Todos a renegociar. Y a toda velocidad.
Todos a renegociar. Y a toda velocidad.
Y si no, se van.
L
a última semana xx xxxxxx arran- có la renegociación de todos los contratos petroleros, de acuerdo con un calendario, a fin de que
máximo el 23 de noviembre concluya la renegociación de los contratos grandes y el 23 de enero los de los campos mar- ginales: todos pasarán a la modalidad de prestación de servicios con tarifa reajus- table por inflación. Al cierre de la edi- ción están atrasados por la cantidad de observaciones sobre todo en asuntos con- tables. De las reuniones individuales sola- mente se cumplió la de Repsol.
Lo dice una de las disposiciones transitorias de la reforma a la Ley de Hidrocarburos aprobada por el minis- terio de la ley el pasado 26 de julio: “los contratos suscritos se modificarán… caso contrario, la Secretaría de Hidro- carburos dará por terminados unilate- ralmente los contratos y fijará el valor de liquidación de cada contrato y su for- ma de pago”. La cláusula, puesta de este modo, da pie a demandas legales por parte de las empresas, en caso de no aceptar la renegociación.
Como consecuencia, a partir del 23 de enero de 2011, la estatal Petroe- cuador pasará a exportar toda la pro- ducción petrolera del país. Así lo anunció el ministro de Recursos Natu- rales No Renovables, Xxxxxx Xxxxxx, el 17 xx xxxxxx.
¿Qué llevó al Gobierno a una deci- sión tan drástica? Xxxxxx lo dijo con todas sus letras: “La producción xxxxx- xxxx está cayendo en picada, como con- secuencia de una caída de la inversión”.
<16> GESTIÓN N°195
POR XXXXX DE LA XXX XXXX
Por eso, el Gobierno ahora obliga a cambiar de nuevo los contratos, a pesar de que hubo ya unos contratos modifi- catorios negociados y firmados entre 2008 y 2009. Alega que la reforma se da para incrementar la producción, para lo cual las empresas deberán invertir más y reajustar las condiciones econó- micas de los contratos, de modo de ase- gurar para el Estado 85% de la renta petrolera, cuando en la actualidad este recibe en promedio 65%.
EL NUEVO CONTRATO PROPUESTO
¿En qué consiste? En que las empre- sas petroleras por sus labores de pro- ducción recibirán una tarifa acorde con las inversiones realizadas, con los costos y gastos, y con una rentabilidad consi- derada “razonable” en el mundo xxxxx- lero, para dos tipos de inversión: 1. de exploración, que tienen riesgo; 2. de explotación, con menor riesgo. Se tra- ta de un contrato estándar de prestación de servicios con cláusulas clásicas inter- nacionalmente aceptadas —según el Gobierno— de contabilidad, control, auditoría, tributación, etc.
“Lo toma o lo deja”, es el punto xx xxxxxxx del Gobierno para ini- ciar la segunda renegociación de los contratos petroleros que ha realizado el régimen desde su inicio en enero de 2007. A partir del 00 xx xxxxx, xxxx xx xxxxxxxxxx xxxxxxxxx xxx Xxxxxxx será exportada única y exclusivamente por Petroecuador.
TEMA CENTRAL
¿Qué es lo nuevo y no negociable? El contrato “es un contrato de adhe- sión” y lo único negociable es la xxxx- fa, dijo Xxxxxx. Pero, en especial, hay dos cláusulas intocables: arbitraje y medio ambiente. El arbitraje se hará con las reglas de solución de contro- versias planteadas por la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (Cnudmi), organismo de arbitraje con sede en La Haya, Holanda, y sede subsidiaria en Santiago de Chile. Ya no se acepta el arbitraje bajo las reglas del Centro Internacional de Arreglo de Diferen- cias Relativas a Inversiones (Ciadi), organismo del Banco Mundial del que el Ecuador se deslindó el 2 de julio de 2009. Si alguna empresa tiene como condición este mecanismo de arbitra- je, el tema no es negociable y tendrán que acordar con el Gobierno la liqui- dación del contrato.
En cuanto al medio ambiente, el nuevo contrato exige a las empresas rea- lizar provisiones anuales que se acu- mulen en un fondo para remediación de pasivos ambientales y sociales antes de la terminación del contrato y ofre-
cer garantías de todo riesgo petrolero, de responsabilidad civil y de contami- nación. La no remediación de daños ambientales en un tiempo razonable es causa de caducidad del contrato.
LA CONTRAPARTE YA NO ES PETROECUADOR
La contraparte de las empresas petroleras ya no es Petroecuador, sino la Secretaría de Hidrocarburos, creada por las reformas de julio, lo cual da independencia a las empresas privadas de la empresa estatal, que a más de pro- ducir el crudo compartía campos con las privadas y a la vez era su juez, ocasio- nando un conflicto de intereses.
A su vez, la fiscalización será lleva- da por la Agencia Nacional de Regu- lación y Control Hidrocarburífero (Anrch), también creada por las refor- mas, la cual dependerá de delegados del Ejecutivo. Es crítico el hecho de que no se haya avanzado hacia una superin- tendencia, para que pueda realizar su gestión con independencia del ejecu- tor de las políticas. Pero es claro que, en el modelo del actual Gobierno, la meta es controlar todos los ámbitos de la gestión.
