5 de May de 2010 00:00

‘El Estado no tendrá menos del 25% de la producción’

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Redacción Negocios

Su nombre sonó en varias ocasiones para ministro de Recursos Naturales No Renovables. ¿Qué le hizo decidirse para aceptar el cargo ahora?

Nunca se me propuso ser ministro en este Gobierno. Fue para Presidente de Petroecuador, pero en ese momento no acepté por razones personales.

¿Qué tan compatible es el cargo de ministro de Recursos Naturales No Renovables con su perfil técnico?

Aparentemente hay el criterio que el técnico no puede hablar de política petrolera porque es otro ámbito. Veamos qué dice la realidad en el futuro. Personalmente, en mi vida profesional he tenido la oportunidad de trabajar en política petrolera con gobiernos afines como el de Rodrigo Borja, incluso con el actual Gobierno, con asesorías cuando se iniciaba la campaña.¿Sus planteamientos se han visto reflejados en la política petrolera que el Gobierno ha tomado?

Eran una forma general de análisis. El sector petrolero estaba pasando por una crisis enorme desde 1994, en la administración de Sixto Durán Ballén. Desde ese entonces la degradación del sector petrolero era tan grande que a mí me parecía difícil que se pueda revertir la tendencia. En la parte privada había tantos abusos que este país parecía tierra de nadie.Me refiero concretamente a la negociación de los contratos petroleros de 1999, cuando los contratos de prestación de servicios pasaron a contratos de participación por negociación directa.

Usted participó en las negociaciones de contratos…

Yo hice la séptima ronda de licitaciones en 1995, de esta no queda ni un solo contrato vivo. Solo el de Perenco que ha entregado la operación. Y del bloque 31 de Petrobras que le entregó a Petroecuador. Todos los que subsisten son fruto de una negociación directa.

¿Cuál es la diferencia entre la negociación que se hizo en 1995 y la que se dio en 1999?

Lamentablemente, en 1999 hubo una negociación directa favorable a la inversión extranjera y con equipos nacionales débiles. Una licitación permite que la competencia fije las condiciones, pero en 1999 perdimos la negociación o no fuimos lo suficientemente fuertes.

¿Un ejemplo?

El campo Edén Yuturi se entregó a la compañía Occidental, en condiciones muy ventajosas que a la larga influyeron en la opinión pública sobre la imagen de Occidental. Pero nuestros negociadores fueron quienes crearon las condiciones. Este campo, descubierto por Petroecuador, llegó a producir 75 000 barriles. Y le dieron al Estado una participación de 23% de la producción. Y de las utilidades que obtuvo Occidental en el 2005, de USD 340 millones neto, 80% vino del campo Eden Yuturi.

¿En el caso de Palo Azul?

Es diferente, había que demostrar que el campo era unificado. Se autorizó a la compañía que estaba en ese entonces, Amoco, que perfore un pozo al lado y resultó que era un campo continuo. Se negociaron condiciones totalmente diferentes. El Estado recibe el 60% de la producción y el 40% es para el consorcio de empresas que invirtió.

¿Ese caso está cerrado?

No está cerrado. Está en la Fiscalía, que dice que el campo no es unificado. Las consultorías técnicas demuestran lo contrario. Y si hay necesidad de más consultorías para dirimir, que la escoja el Gobierno o cualquier entidad del Estado.

¿Y las consultorías que formó este Gobierno?

Todas señalan que el campo es unificado, excepto la que hizo Petroproducción al inicio de este Gobierno, que dijo lo contrario, pero sin un estudio de peritaje de terceros.

Volvamos al tema de los contratos. ¿Existe en el fondo una diferencia entre un contrato de prestación de servicios y uno de participación?



















