir el carácter de reservas probadas certificadas lo cual supone mayores inversiones en ambos lotes para incrementar las reservas que se estiman en un potencial conjunto superior a los 7 trillones de pies cúbicos, que resultarían apenas suficientes para abastecer el mercado interno en los próximos 30 años a través del Gaseoducto Andino del Sur, los requerimientos de energía de los proyectos mineros en el Gran Sur que comprometen inversiones por encima de los 35 mil millones de dólares.

A ello debiera sumarse las necesidades de la petroquímica básica, intermedia y avanzada para industrializar el gas natural y apostar por un mayor valor agregado en Ilo, con el llamado nodo energético que permita la descentralización eléctrica del país. Con esa masa crítica en la demanda interna del gas natural se rentabiliza el consumo industrial, residencial y automotor para los millones de compatriotas del sur. 

Sin embargo, el gobierno del Presidente Humala desde diciembre del 2011 al presente ha ido dejando de lado la prioridad de las inversiones en el Gaseoducto Andino del Sur. El desinterés por asegurar la presencia brasileña que comprometían la participación de la unidad en la explotación, transporte y distribución a través de Petrobras, Odebrecht y Braskem; para pasar a una serie de proyectos que transitaban por el etanoducto, la presencia de PetroPerú en el gaseoducto, centrales térmicas en Quillabamba. ¿Qué vendrá después?

Ahora se estaría apostando por los nodos energéticos en Mollendo e Ilo fomentando el enfrentamiento entre provincias vecinas lo cual contribuirá a mayores conflictos sociales, reforzando la presencia del Consorcio Camisea con el gaseoducto existente y promoviendo los llamados ductos virtuales, que son camiones tanqueros trasladando gas concentrado, lo cual reforzaría el proyecto asumido por Repsol.

Señor Presidente, si bien el país vecino del sur está abonando precios de necesidad por el gas que consume, los mismos que triplican el precio del marcador Henry Hub, y ha resuelto la falta abastecimiento de Argentina con plantas de regasificación que importan el gas natural de los Estados Unidos de Norteamérica y de otros países, lo primero es priorizar el mercado interno del Perú y satisfacer la demanda insatisfecha.

Debiera ser una política de estado para el Perú el cambio de la matriz energética, priorizando el mercado interno para monetizar las reservas de gas que yacen en el subsuelo de Camisea y en el norte del país, y sobre todo es de particular importancia geoestratégica apostar por  el Gaseoducto Andino del Sur “sin dudas ni murmuraciones”, todo lo demás sería una traición a la Patria, y a los electores del actual presidente.

LICITACIÓN O PRÓRROGA SIN PETROPERÚ

SOBRE LOS CONTRATOS QUE VENCEN

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)

Existen posiciones encontradas sobre esta realidad. Hay quienes señalan que los contratos debieran prorrogarse por 10 años más como se hizo por ejemplo en el 2001 con el contrato del lote 1-AB que se extendió hasta agosto del 2015 cuando debía vencer en agosto del 2001. Con el nuevo operador Pluspetrol que sustituyó a la OXY, no solamente se modificó la naturaleza del contrato de servicios por uno de licencia, sino también hubo una disminución de la tasa de regalías que evidentemente afectó la caja fiscal.

Esta responsabilidad recayó en la dupla conformada por el ministro de energía y minas durante la transición democrática, el Ing. Herrera Descalzi y el responsable de Perúpetro fue el ing. Luis Ortigas, él mismo personaje que ha ocupado variadas carteras en Proinversión durante el fujimorato, siendo Viceministro de energía en el actual gobierno, y que debe adoptar una decisión al respecto como titular de Perúpetro.

Se debiera tener presente que en agosto del 2001 debía terminar la renegociación contractual efectuada en el 1986 con la OXY, pero  en el 2001 Pluspetrol asumió el contrato y renegoció con PerúPetro una extensión indebida hasta el 2015. Asimismo se extendió el plazo del contrato de servicios por el lote I (Graña y Montero) por 10 años más hasta diciembre del 2021 durante el II gobierno del Dr. Alan García, siendo ministro del sector el Ing. Pedro Sánchez y responsable de PerúPetro el Ing. Daniel Saba.

