IPS
Siete empresas petroleras de las 16 que operaban en Ecuador decidieron retirarse por no estar de acuerdo con las nuevas condiciones legales en vigor, que incluyen pasar a la modalidad de prestadoras de servicios a tarifa fija.
"A las empresas que no acepten las nuevas condiciones les vamos a decir adiós y que les vaya bonito", había repetido Correa desde 2008, cuando los precios internacionales del crudo llegaron a niveles históricos.
De las nueve empresas que continúan, cinco tienen campos grandes: las chinas Andes y Petroriental, la italiana Agip (perteneciente al ente estatal Eni), la hispano-argentina Repsol-YPF y la chilena Enap, con una producción combinada de 251 millones de barriles.
Las otras cuatro, que explotan campos marginales y tienen una producción combinada de 43,5 millones de barriles, son Petrobell, el consorcio Pegaso, el consorcio Petrosud-Petroriva y Tecpecuador, de capitales mixtos, básicamente de origen español, argentino, venezolano y ecuatoriano.
Las que decidieron el domingo dejar de operar en Ecuador son Bellwether, de Estados Unidos, y los consorcios Gran Colombia y Petróleo Amazónico, de capitales mixtos, que explotaban campos marginales. Estas firmas se suman a la brasileña Petrobrás, la estadounidense EDC, la coreana Canadá Grande y la china CNPC, que en noviembre no aceptaron el cambio de contrato.
Tras cuatro años de decretos presidenciales y negociaciones, finalmente el ministro de Recursos Naturales No Renovables, Wilson Pástor, pudo anunciar que "ahora sí el petróleo que produce el Ecuador es del Estado ecuatoriano".
De ahora en adelante, "el Estado recibirá el 100 por ciento de los incrementos del precio del petróleo", dijo Pástor.
Este es un tema que el presidente de Ecuador, el centroizquierdista Rafael Correa, convirtió en principio de su gobierno y por el que cambió a cinco ministros de Energía al no lograr el mecanismo de que el Estado aproveche el auge de las cotizaciones.
La fórmula se obtuvo, por fin, con una reforma a la Ley de Hidrocarburos aprobada en julio que declaró caducados los contratos de participación y dio plazos perentorios a las petroleras para pasar a contratos a tarifa fija o dejar el país.
Los límites para el cambio de modalidad fueron de 120 días para los contratos de campos grandes, que se cumplieron en noviembre, y de 180 días para los campos llamados marginales, que se cumplieron el domingo 23 de este mes.
Cinco por ciento de la producción petrolera del país proviene de estos campos marginales, llamados así porque "ya habían sido explotados durante 15 o 20 años por la petrolera estatal y presentan condiciones difíciles de extracción", explicó a IPS el experto petrolero Carlos Izurieta.
Como algunas empresas tienen más de un campo petrolero a su cargo, el gobierno ha logrado renegociar siete contratos de campos marginales y otros siete de campos grandes. Antes de las reformas estaban vigentes 25 acuerdos de explotación petrolera privada.
"Aunque tenían modalidades distintas, los contratos que regían antes de la renegociación, eran los de participación por los cuales las empresas extraían el crudo, lo vendían en el mercado internacional, recibían las ganancias y pagaban al Estado una participación fijada en cada contrato", precisó Izurieta.
El nuevo contrato define que las empresas prestan el servicio de explotar el petróleo y reciben un monto fijo por cada barril extraído, que contempla también las inversiones ya hechas y por hacer.
Las tarifas acordadas van de 24 a 31,90 dólares para las empresas con campos marginales en la Amazonia, y de 35 a 41 dólares para las de campos grandes.
"Para obtener mayores utilidades, las empresas privadas a las que se les pagará una tarifa fija, deberán reducir costos, lo que redundará, a su vez, en un aumento del impuesto a la renta para el Estado", dijo Pástor.
El texto de los contratos es igual para todas las empresas, y solo difieren en la tarifa, el monto de inversiones realizadas y por realizar y el plazo de duración, que está vinculado con el plazo original de la concesión.
"Si no poníamos una fecha para la negociación, no acabábamos nunca", reconoció Pástor, que tuvo un equipo de renegociación trabajando estos seis meses, por turnos, con los de las petroleras.
"El equipo del gobierno fue de gran calidad profesional e inflexible. Les habían dado como objetivo una tarifa, y no les importó desconocer las cifras de reservas y otras que el propio gobierno había manejado", dijo a IPS una fuente de las empresas petroleras que no reveló su nombre por el acuerdo de confidencialidad que debió firmar.
