ANÁLISIS QUINCENAL: Transporencia e Industrias extractivas Noticias de América Latina
Por Carlos Monge, RWI Latin America Regional Coordinator
Con Claudia Viale y George Bedoya
11– 25 de agosto, 2009 |
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Se debate cómo asegurar que el gas de Camisea cubra la demanda interna.
Diversos analistas y sectores empresariales denuncian que la exportación de gas comprometida con México dejará desabastecido el mercado energético interno, pues no se contaría con las reservas de gas necesarias para los próximos años. Ante esta situación el Ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez, ha señalado que busca conversar con el Consorcio Camisea para llegar a un acuerdo y no dejar sin gas al mercado interno.
El Consorcio Camisea explota gas natural e hidrocarburos líquidos del Lote 88 y el Lote 56 en la región Cusco. El Lote 88 es el principal del proyecto, pues tiene una mayor cantidad de reservas probadas que llegan a 8,8 billones de pies cúbicos. Además, las reservas de este lote eran las que inicialmente aseguraban el abastecimiento interno de gas por un horizonte permanente de 20 años, de acuerdo a la Ley 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural. Sin embargo, en el 2003 se eliminó la garantía de dicho abastecimiento mediante el DS 031-2003 EM, que modifica el Reglamento de dicha Ley, señalándose ahora que se abastecería la demanda futura "por un periodo mínimo establecido en el contrato". Es decir, la garantía del abastecimiento dejó de estar establecida por la Ley para ser negociada en cada contrato.
En el 2004 el Ministro de Energía y Minas de aquel entonces, Jaime Quijandría, reafirmó que las reservas de gas del Lote 56 estarían destinadas a la exportación y las del Lote 88 para el consumo interno, de esta manera quedaría asegurado el abastecimiento interno de gas. Sin embargo, cuando poco tiempo después se suscribió el contrato de explotación del Lote 56 con el Consorcio Camisea, el gobierno permitió que se tomen del Lote 88 1,4 billones de pies cúbicos prestados para que el Consorcio pueda sustentar un contrato de exportación del recurso a México. Ya en junio del 2005, mediante la Ley 28552, se evita la obligación de incluir el periodo mínimo de 20 años en el Contrato del Lote 56 y se modifica el Contrato del Lote 88 al desaparecer de la ley la obligación de abastecer al mercado interno. Finalmente en el 2006, con el Decreto Supremo 006-2006, se renegocia el contrato del Lote 88 para poder exportar sus reservas.
En suma, estas distintas modificaciones a los contratos permiten la exportación de significativos volúmenes de gas en perjuicio del futuro abastecimiento interno pues comprometen las reservas de gas de los lotes 88 y 56 en los próximos años con un proyecto exportador. Estas modificaciones se habrían hecho incurriendo en una serie de irregularidades, lo que llevó al mismo Presidente de la República, Alan García, a anunciar en su reciente Mensaje a la Nación, la necesidad de investigar dichas modificaciones.
Las cifras permiten entender la situación creada: las proyecciones oficiales muestran que el consumo interno será de 6.1 BPC para el periodo 2007-2026, 50% más de lo que se estimó en el Plan Referencial 2005-2014. Las necesidades del consumo interno sumadas a los 4.1 BPC destinados a la exportación hacen un total de 10.2 BPC, frente a reservas recientemente certificadas por la consultora Gaffney-Cline que alcanzan solamente los 8.795 BPC. Es decir, las reservas no alcanzan para abastecer las necesidades del mercado interno y cumplir con los compromisos de exportación suscritos.
Frente a esta situación, el Ministro de Energía y Minas Pedro Sánchez, aseguró que el mercado interno estaría asegurado basándose en la posibilidad de que con nuevas inversiones y exploraciones se amplíen las reservas probadas a 14.1 bpc. Es decir, el abastecimiento interno ya no estaría garantizado por el Lote 88 sino por la eventualidad de nuevos descubrimientos.
El gobierno viene buscando salidas a este tema, entre las que se encuentra la renegociación de los contratos con el Consorcio de Camisea para asegurar la demanda del mercado interno. Esta sería una medida alternativa a otras salidas como la nacionalización del recurso, propuesta por el Presidente Regional del Cusco, Hugo Gonzales, o la recisión del contrato para dar paso a una nueva licitación sobre nuevas bases.
Bolivia plantea modificar los contratos de compra-venta de gas con Brasil y Argentina.
