Petroperú: Hidrocarburos generaron más de US$ 58 mil millones de valor agregado acumulado

“El desarrollo de los hidrocarburos líquidos ha sido muy dinámico y ha contribuido bastante con la economía del país en general”, subrayó. Asimismo, precisó que la inversión acumulada del sector entre el 2000 y 2018 ascendió a los 16,000 millones de dólares.

Explicó que la inversión en hidrocarburos genera un valor agregado adicional bastante significativo y a modo de ejemplo, refirió que por cada 100 millones de soles se genera un valor agregado de 130 millones de soles. También destacó el importante aporte a la economía en términos de impuestos.

En ese sentido, indicó que el sector hidrocarburos contribuyó con 37,700 millones de dólares a través de ingresos fiscales entre el 2005 y 2014, monto que también ayudó a reducir el déficit de la balanza comercial. Asimismo, señaló que entre el 2002 y 2019 el sector ha contribuido con 43,400 millones de soles en tributos internos y 52,350 millones soles regalías.

“Hay que tener en claro que si bien la matriz energética está cambiando a energías renovables, todavía tenemos varias décadas adicionales con el hecho de tener a los hidrocarburos como parte de nuestra vida”, afirmó.

Así lo manifestó durante la conferencia “Cartera de Inversiones y Proyectos Energético de Petroperú para el Sector Minero”, en el marco del I Congreso de Competitividad Minera y Sostenibilidad Social organizado por el Instituto de Ingenieros de Minas del Perú (IIMP).

Petroperú

Barrientos, indicó que el sector hidrocarburos es la fuente más importante de energía primaria y en ese sentido Petroperú es una empresa estratégica para el desarrollo del país.

Señaló que Petroperú podría ser una empresa de capital mixto (privado y público) para el año 2022.

Detalló que Petroperú cuenta con tres refinerías, un oleoducto de más de 1,100 kilómetros de recorrido que es clave para darle viabilidad a la industria de hidrocarburos en la selva del norte del Perú. También cuenta con 19 plantas y terminales, 10 plantas en aeropuertos y 659 estaciones de servicios afiliados a la marca Petroperú.

En cuanto a la actividad de extracción de crudo señaló que cuenta con los lotes 192 y 64 y espera que en los próximos meses se concrete de la mano con un socio privado.

Respeto a la Refinería de Talara, explicó que la modernización tiene un avance del 90.12% a agosto del presente año y debe estar operativa en noviembre del 2021. Asimismo, señaló que Petroperú tiene una participación importante en el abastecimiento de combustible en el sector minero del país, con el 52% en 2019, a través de su producto Diésel Minero Petroperú.


Fuente: Andina

Petroperú está enfocado en sacar adelante la Refinería de Talara

¿Cómo han funcionando las operaciones de Petroperú en esta coyuntura?

Nuestra industria fue declarada esencial desde el inicio de la emergencia, así que no hemos parado ni un día. Hemos tenido que acomodarnos a esta nueva realidad para abastecer a todo el país con el combustible que necesita, y priorizar la salud y seguridad de todo nuestro personal.

Estamos trabajando con el 20% del personal a nivel nacional en todas las operaciones de la Refinería de Talara, Oleoducto Norperuano, plantas de ventas y terminales.

¿Cuál es el estado de los Lotes 64 y 192?

Sobre el Lote 64 es importante aclarar que no estamos ante una devolución a Perúpetro, sino que GeoPark se retiró del contrato de licencia. Ellos tenían el 75% de las licencia y Petroperú el 25%.

Ahí teníamos dos opciones, retirarnos conjuntamente con Geopark, con lo que se revertía el lote a Perúpetro y concluía el contrato de licencia; o aceptábamos esta cesión del 75% de participación por parte de Geopark y continuábamos con el proyecto. Nuestro directorio optó por la segunda opción.

Sin embargo, para que esa operación tenga efecto jurídico necesitamos modificar el contrato de licencia, previa aprobación del Decreto Supremo (DU) conforme a lo que establece la Ley Orgánica de Hidrocarburos.

Dicho DU debe contar con el refrendo de los ministerios de Energía y Minas y de Economía y Finanzas antes de la firma del presidente de la República. Esa decisión se inserta dentro de la política sectorial para fortalecer a Petroperú. Eso es parte de la estrategia de integración vertical y autoabastecimiento energético.