Pástor destacó, a su vez, que las empresas se han comprometido a aumentar sus inversiones, lo que, si se concreta, revertirá la tendencia declinante de las inversiones petroleras en el país, en los últimos años.
"Si sumamos las inversiones comprometidas en campos marginales y campos grandes, solo en 2011 las compañías privadas van a invertir 403 millones de dólares en producción y 42,5 millones en exploración, lo que significa casi 450 millones de dólares", anunció Pástor con satisfacción.
Las inversiones cayeron de 770 millones de dólares anuales en 2006 a 400 millones en 2009-2010, provocado por "los repetidos anuncios del gobierno de Correa de cambios en la legislación petrolera", según el analista Stephen Kueffner.
La caída de inversiones llevó a la consecuente merma de la producción.
Ahora, las nueve empresas que se quedan se han comprometido a realizar inversiones por 1.117 millones de dólares hasta la conclusión de sus contratos, algunos en cinco años, otros en 10 y otros en 12.
En total, según resumió el ministro, las firmas privadas producirán 150.000 barriles al día, lo que, con las nuevas reglas, "dará un beneficio diario adicional para el estado de 2,1 millones de dólares y 766,5 millones de dólares al año si se tiene en cuenta que el precio del petróleo West Texas Intermediate, marcador del crudo ecuatoriano, está a 90 dólares el barril".
Anunció, además, que el campo Pucuna, a cargo del Consorcio Gran Colombia, con el que no hubo acuerdo "pasó a ser operado por (empresa estatal) Petroecuador", mientras que Armadillo, Singue y Charapa, dejados por el Consorcio Petróleo Amazónico y Bellwether, saldrán a licitación hasta abril.
Ecuador produjo en noviembre, 15.230 millones de barriles de petróleo, es decir un promedio de 510.000 barriles diarios.
Las empresas estatales Petroecuador, Petroamazonas y Río Napo, la operación conjunta con la estatal Petróleos de Venezuela SA, produjeron 10 millones de barriles, esto es una producción diaria promedio de 334.500 barriles, mientras que las privadas tuvieron un promedio diario de 175.500 y un acumulado mensual de 5,26 millones de barriles.
Siete empresas petroleras de las 16 que operaban en Ecuador decidieron retirarse por no estar de acuerdo con las nuevas condiciones legales en vigor, que incluyen pasar a la modalidad de prestadoras de servicios a tarifa fija.
"A las empresas que no acepten las nuevas condiciones les vamos a decir adiós y que les vaya bonito", había repetido Correa desde 2008, cuando los precios internacionales del crudo llegaron a niveles históricos.
De las nueve empresas que continúan, cinco tienen campos grandes: las chinas Andes y Petroriental, la italiana Agip (perteneciente al ente estatal Eni), la hispano-argentina Repsol-YPF y la chilena Enap, con una producción combinada de 251 millones de barriles.
Las otras cuatro, que explotan campos marginales y tienen una producción combinada de 43,5 millones de barriles, son Petrobell, el consorcio Pegaso, el consorcio Petrosud-Petroriva y Tecpecuador, de capitales mixtos, básicamente de origen español, argentino, venezolano y ecuatoriano.
Las que decidieron el domingo dejar de operar en Ecuador son Bellwether, de Estados Unidos, y los consorcios Gran Colombia y Petróleo Amazónico, de capitales mixtos, que explotaban campos marginales. Estas firmas se suman a la brasileña Petrobrás, la estadounidense EDC, la coreana Canadá Grande y la china CNPC, que en noviembre no aceptaron el cambio de contrato.
Tras cuatro años de decretos presidenciales y negociaciones, finalmente el ministro de Recursos Naturales No Renovables, Wilson Pástor, pudo anunciar que "ahora sí el petróleo que produce el Ecuador es del Estado ecuatoriano".
De ahora en adelante, "el Estado recibirá el 100 por ciento de los incrementos del precio del petróleo", dijo Pástor.
Este es un tema que el presidente de Ecuador, el centroizquierdista Rafael Correa, convirtió en principio de su gobierno y por el que cambió a cinco ministros de Energía al no lograr el mecanismo de que el Estado aproveche el auge de las cotizaciones.
La fórmula se obtuvo, por fin, con una reforma a la Ley de Hidrocarburos aprobada en julio que declaró caducados los contratos de participación y dio plazos perentorios a las petroleras para pasar a contratos a tarifa fija o dejar el país.
