30 de July de 2010 00:00

‘El modelo de tarifa fija no atraerá más inversión para exploración petrolera’

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Redacción Negocios

Freddy Checa, consultor petrolero, considera que el modelo de tarifa única solo alentará las inversiones en los campos que ya están en producción.

¿Cuáles son los puntos más relevantes de la reforma petrolera que entró en vigencia el martes pasado?

Se ha regresado al contrato de prestación de servicios que estuvo vigente en el gobierno de Osvaldo Hurtado. La ventaja del modelo es que el Estado es dueño del 100% de la producción petrolera. A esta figura se añadió en la presente reforma el margen de soberanía que asegura para el país un mínimo del 25% de la producción. El contrato de prestación de servicios funciona cuando el petróleo tiene precios altos.

¿Por qué?Este modelo tiene el riesgo de que al caer el precio del barril de crudo por debajo de la tarifa negociada con las empresas habrá dificultades para pagarla, a pesar de que el Estado se reserva el 25% de la producción.

¿Hay otros riesgos?

El mayor riesgo se presenta en la actividad de exploración. Puede ser que una compañía, luego de explorar un área, no descubra petróleo o este no sea suficiente para explotarlo comercialmente. No creo que una compañía se arriesgue a explorar un área con el modelo de tarifa fija porque podría perder mucho dinero.

¿Y con respecto a la actividad de producción?

En esa actividad sí habrá interés de invertir porque las reservas ya están probadas. Se puede pronosticar fácilmente la producción para 20 años de un campo que ya haya sido descubierto. Pero igual hay un riesgo económico.

¿Qué implica este riesgo?

Cuando se dispara el precio del petróleo, los costos de producción suben. Hay más demanda de taladros y de otros insumos que se usan en la actividad y se incrementan los costos de producción.

Pero la Ley indica que habrá un índice de ajuste de los costos de producción respecto al precio del petróleo.

¿Ese índice va a cubrir completamente los costos reales incrementados? No lo sabemos.

¿Los incentivos de la tarifa no serían suficientes para que vengan otras empresas o las compañías operadoras se queden?

Hay incentivos de inversión para producción mas no para exploración. Y el incremento de la producción está atado a la exploración. Pero con los incentivos que contempla la Ley será muy difícil que se invierta en exploración.

¿Qué opina respecto a que haya procesos de licitación para empresas privadas y adjudicación directa para empresas públicas extranjeras?

Los privados no lo van a ver bien. Hay una preferencia para contratar con compañías estatales sin licitación. Aunque ello está avalado por la Ley y la Constitución, no hay impedimento de que se licite también en el caso de las compañías estatales.

El Gobierno quiere incentivar la exploración en estructuras más profundas de la tierra (precretácico). ¿Hay incentivos para ello?

El riesgo para explorar esa formación es mayor. Con las reformas hay menos incentivos porque no se ha probado que en el precretácico exista petróleo. Además es más costoso explorar en esta formación porque se debe perforar a mayor profundidad. Si para el cretácico, que está probado, no hay incentivo, para el precretácico es menor.

El Gobierno está preparando un plan para asumir los campos privados en el caso de que fracase la negociación de contratos. ¿Petroecuador y Petroamazonas están en capacidad de asumir la operación de nuevos campos?

¿Por qué no? Yo creo que sí. Lo que pasa es que Petroecuador necesita una reestructuración profunda. Tenemos como ejemplo lo que sucedió en el Bloque 15, que era operado por Occidental y luego pasó a Petroamazonas. Ahí se lograron buenos resultados.

Petroamazonas se manejó como empresa privada.

Yo fui asesor del primer gerente del Bloque 15, Carlos Blum, y resolvimos que continúe el modelo de administración de Oxy. También mantuvimos a los ingenieros que eran altamente calificados.

¿Cómo trasladar esa experiencia a Petroecuador?

Con menor injerencia estatal, mayor autonomía de la compañía y con un presupuesto que no sea manejado desde el Ministerio de Finanzas.

¿Cómo lograr la renegociación de contratos en un máximo de 180 días cuando no se ha logrado en tres años?

Es que antes de la reforma las compañías operadoras no tenían seguridad jurídica para renegociar los contratos porque el nuevo modelo no estaba contemplado en la Ley. A las empresas también les convenía mantener los contratos anteriores porque ganaban más por los altos precios.

¿Qué incentivos hay en la reforma para que las compañías se queden en el país?

Aquellas compañías cuyos contratos están próximos a expirar, como en el caso de Repsol, se quedarán. Pero todo dependerá de la negociación de la tarifa con el Estado. Dependiendo de la negociación puede salir beneficiado el Estado o las compañías.

¿Pero podría haber un equilibrio?

Si fuera un proceso de licitación abierta sería más justo. Estos procesos deberían implementarse con los contratos que están próximos a vencerse. Si no, la extensión de estos contratos debería formar parte de la negociación.

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