Asimismo, vamos a iniciar el proceso de selección del socio operador con la asesoría de un banco de inversión. Veremos qué modalidad asociativa definimos, pero la idea es que un socio operador esté al frente de la operación del Lote 64 como estaba previsto antes.

En los siguientes meses ya deberíamos tener noticias.

Con respecto al Lote 192, estamos esperando que se concluya el proceso de consulta previa a las comunidades nativas y el plazo de contrato de servicio que mantiene Perúpetro con Frontera Energy, el actual operador.

A inicios del próximo año esperamos firmar el contrato de licencia. Esto ha demorado por el estado de emergencia, pero confiamos en que el proceso concluya lo más pronto posible para firmar el contrato con el nuevo socio operador, el cual está en pleno proceso de selección.

¿Cuál es el avance del Proyecto Modernización Refinería Talara (PMRT)?

Estamos a más del 90% de avance de esta obra de infraestructura bastante compleja. La coyuntura por la COVID-19 ha hecho que tengamos demoras y estamos apuntando a que en noviembre del próximo año ya tengamos la Nueva Refinería Talara operando.

¿Además de estos proyectos, estiman realizar nuevas inversiones?

La inversión más importante que tiene Petroperú es la Nueva Refinería Talara. Es el foco y tenemos que concluirla el próximo año. El Lote 64 y el 192 son parte de la estrategia de la integración vertical y por eso estamos viendo socios operadores, porque eso ayudará a generar rápidamente esa integración vertical.

Las inversiones corrientes son las que normalmente estamos ejecutando, las cuales ahora están paralizadas y postergadas por el estado de emergencia; pero el 2021 vamos a seguir invirtiendo en normativa y modernización de nuestras instalaciones.

De igual manera, el Oleoducto Norperuano también ha tenido bastante inversión a nivel tecnológico. En las estaciones todavía falta hacer algunos cambios adicionales este y el próximo año.

De otro lado, también queremos participar de los lotes que estén disponibles en el zócalo de la costa de Talara (Piura).

En su reciente informe de estados financieros señalaron que estaban diseñando un nuevo modelo de negocio para el Oleoducto Norperuano. ¿En qué consiste?

El Oleoducto Norperuano es estratégico para la industria de hidrocarburos de la selva. Petroperú cumple un papel articulador entre las empresas privadas de la selva (Perenco, PetroPal y Pluspetro) a fin de darle viabilidad al Oleoducto.

Para ello debemos tener estabilidad social y, previamente, se necesita cerrar las brechas que existen respecto a las necesidad básicas de todas las comunidades nativas.

Afortunadamente, el Estado viene dando señales al respecto. Acaban de sacar una nueva ley de cierre de brechas. Estamos trabajando muy de cerca con los distintos estamentos del gobierno, para que estas se materialicen en obras concretas que dejen a las comunidades trabajar de forma pacífica y sostenible.

En ese sentido, estamos buscando incorporar Obras por Impuestos (OxI) en Petroperú, para ayudar a las instituciones del Estado a ejecutar obras de manera más rápida.

Tenemos una lista de obras identificadas en las comunidades en las cuales tenemos injerencia con el Oleoducto Norperuano y hemos logrado que sean priorizadas.

Vamos a incorporarlas dentro del sistema de OxI para darle mayor rapidez y ejecución. Estamos en la parte preliminar y esperamos que se empiece a concretar el próximo año.

El volumen de ventas de combustible de Petroperú se contrajo 40% en el segundo trimestre, respecto al 2019; y el Ebitda se podría reducir en 60% este año, además de incrementar la deuda a US$ 5.000 millones. ¿Qué se prevé hacer para revertir estas posibles pérdidas?

Como bien se sabe, la COVID-19 no solo ha impactado en el costo del consumo de los combustibles en el país y en el mundo, sino que esto empezó el año pasado con una caída de los precios a nivel internacional y conjugó una tormenta perfecta.

De hecho, esta se ha definido como la peor crisis de la historia de los hidrocarburos en el mundo y los efectos han sido negativos en los estados financieros al segundo trimestre.

Por ello, hemos reducido los gastos operacionales en más de US$ 100 millones y hemos postergado las inversiones en aproximadamente US$ 280 millones, a fin de cuidar la caja y ser lo más responsables posibles para llegar de la mejor manera al 2021.