Foto: EL COMERCIO













Sí. Hay que recordar que durante la década de 1980 y 1990, el precio del petróleo estuvo en USD 15 por barril. Cuando esto sucedía, las compañías de prestación de servicios empezaron a ver que el precio no les ayudaba para recuperar sus inversiones. Entonces crearon una normativa por la cual primero se pagaba a las compañías y el resto iba al Estado. Ese fue el gran error del contrato de prestación de servicios. Por eso se cambio a uno de participación, donde el Estado se aseguraba una parte de la producción.

¿El cambio a participación mejoró los ingresos para el Estado?

Mejoró sustancialmente, pero allí sucedió otro fenómeno. En lugar de alinear el contrato de participación a la producción y al precio, solo lo alineamos a la producción, no al precio. Luego el precio de disparó. En 1999 el precio del barril de petróleo llegó a USD 8 por la crisis de los ‘tigres’ asiáticos. Pero a partir del 2000 el precio comenzó a subir y se vio un gran desequilibrio del contrato a favor de las compañías privadas, lo cual no podía mantenerse. Fue una lotería para las empresas. Las compañías se resistieron a una renegociación directa durante el 2005 y el 2006. Se rasgaban las vestiduras diciendo que hay que mantener las condiciones jurídicas del contrato. Cuando no reaccionaron por las buenas, vino la Ley 42 y ahí comenzó otro problema.

¿Se justifica que luego de cuatro años no termine la negociación?

En este Gobierno la negociación se inició en el 2007 y ahí hay dos elementos que han retrasado el proceso. El primero, que probablemente no se tenía claro el contrato de prestación de servicios en los términos que ahora se formulan y, el segundo, que las compañías siempre ganan tiempo. Es una historia de nunca acabar. Cuando ven que en el Estado hay alguien poco conocedor, le meten por ahí unas cosas, le distraen y ganan tiempo.

¿Les conviene a las compañías no llegar a un acuerdo?

No les conviene a largo plazo, pero cuando ven que se viene una reforma de fondo, prefieren alargar el tiempo para aprovechar la situación de relativa bonanza. No están invirtiendo pero están recibiendo utilidades.

¿Y qué estrategias han usado para retrasar el proceso de negociación?

Cuando hay gobiernos vulnerables desde el punto de vista ético, hacen que la Ley 42 se aplique para solo los campos grandes y no para los campos marginales. Debió aplicarse a todos los contratos, al último rato los sacaron a los campos marginales de la Ley por tráfico de influencias.

¿En la revisión de contratos se va a incluir a los campos marginales?

Todos van a ir a prestación de servicios. Hasta Agip, que ya es de prestación de servicios, tendrá nuevos términos.

¿En qué consiste el actual contrato de prestación de servicios?



















Foto: EL COMERCIO













El modelo tiene que ser de una tarifa que cubra los costos, las inversiones, las utilidades y el pago de impuestos. Y que debe permitir una rentabilidad entre el 15% y el 20% para los campos que ya están en producción. Para los campos nuevos, que quieren explorar o realizar una recuperación mejorada, se les elevará la rentabilidad para que sea atractivo.

¿El contrato de prestación de servicios le obliga al Estado a reembolsar los costos e inversiones?

No vamos a reembolsar los costos. Las compañías deben arreglarse con esa tarifa. De ella se calcula el impuesto a la renta deduciendo costos y gastos. Pero nosotros no tenemos la obligación de calcular cuánto les debemos año a año de reembolso ni lo pagamos aparte. Es similar al contrato de Ivanhoe, que tiene una tarifa fija que se ajusta con la inflación de Estados Unidos.

¿Qué puede pasar en un escenario de precios bajos del petróleo?

Cada cual tiene un riesgo que asumir en el contrato de servicios. Habrá un período donde se reconocerá la inversión, pero si el contrato no da, pues no da. La idea central es que para explotar un campo el Estado debe recibir un ingreso bruto de al menos el 25%. Si no da eso, no le interesa al Estado, pues no compensa los costos ambientales, ecológicos. Esa es la regla que a puesto el Gobierno.

