Jorge Chamot
23 de junio, 2024
Para Lampadia
Nuestra alicaída situación hidrocarburífera ha tenido un evento que nos presenta una oportunidad que no debemos dejar pasar. Si bien el Perú nunca fue una potencia petrolera a nivel mundial, su dependencia de suministros extranjeros, a pesar de tener producción de crudo, se fue peligrosamente acrecentando hasta que se hizo Camisea, que cambió la matriz energética y con su producción de líquidos de gas natural, rejuveneció la actividad hidrocarburífica con gran beneficio para el país, además de principalmente bajar las tarifas eléctricas e iniciar una industria del gas.
Hoy el Estado se ha olvidado de ella. Tenemos un empresa estatal (PETROPERU) que está quebrada sin miras a solucionar la encrucijada en la que se encuentra.
La producción de crudo es de 40,000 barriles diarios en un mercado que demanda 250,000 barriles diarios de líquidos, que a pesar de que Camisea produce alrededor de 100,000 barriles diarios de líquidos, tenemos que importar el resto a un costo altísimo, y en los últimos tiempos el Gobierno no toma acción para incentivar la exploración de nuevos recursos en nuestra variedad de cuencas todavía con potencial hidrocarburífico.
Por eso es que me refiero a una oportunidad que no debemos dejar pasar. Germán Barrios en su reciente artículo en esta publicación hacía notar un hecho que parecía haber pasado desapercibido.
Este fue la firma de contratos de evaluación técnica entre la francesa TOTAL y PERUPETRO para la reevaluación de parte de los campos offshore en el Noroeste, que sumados a los ya firmados por Jaguar Exploration (USA) / Global Oil (Australia) y ANADARKO (USA), hoy Occidental Petroleum (OXY de USA) luego de comprar a Anadarko, finalmente nos darán una buena apreciación de la realidad del potencial hidrocarburífico en nuestro mar.
Solo imaginemos lo que saldrá de reprocesar información acumulada en algunos casos, durante más de 50 años, con la rapidez de las computadoras y las tecnologías de interpretación de esa información que tiene la industria hoy en día.
Quiero realzar la importancia del interés de TOTAL, hoy si no la más, una de las más activas empresas petroleras en proyectos de exploración y explotación de gas natural y petróleo en operaciones offshore sobre todo en África y en el Mediterráneo, y ahora en América del Sur, y que en muchos casos se junta con ENI (Italia) la cual también tiene una experiencia extraordinaria en operaciones en el mar.
Debemos aprovechar este momento reflejado en el interés de Total Energies en reevaluar la información existente en el offshore del noroeste del país, y en la reactivación de la actividad en los otros contratos de evaluación ya mencionados. ¿Cómo?, revisando y mejorando el contrato de exploración-producción de PERUPETRO (E&P) que se les propondrá a las empresas.
Esperamos que todos estos contratos de evaluación den resultados positivos, pero debemos prepararnos para la eventual solicitud de estas empresas de convertirlos en contratos E&P.
Pensemos en incentivos competitivos en el mercado internacional para asegurar las inversiones y aprovechar también para revivir nuestra actividad petrolera tanto en el norte onshore como en la Amazonía, con un nuevo contrato E&P.
Solo comparémoslos con los de Colombia y Argentina por ejemplo y nos damos cuenta que el nuestro tiene que ser más competitivo, y cuanto antes mejor, para que estas empresas sepan que queremos que vengan, inviertan y produzcan hidrocarburos que tanto necesitamos.
Los que tienen contratos offshore siempre están tratando de farm-out, es decir buscando socios que inviertan y participen del riesgo, hay interés inclusive de algunos otros ¨majors¨ de echarles una mirada. Por lo tanto, este es el momento, esta es la oportunidad a la que me refiero.
Siendo realista, mi propuesta abarca lo siguiente:
- Enviar una pequeña delegación a Colombia y Argentina (digamos 2 de Perúpetro encargados directamente de la negociación de los contratos de E&P, y el Director General de Hidrocarburos que tendrá que dar opinión sobre los cambios al contrato). Averiguar qué les pedían las empresas al iniciar las negociaciones y qué querían sus gobiernos en términos de objetivos a alcanzar, cómo se negoció, cuáles fueron las mayores dificultades de llegar a acuerdos, etc.