Las auditorías financieras y econó- micas las llevará el Servicio xx Xxxxxx Internas (SRI) sobre la base de la audi- toría de la Anrch. Se supone que con esto se eliminará la anterior práctica en los contratos de servicios: control y revisión de todos los costos y gastos con un ejército de revisores.
IMPUESTO A LA RENTA EN 25%
Esta modalidad de contrato deja al Estado ecuatoriano como “exclu- sivo propietario de todos los hidro- carburos y sustancias que los acom- pañan, en cualquier estado físico en que se encuentren situados en el territorio nacional”. Fija como impuesto a la renta la tarifa nor- mal de 25%, ya no de 44%, con- forme a la reforma de julio a la Ley de Régimen Tributario
Los contratos firmados se modifi- carán, caso contrario se darán por terminados unilateralmente.
A partir de enero 23 de 2011, Petroecuador exportará toda la pro- ducción petrolera del país.
Interno. La cláusula 16 hace referencia al nuevo reparto de utilidades, pues la reforma de julio recortó drásticamente la participación de los trabajadores.
TARIFA PROMEDIO
Y SUS COMPONENTES
El nuevo contrato es relativamen- te corto (34 cláusulas, en unas 80 pági- nas). Antes, en los contratos de pres- tación de servicios, había un capítulo completo sobre la forma de pago, con- troles, supervisiones en centenares de páginas, lo cual se ha simplificado con el establecimiento de una tarifa. Las empresas han hecho ya cientos de observaciones al reglamento de conta- bilidad. Los plazos de duración son par- ticulares a cada contrato. La fijación de una tarifa permite que el Estado reci- ba la totalidad de los ingresos resul- tantes de un incremento de precios. Pero, si caen los precios del crudo por debajo de la tarifa fijada, le tiene que asegurar a la empresa el pago de esa xxxx- fa, aunque estuviere por encima del pre- cio xx xxxxxxx. Por lo tanto, es con- veniente para el país con precios altos del crudo y es inconveniente cuando estos caen. Para asegurar liquidez al fis- co, el contrato impone el llamado “mar- gen de soberanía” con lo cual se reser- va 25% de los ingresos brutos, pase lo que pase.
El Gobierno sostiene que la tarifa del nuevo contrato tiene la virtud de que las compañías se controlen en sus cos- tos para optimizar la utilidad. Sin embargo, el contrato con Xxxxxxx
GESTIÓN N°195 <17>
admite una cláusula de revisión de cos- tos a ser reconocidos y en el contrato con Río Napo, en febrero de 2010, Pdvsa ya pidió revisión del costo operativo de la línea base de $ 102 millones a $ 130 millones en 2010… lo cual relativiza el carácter “fijo” de la tarifa.
Se trata de tarifas individuales y diferenciadas para cada contrato, ya que la operación en cada campo tiene inversiones diferentes, costos operati- vos distintos y utilidades específicas de cada uno, explicó Pástor. “La tarifa esta- rá en función de las inversiones, costos, gastos y el riesgo”, dijo. Sin embargo, las transitorias de la reforma se refieren únicamente a los contratos de explo- tación, donde el riesgo es mínimo.
Componentes de la tarifa: Para los campos en producción la tarifa tiene dos componentes: 1. cubre amortiza- ciones, costos operativos y “utilidad razonable” de la producción actual; 2. el precio es para las inversiones nuevas en producción incremental. Pondera- dos estos dos conceptos se obtiene una tarifa promedio.
Corrección por inflación: La xxxx- fa será ajustada por la inflación de la industria petrolera internacional para los insumos de costos variables, los cua- les varían en función de la producción. Esta corrección por inflación busca que la tarifa mantenga su valor real duran- te la vida del contrato y se ajusta auto- máticamente cada año de acuerdo con el índice de los precios al productor de la industria petrolera.
MARGEN
DE UTILIDAD COMO PARTE DE LA TARIFA
Para los campos en producción se considerará un margen de utilidad de 15% a 18% para la curva base que están produciendo y de 15% a 18% para la inversión nueva. La rentabilidad será de 18% a 22% para la inversión nueva en campos nuevos. Esta tarifa mayor para la inversión nueva busca incentivar el incremento de producción y exploración.
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La reforma bajó el impuesto a la renta del tope que mencionaba la Ley de Régimen Tributario Interno: de 44 a 25 .
En esta industria los costos fijos son de 75% y los variables de 25%. Las xxxx- fas para cada contrato se conocerán ter- minada la negociación.
85% DE LA RENTA PETROLERA PARA EL ESTADO
El Gobierno buscará que mediante los contratos renegociados se asegure una renta petrolera de 85% a 90% en el grueso de los contratos, superior al promedio que recibe hoy de 65%. Dicha renta está definida como la dife- rencia entre el precio internacional de venta y los costos de producción.
