17 de January de 2011 00:00

Los contratos marginales se definen

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El ministro de Recursos No Renovables, Wilson Pástor, concluirá hasta el jueves las negociaciones con las compañías que manejan campos marginales

El 23 de enero próximo finaliza el plazo para que concluya la renegociación de los contratos marginales. ¿Cómo está el proceso?

Tenemos muy avanzada la negociación. Como en el caso de los grandes contratos, en los últimos días se dispone la tarifa final. Siempre es así.

¿Cuándo se dará a conocer los resultados?

Los conocerá el Comité de Licitación los próximos días. Si nos aprueban la negociación efectuada, esperamos que para el jueves recibamos la aceptación de todas las compañías de la tarifa. De manera que culminemos el 23 de enero la firma de los contratos.

A finales del año pasado, usted mencionó que las compañías que manejan campos marginales tenían una buena predisposición para negociar...

Al igual que en el caso de los grandes contratos, dije desde el inicio que no voy a dar un pronóstico. Puede ser el caso de que no firmemos con algunas compañías. Todo depende de la conveniencia para el país.

¿Se pusieron las mismas condiciones que en los grandes contratos? Es decir, que las compañías aumenten las inversiones y la producción...Tienen que aumentar la producción. Las compañías están aquí para invertir fundamentalmente en exploración. En segundo lugar, debe haber un beneficio claro para el Estado entre lo que tenía antes y lo que nos ofrecen ahora. No solamente la tarifa. Si no en tarifa multiplicada por la producción incremental que nos ofrecen.

Es decir que el beneficio neto para el Estado en valor actual sea mucho mayor al que tendríamos si hubiéramos seguido con los contratos como están. Esa es la actual decisión.

Hablando de contratos. ¿Cómo está el tema de la contratación de servicios para los campos maduros de Petroecuador?

En este momento se está analizando el modelo del contrato, el sistema de remuneración y la forma de asignación de los campos.

La Ley permite que con las compañías que ofrecen el 100% del financiamiento se puede negociar directamente. No sabemos quienes estarán en capacidad de hacerlo.

La otra vía, cuando no dan todo el financiamiento, es buscar un sistema de selección de la mejor empresa. Estamos trabajando en los dos sistemas: el sistema de remuneración para ambos casos y qué se puede dar directamente si es que hay financiamiento y qué no.

¿Ya tienen las propuestas de las compañías?

Se les ha entregado la información a las compañías y tienen hasta finales del mes para entregar las propuestas para que sean analizadas por una comisión de Petroecuador.

Pero lo más importante es el objetivo del proceso. Es decir, se llama a empresas  tecnológicas de servicios de primer nivel. Las compañías petroleras en el mundo como Exxon o Móbil no van a perforar los pozos, sino que subcontratan a las compañías para que hagan los trabajos técnicos de evaluación de reservas, modelización del campo, comportamiento del yacimiento, etc.

Aquí lo que queremos es que Petroproducción se repotencie tecnológicamente con estas compañías, con proyectos de recuperación mejorada a riesgo de la empresa subcontratada.

Y van a dejar la tecnología...No solamente la tecnología sino que además van a dejar grupos humanos técnicos que puedan seguir trabajando esos campos.

La compañía no va a operar. No se va a llevar un barril de petróleo pero va a optimizar la producción conjuntamente con Petroproducción.

Aquí están compañías privadas de primer nivel como Schlumberger, Baker, Halliburton, Wood Group, Weatherford, compañías grandes que tienen experiencia en recuperación mejorada de petróleo.

¿Si no sube la producción ellas pierden?

Claro, va a haber una remuneración en función de resultados. Si es que no sube la producción es que han fallado sus tecnologías y pierden.

Estaba programado para abril una nueva licitación fruto de las áreas que dejaron algunas compañías luego de la renegociación de contratos. ¿Cómo va el proceso?

Se están preparando los pliegos de esas licitaciones. Esperemos que para el 1 de abril podamos abrir la licitación. Pero si algo se retrasa no será más de un mes. Ahí hay un problema de modelo económico porque no es lo mismo negociar una tarifa de manera directa, como en la renegocación; y sacar a licitación un campo en que gana la compañía que mejor tarifa da.

¿Está el sur oriente en esa licitación?

Fundamentalmente saldrán a licitación los bloques de esa área.

¿Por dónde se sacará ese petróleo?

Estamos en conversaciones con Petroperú para llegar a un acuerdo y que podamos pasar el petróleo de esa área por el oleoducto del norte peruano que está subutilizado.

¿Cómo está el proceso de transición de Petrobras y EDC?

Hay una comisión de entrega y recepción de los activos de Petrobras, ese trabajo culminará en 60 días porque es un trabajo de detalle y se han formado comisiones entre Petrobras y la Secretaría de Hidrocarburos.

Pero la responsabilidad de la operación del bloque 18 pasó directamente a Petroamazonas. Para que la transición no afecte la producción, se negoció que Petrobras opere hasta el 31 de diciembre. Eso es lo que ha sucedido.Igualmente en el gas del golfo de Guayaquil. Se mantuvo el personal de EDC y ya está operando la Unidad de Negocios de Gas de Petroecuador  en el campo Amistad.

En el caso de EDC, ¿Cómo cerró la negociación?

En el caso de EDC se llegó a negociar con asesoría de varias empresas, un precio para el golfo de Guayaquil (bloque 3) y la generación eléctrica de Machala Power.

Se llegó a un acuerdo de precio. Se está llegando a un trabajo de detalle de liquidación de cuentas cruzadas porque EDC tiene pendientes con el SRI. Y por el otro lado, el Estado tenía deudas de los últimos meses del año pasado por la energía generada por Machala Power.

Vamos a llegar al acta de finiquito probablemente en dos semanas.

¿En cuánto quedó el precio del bloque 3 y Machala Power?

En USD 80 millones siempre que se liquiden todas las cuentas.

¿Se está evaluando en el caso de EDC hacer nuevas exploraciones?

En el bloque 3 fue parcialmente desarrollado por EDC. En el área, la empresa explotó la parte sur del campo Amistad. La Unidad de Gas de Petroecuador tomó esa operación y va a desarrollar la parte norte del campo. Es decir, Amistad Norte.

Con el resto del bloque y el bloque 40 (contiguo) estamos en plena negociación con Enap de Chile para firmar un contrato de servicios con tarifa. Tengo una reunión en Chile el próximo mes al respecto. Al momento, tenemos un cronograma de trabajos de sísmica 3D en el golfo de Guayaquil.

Esperamos que el primero el 15 de abril un buque empiece a registrar la sísmica en una parte del golfo de Guayaquil del bloque 3, que no es parte de Amistad y del bloque 40, que se pensaba asignar a Enap a través de una compañía mixta con Petroecuador.

Pero la decisión cambió y se decidió que Petroecuador se concentre en el campo Amistad Norte y Sur y que Enap se haga cargo de la exploración en el resto del bloque 3 y el bloque 40.

Hoy estamos en plena negociación de las condiciones económicas del contrato con Enap. Es decir, qué tarifa se va a fijar en función del riesgo que va a encarar la compañía.

¿Para cuándo está previsto que se firme el contrato?

No podemos iniciar la sísmica sin llegar a un acuerdo de contrato que sería hasta mediados de abril.

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