- Extender la vigencia de los contratos hasta el final de la vida económica de los reservorios. Obviamente habrá que modificar la normativa explicando cómo se define “final de vida económica” y los procedimientos para determinarla. Esto requerirá un simple cambio en la Ley de Hidrocarburos. El insistir en los máximos actuales de tiempo de los contratos nos lleva a un ciclo perverso en el cual en los últimos años ya no se hacen inversiones pues no hay tiempo para tener un retorno de la inversión competitivo y adecuado.
El concepto de que alguien vendrá después a tomar los campos ya hemos visto que lleva a la discontinuidad de la explotación, tal como ha sucedido con los Lotes 8, 64, y 192 en la Amazonía. Los equipos pueden deteriorarse por falta de uso o se los roban, como ha pasado. Además, se origina la discontinuidad del efecto económico multiplicador en la región, la suspensión del canon petrolero, los fondos sociales y el flujo de impuestos que afectan no solo al erario nacional sino directamente a las comunidades aledañas. A todo eso hay que sumarle el impacto de tener que importar petróleo que se debió de y se puede producir en el país. - De ser imposible extender la vigencia de los contratos E&P hasta el final de la vida económica del reservorio, por posibles consideraciones políticas, a pesar de que en nuestra opinión deben superarse con liderazgo, decisión e información a la población, por lo menos cambiar la vigencia en el caso de petróleo crudo a 40 años, como ya es el caso para gas natural. La idea de guardar reservas para el futuro y no explotar al máximo los reservorios es absurda. El valor presente de reservas a digamos más de 40 años es nulo, independiente de la tasa a la que se descuente.
- Olvidarnos de exigir una participación de Petroperú, impuesta obligatoriamente en los últimos contratos firmados en el onshore, y que, por último, no puede costear la empresa. El pedir 40% para Petroperú sería una locura en el offshore, nadie la va a aceptar. E&P son operaciones de riesgo que las empresas están dispuestas a asumir sin restricciones como ésta, que decididamente no contribuyen a atraer inversiones.
- Bajar los mínimos de las regalías. Solo veamos las de otros países que compiten con nosotros en atraer inversiones, porque eso también es competencia que tenemos que sortear. Negociemos diferentes escalas de regalías, pero atractivas. Primero y urgente, las mínimas, así como escalas en base a producción, a la profundidad de nuevos horizontes, al avance del desarrollo de los campos, montos de inversión, dimensión y alcance de los fondos sociales, etc. Y, si bien es cierto, no es de la incumbencia de un contrato E&P, ¿por qué no incentivar que si con la producción de un campo se desarrollan actividades paralelas como generación de electricidad, petroquímica, u otras instalaciones del sector, y si la empresa invierte en ellas, ya sea sola o en un consorcio, también se ajustan las regalías?
- Reducir y simplificar los pasos administrativos y permisos. Habrá que conseguir aceptación en otros sectores y cambiar normas, pero esto es necesario, y sobre todo, establecer el Silencio Administrativo Positivo en todos estos procedimientos burocráticos que no hacen más que entorpecer y crear un síndrome de poder a niveles burocráticos que no lo deberían tener.
- Al establecer el Silencio Administrativo Positivo por demoras en la obtención de permisos, convertir automáticamente el tiempo de la demora en tiempo aceptado y contractual de Fuerza Mayor, lo que se convierte en una ampliación automática de la vigencia del contrato, por más que el lote ya esté en producción. Esto es debido a que los operadores tienen que estar constantemente pidiendo permisos que no les permite aumentar la producción, como el caso del Lote 95 en Loreto.
- Además de la intangibilidad de derechos adquiridos en los contratos de evaluación offshore con antelación a la creación de la Reserva del Mar Tropical de Grau, las empresas involucradas deben de participar en los trabajos del Plan Maestro el que debe especialmente contemplar las actividades futuras en dichos u otros contratos.
- Deben revisarse los requerimientos y montos de la Garantía Corporativa al cumplimiento de los compromisos de inversión y operaciones. Deben de ser conmensurables con la inversión en el país y no necesariamente demandas actuales que nos parece que adolecen de exageración y desproporción.
- Convertir a Perúpetro en una Ventana Única para gestiones y solicitudes relativas a los contratos de E&P, con un apoyo real en la gestión de permisos. Es interés de Perúpetro que sus negociaciones para atraer inversiones en E&P sean exitosas. Ese éxito no debe de depender de estamentos burocráticos ajenos al sector.
Lampadia