CUADRO 1 CRONOGRAMA DE LA RENEGOCIACIÓN DE CONTRATOS | PETROLEROS |
Etapa de renegociación | Fecha |
Entrega a las empresas modelo de contrato. | Semana del 9 al 13 xx xxxxxx de 2010 |
Observaciones por escrito al contrato de las empresas para remitirlas al Ministerio de Recursos No Renovables (MRNR) para ser tomadas en cuenta en documento final. | Semana del 16 al 20 xx xxxxxx de 2010 |
Reuniones con todas las empresas una vez analizados los comentarios para finiquitar lo principal que es aceptar un contrato de adhesión de todas las cláusulas excepto la tarifa. | Semana del 23 al 27 xx xxxxxx de 2010. Hasta el cierre de la edición hay cientos de observaciones al contrato y al reglamento de contabilidad. |
Primer grupo: Repsol. | Solo se ha hecho una reunión hasta el cierre de la edición. |
Segundo grupo: Andes Petroleum (China), Petroriental (China), Canadá Grande (Xxxxx del Sur). | La reunión no se ha realizado hasta el cierre de la edición. |
Tercer grupo: Petrobras (Brasil), Agip Oil (Italia). | La reunión no se ha realizado hasta el cierre de |
la edición. | |
Cuarto grupo (campos marginales): Tecpecuador, Petrosud-Petroriva | La reunión no se ha realizado hasta el cierre de |
(Argentina) y Bellwether (EEUU). | la edición. |
Quinto grupo: Petrobell (Ecuador), Consorcio Petrolero Amazónico, Consorcio Energético Gran Colombia (Colombia) y EDC (EEUU). | La reunión no se ha realizado hasta el cierre de la edición. |
Fin de las negociaciones de la tarifa con todas las empresas petroleras para los campos grandes. Se esperan contratos de adhesión. | Octubre de 2010 |
Cierre de las negociaciones con las empresas que tienen contrato de participación. | 23 de noviembre de 2010 |
Fin de las negociaciones de la tarifa con todas las empresas petroleras para los campos marginales. Se esperan contratos de adhesión. | Diciembre de 2010 |
Cierre de las negociaciones con las empresas xx xxxxxx marginales. 23 de enero de 2011 FUENTE: RUEDA DE PRENSA DEL 17 DE XXXXXX XXX XXXXXXXX DE ENERGÍA NO RENOVABLE; DECLARACIONES A LA PRENSA, VARIAS FUENTES. | |
El mecanismo reducirá los ingresos de las empresas, por eso, dijo Pástor, a las que no quieran quedarse “se les paga-
rá el precio que dieron en sus proyec- tos de producción, porque aquí no hay confiscación ni expropiación”.
LOS GRUPOS
Y EL CALENDARIO DE NEGOCIACIÓN
Hay 33 contratos firmados y vigentes, sujetos a 13 nuevas negociaciones, pues- to que hay empresas que tienen más de un contrato firmado con el Estado, por lo cual se negociará con cada empresa, con un calendario definido atrasado al cierre de la edición (Cuadro 1). Todas las empre- sas xx xxxxxx marginales entran a la nego- ciación, aun en el caso de que hubiesen ganado el contrato por licitación.
La renegociación incluye el cam- bio de árbitro −de Ciadi a Unci- tral−, un fondo para remediación ambiental, la tarifa de cada con- trato y el área de la concesión.
Las excepciones a la actual renegociación
Ivanhoe: “Contrato de servicios con tarifa”, de $ 26 por barril para la extrac- ción y de $ 11 por barril para el mejoramiento de la calidad del crudo de super- ficie: una tarifa global tope de $ 37 por barril; 100% de los ingresos por sobre esta tarifa son para el Estado, según el ministro Xxxxxx. El contrato da opción de reajuste de costos operativos. Este campo tiene reservas posibles de crudo extrapesado (entre 5º y 14º API), de las cuales solo se espera recuperar alre- dedor de 960 millones de barriles, aunque no es una cifra oficial.
Río Napo: “Contrato de servicios específicos con tarifa”, no es de explo- ración y explotación petrolera. Se trata de una empresa de economía mixta (70% de Petroproducción y 30% Pdvsa). La tarifa es de $ 1,25 de utilidad y le reem- bolsan $ 4,5 por barril, dijo Xxxxxx en rueda de prensa.
RECUADRO 1
SE MODIFICARÁN LAS ÁREAS
DE LA CONCESIÓN
EN LA RENEGOCIACIÓN
El ministro Xxxxxx anticipó que a algunas empresas se les reducirá el área de concesión. “No es posible que las compañías que firmaron hace 15 ó 20 años mantengan contratos de la tota- lidad del área del bloque (ejemplo: 250 mil ha), cuando están trabajando 20% de esa área mientras que el resto per- manece inexplorada”, dijo el funcio- nario. Explicó que “esas áreas serán redimensionadas para que las áreas que actualmente no son objeto de explora- ción puedan ser licitadas con otras empresas privadas o concedidas en administración directa a Petroecuador, Petroamazonas o a compañías estata- les”.
Es decir, si las empresas no se com- prometen a invertir en exploración, las áreas quedarán libres para nuevas lici- taciones petroleras. Ello, según Xxxxxx, no es nada nuevo, sino que “se aplica- rá la Ley de Hidrocarburos que señala que las áreas que no sean objeto de exploración luego de los primeros cin- co años del período de explotación serán revertidas al Estado”. Lo que no se había aplicado hasta ahora.
CONTRATOS
VIGENTES EXCLUIDOS DE LA NEGOCIACIÓN
Dos contratos no van a renegocia- ción. Los firmados con las empresas Ivanhoe y Río Napo, por cuanto el pri- mero “es un contrato de servicios con tarifa” y el segundo “un contrato de ser- vicios específicos”, una figura distinta. Sin embargo, existen demandas por peculado ante la Fiscalía por estos dos contratos, pactados directamente y sin licitación, con un tipo de contrato no vigente en la Ley de Hidrocarburos
a la fecha de su firma.
