¿Podemos salvar el up stream?

avcDesde la caída de los precios del crudo iniciada sostenidamente el 2012, la situación del up stream (exploración y explotación de hidrocarburos) se ha venido deteriorando de manera constante y sostenida.

En los últimos cinco años, el precio del WTI se ha reducido en cerca de 60%. En su camino hacia abajo, el precio se llevó de encuentro cerca de la mitad de los contratos de exploración y explotación suscritos por Perupetro, dejó en el camino a un sinnúmero de empresas de servicio y sin trabajo a cientos si no miles de trabajadores que laboraban en dichas empresas. En efecto, de 80 contratos (60 de exploración y 20 de explotación) en 2012, hemos pasado a 50 contratos (24 de exploración y 26 de explotación) a mayo de este año; las tres o cuatro empresas de adquisición sísmica que operaban por entonces, hoy son un RUC y un domicilio fiscal en la oficina de su abogado; ni qué hablar de las bases de las empresas de perforación o servicios de pozos, por donde antes pasaban cientos de trabajadores camino a su centro de operaciones, y que hoy están vacías supervisadas por un vigilante para evitar el robo de los equipos que allí se guardan esperando uno que otro contrato esporádico.

Desde el sector privado, las empresas dedicadas a esta actividad han venido pidiendo medidas de emergencia que fueron ignoradas por el Gobierno anterior y que, aparentemente, podrían ser oídas por el actual Gobierno.

Con la finalidad de promover la pronta emisión de las disposiciones que son necesarias para darle oxígeno a los contratos de exploración y explotación que aún subsisten y de reactivar el up stream con nuevos contratos en el futuro, las empresas del up stream agrupadas en la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE), han elaborado un conjunto de proyectos que se resumen a continuación y que se agrupan en tres grandes rubros: (i) Ajustes en las regalías y en los programas de trabajo, (ii) Ampliación de los plazos de los contratos; y, (iii) Incentivos Tributarios.

  1. Regalías y Programas Mínimos:

La gravedad de la sitmartillouación obliga a tomar medidas de emergencia y de carácter temporal que deben adoptarse cuanto antes. Para ello, se está planteando que, durante tres años, los porcentajes de regalías de los Contratos de Licencia se fijen en 5% o 15% mientras el precio del barril esté en rangos inferiores a US$30 y hasta US$70 el barril (extrapolando los valores intermedios) para que, cuando el precio del barril supere los US$70, vuelvan a aplicarse las regalías en los términos pactados en cada contrato. Un esquema similar se utilizaría en los Contratos de Servicios con rangos para la retribución de entre 95% y 85%.

La propuesta mencionada en al párrafo anterior aplicaría para la producción actual. Para la producción incremental y siempre por un plazo de tres años, se aplicaría una regalía única de 3%. Vencido el plazo de tres años y hasta la conclusión del contrato, dicha regalía única sería de 15%. Al igual que el caso anterior, la retribución de los Contratos de Servicio sería de 95% para los primeros tres años, para luego quedar en 85%.

Adicionalmente, se plantea permitir que Perupetro y los contratistas puedan acordar un nuevo programa mínimo de trabajo (tanto en la etapa de exploración como en la de explotación cuando corresponda), teniendo en consideración el precio de los hidrocarburos. Esta alternativa incluye la posibilidad de suspender la ejecución de los programas mínimos de trabajo, con la justificación correspondiente, en tanto se alcanza un nivel de precios que haga viable el cumplimiento de los compromisos asumidos.

Con relación a los programas mínimas se sugiere que los mismos puedan ser garantizados con una carta fianza bancaria o con una póliza de caución a elección del contratista.

Por otro lado, se propone que, a partir de ahora, todos los contratos de exploración y explotación contemplen regalías o retribuciones que variarán conforme cambien los precios de los hidrocarburos y no solo el nivel de producción el resultado del Factor R.

Finalmente y como una opción más, resulta conveniente que se precise la plena vigencia y aplicación de la Ley N°28109, Ley de Reservas Marginales, que tuvo resultados positivos en el pasado y podría ser de gran ayuda para varios contratos en el noroeste.