El año pasado fue uno de los mejores años de la compañía, con alrededor de US$ 170 millones de utilidad neta y casi US$ 400 millones de Ebitda. Eso nos ha permitido sostenernos en un año complejo. No obstante, nuestro objetivo es tratar de llegar a fin de año a una situación de equilibrio.

¿Cuál es la estrategia para volver a Petroperú más rentable?

Estamos en un trabajo bastante arduo de eficiencias a la interna de la compañía y eso tiene que ver con procesos y tecnología. Una de las cosas positivas que nos deja la pandemia es que hemos podido migrar a plataformas de tecnología que nos hacen las cosas mucho más ágiles.

La agilidad en una empresa tan grande como Petroperú ayuda a recorrer eficiencias. Parte de esas eficiencias son las reducciones de gasto operativo y las inversiones.

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Entonces, vamos a seguir enfocados, primero, en sacar adelante nuestra Refinería, que está en el tramo final, para que sea la más moderna de la región. A su vez, estamos buscando tener un Petroperú más moderno y competitivo.

Recordemos que competimos con grandes jugadores transnacionales y necesitamos estar a la altura. Tenemos una participación de mercado bastante buena y debemos defenderla.

Por otro lado, estamos trabajando en una estrategia clara que tiene que ver con un cambio de imagen que pronto daremos a conocer.

En los últimos años se barajó la posibilidad de privatizar parte de Petroperú. En este contexto, ¿todavía se podría dar?

El término no sería privatizar. Siempre está abierta la posibilidad de incorporar capital privado a la compañía, pero para el 2021 es todavía muy prematuro hablar de ello.

Ahora la prioridad es tener a la Nueva Refinería Talara andando con los resultados que corresponden y tener a la compañía más moderna con una estructura mucho más eficiente, para que cuando salgamos al mercado, PetroPerú sea reconocida así.

¿Cómo va la política de sostenibilidad y responsabilidad social de la empresa?

En el contexto de la pandemia hemos reorientado las actividades y el esfuerzo de la gestión social, a través del apoyo a las autoridades sanitarias y la realización de actividades en beneficio de las poblaciones vulnerables en todas nuestras áreas de influencia. Ese ha sido el foco en los últimos seis meses.

En Talara vamos a entregar un hospital modular con 45 camas, 30 para pacientes moderados y 15 para UCI en casos de gravedad. Además, tendrá modernos equipos médicos, ventiladores, desfibriladores automáticos, electrocardiógrafos, entre otros, e incluso hemos donado una ambulancia.

Esperamos que esto esté listo para la quincena de octubre. Es importante señalar que el hospital va a estar a cargo de EsSalud para su operación y mantenimiento, el cual proveerá del personal técnico, así como los insumos y medicamentos.

Las comunidades son actores importantes no solo para el cuidado del Oleoducto Norperuano y las distintas operaciones que tiene Petroperú, sino que trabajamos de la mano con ellas para implementar estrategias de beneficio mutuo.

No hemos tenido atentados últimamente, sin embargo se han utilizado las Estaciones del Oleoducto para llamar la atención del Estado. Necesitamos una sostenibilidad social que nos permite operar y que esto redunde en la industria de hidrocarburos.

Fuente: La Cámara

Aurelio Loret de Mola, abogado de Pluspetrol Norte: “Si no se respeta un laudo, ahuyentamos la inversión en el país”

La discusión con el OEFA no es sobre pasivos ambientales que haya generado Pluspetrol Norte, la controversia con el OEFA es la contaminación ambiental anterior, antes que PPN llegara a estos lotes. La ley consagra el principio del contaminador pagador; es decir, el que ensucia limpia, el que arruga plancha, el que contamina remedia el medio ambiente. Nosotros no hemos ensuciado, no hemos arrugado, no hemos contaminado; en consecuencia, no tenemos qué remediar.

Pluspetrol Norte y  fueron a un arbitraje internacional para determinar responsables en la remediación ambiental. ¿Qué dice el laudo?

Lo que dice, y es equivalente a una sentencia a cosa juzgada en el Perú, es que toda contaminación anterior al 9 de mayo del 2000 no le corresponde a PPN porque no estaba allí, estaba otra compañía que es responsable. Lo que sucede es que el OEFA le metió tijera al laudo y, si miran el comunicado del OEFA, no menciona esa parte del laudo. Lo único que señala es que Pluspetrol asumió contractualmente una obligación de cumplir la normativa ambiental y acatar las decisiones de las autoridades competentes. Obviamente hacia adelante, no hacia atrás, en aquello donde no tiene responsabilidad.