Sobre Xxxxxxx (Recuadro 1), el ex vicepresidente Xxxx Xxxxxx, presentó una denuncia en octubre de 2009 por considerarlo un “atraco” al país, al otorgar la explotación del campo Pun- garayacu, uno de los mayores campos en producción del país, y haber incluido no solo este campo sino todo el Bloque 20, o sea 285 ha adicionales. Xxxxxx ha des- tacado ante la prensa que la tarifa tope de $ 37 por xxxxxx está sujeta a correc- ciones cuando se incrementen costos, gastos e inversiones —de acuerdo con el contrato—, lo cual desmiente que sobre el valor de $ 37 por barril la totalidad de los ingresos vayan al Estado. Xxxxxx ha denunciado también que el vicepre- sidente de Operaciones de la empresa Ivanhoe en el Ecuador, desde julio de 2010, es Xxxxxxxx Xxxxxx, ex gerente de Perenco en julio de 2009. Se trata del hermano del ministro de Energía No Renovable, Xxxxxx Xxxxxx, por lo que se evidencia el conflicto de intereses aho- ra y con Xxxxxxx.
El ex sindicalista de Petroecuador,
Xxxxxxxx Xxxxxxxxxxxxx, actualmente en el Movimiento Polo Democrático, denunció ante la Fiscalía un supuesto peculado en el contrato con la empre- sa mixta Río Napo. Argumentó que el contrato original incluía un costo ope- rativo de la curva base de $ 7,81 por barril, una curva base de producción dia- ria de 49.600 barriles y una tarifa de pro- ducción incremental del orden de $ 17
p.b. Luego de las denuncias públicas, las autoridades modificaron el contrato, bajando el costo operativo a $ 5,41 p.b., subieron la curva base diaria a 51.600 barriles y bajaron la tarifa incremental a $ 15 p.b. Sin embargo, el cambio que- dó en papel, pues el pasado febrero, Pdv- sa Río Napo logró que le modifiquen el costo operativo de la curva base de $ 102 millones a $ 133 millones para el ejer- cicio 2010 (GESTIÓN 190); es decir, un incremento de $ 31 millones, que debe pagar Petroecuador. No se estaría cum- pliendo ni con la curva base, peor con el incremento de la producción, objeti- vo del contrato.
¿CÓMO OPERARÁ LA NEGOCIACIÓN?
El Comité de Licitaciones dará directrices a los negociadores y recibi- rá información semanal y mensual de los negociadores mientras dure el pro- ceso. Los negociadores analizarán uno por uno los 33 contratos e irán defi- niendo con corridas económicas la pro- puesta del Gobierno y la propuesta de las empresas, procurando mejorar la participación del Estado en la renta petrolera. Está conformado por los ministros de Recursos No Renovables; de los Sectores Estratégicos y del Medio Ambiente o sus delegados, quie- nes recomendarán al ministro de Recur- sos No Renovables la conveniencia o no de los términos renegociados y el ministro tendrá la última palabra. Las empresas en acuerdo firmarán un con- trato de adhesión previo a la firma del nuevo contrato definitivo, lo cual se espera que ocurra hasta octubre de 2010. Si no lo firman, podrían deman- dar ante el Ciadi (Recuadro 2).
GESTIÓN N°195 <19>
¿QUIÉNES SON
LOS NEGOCIADORES?
El Comité de Licitaciones está conformado por el ministro de Recur- sos No Renovables, Xxxxxx Xxxxxx o su delegado; el ministro de los Sectores Estratégicos, Xxxxx Xxxxx o su delega- do; la ministra del Medio Ambiente, Xxxxxxx Xxxxxxxx o su delegado. El grupo de negociadores que estuvo el pri- mer día, 25 xx xxxxxx, proviene del MRNR y fueron: Xxxxxx Xxxxxx (jurídico), Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxx Xxxxxxx y Xxxxxx Xxxxxxx, además del ministro Pástor. Pero no se descar- ta que en el transcurso de la negocia- ción intervengan funcionarios del SRI y de la Secretaría de los Pueblos, entre otras instituciones.
LOS CONTRATOS EN VIGENCIA
El Cuadro 2 es un esfuerzo de iden- tificación de los contratos en vigencia por bloque petrolero en explotación, el tipo de contrato, el grupo de accionis- tas que lo manejan y su operador. Tam- bién tiene detalles sobre las fechas del contrato inicial y del modificatorio, el tipo de contrato negociado, así como la producción acumulada en el primer semestre y las reservas remanentes. El
<20> GESTIÓN N°195
Gráfico 1 muestra los volúmenes de pro- ducción de las empresas privadas, para visualizar la importancia de los con- tratos.
LA PRODUCCIÓN PROMEDIO
DIARIA CONTINÚA
A LA BAJA DESDE 2007
El riesgo de demandas legales ante el Ciadi
Desde el punto de vista constitucional, la amenaza de terminación unila- teral del contrato establecida en las disposiciones transitorias —si las empre- sas se niegan a migrar al nuevo modelo— da pie a demandar al Estado ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Cia- di), con las de ganar para la empresa privada que no acepte esta presión.