Desde enero del 2009, la demanda de gas natural boliviano de sus principales mercados y socios comerciales, Brasil y Argentina, ha tenido un comportamiento muy volátil, fluctuando entre 20 y 31 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) en el caso de Brasil y entre 2.7 y 7 MMmcd en el caso de Argentina. La baja en demanda de los últimos ha derivado en una caída de la producción interna de combustibles líquidos, como la gasolina y el petróleo, y en una caída de los ingresos para el país. En este contexto, el Gobierno boliviano, por medio del Ministerio de Hidrocarburos y de la estatal petrolera Yacimientos Petroleros Fiscales Bolivianos YPFB, ha pedido a los gobiernos de Brasil y Argentina, modificar los contratos de compra venta de gas natural.
En el caso de Brasil, se prevé establecer 24 MMmcd como el volumen máximo a ser exportado, ya que en los últimos tiempos Brasil ha disminuido su demanda de gas boliviano de los 31 MMmcd pactados a poco más de 20 millones. Esta renegociación del contrato con Brasil es particularmente significativa pues este contrato es uno de los más beneficiosos para el país, al incluir el concepto del "take or pay" ("toma o paga") por el que Brasil paga los volúmenes de gas que obtiene diariamente, aunque no llegue a consumirlos. Analistas críticos del gobierno boliviano indican que la renegociación es cortoplacista y que demuestra escaso conocimiento del sector energético pues lo que habría ocurrido es que la demanda brasilera habría sido afectada por la crisis económica pero que su recuperación en el próximo año permitiría recuperar e incrementar los niveles de consumo de gas.
Al mismo tiempo, las variaciones de la demanda en Argentina, el otro mercado externo del gas boliviano, llevaron al gobierno a retomar las negociaciones con la estatal Energía Argentina S.A. ENARSA para implementar algunas modificaciones a los contratos de compra venta de gas boliviano firmados en el 2006. La finalidad es otorgar las garantías suficientes para que las petroleras argentinas inviertan en la explotación de nuevos pozos e incrementen la producción de gas natural en Bolivia. Sin embargo no son pocos los analistas que señalan que una opción sería realizar contratos directos con empresarios argentinos que puedan comprar gas directamente y obviar a la estatal argentina.
Un aspecto adicional de la situación creada es que la disminución de la demanda de gas boliviano de Brasil y Argentina provocó no solamente que la producción de gas cayera de 42 a 35 MMmcd, sino que sigue existiendo un excedente de 7 millones que estaría disponible para otros mercados, entre ellos Uruguay, Chile o la misma Argentina, o para el mercado interno. Lo primero tendría implicancias geopolíticas novedosas—sobre todo en las relaciones con Chile. Lo segundo haría caer lo ingresos del Estado pues el previo de venta del gas en el mercado interno está por debajo de los precios internacionales.
Los contratos por servicios con las compañías privadas en Ecuador están por vencerse.
La renegociación de los contratos entre el Estado ecuatoriano y las petroleras privadas que operan en el país ha paralizado las nuevas inversiones privadas y afectado la producción en curso, lo que afecta los ingresos del fisco. En respuesta, el gobierno está diseñando un modelo de contrato definitivo que muestre un escenario más claro para la inversión en el sector, ya que los actuales contratos son acuerdos temporales y están por cumplirse en menos de un mes.
En un contexto de elevados precios del petróleo en los mercados internacionales, Ecuador puso en vigencia la Ley 042 en abril del 2006, mediante la cual el reparto de utilidades extraordinarias obtenidas por las compañías petroleras sería en partes iguales entre las empresas y el Estado. Pero al poco tiempo, en octubre del 2007, una modificación al reglamento de dicha ley planteaba a las petroleras la opción de entregar el 99% de los beneficios al Estado y el 1% para las compañías o cambiar a un contrato de prestación de servicios. Se trató en realidad de un planteamiento destinado a forzar una renegociación de los contratos para lograr—desde la perspectiva del gobierno—recuperar la soberanía sobre el recurso que antes se había limitado a contratos de participación en la renta. Naturalmente, las empresas rechazaron la propuesta y varias de ellas incluso demandaron al gobierno ecuatoriano ante instancias internacionales.
Finalmente las compañías petroleras Andes Petroleum, Petrobras y Repsol aceptaron firmar contratos transitorios por un año, por los cuales el estado paga a las compañías por sus servicios y asume el control de la renta petrolera. Pero al acercarse la fecha de vencimiento de dichos acuerdos, las empresas han afirmado que les hace falta un modelo de contrato más claro que les de garantías y estabilidad para seguir invirtiendo y produciendo.