Por tanto, las prórrogas contractuales tienen varios antecedentes y resultarían cuestionables por la falta de transparencia en una materia tan inflamable como los hidrocarburos, de allí la importancia del tema en la presente coyuntura. 

Quienes defienden la prórroga contractual con variados y legítimos argumentos que van desde el carácter marginal de las operaciones, la mínima producción por pozo productor, un promedio de tres barriles en el lote VI/VII, de siete barriles en los lotes III y IV, y de apenas de dos barriles en el lote II, si se considera la producción correspondiente al 2012 y el número de pozos productores, según la estadística publicada por PerúPetro.

En estas condiciones el argumento más fuerte por aquellos que recomiendan la prórroga por 10 años se relaciona con la drástica disminución de la producción de crudo en Talara por la falta de inversiones ante la proximidad de los vencimientos contractuales. Esta realidad está significando menores recursos por concepto de canon y sobrecanon para Piura y Tumbes, y una fuerte caída en el empleo directo e indirecto, en particular de las subcontratistas que operan en Talara.

Al mismo tiempo se señala que las tasas de regalías en los contratos próximos a su vencimiento no son competitivas, así el lote III y IV donde opera la noruega Interoil, con una producción promedio en ambos lotes de 3,011 barriles diarios, con 423 pozos productores, y que tiene una tasa de regalía promedio del 49 por ciento, lo que ha significado importantes ingresos al Ministerio de Economía y Finanzas (MEF); solamente en el 2012 las regalías pagadas por ambos lotes fue de algo más de 80 millones de dólares, cuando en el 2011 sumaron los 59.4 millones de dólares en razón de los altos precios del crudo y una menor producción de crudo.

En el lote VI/VII donde opera la petrolera estatal china Sapet, con una producción promedio en el 2012 de 3,344 barriles diarios y 1,013 pozos productores se tiene una tasa de regalía mínima menor al 12.75 por ciento, lo que ha significado menores ingresos al Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) por concepto de regalías, solamente en el 2012 las regalías pagadas fueron de 18.2 millones de dólares, y  en el 2011 sumaron los 17.7 millones de dólares.

Por último, en el lote II la producción promedio es de 450 barriles diarios, allí opera Petrolera Monterrico con un número de 217 pozos productores, asumiendo una tasa de regalías superior al 52 por ciento lo que ha representado ingresos al MEF del orden 9.6 millones de dólares en el 2012 y de 10.5 millones en el 2011 con tendencia a la disminución en el 2013 en razón de la producción decreciente.

Debiera ser evidente que la tasa de regalía más baja es la correspondiente a la petrolera estatal china Sapet que ha depreciado la fuerza de trabajo local con salarios miserables y ha depredado el medio ambiente con numerosas faltas ambientales que han sido materia de observación del organismo regulador Osinergmin.

RACIONALIDAD DE LA INTEGRACIÓN VERTICAL

En resumen, los argumentos a favor de la prórroga parecen ser sólidos, soslayando la rentabilidad de las operaciones a pesar de la mínima producción, las tasas de regalías vigentes, y la mayor cantidad de pozos de desarrollo. Es más, sobre el futuro contractual de los lotes se sostiene que deben ser analizados de manera independiente, separados del proyecto de modernización de la refinería de Talara.

En verdad, ello no es conveniente ni técnicamente sustentable por dos razones fundamentales. La primera se relaciona con el valor económico de las reservas probadas y la producción futura, en razón que las reservas deben servir para apuntalar, reforzar, garantizar el financiamiento requerido por la modernización de la refinería de Talara.

En segundo lugar, siempre se ha sostenido que la forma más eficiente de operar en el sector de hidrocarburos está en relación a la integración de sus actividades, en especial la unidad técnico material entre la explotación, la refinación, y la distribución mayorista con grifos propios.

En tal sentido, el principal interesado por una mayor producción de hidrocarburos debiera ser PetroPerú en especial con la refinería modernizada a partir del 2018 (¡Si Dios quiere y Castilla firma!); pues con una mayor capacidad de refino se tendrían los mayores volúmenes de crudo para obtener relativamente más barriles de destilados medios (diesel limpio y turbo), gasolinas limpias de alto octanaje y una menor proporción de residuales.