Por esta razón, los contratos que estaban por terminar no debieron expo- nerse a la renegociación, pues si las empresas no aceptan los nuevos térmi- nos, se les dará opción de demandar al Estado y obtener jugosas ganancias legales. Pero quizá lo más desconcertante fue el boletín del 16 de julio de 2010, enviado por el MRNR, en el que se aseveraba que los plazos renegociados en los contratos transitorios son los que valen. Aseveración que va contra una cláusula de los contratos modificatorios que asegura que, si en el lapso de un año no se ratificaban, lo negociado quedaba en nada. Reconocer la exten- sión de los plazos dados por el contrato transitorio no es legal, no va de acuer- do al contrato. Peor aún: si alguna compañía no acepta el nuevo modelo en la negociación de 2010, podría demandar ante el Ciadi la caducidad de su contrato, y decir que el plazo es el que el MRNR asevera en el boletín del 16 de julio, con lo cual les tendrían que reconocer 10 años más de indemniza- ciones.
¿Cómo se puede entender un boletín así que, saliendo del mismo Gobier- no, puede aumentar los perjuicios al Estado? Esto no puede ser un error de auto- ridades en materia petrolera, ¿qué intereses se juegan en la renegociación? El ya famoso boletín ha levantado suspicacias en muchos y reclamos argumenta- dos de especialistas, no respondidos por el MRNR.
RECUADRO 2
El énfasis del texto de la reforma a la Ley de Xxxxxxxxxxxxx está puesto en cambiar los contratos vigentes, mas no en la nueva exploración hidrocarburífe- ra, aunque en el discurso, el ministro de Recursos No Renovables se haya empe- ñado en aseverar que la reforma busca promover la exploración y una mayor producción. En política petrolera, este Gobierno no recibe buenas notas en nin- guno de los años, pues, como se observa (Gráfico 2), desde 2007 solamente sigue cayendo la producción petrolera total. El incremento en la producción estatal se debe a que la empresa estatal asumió los bloques que operaban Occidental (a par- tir xx xxxxx de 2006), Xxxxxxx (xxxxx 0000) x Xxxx (xxxxx 0000). Hay una mejo- ra reciente en la producción diaria de Petroamazonas.
“Los contratos más beneficiosos son con empresas estatales”
Ing. Xxxxxx Xxxxxx, ministro de Recursos No Renovables
Hoy día, los contratos negociados con com- pañías estatales son los más beneficiosos. Como ejemplo Sipec, la compañía chilena, que hoy tiene una tarifa equivalente con $ 70 [de pre- cio] de $ 17 por barril. O Petrobrás, que xxx- da los $ 19 por barril. Las dos son de las xxxx- fas equivalentes más bajas hoy día. Insisto: si
se congela el precio internacional en $ 70 y calcula cuánto recibe la compañía, con pre- cio base más precio ajustable con el incremento de precios, esas compañías reciben hoy día la menor tarifa.
Por otro lado, en los campos marginales, también la tarifa es baja hoy día, pero los cam- pos fueron descubiertos por Petroecuador, ya tenían producción y lo que se les pidió fue que incrementaran la producción. Además xx xxxx- bolsarles los costos de la curva base de pro- ducción que ya tenía Petroproducción, se les paga una tarifa baja porque no tienen riesgo.
Xxxxxxx Xxxxxxx.
No se puede asumir que, por ser una nego- ciación directa con empresas estatales, va a ser negativo para el Estado al compararse con una licitación.
“La reforma era indispensable para la renegociación”
Xxx. Xxxx Xxxx Xxxxxx, xxxxxxxxxx xx xx Xxx- xxxxxxx xx Xxxxxxxxxxxx Xxxxxxxxxxxxxxxxx xxx Xxxxxxx (AHIE), ex asesor del pre- sidente Xxxxxx Xxxxxx
La reforma a la Ley de Hidrocarburos se propuso como respaldo legal de la renego- ciación de los contratos petroleros para migrar de la modalidad de participación al modelo de “prestación de servicios con una tarifa úni- ca”, para cumplir el propósito del presidente de la República; en marzo ya se quiso nego- ciar pero no había el piso legal para hacer- lo.
La misma AIHE es impulsora de la refor- ma, que se inicia con cambiar el artículo 16 de la ley vigente, y establece que las empre- sas recibirán como pago una tarifa, la cual incluirá amortización, gastos, costos y la uti-
lidad de la empresa. “Yo represento a la Aso- ciación y no a las empresas. Yo no puedo hablar por las empresas que van a negociar su contrato directamente con el Estado y con su representante legal. Nos ha preocupado que en la reforma no haya más especifica- ciones acerca de la tarifa, pues esto es cla- ve en la renegociación y las reglas claras son buenas para todos”.
No hay una posición oficial de las empre- sas con respecto a la ley. Algunas empresas que operan campos marginales han mani- festado que preferirían mantenerse en el esque- ma actual de contratación que consta de una curva base y una distribución de ganancias por incremental. Todas las empresas preferi- rían quedarse con un contrato de participa- ción que se ajusta más al giro del negocio petrolero, en el cual hay mucha incertidumbre y pueden suscitarse oportunidades en el momento que hay cambios en el mercado. Pero la reforma exige migrar de contrato y,
en caso de que no lleguen a un acuerdo con el Estado, serán liquidadas.
Xxxxxx Xxxxxxx.
Veo poco tiempo para la negociación, ape- nas cuatro meses para cerrar la renegociación con cada una de las empresas, la cual tendrá que ver qué tarifa les podría convenir para que- darse o no en el Ecuador. Preocupa el hecho de que el Estado podría intervenir en las ope- raciones porque inclusive en el literal g de la Agencia de Regulación se especifica que el Esta- do, por su conveniencia, podría intervenir en las operaciones petroleras. ¿Cómo se va a hacer la liquidación? Eso no está especificado.