¿Cómo se entiende el anuncio presidencial, de hablar de expropiaciones cuando se va iniciar la nueva etapa de negociaciones?

La política es clara: al Estado no le interesa los contratos en los que no pueda participar en menos del 25% del ingreso bruto. Pero le interesa que haya más producción y más inversión. A las compañías se les dará incentivos para que inviertan y aumente la producción con unas tarifas que reflejen una rentabilidad razonable en los campos que ya operan y una rentabilidad mayor que compense el riesgo de nuevas operaciones. Si no quieren aceptar esa tarifa y prefieren irse a otro país, habrá que terminar el contrato, calcular un valor de mercado y pagarles. Hoy día no estamos en las décadas pasadas. Ahora los ecuatorianos sabemos manejar campos petroleros. Sabemos manejar tecnologías. Es el ejemplo de Petroamazonas que maneja las tecnologías más avanzadas como lo que se pondrá en Pañacocha.

Ahora el problema es estrictamente financiero. De capacidad de inversión

¿Y no es también un problema ideológico?

No. Iraq acaba de sacar un contrato de prestación de servicios. Les dijo ‘¿Quién está interesado en una utilidad de USD 2 por barril?’ Parecía una locura. Y fueron todas las compañías grandes a Irak.

Pero en el caso del Ecuador hay el antecedente del presidente Correa quien ha dicho que no es muy afín a las transnacionales.

Siempre y cuando abusen. ¿Me va a decir a mí que entre el 2000 y el 2006 no se llenaron de plata las compañías petroleras al máximo? Es realmente inaceptable que continúe la situación.

¿Por qué se necesita de una nueva Ley para expropiar los campos petroleros?

Porque es una decisión del presidente Correa. Personalmente creo que lo hace porque la decisión del ejecutivo y la Asamblea es más fuerte que la sola decisión del Ejecutivo. La Asamblea representa al pueblo que, unido al Ejecutivo, tiene mayor fuerza legal en caso de que se generen arbitrajes internacionales.

¿Es para blindarse de esa posibilidad?

Es para que no perdamos tiempo. No estamos bromeando. Si no están de acuerdo con los términos que les proponemos de rentabilidad y costos razonables, una tarifa que mantiene su valor real, entonces se pueden ir. Se les podrá pagar en crudo, siempre y cuando no necesitemos para nuestras refinerías.



















Foto: EL COMERCIO













¿A qué valor se les reconocerá ese crudo?

Al precio de mercado internacional. Da lo mismo darles en dinero que darles en crudo, pero a las compañías les conviene tener una corriente de crudo para llevar a sus refinerías. Son petroleras, no son financistas, tienen compromisos de dietas en sus refinerías y de abastecimiento de países que necesitan crudo

Si este concepto de los nuevos contratos de prestación estaba bastante claro. ¿Por qué tardó tanto tiempo la renegociación?

Puede ser los cambios de ministros, la falta de continuidad de los equipos de negociación, falta de claridad en lo que se quería proponer, mucha preocupación. A las petroleras les gusta reglas claras de juego y que respeten el sentido del negocio.

¿Cuáles son los nuevos plazos para cerrar la migración de los contratos?

No está formalizado pero en seis meses estarán los contratos de prestación de servicios y unos ocho meses en los contratos de campos marginales.

¿El proceso empezó por sacar a Petroecuador de la negociación?

Sí, porque hay que racionalizar el marco institucional ecuatoriano. Solamente en el Ecuador, la empresa petrolera administra el patrimonio. En todos los países, es el Ministerio el que se encarga de administrar el patrimonio y controlar que las compañías petroleras, incluidas las estatales, funcionen bien. Por ejemplo en Brasil y Colombia.

¿Está ya creada la Agencia Nacional del Petróleo?