Efectivamente, la producción privada viene registrando una caída del 14% en el primer semestre de este año respecto a al mismo período del año pasado, y la actividad de las empresas privadas ha cerrado en los primeros seis meses de este año en 38,3 millones de barriles, cantidad menor a los 44,6 millones que se generaron en el mismo periodo del año pasado. Esta reducción de 6,3 millones de barriles le terminó costado al fisco USD 332,2 millones.
Es que, de hecho, los acuerdos transitorios entre el gobierno de Correa y Andes Petroleum, Petrobras y Repsol han devenido en una suspensión temporal de las inversiones extranjeras hasta llegar a un acuerdo definitivo. Por ejemplo el caso de la petrolera española Repsol, que generó 53 917 barriles por día durante el 2008, este año ha previsto que su producción alcanzará los 44 000 barriles por día, es decir 17% menos que el año pasado.
A manera de explicación de esta caída en la producción, las empresas señalan que esto se debe también a la capacidad de los pozos, e indican que para poder sacar más petróleo de ellos, son necesarias mayores inversiones, para las cuales se deben garantizar un paquete de reglas claras.
La respuesta del gobierno está siendo el diseño de un modelo de contrato a largo plazo, que le permita a las compañías petroleras invertir en el sector y recuperar lo invertido. La medida garantizaría un escenario menos adverso para los inversionistas, lo que permitiría reactivar la inversión y la producción, con beneficios para el Estado por el lado de una recuperación de la renta petrolera.
Esta nueva negociación se da, por lo tanto, en condiciones distintas a las del primer proceso que se realizó entre marzo y junio del 2008. En efecto, la primera renegociación fue en un contexto de altos precios del petróleo y crecientes ganancias de las empresas, de las cuales el Estado buscaba obtener una mayor participación. Sin embargo, con la actual contracción de la producción privada y el menor nivel de precios, el Estado se encuentra en una posición de negociación más débil, pues necesita asegurar un aumento de la producción para sostener sus ingresos fiscales. Así, es comprensible que se haya enfatizado que los nuevos contratos serán menos adversos para las empresas.
Sources: Perú 21, El Comercio (Peru), Elcomercio.com (Ecuador), ElDeber.com.bo, ElDeberDigital.com, La Razón, La República (Peru), Folha Online
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U.S. Said to Allow Drilling Without Needed Permits - The New York Times
Australia Gas Deal Renews Tension - Financial Times
Charged With Fraud, Nigeria's Ruling Party Leader Resigns - Reuters
Western Senators Propose Ban on Pacific Drilling - The New York Times
To Limit Corruption around Mining in Africa, Follow the Money - The Globe and Mail
Court Backs Oil Project - The New York Times
Transparency Increases, But There Is Still a Long Way to Go - The Phnom Penh Post
IMF Develops Project to Help Africa Deal with Illicit Trade - African Manager
Three-day Conference on Africa's Natural Resources Starts in Tanzania - Standard Times Press
After Oil Rig Blast, BP Refused to Share Underwater Spill Footage - ABC News
Finger-Pointing, but Few Answers at Hearings on Drilling - The New York Times
Complaints Over U.N. Prize Sponsored by Equatorial Guinea's Obiang - Reuters
Guide: Community-Company Grievance Resolution for Australian Mining Industry - Oxfam Australia (pdf)
Cote D'Ivoire: President for Life, and Then Some - The New York Times
In Midst of Massive Spill, Oil Industry Fighting Transparency and Accountability - Oxfam America
Leaked Oil Contracts in DRC Threaten Resource Wars and $10 Billion Rip-Off by British Company - Carbon Web
Contracts Confidential: Ending Secret Deals in the Extractive Industries
Contract transparency is sorely needed to improve the management of natural resource wealth. In a new report from RWI, authors Peter Rosenblum and Susan Maples delve into government and private sector objections to contract disclosure and make conclusions about what information may legitimately and reasonably be kept confidential, and how civil society institutions can better confront the challenge of secret deals.
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NEW TRANSLATION: Revenue Redistribution at the Local Level
Many resource-rich countries are attempting to compensate their producing regions through shares of resource revenues to be spent at the local level. In "Extractive Industries Revenues Distribution at the Sub-National Level," development economics consultant Matteo Morgandi presents a comparative analysis of international legislation for distribution of extractive revenues from across all levels of government. Prepared at the request of the Peruvian National Congress, the report studies the legislative practices of seven resource-rich countries to identify potential and address challenges. Please note that this report is now also available in Vietnamese.
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