GRÁFICO 1
PRODUCCIÓN DE LAS EMPRESAS PRIVADAS
GRÁFICO 2
PRODUCCIÓN PROMEDIO DIARIA (MILES DE BARILLES)
FUENTE: PETROECUADOR.
FUENTE: BANCO CENTRAL DEL ECUADOR.
*NOTA: 2006: BLOQUE 1S (EX OXY) PASA A PETROAMAZONAS.
**NOTA: 2009: BLOQUE 16 (EX PERENCO) PASA A PETROECUADOR.
GESTIÓN N°195 <21>
TEMA CENTRAL
CUADRO 2
DETALLE DE CONTRATOS PETROLEROS EXISTENTES
PARTICIPACIÓN, PRESTACIÓN DE SERVICIOS, CAMPOS MARGINALES Y SERVICIOS ESPECÍFICOS
BLOQUE | ACCIONISTAS | OPERADOR | ORIGEN | TIPO | |||||
7 (4) | Perenco Ecuador Ltd 57.5% y Burlington Resources Oriente Limited 42.5% | Perenco | Contrato Original de Prestación de Servicios Licitado | Participación | |||||
COCA PAYAMINO * | Perenco Ecuador Ltd 57.5% y Burlington Resources Oriente Limited 42.5% | Perenco | Convenio de Explotación Unificada Original | Xxxxxxxx xx Xxxxxxxxxxx Xxxxxxxxx Xxxxxxxxxxx | |||||
00 (0) | Xxxxxxx Xxxxxxx Ltd 45%, Burlington Resources Oriente Limited 37.5% y Preussag Energie International GMBH 17.5% | Perenco | Contrato Licitado | Participación | |||||
11 | CNPC International 100% | CNPC International LTD. | Contrato Licitado | Participación | |||||
14 (6) | PetroOriental S.A. 100% | PetroOriental S.A | Contrato Original de Prestación de Servicios Licitado | Participación | |||||
17 (7) | Andes Petroleum Company Ltd. 70% y Overseas Petroleum and Investing 30% | PetroOriental S.A | Contrato Original de Prestación de Servicios Licitado | Participación | |||||
16 (8) | Repsol YPF 35%, Overseas Petroleum and Investment Corporation 31%, CRS Resources Ecuador LDC 14% y Amodami Oil Company Ltd 20% | Repsol YPF | Contrato Original de Prestación de Servicios Licitado | Participación | |||||
BOGI-CAPIRÓN * | Repsol YPF 35%, Overseas Petroleum and Investment Corporation 31%, CRS Resources Ecuador LDC 14% y Amodami Oil Company Ltd 20% | Repsol YPF | Convenio de Explotación Unificada Original | Convenio de Explotación Unificada Renegociado | |||||
TIVACUNO ** | Repsol YPF 35%, Overseas Petroleum and Investment Corporation 31%, CRS Resources Ecuador LDC 14% y Amodami Oil Company Ltd 20% | Repsol YPF | Contrato de Servicios Específicos Negociado | Servicios Específicos Modificatorio | |||||
18 (9) | Teikoku Oil Ecuador 40%, Ecuador TLC 30%, Cayman Internacional 18% y Petromanabí 12% | Petrobras Energia Ecuador | Contrato Licitado | Participación | |||||
PALO AZUL * | Teikoku Oil Ecuador 40%, Ecuador TLC 30%, Cayman Internacional 18% y Petromanabí 12% | Petrobras Energia Ecuador | Convenio de Explotación Unificada Original | Convenio de Explotación Unificada Renegociado | |||||
TARAPOA (10) | Andes Petroleum Company Limited 100% | Andes Petroeum Ecuador LTD. | Contrato Original de Asociación | Participación | |||||
18-B XXXXX * | Andes Petroleum Company Limited 100% | Andes Petroleum Ecuador LTD. | Convenio de Explotación Unificada Original | Convenio de Explotación Unificada Renegociado | |||||
XXXXXX 4A * | Andes Petroleum Company Limited 100% | Andes Petroleum Ecuador LTD. | Convenio de Explotación Unificada Original | Convenio de Explotación Unificada Renegociado | |||||
23 | Burlington Resources Andean Ltd. 50% y Cia. General de Combustibles S.A. 50% | CGC | Contrato Licitado | Participación | |||||
24 | Burlington Resources Ecuador Limited 100% | Burlington Resources | Contrato Licitado | Participación | |||||
28 | Tripetrol Holdings Inc. 100% | Tripetrol | Contrato Licitado | Participación | |||||
TEMA CENTRAL
CONTRATO | ÚLTIMA MODIFICACIÓN | PRODUCCIÓN (1) | RESERVAS REMANENTES (2) (3) | |||||||
INICIO (mes/año) | VIGENCIA (mes/año) | CONCEPTO | FECHA (mes/año) | VIGENCIA (mes/año) | Ene-Jun 2010 BBLS | % SOBRE EL TOTAL | MM BBLS (DIC-08) | % SOBRE EL TOTAL | ||
