21 de febrero de 2017 00:00

Ecuador recibió USD 18 170 millones en anticipos petroleros y préstamos

La tendencia de los costos de los dos tipos de crudo nacional

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Gabriela Quiroz
y Mónica Orozco
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Ecuador comprometió para la venta, de manera directa y sin concurso, 1 204 millones de barriles de crudo con dos empresas chinas (Petrochina y Unipec Asia) y una tailandesa (PTT Trading International).

La firma del contrato de preventa con Petrochina, en junio del 2009, marcó el inicio de una nueva política de comercialización de hidrocarburos, de largo plazo y centrada con empresas estatales que se mantiene hasta hoy. Hasta 2016 se firmaron 12 contratos y una enmienda para compraventa de crudo, que deberá entregarse hasta el 2024, es decir, en los dos próximos gobiernos.

Para entender la magnitud de crudo comprometido con las tres petroleras, se puede comparar con los barriles exportados por Petroecuador. La petrolera comprometió, entre 2009 y 2024, un volumen mayor a todo lo que envió en los últimos ocho años, que sumó 914 millones de barriles, según estadísticas del Banco Central.

Por la venta del crudo a estas tres estatales, Petroecuador facturó hasta el 2015 (último datos disponible) un total de USD 40 510 millones.

Además, según los contratos a los que accedió EL COMERCIO, en el período 2009-2016 el actual Gobierno pudo recibir pagos anticipados por USD 10 200 millones y a USD 7 970 millones en líneas de crédito, con plazos entre cuatro y ocho años.

De ese monto, USD 420 millones fueron directamente a Petroecuador, según el registro del Ministerio de Finanzas. El resto fue al Presupuesto estatal para financiar obra pública, confirmó Fausto Herrera, exministro de Finanzas. Pero añadió que se trata de operaciones de liquidez donde el Fisco “puede usar esos recursos, aunque luego debe pagarle a Petroecuador para que no se afecten sus operaciones”. Por estos créditos y anticipos se pagan tasas de interés entre 6% y 7,25%. Los anticipos se descuentan mensualmente de la facturación del petróleo.

Entre los proyectos que financió Petroecuador con estos recursos están el poliducto Pascuales-Cuenca y otros, según informes de la petrolera.

La adjudicación directa de los contratos se amparó en las alianzas estratégicas con las firmas estatales. En el caso de los préstamos otorgados por bancos chinos se firmaron, además, convenios especiales. Delegados del Ministerio de Finanzas y Petroecuador, así como de bancos y empresas chinas participaron en la suscripción de estos convenios.

El Directorio de Petroecuador fijó el 16 de enero del 2012, como lineamiento de la política de comercio exterior, la venta del hidrocarburo a largo plazo y preferentemente con empresas estatales y refinadores; es decir, sin intermediarios.

Esto se incluyó en el primer contrato del 2009, cuya cláusula séptima estipuló que el destino final del crudo ecuatoriano vendido a Petrochina no afectara “el mercado natural de Petroecuador en la costa americana del Pacífico Sur”.

Pero el 28 de enero del 2011 se firmó una enmienda al contrato que, entre otras cosas, estableció que el crudo vendido por Petroecuador tenga libre destino. Desde entonces, esto se ha mantenido en el resto de acuerdos y, con ello, se abrió la puerta para que el comprador pueda revender el petróleo una vez que sale del Puerto de Balao, en Esmeraldas.

El Directorio también estableció que se debía vender un mínimo del 10% del saldo de crudo exportable, a través de ventas ocasionales o de corto plazo (llamadas spot), mediante concursos públicos, que permitan ajustar los precios conforme al mercado.
Sin embargo, esto tampoco se cumplió desde el 2014, según observó la Contraloría en su informe DASE-0094-2016, del 1 de diciembre del 2016.

Contratos

Cambio en las reglas

Dejar el destino libre y privilegiar la venta directa no fueron los únicos cambios en las condiciones de los contratos.

Para calcular el precio de los crudos ecuatorianos (Oriente y Napo) en estos 13 acuerdos se aplica una fórmula en la que se toman en cuenta tres variables: el promedio referencial del petróleo del Golfo de EE.UU. -llamado West Texas Intermediate (WTI)-, menos un diferencial o castigo por ser el crudo ecuatoriano de menor calidad y se añade un premio.

Hasta junio del 2014, los datos del WTI y del diferencial se fijaban según la publicación especializada Argus, pero al no contar con subastas públicas que permitan valorar al crudo ecuatoriano en el mercado se dejó de publicar estos datos.

