El anuncio del gobierno de fortalecer a Petroperú, a través de su retorno como socio minoritario de otras empresas para la explotación petrolera en lotes que se encuentran produciendo, vuelve a poner en el debate el rol empresarial del Estado en la actividad de hidrocarburos.

Cabe destacar que en el mundo el 85% de las reservas de petróleo está en manos de  empresas estatales y que de las primeras 20 empresas petroleras del mundo, 16 son estatales.

Pero en Perú el 51,7% de la producción de petróleo está en manos de empresas estatales extranjeras, principalmente de China, de acuerdo con las bases de datos de Perupetro al cierre de 2014.

El año pasado la producción nacional de petróleo tuvo una ligera recuperación respecto a los años anteriores, registrando un promedio de 69 mil barriles por día (MBPD).

Solo las empresas operadoras ubicadas en el noroeste de Talara (Piura) como la China National Petroleum Company - CNPC (lote X), Sapet (lote VII/VI) y Savia (lote Z-2B) son de capitales estatales y tuvieron una producción conjunta de 24,6 MBPD.

Mientras que en la selva el lote 1-AB, operado por Pluspetrol, pero donde CNPC tiene una participación del 45%, tuvo en 2014 una producción promedio de casi 13 MBPD, mientras que el lote 8, también operado por Pluspetrol Norte y una participación de tres empresas estatales que alcanza el 55%, tuvo una producción de 9,5 MBPD.

Los lotes en el nororeste y selva con presencia estatal extranjera alcanzó en 2014 los 35,7 MBPD.

En contraste, la estatal Petroperú no produce un solo barril de petróleo propio por carencia de lotes (hoy tiene el lote 64 que desarrollará con GeoPark y está por firmar contrato como socio no operador en los lotes III y IV con Graña y Montero Petrolera).

Pero el tema no solo queda allí, pues según Jorge Manco Zaconetti, investigador de la Universidad Mayor de San Marcos, las empresas estatales extranjeras también hacen negocio con Petroperú como contratistas proveedores, por lo cual la petrolera tiene que comprar a precio internacional lo que antes (de la privatización) producía.

DEFINIR LA POLÍTICA

Al respecto, Beatriz de La Vega, socia de la consultora E&Y, explicó que tener a una empresa estatal dentro de la producción petrolera es un tema que apunta a fortalecer la seguridad energética, lo cual también pasa por tener definida la política energética del país.

Consideró que las debilidades (como tecnológicas) que pudiera tener una empresa pública no es pretexto para que no participe en la actividad, pues de acuerdo a prácticas internacionales conviene igual participar a través de un consorcio; pues por un lado asegura estar en el proyecto y tener seguridad energética, y por otro que alguien asuma el riesgo en la inversión. "Que la empresa privada tenga una participación mucho más alta y tenga la operación va de la mano con lo que realmente otras latitudes piensan sobre el tema", anotó de la Vega.

Explicó que no se trata de tener a alguien pintado en la alianza, como se le critica a Petroperú, pues incluso cuando esta se da el inversionista ha considerado dentro de sus costos y proyecciones que igual va a salir ganando, a pesar de repartir una parte de ese proyecto con otro.

El ‘milagro colombiano’ viene sonando desde hace unos años, y es que este país ha hecho una excelente tarea en la última década para captar los ojos de las petroleras internacionales. Un testigo de ello es Armando Zamora quien formó parte de dicho logro, exdirector de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), institución que cumple las mismas funciones que Perupetro en el Perú.

El consultor estará presente este 25 y 26 de febrero en el evento: Perú Energía 2015, que se realizará en el Country Club. Desde Colombia, brindó a Gestion.pe su perspectiva del mercado.

¿Qué situación enfrenta el mercado respecto a la baja del precio del petróleo ?
La situación que vive el sector (petrolero) requiere un cambio estructural, ya que enfrenta una presencia no convencional de EE.UU. y la nueva doctrina de Arabia Saudita. Ello conlleva a que el mercado establezca los precios, y no el recorte de la producción.

¿Se espera un retiro de las inversiones?
Los productores globales y marginales van a ver reducidas sus inversiones en la producción, y eso implica que los países tengan un esquema tributario alto. Por ello, estarán obligados a revisar nuevas condiciones en los contratos.

Entonces, ¿futuros proyectos se verán amenazados?
La capacidad de invertir en nuevos proyectos está a la baja, y de la misma manera, la cantidad de ingresos disponibles para reinvertir ha disminuido de pronto. De hecho, habrá una revisión de todos los portafolios de la industria, y en el corto plazo, se vería un recorte en las inversiones.