Mar-00 | Ago-10 | 1’781.882 | 5,0% | 4,1 | 1,3% | |||||
Abr-00 | Ago-10 | 800.513 | 2,3% | 1,3 | 0,4% | |||||
Abr-95 | 01/06/2021 a) fecha original 2010 | 1’583.791 | 4,5% | 12,8 | 4.1% | |||||
Feb-95 | Terminación Anticipada | 2009 | n/d | n/d | n/d | n/d | ||||
Jun-99 | 01/07/2018 a) fecha original 21/07/2012 | Contrato Transitorio | Feb-10 | Ago-10 | 1’031.322 | 2,9% | 9,4 | 3,0% | ||
Abr-00 | 01/12/2018 a) fecha original 2012 | Contrato Transitorio | Feb-10 | Sep-10 | 1’401.045 | 4,0% | 11,9 | 3,8% | ||
Dic-96 | 01/12/2018 a) fecha original 31/01/2012 | Contrato Transitorio | Mar-10 | Mar-11 | 6’409,575 | 18,2% | 31,3 | 10,0% | ||
Sep-91 | 01/12/2018 a) fecha original 31/01/2012 | Contrato Transitorio | Mar-10 | Mar-11 | 538.437 | 1,5% | 0,4 | 0,1% | ||
Dic-96 | May-04 | Ampliación de plazo | May-06 | Ene-12 | 923.734 | 2,6% | 5,7 | 1,8% | ||
Dic-95 | 01/10/2022 a) fecha original 2007 | Contrato Transitorio | Oct-08 | Pendiente | 239.509 | 0,7% | 1,5 | 0,5% | ||
Ago-02 | 01/10/2022 a) fecha original 2007 | Contrato Transitorio | Oct-08 | Pendiente | 3’707.964 | 10,5% | 2,4 | 0,8% | ||
Ago-95 | Ago-15 | 3’019.990 | 8,6% | 33,.7 | 10,7% | |||||
Ago-95 | Ago-15 | 2’818.903 | 8,0% | 6,2 | 2,0% | |||||
Ene-00 | Ago-15 | 849.357 | 2,4% | 0,9 | 0,3% | |||||
Ago-96 | Ago-16 | Terminación anticipada | 2009 | n/d | n/d | n/d | n/d | |||
May-98 | May-18 | Terminación anticipada | 2009 | n/d | n/d | n/d | n/d | |||
Mar-95 | n/d | Proceso de caducidad | n/d | n/d | n/d | n/d | ||||
CONTINÚA
FUENTE: INVESTIGACIÓN DE MULTIPLICA, DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS, PETROECUADOR, MINISTERIO DE RECURSOS NATURALES NO RENOVABLES.
TEMA CENTRAL
DETALLE DE CONTRATOS PETROLEROS EXISTENTES PARTICIPACIÓN, PRESTACIÓN DE SERVICIOS, CAMPOS MARGINALES Y SERVICIOS ESPECÍFICOS | |||||||||
BLOQUE | ACCIONISTAS | OPERADOR | ORIGEN | TIPO | |||||
PALANDA YUCA SUR | Petróleos Sudamericanos Petrolamerec 50%, Petroriva S.A. 40% y Fosforocomp 10% | Petróleos Sudamericanos | Contrato licitado | Campo marginal 1a Xxxxx | |||||
XXXXX | Petróleos Sudamericanos Petrolamerec 50%, Petroriva S.A. 40% y Fosforocomp 10% | Petróleos Sudamericanos | Contrato licitado | Campo marginal 1a Xxxxx | |||||
XXXXXXX (11) | Tecpecuador, subsidiaria de Tecpetrol S.A. 100% | Tecpecuador | Contrato licitado | Campo marginal 0x Xxxxx | |||||
XXXXXXX | Xxxxx Xxxxx Oil & Gas 70% y Petrobell Inc. 30% | Petrobell | Contrato licitado | Campo marginal 0x Xxxxx | |||||
XXXXXXX | Xxx Xxxx Resources 90% y Tecnipetrol Inc.10% | Bellwether International | Contrato licitado | Campo marginal 1a Xxxxx | |||||
XXXXXX | Dygoil Consultoría y Servicios Petroleros Cia. Ltda, Proyectos Inspecciones, Construcciones y Consultas de Ingeniería C.A. Proinci Sucursal Ecuador, Suelopetrol S.A. SACA Sucursal Ecuador y NTC Energy Group C.A. Sucursal Ecuador. | Consorcio Petrolero Amazónico | Contrato licitado | Campo marginal 2a Ronda | |||||
SINGUE | Dygoil Consultoría y Servicios Petroleros Cia. Ltda, Proyectos Inspecciones, Construcciones y Consultas de Ingeniería C.A. Proinci Sucursal Ecuador, Suelopetrol S.A. SACA Sucursal Ecuador y NTC Energy Group C.A. Sucursal Ecuador. | Consorcio Petrolero Amazónico | Contrato licitado | Campo marginal 2a Xxxxx | |||||
XXXX | Ismocol de Colombia Sociedad Anónima Sucursal Ecuador, Upland Oil and Gas LLC Sucursal Ecuador y PECS Iecontsa Sociedad Anónima | Consorcio Pegaso | Contrato licitado | Campo marginal 0x Xxxxx | |||||
00 | Xxxx Xxx Xxxxxxx B.V. 100% | Agip Oil | Contrato licitado | Prestación de servicios | |||||
