4 de December de 2010 00:00

Modelo petrolero funciona con precios altos

Compartir
valorar articulo
Descrición
Indignado 0
Triste 0
Indiferente 0
Sorprendido 0
Contento 0
Redacción Negocios

El consultor petrolero, César Cordero, expone las debilidades del modelo de contrato de prestación de servicios suscrito con las petroleras extranjeras

¿Hacia dónde va el Ecuador petrolero luego de la renegociación de los contratos?

La caída de la producción petrolera privada durante la época de negociación ha sido preocupante por la falta de inversión de las compañías. En el contexto actual, el cambio del modelo contractual de participación a prestación de servicios con tarifa bajo los actuales precios del petróleo es conveniente para el Ecuador. Sin embargo, no sabemos de aquí a tres o cuatro años qué va a pasar.

¿Por qué podría darse un escenario de precios bajos?El precio podría bajar nuevamente porque Rusia tiene capacidad de producir unos cuatro millones de barriles adicionales y no tiene que cumplir una cuota al no formar parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). También Iraq podría ofertar unos tres millones de barriles diarios más, una vez que se estabilice su situación política.

Y si el precio baja por debajo de los costos de producción me temo que pensaremos nuevamente en cambiar el modelo de contrato.

En décadas pasadas, el país experimentó el modelo de prestación de servicios ¿Cuáles eran las debilidades de este tipo de contrato?

Hace cerca de 15 años también había la modalidad de prestación de servicios. Los costos de producción de un barril estaban por sobre los USD 30 cuando el precio del mismo barril exportado era de apenas USD 8. En ese escenario el Estado no podía cubrir los tan altos costos de producción y se cambió el modelo.

Entonces, ¿los contratos de prestación de servicios funcionan para los precios altos?

El contrato de prestación de servicios es excelente para el Estado cuando el costo por barril supera los USD 25. Pero si el precio del crudo cae a menos de USD 40 por barril no se podrá sostener el Presupuesto del Estado que maneja tantos subsidios.

¿Qué tipo de contrato se usa hoy en el mundo?

El contrato de economía mixta entre dos compañías estatales o una estatal y una privada como el caso de Río Napo en el país.

Han pasado cuatro años de cambios en las políticas petroleras. ¿Qué se perdió en ese tiempo de negociaciones fallidas?

Durante ese tiempo no hubo una renegociación petrolera técnica, económica y legal adecuada. Cuando observamos cómo quedaron ahora los contratos, me preocupa también el control que se llevará a las compañías para que cumplan sus inversiones. ¿Quién va a controlar la doble facturación que llevaban las empresas cuando había contratos de prestación de servicios?

En aquella época las empresas inflaban sus costos y no había un exhaustivo control. La Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos (ARCH) no tiene el personal idóneo para supervisar todas las inversiones y trabajos que se realizan. Nunca ha habido una fiscalización real a las compañías.

Las compañías realizarán inversiones en exploración por más de USD 200 millones. ¿Hay perspectivas de que puedan encontrar nuevos yacimientos?

Las compañías no van a hacer exploración en nuevas áreas sino dentro de los mismos bloques donde operan. En esos campos es difícil que encuentren yacimientos con reservas probadas de 200 millones de barriles como ocurría antes. De los estudios realizados, el país tiene potencial hidrocarburífero en los bloques del sur oriente, donde se registran reservas probadas cercanas a 60 millones de barriles. Sin embargo, el problema en estos bloques es la infraestructura de transporte para sacar el crudo.

¿Qué implicación tiene la ampliación de áreas de operación exclusivamente para las compañías estatales?

No estoy de acuerdo con que no se llame a licitación y se entregue campos únicamente a compañías porque son estatales. Antes no existía en la Ley de Hidrocarburos los contratos directos. Se debería llamar a un concurso para elegir la mejor oferta. No porque sean compañías estatales quiere decir que no busquen lucrar de su actividad. Todo tipo de campo petrolero debe ser licitado para que participen empresas estatales y privadas.

¿Cuál es su lectura sobre la salida de Petrobras?

El contrato con Petrobras del campo Palo Azul y Pata en el bloque 18 tenía una participación para el Estado del 50% de la producción fiscalizada, lo que no parecía tan malo. Habría que hacer un análisis técnico de cuál será ahora el beneficio con el nuevo contrato.

¿Qué compañía sale más fortalecida luego de la negociación: Petroamazonas o Petroecuador?

Sin lugar a dudas Petroamazonas, que operará el bloque 18 de Petrobras. Petroamazonas tiene una dinámica distinta a Petroecuador porque tiene una política diferente en cuanto a procesos. En Petroecuador aún se demoran un año en contratar una torre de perforación. Creo que no pasarán muchos años hasta que Petroamazonas absorba definitivamente a Petroecuador.

¿La estatal Petroecuador puede hacerse cargo de la producción de gas de EDC en el bloque 3?

El país nunca ha manejado yacimientos de gas. EDC se dedicaba exclusivamente a explotar gas y este tipo de explotación es muy diferente a la explotación de petrolera en la Amazonía. Creo que Petroecuador deberá llamar a una licitación para que alguien se haga cargo de ese campo.

Descrición
¿Te sirvió esta noticia?:
Si (0)
No (0)