  1. Plazo de los Contratos:

Existen un conjunto de contratos con producción cuyo plazo vencerá en los próximos cinco a siete años. Esperar su vencimiento o la inminencia del mismo para organizar una licitación y conseguir un nuevo contratista no es la alternativa más eficiente. La Ley Orgánica de Hidrocarburos, lamentablemente, no le otorga al contratista ningún derecho de preferencia sobre el contrato que vence, con lo cual el contratista carece de todo incentivo para realizar inversiones de ningún tipo en los últimos años del contrato, sabiendo que quien se beneficiaría con tales inversiones podría ser un tercero.

Tal como ocurre en otros países, se está planteando que el plazo de los contratos se pueda extender hasta el límite de la vida económica de los reservorios ubicados en el Lote, con compromisos de inversión que permitan la explotación más adecuada de tales reservorios. Esta modificación sería particularmente beneficiosa para los lotes con reservorios antiguos, como los del noroeste, que requieren de inversión permanente a fin de mantener o incrementar sus niveles de producción.

A su vez y especialmente pensando en los futuros contratos, se propone que la fase de exploración se extienda de siete a diez años (con la posible prórroga de tres años más) y la unificación de los plazos para petróleo crudo y gas en cuarenta años contados desde el vencimiento de la fase de exploración (salvo razones históricas, no existen justificaciones técnicas para que un contrato tengan plazos distintos sujetos al tipo de hidrocarburo encontrado).

  1. Incentivos Tributarios:

manosEn esta materia, las propuestas son muy concretas. La primera consiste en eliminar una situación absolutamente discriminatoria en perjuicio del up stream y que consiste en la tasa adicional de 2% sobre la tasa ordinaria del Impuesto a la Renta. Esta carga, originalmente prevista para las empresas con contratos de estabilidad jurídica, fue derogada para todas las actividades excepto para el up stream, lo que termina siendo un castigo en vez de un aliciente a una actividad que requiere inversiones significativas en un contexto mundial donde cada país busca ofrecer las condiciones más atractivas de inversión.

La segunda propuesta está referida a otorgar el beneficio de recuperación del Impuesto General a las Ventas en los contratos que se encuentran en la etapa de explotación; esto, debido a la creación de nuevas obligaciones técnicas y ambientales por parte de los últimos Gobiernos. Las sumas devueltas serían utilizadas, necesariamente, en las operaciones de exploración y explotación de hidrocarburos de cada empresa.

Es fundamental tener en cuenta que ninguna de las propuestas antes señaladas busca modificar los Contratos de Licencia y de Servicios actualmente vigentes, sino ofrecer un conjunto de alternativas a los contratistas para que ellos, junto con Perupetro, acuerden cuál o cuáles de estas alternativas con las que mejor se aplican a la realidad de cada uno de los contratos. Obviamente, esto supone que el propio Perupetro, así como el MINEM, el MEF, el BCR (cuando corresponda) y el propio Presidente de la República le den prioridad y celeridad a los procesos de modificación de los contratos y emisión de los correspondientes Decretos Supremos aprobatorios (procedimiento que podría facilitarse si, además de los cambios ya sugeridos, se modificara la Ley Orgánica de Hidrocarburos para permitir que las modificaciones de los contratos, salvo las que requieran la intervención del BCR, puedan aprobarse por Resolución Ministerial o, mejor aún, por acuerdo del Directorio de Perupetro).

Sea que se aprueben todas o algunas de las medidas propuesta por la SNMPE, lo importante es no dejar pasar más tiempo sin tomar acción. De nada sirve hablar del gasoducto sur peruano, de la industria petroquímica o de una refinería de Talara rentable si no el país no garantiza la existencia de suficientes reservas de hidrocarburos, para lo cual es indispensable recuperar la actividad del up stream que tuvimos unos años atrás. Si no hacemos nada, como hasta ahora, tendremos que cambiar las medidas de emergencia por las de extremaunción.

 

Petróleo, Gas & Negocios

Año XIII, Edición N°73, Julio 2017


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