Los límites para el cambio de modalidad fueron de 120 días para los contratos de campos grandes, que se cumplieron en noviembre, y de 180 días para los campos llamados marginales, que se cumplieron el domingo 23 de este mes.
Cinco por ciento de la producción petrolera del país proviene de estos campos marginales, llamados así porque "ya habían sido explotados durante 15 o 20 años por la petrolera estatal y presentan condiciones difíciles de extracción", explicó a IPS el experto petrolero Carlos Izurieta.
Como algunas empresas tienen más de un campo petrolero a su cargo, el gobierno ha logrado renegociar siete contratos de campos marginales y otros siete de campos grandes. Antes de las reformas estaban vigentes 25 acuerdos de explotación petrolera privada.
"Aunque tenían modalidades distintas, los contratos que regían antes de la renegociación, eran los de participación por los cuales las empresas extraían el crudo, lo vendían en el mercado internacional, recibían las ganancias y pagaban al Estado una participación fijada en cada contrato", precisó Izurieta.
El nuevo contrato define que las empresas prestan el servicio de explotar el petróleo y reciben un monto fijo por cada barril extraído, que contempla también las inversiones ya hechas y por hacer.
Las tarifas acordadas van de 24 a 31,90 dólares para las empresas con campos marginales en la Amazonia, y de 35 a 41 dólares para las de campos grandes.
"Para obtener mayores utilidades, las empresas privadas a las que se les pagará una tarifa fija, deberán reducir costos, lo que redundará, a su vez, en un aumento del impuesto a la renta para el Estado", dijo Pástor.
El texto de los contratos es igual para todas las empresas, y solo difieren en la tarifa, el monto de inversiones realizadas y por realizar y el plazo de duración, que está vinculado con el plazo original de la concesión.
"Si no poníamos una fecha para la negociación, no acabábamos nunca", reconoció Pástor, que tuvo un equipo de renegociación trabajando estos seis meses, por turnos, con los de las petroleras.
"El equipo del gobierno fue de gran calidad profesional e inflexible. Les habían dado como objetivo una tarifa, y no les importó desconocer las cifras de reservas y otras que el propio gobierno había manejado", dijo a IPS una fuente de las empresas petroleras que no reveló su nombre por el acuerdo de confidencialidad que debió firmar.
Pástor destacó, a su vez, que las empresas se han comprometido a aumentar sus inversiones, lo que, si se concreta, revertirá la tendencia declinante de las inversiones petroleras en el país, en los últimos años.
"Si sumamos las inversiones comprometidas en campos marginales y campos grandes, solo en 2011 las compañías privadas van a invertir 403 millones de dólares en producción y 42,5 millones en exploración, lo que significa casi 450 millones de dólares", anunció Pástor con satisfacción.
Las inversiones cayeron de 770 millones de dólares anuales en 2006 a 400 millones en 2009-2010, provocado por "los repetidos anuncios del gobierno de Correa de cambios en la legislación petrolera", según el analista Stephen Kueffner.
La caída de inversiones llevó a la consecuente merma de la producción.
Ahora, las nueve empresas que se quedan se han comprometido a realizar inversiones por 1.117 millones de dólares hasta la conclusión de sus contratos, algunos en cinco años, otros en 10 y otros en 12.
En total, según resumió el ministro, las firmas privadas producirán 150.000 barriles al día, lo que, con las nuevas reglas, "dará un beneficio diario adicional para el estado de 2,1 millones de dólares y 766,5 millones de dólares al año si se tiene en cuenta que el precio del petróleo West Texas Intermediate, marcador del crudo ecuatoriano, está a 90 dólares el barril".
Anunció, además, que el campo Pucuna, a cargo del Consorcio Gran Colombia, con el que no hubo acuerdo "pasó a ser operado por (empresa estatal) Petroecuador", mientras que Armadillo, Singue y Charapa, dejados por el Consorcio Petróleo Amazónico y Bellwether, saldrán a licitación hasta abril.
Ecuador produjo en noviembre, 15.230 millones de barriles de petróleo, es decir un promedio de 510.000 barriles diarios.
Las empresas estatales Petroecuador, Petroamazonas y Río Napo, la operación conjunta con la estatal Petróleos de Venezuela SA, produjeron 10 millones de barriles, esto es una producción diaria promedio de 334.500 barriles, mientras que las privadas tuvieron un promedio diario de 175.500 y un acumulado mensual de 5,26 millones de barriles.
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