Petroperú y los contratos de lotes petroleros

Ante la proximidad del vencimiento este año de los contratos de lotes productores de hidrocarburos, cuatro entre octubre y noviembre próximos y uno en mayo del 2024, es indispensable exigir a la agencia estatal Perupetro definiciones perentorias de su actuación, no solo en la modalidad de otorgamiento –negociación directa o concurso–, sino también en las regalías y retribuciones esperadas y la participación de Petroperú (PP); siendo esto último una posición gubernamental que debe ser liderada por los ministerios de Energía y Minas (Minem) y economía y finanzas (MEF). 

Sobre la modalidad de otorgamiento hay información histórica-concursos 2007, 2008 y 2010-que el plazo entre la convocatoria y la buena pro puede ser de 5 meses y que con voluntad, en un mes se tienen contratos firmados con opinión del Minem y MEF. Es decir que hay tiempo suficiente para iniciar los procesos de competencia, sin riesgo alguno de paralización de producción. 

Los lotes cuyo contrato se vencen este año-I, V, VI/VII y Z-2B- han tenido en conjunto en el 2022 una producción promedio anual de 9.5 miles de barriles diarios (MBD), y el que se vence el próximo año-lote X- registró 11.3 MBD. Los volúmenes citados totalizan 20.8 MBD que representa el 79% de lo aportado en las operaciones en el noroeste (ONO), y cuyo destino en su totalidad es la Refinería de Talara. 

El crudo producido en las ONO es de altísima calidad, el obtenido en offshore se valoriza en promedio 8% por arriba del WTI-crudo de la Costa del Golfo de México-y los de onshore 5% por encima; representan una importante fuente de ingresos para el Estado. Con las regalías y retribuciones actuales, con un precio medio del WTI de 70 US$/barril significarían anualmente un ingreso de 252 MMUS$, siempre y cuando no disminuya la cantidad de barriles producidos, lo que requiere políticas de incentivos para invertir y revertir el decaimiento natural del volumen. 

En cuanto a la participación de PP, entramos al terreno de las políticas de estado en concordancia con el beneficio-costo económico. Desde una mirada estatal, hay dos variables para la evaluación: 1) la propiedad del recurso y las decisiones sobre su extracción, y 2) el beneficio-costo de una inversión con recursos de la caja fiscal, pues por la faraónica obra de la modernización de la Refinería Talara, la empresa, con el modelo societario actual no está en capacidad de financiar ninguna actividad nueva. 

Sobre la propiedad de los hidrocarburos in situ, la Ley Orgánica de Recursos Naturales-artículo 4 ley 26821-son patrimonio de la nación; obviamente gestionados por el Estado, que a la vez es propietario al 100% de PP, y podría establecer que ésta participe de la explotación, ya sea individualmente o asociado con una empresa privada o estatal multinacional, lo que tiene que tener correspondencia con la racionalidad económica y financiera. 

La evaluación en términos dinerarios tendría como primer argumento que PP participaría de la renta petrolera-diferencia entre precio de venta del hidrocarburo y los costos de producción-, que sería un ingreso adicional significativo sobre el margen que tiene como refinador, y que le permitiría mayor holgura para el pago de su deuda de largo plazo-hasta el 2047- que es del orden de 5,200 MMUS$. Sin embargo, en contraposición está la necesidad de invertir pues el objetivo estatal tiene que ser mitigar o superar la declinación de la producción.

Desde el MEF, en coordinación con el Minem y Perupetro, tienen que tener claro la cuantía de la inversión necesaria y contrastarla con la renta petrolera, en el contexto de las obligaciones financieras de PP. Si la orientación es la asociación, deben tener presente que cuánto más participación tenga la empresa estatal, el socio solicitará pagar menor regalía o retribución. Es una tarea para especialistas y no basta decir que se quiere un porcentaje determinado para la alicaída PP.