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Pero la empresa tiene que sujetarse a las normas del OEFA, que señala que quien asume el lote lo debe hacer con los pasivos y los activos…

Por esa razón fuimos a un arbitraje que está en el contrato con Perupetro. El laudo dice con toda claridad que no somos responsables de lo anterior a nuestra presencia en el Lote 192. Si no se respeta un laudo, que tiene calidad de cosa juzgada, lo que hacemos es vivir en un país que no tiene predictibilidad, y ahuyentamos la inversión en el país, en un momento complicado.

¿Cuánto es el impacto ambiental en el Lote 192?

Se lo dijo a La República el Ministerio de Energía y Minas. Antes de que llegáramos allí, eran 1.199 sitios contaminados, eso corresponde remediarlos al Estado porque dejó ir a la compañía anterior, sin obligarla a limpiar lo que ensució. ¿Qué tenemos que hacer? También lo dice el ministerio, que la empresa acepta ser responsable por el abandono de 13 zonas de disposición de residuos no peligrosos y de 19 emplazamientos de residuos industriales. Eso lo tenemos que hacer nosotros.

¿Y lo hicieron?

Como tenemos cinco años discutiendo con el OEFA, ni siquiera nos dejan hacer lo que nos corresponde. Ya hubiéramos terminado de resolver ese problema, pero lo que le corresponde al Estado, que es lo anterior, que está decidido en el laudo, que lo asuma de una vez.

¿Qué porcentaje de lo impactado le corresponde a PPN?

A diferencia de lo hecho anteriormente, Pluspetrol reinyectó al subsuelo el agua que sale con el petróleo. Lo que hacían antes era ponerlas en piscinas, al aire libre. Se separaba el petróleo del agua contaminada con un 5% de petróleo y 95% de agua, que se echaba al río. Al llegar al lugar, Pluspetrol invirtió US$ 500 millones, más de US$ 200 millones adicionales por gastos de operación para reinyectar el agua contaminada al subsuelo. Además, hemos tenido en el Lote 40 actos vandálicos, los denunciamos ante la fiscalía. Pluspetrol Norte asumió la responsabilidad de remediarlos, y nos hemos encontrado con otro problema.

¿Cuál es ese?

OEFA nos dice que tenemos que dejar el terreno donde hubo esos actos vandálicos, como si fuera agrícola. Es decir, nos están diciendo que tenemos que deforestar, porque allí estamos en medio de la selva y eso es una barbaridad. Y quiero mencionar que la OCDE, a donde el Perú aún no entró justamente porque tenemos instituciones como el OEFA, en su último informe dice cosas graves sobre el OEFA: que no parten de la evidencia técnica, sino de percepciones; es decir, es arbitraria. En segundo lugar, que tiene competencia profesional insuficiente; y en tercer lugar, tiene un sistema de multas que es un incentivo perverso porque la aplican, la cobran y es recurso del OEFA, además aplican el sistema paga primero, reclama después.

¿Qué multas les impuso?

Desde julio, 69 multas coercitivas. Nos han estado cobrando US$ 2 millones por semana. Si lo calculáramos en un año, estaríamos hablando de US$ 104 millones. Además que si no presentamos el plan de abandono y remediación como ellos quieren, viene una multa por cada lote de hasta 30.000 UIT; es decir, de hasta US$ 76 millones. Esto es de locos, esto es irracional.

¿En qué es distinto el laudo del Lote 192 respecto de la situación del Lote 8?

También tenemos un laudo favorable a Pluspetrol Norte con respecto al Lote 8, que derivó en un acuerdo de colaboración celebrado el 24 de setiembre del 2019 con Petroperú, por el cual los pasivos ambientales detectados en ese lote deben ser asumidos: 94,43% por Petroperú y 5,57% por Pluspetrol Norte.

Fuente: La República

Regalías hidrocarburíferas cayeron 46% interanual a agosto: SNMPE

El gremio minero energético explicó que en lo que va del año se observa una reducción en las regalías como consecuencia de “la fuerte reducción del precio internacional del petróleo y a la menor producción de hidrocarburos en el territorio nacional, la cual se agravó por el efecto de la pandemia del covid-19”.