X. XXXXXXX | Espol | Espol-PacifPetrol | Contrato negociado | Servicios específicos | |||||
MDC | Sociedad Internacional Petrolera S.A. Filial de ENAP 100% | Sociedad Internacional Petrolera S.A. Filial de ENAP | Contrato negociado | Servicios para desarrollo y producción | |||||
PARAÍSO BIGUNO GUACHITO | Sociedad Internacional Petrolera S.A. Filial de ENAP 100% | Sociedad Internacional Petrolera S.A. Filial de ENAP | Contrato negociado | Servicios para desarrollo y producción | |||||
1 | Canadá Grande LTD. 50% y Tripetrol Explorat. 50% | Canadá Grande | Participción | ||||||
OTROS CONTRATOS ARMADILLO | Vetraecudor S.A., Petrotesting Colombia S.A. Sucursal Ecuador y Ecuavital S.A. | Consorcio Energético Gran Colombia | Contrato licitado | Campo marginal 2a Xxxxx | |||||
XXXXX XXXXX | Río Napo Compañía de Economía Mixta 100% | Río Napo Compañía de Economía Mixta | Contrato negociado | Servicios específicos | |||||
BLOQUE 15 (12) | Petroamazonas Ecuador S.A. | Petroamazonas Ecuador S.A. | Contrato negociado | Prestación de servicios | |||||
PUNGARAYACU | Ivanhoe Energy Ecuador 100% | Ivanhoe Energy Ecuador | Contrato negociado | Servicios específicos | |||||
CHARAPA | Bellwether International | Tecnipetrol Inc. Bellwether International | Campo marginal | ||||||
3 | EDC Ecuador Ltd. | EDC | Participación | ||||||
31 | Petrobras Energía Ecuador 100% | Petrobras Energía Ecuador | Participación | ||||||
28 | Tripetrol Holdings Inc. 100% | Tripetrol | Participación | ||||||
Shiripuno | PetroOriental S.A. | Servicios específicos | |||||||
(1) Informe Xxxxxx Xxxxxxxxxx xxxxx-xxxxx 0000 xx Xxxxxxxxxxxx.
(2) Reservas de petróleo crudo y gas natural del país al 31 de diciembre de 2008 - DNH, Petroproducción y Ministerio de Minas y Petróleos.
(3) Reservas remanentes de petróleo xxxxx xx xxxxxx en producción.
(4) Incluye campos Lobo, Mono, Jaguar, Gacela y Oso.
(5) Campo Yuralpa.
(6) Incluye campos Kupi, Nantu y Xxxxx.
(7) Incluye campos Hormiguero y Hormiguero Sur. .
(8) Incluye campos Amo, Dabo Sur, Xxxxx, Xxxxx-Dabo, Iro. y Wati.
(9) Campo Pata.
(10) Incluye xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxx, Xxxxxx, Xxxx, Xxxxxx 4, Xxxxxxx y Xxxxx.
(11) Incluye campos Xxxxxxx Norte, Xxxxxxx Sur y El Rayo.
(12) Incluye el bloque 15 más los campos Limoncocha, Xxxx Xxxxxx y Yanaquincha.
* Campos unificados.
** Campos Tivacuno y Tivacuno SW de Petroproducción operados por Repsol YPF.
TEMA CENTRAL
CONTRATO
ÚLTIMA MODIFICACIÓN
PRODUCCIÓN (1)
RESERVAS REMANENTES (2) (3)
INICIO
(mes/año)
Jul-99 Jul-99 Jul-99 Ene-00
Dic-99 Abr-08
Abr-08
VIGENCIA
(mes/año)
Jul-19 Jul-19 Jul-19 Ene-20
Dic-19 Abr-28
Abr-28
CONCEPTO
FECHA
(mes/año)
Jul-99 Jul-99 Jul-99 Ene-00 Dic-99
VIGENCIA
(mes/año)
Jul-19 Jul-19 Jul-19 Xxx-20 Dic-19
Ene-Jun 2010 BBLS
1’722.433
838.659
854.615
n/d
410.609
% SOBRE EL TOTAL
4,9%
2,4%
2,4%
n/d
1,2%
MM BBLS (DIC-08)
11,2
7,6
1,9
n/d
20,1
% SOBRE EL TOTAL
3,6%
2,4%
6,3%
n/d
6,4%
Mar-08 | Mar-28 | 119.226 | 0,3% | 6,7 | 2,1% | |||
Jul-88 | Jul-17 | Renegociación | Dic-09 | Dic-23 | 3’405.107 | 9,6% | 53,9 | 17,2% |
Ene-95 | Ene-15 | 252.488 | 0,7% | 11,4 | 3,6% | |||
Oct-02 | Oct-17 | 2’132.494 | 6,0% | 41,3 | 13,2% | |||
Oct-02 | Oct-17 | 446.988 | 1,3% | 17,6 | 5,6% | |||
Ene-97 | Abr-10 | 12.923 | 0,0% | 2,2 | 0,7% | |||
TOTAL | 35’301.564 | 100% | 313,5 | 100% | ||||
Mar-09 | Mar-29 | 9,1 | ||||||
Sep-09 | Mar-20 | 9’270.780 | 459,3 | |||||
Ago-08 | Mar-13 | 17’543.282 | 223,4 | |||||
Oct-08 | Oct-38 | |||||||
Dic-99 | Dic-19 | |||||||
Jul-96 Ago-96 | Jul-21 Ago-16 | |||||||
Abr-95 | ||||||||
Mar-94 |
GESTIÓN N°195 <25>