En verdad, siempre he sostenido que PetroPerú debiera ser el titular de los contratos próximos a su vencimiento, lotes II, III, IV, VI/VII y sobre todo el lote 1-AB de la selva norte. Pero al mismo tiempo debo reconocer que la petrolera estatal no tiene por ahora capacidad técnica, económica ni financiera para gestionar directamente dichos lotes, no solamente por la carencia de equipamiento como equipos de perforación y de diversos servicios que se estilan en la explotación de los pozos productores.

Si a ello se agrega el déficit gerencial de cuadros calificados técnicamente y moralmente, con una gestión mediocre donde sus altos funcionarios están digitados por Palacio de Gobierno con una intervención política contraria a una administración moderna que debiera tener toda gestión, con una mayoría laboral pasiva interesada  exclusivamente en sus remuneraciones y utilidades, ajenas a la moral de productor.

Sin embargo, la falencia más grave de la petrolera estatal no está en relación a la cantidad y calidad de técnicos y profesionales en la gerencia de exploración/ explotación, o si se tienen los capitales suficientes para operar directamente los lotes materia de discusión. El problema central está en relación a la ausencia de la necesaria voluntad política para el fortalecimiento de la petrolera estatal. 

Después de más de 20 años de políticas de las políticas liberales en el sector no solamente se han privatizado las reservas probadas, probables, y posibles que descubrió PetroPerú, transfiriendo lotes, equipos y reservas a precios subvaluados. También se “privatizaron” a los mejores técnicos y profesionales que fueron formados como capital humano gracias a la petrolera estatal y que hoy día se desenvuelven exitosamente en el sector privado, defendiendo sus intereses, que necesariamente no coinciden con el interés público.

Por ello, hoy estamos ante un conflicto propio de la economía política de hidrocarburos, donde existen intereses encontrados cada uno más justificable que el otro. Desde quienes apuestan por la prórroga defendiendo intereses privados por una mayor valorización del capital, es decir mayores utilidades. Hasta aquellos que recomiendan una licitación internacional que estaría condenada al fracaso si se mantienen las mismas tasas de regalías, con una producción que tardará más tiempo en su recuperación.

En el desarrollo de las contradicciones debiera ser evidente que PetroPerú requiere acceder al valor económico de las reservas probadas de crudo donde destacan nítidamente las reservas de los lotes VI/VI con 29 millones de barriles, las reservas de los lotes III y IV y particularmente del lote 1-AB como se puede captar en el cuadro respectivo: “La Pura Realidad de los Contratos Próximos a su Vencimiento”.

Estas reservas probadas y probables en el subsuelo constituyen propiedad de la Nación y por el interés público se debe disponer de ellas para respaldar parte del financiamiento que representa la modernización de la refinería de Talara. ¡El gobierno del Comandante Humala debe entender que aquí se está jugando el futuro de PetroPerú!

Repensar en una estrategia donde en razón del interés público el valor económico de las reservas probadas de hidrocarburos respalde parte del financiamiento que significa la modernización de la refinería que ha sido valorizado en más de 2,730 millones de dólares.

Esta figura reproduce el financiamiento del proyecto exportador del lote 56 donde las reservas probadas del lote 88 más de 2.4 trillones de pies cúbicos todavía respaldan el financiamiento obtenido por el consorcio Perú LNG por más de 4,500 millones de dólares. Es decir, las reservas probadas que supuestamente constituyen propiedad de la Nación respaldan un proyecto privado, no explotan pero están como garantía.

Por último, se debiera reconocer que la gestión, administración de los lotes próximos a su vencimiento debiera ser privada con los actuales o nuevos operadores pero donde se privilegie los mayores compromisos de inversión sujetos a un programa de inversiones para levantar la producción en el menor tiempo posible, renegociando las tasas de regalías, con la titularidad contractual de PetroPerú.

Es decir, PetroPerú debiera estar en condiciones de optar la sociedad y participación con operadores privados que serían los subcontratistas de la petrolera estatal donde se les garantizaría una razonable rentabilidad. 

Todo ello requeriría la suficiente voluntad y fortaleza política que lamentablemente los accionistas de la petrolera estatal no tienen, pues los ministros de energía y minas (Ing. Merino Tafur) con el de economía y finanzas (Dr. Luis Castilla) están pensando más bien en cómo privatizar lo que resta de PetroPerú, sin pena ni gloria. ¡Todo lo demás es cuento chino con su dosis nacionalista!