Las petroleras no operarán bajo la modalidad de prestación de servicios. Ya hay consenso en cuatro contratos...

El Ministerio de Minas y Petróleos dio un paso atrás en la idea de llevar a las petroleras privadas hacia contratos de prestación de servicios. Se dio cuenta de que era muy difícil hacerlo en el corto plazo.

Primero, porque las inversiones por amortizar superan los 2 000 millones de dólares y pagar de golpe sería una carga fiscal fuerte. Segundo, porque no se reformó el reglamento a la Ley 101, que regula este tipo de contratos.

Sin embargo, en los contratos modificatorios se ha incluido una cláusula que obliga a que las petroleras, en dos años, se sienten a negociar para evaluar un cambio en la modalidad contractual.

Pero se habla de sistemas distintos a la prestación de servicios. Pues, las reformas a la Ley de Hidrocarburos contemplarán mecanismos de explotación a través de sociedades anónimas y de economía mixta.

Hasta ahora se han concretado acuerdos en cuatro contratos. Lo dice José Sánchez, coordinador de la negociación por el Ministerio. Se trata del Bloque 27 de City Oriente, del 14 y el 17 de PetroOriental y del Tarapoa de Andes Petroleum.

Los contratos de los bloques 16 y Bogui Capirón, de Repsol YPF, el 7 y el Payamino, de Perenco y el 31, el 18 y Palo Azul de Petrobrás, aún no encuentran solución.

 TRES COMPAÑÍAS LLEGARON A ACUERDOS EN CUATRO CONTRATOS

ANDES PETROLEUM:  El contrato del campo Tarapoa no se modificó.
Es parte del consorcio CNPC y opera el campo Tarapoa. La negociación no revistió mayores inconvenientes. Y finalmente se decidió no modificar el contrato y continuar con el actual hasta el 2015. La participación del Estado seguirá en el 28,6% y el precio base de su crudo en 17 dólares.

No se le aplicará la Ley de Equidad Tributaria que entrega al Estado el 70% de los ingresos extraordinarios por el incremento del precio del petróleo. El criterio del Procurador es que si existiera un precio base fijado en un contrato, no se aplique la norma, sino hasta el 2020. Ese es el caso de Andes Petroleum —y de ninguna otra—. El reparto sobre los excedentes será, por tanto, del 50% - 50%.

PETROORIENTAL:  Dos bloques llegaron a feliz término: El 14 y el 17.
Esta compañía también forma parte del consorcio chino CNPC. Negoció los bloques 14 y 17. En ambos casos se llegó a un acuerdo final, bajo el compromiso de que la empresa realice nuevas inversiones, para explorar otros yacimientos petroleros.

En el primero, se concedió una ampliación de plazo de seis años, hasta el 2018. Y en el segundo, se respetó el plazo vigente en el contrato actual, que vence en diez años. Este campo tuvo dificultades en la negociación. La reciente delimitación del área intangible del Yasuní afectó —con la prohibición de operar— al 50% del campo, cuya extensión total alcanza las 120 479 hectáreas.

A esto hay que añadir otras 37 304 hectáreas (31% del total), las cuales se encuentran en una zona de amortiguamiento, en la misma zona del Yasuní. En ellas no podrá realizar ningún tipo de operación por el momento.

Todavía no se han elaborado los códigos de conducta que regulen su explotación, conforme dispone el decreto ejecutivo que puso en vigencia la delimitación del área.

 CITY ORIENTE: Es la única compañía que dejará de operar en el país.
El arreglo final en el Bloque 27 fue la terminación del contrato por mutuo acuerdo. Esto porque, en el marco de la aplicación de la Ley de Equidad Tributaria (del 70% - 30%), la compañía vio que no podía obtener los rendimientos deseados. Además, según Sánchez, es un campo difícil, con poca infraestructura, con pozos distantes entre sí y con una producción total que apenas llega a los 3 000 barriles por día.

Petroecuador tomará este campo y la idea es que lo convierta en un campo marginal. Cumple con todos los requisitos legales para ser considerado como tal: es un campo fronterizo, con crudo pesado y con producción menor al 1% del total nacional.