No, se creará mediante reformas a la Ley de Hidrocarburos. La Agencia está adscrita al Ministerio, con personería jurídica propia. Ella va a firmar los contratos petroleros, no el Ministro.

¿Cuándo se enviará este paquete de reformas?

En unos dos meses. Van a ser 6 reformas puntuales: la creación de la agencia; la clarificación del contrato de prestación de servicios, el 25% de soberanía, la distribución de las utilidades, que serán repartidas el 3% a los trabajadores y el 12% a las comunidades. Las petroleras bajo los contratos nuevos pagarán el 25% de impuesto a la renta sobre la utilidad, entre otras. Hay que hacer una puntualización de la capacidad sancionadora de la Dirección Nacional de Hidrocarburos que hoy no existe.

¿Se tiene una proyección del rango de las tarifas que se pondrá en los contratos?

Eso dependerá de las condiciones de cada campo.

¿Cuál es el escenario de producción petrolera para este año?

El objetivo es de 494 000 barriles diarios. Estamos con un cumplimiento del 97% en el primer trimestre. Esperemos que se mejore en el segundo trimestre. Hay ya casos evidentes de mejora como Petroamazonas, que estaba con 100 000 barriles diarios en año pasado aunque ha bajado por la declinación de los campos, pero va a entrar el campo Pañacocha con 25 000 barriles y va a equilibrar la producción en 102 000 barriles diarios promedio este año.Río Napo (Sacha) se quedó sin torres de perforación durante el primer trimestre, pero entrarán dos a operar. Por ello se supone que van a subir la producción de 52 000 a 70 000 barriles hasta final de año. El segundo semestre va a mejorar el nivel de producción. Hay compañías como Repsol que ha mejorado la producción al igual que Petrosud. Petrobras ha bajado.

¿Eso es por la disminución de inversiones?

Porque estamos en la negociación de contratos. Pero hay compañías que han incrementado la inversión como Agip. En petróleo hay que hacer esfuerzos muy grandes cuando empieza a caer la producción. Se debe invertir dos veces más para regresar a los niveles originales. Un claro ejemplo es Petroamazonas. Vamos a tener un tiempo en que paulatinamente mejorará la producción.

Para este año se contemplaba una reducción con respecto al año pasado

Sí, pero el próximo año mejorará por Pañacocha y Río Napo. Pero espero que la renegociación conduzca a planes de desarrollo de las petroleras privadas en serio.

Les vamos a dar una tarifa pero estará basada en inversiones que deberán estar respaldadas por garantías bancarias, para que en los tres o cinco años siguientes inviertan lo que dicen. De manera que haga repuntar o al menos detener la caída de producción en los campos.

¿Y qué duración tendrán los nuevos contratos?

Depende de la negociación que hagamos. Hay contratos que tienen 18, 5 ó 7 años. El plazo puede ser parte de la negociación.

Hay temas pendientes con las compañías privadas como Perenco ¿En qué fase está?

En la fase final de decisión del Ministro sobre el proceso de caducidad. Pero el dictamen depende de elementos que se deben analizar. En un par de meses máximo fenece el plazo para llegar a una decisión.

¿Y Burlington y CGC?

Se está llegando a un acuerdo que está a punto de concretarse. Se les indemnizará por los trabajos que hicieron y falta definir el monto. Pero prácticamente está acordado.

Con respecto al contrato de OCP

Todavía no hay un estudio definitivo. Es un asunto extremadamente delicado

¿En cuanto a EDC?

EDC tiene hasta el 6 de mayo para presentar las pruebas de descargo. Luego hay períodos de réplica. No está previsto un plazo.

¿Las últimas salidas de funcionarios de Petroecuador a qué se debió?

Ello fue por cambios de cláusulas en los contratos petroleros cuando se dieron las extensiones de vigencia que no fueron conocidos por las autoridades. Pero eso lo está investigando la Secretaría de Transparencia. Esas cláusulas se referían a la postergación de los contratos definitivos.

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