Frente a ello, ¿a qué precio debería llegar el petróleo para que se cancelen los proyectos?
Es muy pronto para definir cuál será el nivel de cancelación de los proyectos, tendríamos que esperar unos meses para ver cómo se estabiliza el mercado. Sin embargo, las nuevas expectativas de precios ya no son del orden de US$ 90 o US$ 100. La industria está estableciendo un nuevo horizonte en el orden de US$ 60 y US$ 70, lo que significaría una baja en el ingreso del 20% o 30%. Los ingresos que iban a ser reinvertidos, no estarán disponibles.

¿Qué medidas deberán tomar las empresas?
Las firmas necesitarán plantearse si en realidad quieren mantener el ritmo de inversiones, y para ello, deberán tomar medidas en varios frentes para facilitar la inversión y bajar los costos en la medida de lo posible.

¿Qué frentes tendrán que lidiar?
Primero, será el facilitar el ritmo de inversión, enfatizando en la claridad del proceso ambiental, por ejemplo. Segundo, dar claridad respecto a las normas de comportamiento, y llegar a un consenso con las comunidades para saber dónde es posible operar. Y, tercero, hacer una revisión al portafolio para ver qué empresas estarán en la capacidad real de continuar con sus inversiones, y en ese caso, retomar el control de esas áreas para volverlas a lanzar al mercado.

¿Qué pasará con las empresas que no tengan ‘la capacidad’?
Antes de cualquier acción, primero se les brindará ‘un oxígeno’ mediante negociaciones. Es más eficaz determinar qué empresas tienen la capacidad de continuar y establecer mejores plazos, así como enfatizar las consultas con las comunidades. Los que no tengan la capacidad de hacer efectivas las condiciones contractuales, pues tendrán que replantear su permanencia.

¿Qué puede aprender el Perú del ‘milagro colombiano’?
Cada país tiene sus condiciones particulares. En el caso de Colombia, las camisas de fuerza estaban en Ecopetrol , en el 2003, cuando tenía el monopolio de recursos, y por ende, no disponía de recursos para invertir. Estaba limitada en su capacidad, y por ello, tuvo que intervenir la iniciativa privada para generar una entrada al mercado de capitales.

¿La entrada del sector privado fue el mayor impacto?
Así es, el mayor impacto de la reforma colombiana fue pedirle a Ecopetrol el acceso del capital privado, y así aprovechar el potencial. Cabe resaltar que Colombia se inspiró en el modelo peruano en permitir la presencia de firmas privadas sin la obligación de las empresas estatales, al igual que Brasil y Noruega.

En el Perú, los precios de combustibles vienen reduciendo gradualmente, ¿pasa lo mismo en Colombia?
Colombia ha venido subsidiando los precios de los combustibles por mucho tiempo. Además, hay una política de liberalización de precios, pero es gradual. Esto quiere decir que, a medida que se subsidiaban los precios, el Estado generaba un déficit acumulado. Por tal razón, se ha visto que la baja sea más gradual para recuperar el déficit.

Entonces, ¿es una medida sana para el mercado?
Así es, porque se podría trasladar la baja en los precios a los consumidores, pero ello generaría un agujero fiscal que no compensaría la pérdida por producción. El problema que enfrenta Latinoamérica es la grave implicación de los precios en la baja de los recaudos fiscales. Por ello, es entendible que la situación en los precios internacionales no se traduzca de la misma manera en los mercados internos.

Finalmente, ¿cuál es el consejo para el Perú?
Es necesario brindar flexibilidad a las empresas que sí tengan la capacidad para cumplir los compromisos de plazos, pero las que no lo tengan, es mejor cortar por lo sano, y volver a lanzar al mercado aquellas áreas en un proceso competitivo, bajo las nuevas condiciones del mercado.

A pesar de la caída en el precio internacional del petróleo, hay compañías internacionales interesadas en desarrollar nuevos proyectos de exploración de hidrocarburos en el Perú, sostuvo la editora principal de la Guía para la inversión en hidrocarburos en el Perú 2015-2016, Beatriz de la Vega.

Explicó que la difusión de este documento permitirá la ejecución de los proyectos en cartera para la fase exploratoria y que actualmente ascienden a 26,000 millones de dólares.

“La decisión de seguir invirtiendo en un proyecto de este tipo requiere una visión de largo plazo. Asimismo, toma en consideración las expectativas del retorno por la operación realizada”, declaró al Diario Oficial El Peruano.

Estrategia

Si bien la coyuntura no es la más apropiada para el sector, indicó que ello no es un tema que necesariamente influya en la disminución de las inversiones.

“Ello dependerá básicamente de la estrategia de expansión que aplique cada compañía”.

Comentó que algunos inversionistas podrían apostar por iniciar operaciones de exploración mientras dure el período de precios bajos. Mientras tanto, agregó, podrían ir avanzando con su plan de incursionar en el mercado peruano.