CINCO COMPAÑÍAS AÚN ESPERAN

REPSO L YPF: Su principal problema es el precio base del crudo

La negociación aún no termina. Pero avanza. El coordinador de la negociación es optimista y espera que esta semana se llegue a un acuerdo final. El proceso se dilató porque la compañía quería esperar a que se promulgue la versión final del Reglamento de la Ley de Equidad Tributaria. Esto, porque no tenían certezas de cómo finalmente se iba a reglamentar la aplicación de la norma del 70% - 30% sobre los excedentes petroleros.

José Sánchez reconoce que esto fue un inconveniente para todas las negociaciones. Dice que las modificaciones que se introdujeron al reglamento “no dieron confianza ni a los negociadores ni a las compañías”.

Para que el proceso avance el Ministerio les garantizó que la normativa sería exactamente la que el SRI presentó en el último borrador del Reglamento. Uno de los inconvenientes que tiene el Bloque 16 es que su operación es muy costosa, tecnológicamente muy sensible y riesgosa. Por ejemplo, —dice Sánchez— de cada 100 barriles que extrae, 94 son agua y sus costos operativos elevados, pues procesa cerca de un millón de barriles de agua por día.

La cuota que la empresa tiene que pagar al Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) por la reserva de cupo es una carga importante para la compañía. Ésta se comprometió con 100 000 barriles diarios y apenas transporta 58 000. Pero, como su acuerdo con el OCP fue bajo la modalidad del Ship or pay, la empresa tiene que cancelar cerca de 216 000 dólares diarios, como si estuviera transportando la totalidad de su cupo. La compañía propuso que estos gastos se carguen al costo de operación, con lo cual la participación del Estado se reduciría. Sánchez sostiene que éste es un punto en que no cederán. Otro elemento que está atrasando la negociación es el precio base del petróleo.

Técnicos de la compañía señalaron que Repsol no está dispuesto a aceptar un precio inferior a los 47 dólares por barril y que el Estado les ha propuesto uno de 40 dólares. Según ellos, aceptar un precio inferior pondría en riesgo su operación.

PETROBRAS: Quiere terminar el contrato del Bloque 31
Opera dos bloques: el 31 y el 18. Este último incluye el campo Palo Azúl, que fue cuestionado por el Procurador, Xavier Garaicoa, quien solicitó la caducidad de su contrato. El mismo pedido, hizo Alberto Acosta, poco antes de dejar el Ministerio de Minas y Petróleos.

El Bloque 31, en cambio, tiene otros inconvenientes. Según el coordinador de la negociación tiene una afectación de 100 000 hectáreas (50% del total del área) por el proyecto Yasuní. Sin embargo, las cifras de la compañía sugieren que la afectación solo alcanza las 10 638 hectáreas (5,3%) como zona intangible y otras 45 310 (22,5%) hectáreas como zona de amortiguamiento. Al igual que Repsol, las cuotas al OCP son elevadas.

Al año llegan a 77 millones de dólares. Y aún no cuentan con la licencia forestal. Según Sánchez, la operación del campo se vuelve antieconómica y han propuesto terminar el contrato de mutuo acuerdo. Lo que no será aceptado por el Gobierno, porque tocaría devolver alrededor de 300 millones de dólares que la compañía ha invertido en exploración. En este tema queda flotando una seria duda.

PERENCO: Payamino y el Bloque 7 están a punto de cerrar.
La negociación no ha tenido inconvenientes. Se ampliaron los plazos de sus contratos que vencían en el 2010, hasta el 2018. La compañía se comprometió a aumentar la producción y a realizar inversiones por 110 millones de dólares. La participación del Estado se incrementará.

En el Bloque 7 pasará del 27,3% al 77% y en el Coca Payamino, del 30% al 70%. Sin embargo la negociación de estos contratos aún no se ha cerrado. Falta que las compañías comuniquen su conformidad. En el Bloque 21 la negociación recién arrancó el jueves 13 de marzo.

CANADÁ GRANDE, CNPC : Las negociaciones aún no inician.
El Bloque 1 de Canadá Grande y el 11 de CNPC no comienzan el proceso de negociación. La primera ya mostró interés.