Luego, la estatal también suspendió el uso de los reportes de Platt, como referencia para los precios. Un mes después, se empezó a aplicar una fórmula de precios propuesta por Petrochina, tras descartar tres alternativas de Petroecuador, según el informe de Contraloría de diciembre pasado.

La fórmula incluye el índice Asci, de referencia para crudos amargos y medios del mercado del Golfo de México, más un ajuste de calidad y flete.

La calidad del petróleo se mide por los grados API y el contenido de azufre. A mayor grado API y menos azufre, la calidad y el precio es mejor y se reduce el castigo. En el caso del crudo Oriente, en los contratos se fijó una calidad de 24 grados API y para el Napo de 18 y 20,8 grados API, pero esto no contó con un sustento técnico, como anotó el órgano de control.

Las facturas del primer contrato (2009 al 2011), revisadas por este Diario, evidencian que esto significó menos ingresos por ajuste de calidad.

En tanto, para calcular el flete se contempló el promedio del costo de las rutas Esmeraldas-Houston y Esmeraldas-Los Ángeles; en buques Panamax de 360 000 barriles.

Según un informe de la firma Arthur D. Litlle del 13 de junio del 2014, elaborado para Petroecuador, el valor promedio del flete de ambas rutas, a junio del 2014, fue de USD 3,28 por barril. Pero en los contratos no se contempla una liquidación con el valor real de los embarques de las contratistas, que no solo tienen como destino Houston y Los Ángeles.

Según reportes de los embarques de Petroecuador de noviembre y diciembre 2016 y enero del 2017, por ejemplo, se observa que los buques también salen a destinos más cercanos, como Panamá, Chile y Perú. Y no todo el petróleo sale en Panamax sino en otros como Aframax, con una capacidad mayor a 700 000 barriles y cuyos costos varían.

Hay buques como el Yamura Spirit, que zarpó el 14 de noviembre del 2016 al puerto Quintero-Chile, con un millón de barriles vendidos a Petrochina.

Menos ‘premio’ por barril

La fórmula para fijar el precio del crudo nacional en estos acuerdos también contempla un “premio” por barril a favor de Petroecuador, pero este beneficio se ha ido reduciendo.

Empezó entre USD 1,25 y 1,30 por barril y terminó en USD 0,25, cuando los premios en concursos públicos han alcanzado los USD 2. Esto fue observado en el 2013 por la Contraloría, en la auditoría a los primeros contratos 2009433 y 2010253, en los cuales se concluyó que Petroecuador dejó de percibir USD 39,9 millones.

Por ejemplo, en diciembre del 2013 se firmó un contrato con Unipec, que contempló un premio por barril de USD 0,555. Apenas cinco meses después se suscribió otro contrato con la misma empresa y con un premio menor: USD 0,45 por barril.

Según la Contraloría, esto tampoco se sustentó en estudios técnicos. Por esta diferencia, de USD 0,10 por barril, se dejaron de percibir USD 1,2 millones. Si se compara el premio del primer contrato de USD 1,25 frente al último de 0,25, la diferencia es de USD 1.

Nilsen Arias, gerente de Comercio Internacional de Petroecuador, señaló a la Contraloría que estas negociaciones fueron beneficiosas para el país, por la colocación del crudo a largo plazo. Agregó, que se recibió un anticipo, se facturó a precios internacionales y se tuvo un premio. “Dichas transacciones fueron conocidas por el Directorio, que no emitió objeción alguna. Considerando el requerimiento del Ministerio de Finanzas y el giro del negocio de Petroecuador, lo que correspondía es suscribir ese tipo de contratos”.

Augusto Espín, ministro de Sectores Estratégicos, destacó en Radio Democracia que las firmas chinas no son “pequeñitas”, como se hacía antes de 2009 en ventas spot, lo cual significaba que si había más oferta el castigo era mayor porque costaba colocar en el mercado internacional.

Este Diario envió por correo, el 15 de este mes, 16 interrogantes sobre este tema al gerente de Petroecuador, Pedro Merizalde, y a Arias, pero no hubo respuesta.

En contexto

Petroecuador negoció directamente su crudo con Petrochina, cuyo accionista es CNPC y, además, con Unipec, que es subsidiaria de Sinopec. Tanto Petrochina como Sinopec son dueñas de Andes Petroleum y de PetroOriental, que operan en el país.

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