En este contexto, resaltó que la publicación de la segunda Guía para la inversión en hidrocarburos en el Perú es clave para apoyar, junto al Ministerio de Energía y Minas y a la Cancillería, la promoción de las inversiones en el sector.

“La atracción de capital para el financiamiento de proyectos sectoriales es una constante que no se detiene”, subrayó la también socia de la consultora EY (antes Ernest & Young), que tuvo a su cargo la elaboración de la segunda versión de la Guía para la inversión en hidrocarburos.

Proyectó que del total de las inversiones captadas en el sector, la mayoría se destinará a la exploración y explotación del recurso gasífero (65.7%). Le seguirán las inversiones en energías renovables (20%), petróleo (13.8%) y carbón (0.5%).

Asimismo, De la Vega reveló que en los primeros once meses del año pasado las inversiones en el sector hidrocarburos sumaron 1,008 millones de dólares en exploración y explotación.

De acuerdo con la guía para la inversión en gas y petróleo en el Perú, la demanda de energía en nuestro país crecerá 112% en los próximos diez años.

Más recursos

El total de las regalías del sector hidrocarburos alcanzó los 1,608.2 millones de dólares durante el año pasado, reveló el estudio realizado por la consultora EY. Precisó que el 68.4% (1,100.4 millones de dólares) provino de la explotación gasífera y el 31.6% restante (507.3 millones de dólares) de la producción petrolera.

Por otro lado, detalló que en el país hay 18 cuencas petrolíferas con potencial para la exploración de hidrocarburos, de las cuales 10 están en la zona continental y 8 en altamar. Agregó que en el Perú hay quince cuencas petrolíferas cuyo potencial no ha sido explorado en toda su magnitud.

El negocio petrolero no pinta bien por el precio del crudo y los altos costos de exploración y explotación en países como Perú.

Carlos Gonzales, director gerente de Enerconsult, consultora en contratos petroleros, dijo a Correo que es urgente que Perupetro recupere la facultad de negociar directamente los contratos petroleros y planteó una ley de regalías para que estas se apliquen de forma proporcional al rendimiento de los lotes.

¿Perupetro puede negociar directamente los contratos petroleros?

En realidad Perupetro tiene legalmente esa potestad, pero su directorio, en el quinquenio 2006-2011, decidió que todos los contratos se debían celebrar por convocatoria y no por negociación directa. Si hay una empresa interesada en un lote, se acerca a Perupetro, que lo publica en su portal para saber si hay otras interesadas en ese mismo lote; en caso que no, recién puede negociar directamente. Se pierde tiempo.

¿Negociar, sin convocar a licitación?

La Ley Orgánica de Hidrocarburos da a Perupetro la discrecionalidad de celebrar los contratos por negociación directa o convocatoria.

Pero es más democrático licitar los lotes...

La verdad que Perú no es atractivo hacia afuera. No podemos darnos el lujo de convocar licitaciones para no tener postores. Las dos últimas no han sido buenas; la de Offshore (mar) fue un fracaso y tuvo que cancelarse, y la de los lotes III y IV fue un fracaso porque siendo lotes de explotación con producción, se esperaba muchos postores, pero solo tuvo uno.

¿Su propuesta sobre negociar directamente es por la coyuntura de precios bajos?

No. Lo que digo es lo siguiente: Primero, debe modificarse las condiciones económicas de contratación en Perú para ser competitivos con otros países, que también buscan atraer a los inversionistas; segundo, que Perupetro, siguiendo su criterio (lo dice la ley), decida licitar cuando hay varias empresas interesadas y negociar directamente cuando hay solo una empresa interesada en un lote.

Si se modifican las condiciones económicas de los contratos, de repente vienen más empresas, por lo que se optaría por las licitaciones, pues habría más de un interesado.

¿Modificar las condiciones económicas de los contratos qué implica?

Primero, dar una ley de regalías, con regalías altas para yacimientos ricos y de alta rentabilidad, y regalías bajas para yacimientos pobres y de baja rentabilidad; segundo, ampliar la lista de exoneración de tributos a la importación de bienes destinados a exploración; y tercero, ampliar la lista de bienes y servicios sujetos al régimen de devolución definitiva del IGV.

Cuarto, implica estimular la inversión en exploración de contratistas que tienen lotes en explotación, derogando el artículo 10 del Reglamento de Estabilidad Tributaria que desnaturaliza lo previsto en la Ley Orgánica de Hidrocarburos; y quinto, reactivar la aplicación del D.S. 017-2003-EM con regalías mínimas de 5%, aplicando la Ley 28109 de Reservas Marginales de Hidrocarburos a nuevos proyectos de inversión en campos maduros.