Agosto

Las compañías que operan en la industria hidrocarburífera nacional pagaron US$44 millones por concepto de regalías correspondiente a agosto, lo que representó una caída de 25% con relación a similar mes del año pasado (US$59 millones).

No obstante, el monto fue superior en 15% a las regalías que se abonaron en julio último, que ascendió a la suma de US$39 millones.

La SNMPE detalló que en agosto las empresas del sector hidrocarburos abonaron por concepto de regalías: US$19.3 millones por la explotación de gas natural y US$ 6.3 millones por petróleo; así como US$18.8 millones por la producción líquidos de gas natural.

Petroleras evalúan operaciones en Perú ante situación crítica del sector hidrocarburífero

“Apenas se está produciendo 21,000 barriles por día, cuando hasta diciembre del 2019 se alcanzaban los 62,000 barriles por día”, dijo Pablo de la Flor, director ejecutivo de la SNMPE.

Según De la Flor, 15 de los 26 contratos de producción se encuentran con actividades suspendidas debido a las medidas adoptadas por la pandemia del COVID-19 y la conflictividad social. Asimismo, 9 de los 13 contratos firmados para actividades de exploración están en fuerza mayor.

“Este difícil escenario para el sector hidrocarburos ha traído como consecuencia no sólo la contracción de las inversiones en el ‘upstream’, sino también que las empresas evalúen su permanencia en el país”, apuntó.

En dicho contexto, el ejecutivo pidió a las autoridades no tomar acciones que puedan perjudicar el desarrollo de la industria hidrocarburífera y que se dicten medidas que garanticen la sostenibilidad de las operaciones y un buen clima para las inversiones.

Cuestionamiento a OEFA
Por otro lado, la SNMPE aseguró que el Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA) estaría trasgrediendo el fallo de un arbitraje internacional en el caso de Pluspetrol Norte, en el que se determinó que contractualmente no le corresponde asumir la responsabilidad de pasivos preexistentes cuando tuvo a su cargo la operación del ex Lote 1AB.

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“Estamos frente a una actuación cuestionable de un organismo fiscalizador que, al no acatar un laudo arbitral, afecta la imagen del Perú como un país en el que prevalece el Estado de Derecho y la estabilidad jurídica para las inversiones”, afirmó De la Flor.

Según el director ejecutivo, la actitud de OEFA genera mucha preocupación en el gremio minero energético ya que ahuyenta a las inversiones en circunstancias que el sector afronta una de las crisis más severas de su historia por la pandemia del coronavirus.

La SNMPE pidió que las exigencias que formule el OEFA en temas de remediación de suelos se realicen de forma técnica y acorde con el ordenamiento legal. Asimismo, aseguró que las empresas del sector hidrocarburos que trabajan en el país no se oponen a las labores de fiscalización ambiental que ha establecido el Estado.

Fuente: Gestión

El Minem pone en evidencia a OEFA

La semana pasada se hizo público que el OEFA estaba presionando a Pluspetrol Norte (PPN) para que acepte cargar con pasivos ambientales generados por operadores de décadas pasadas a su operación en los lotes 8 y 192, haciendo, entre otras cosas, que no se nos aprobaran los planes de abandono de ambos lotes mientras no asumieran cargar con estas culpas ajenas.

OEFA publicó un comunicado diciendo que aprobar los planes de abandono de PPN no era responsabilidad suya, sino del Ministerio de Energía y Minas (MINEM).

Tendenciosamente, OEFA omitió precisar ahí lo que el MINEM ha declarado ahora: (https://larepublica.pe/economia/2020/10/05/minem-pluspetrol-norte-no-reconoce-1199-sitios-contaminados-en-el-lote-192/) que es el mismo OEFA quién determina cuáles son los sitios que la empresa debe contemplar remediar en sus planes de abandono. Es decir, que el MINEM no puede aprobar los planes mientras la empresa no acepte en ellos remediar los 1,199 sitios que el OEFA está indicando y que están formados por los pasivos de los operadores anteriores.

En suma, el OEFA ha intentado adjudicar al MINEM lo que es responsabilidad exclusiva suya – la ilegal imputación a PPN de pasivos ajenos y la consiguiente no aprobación de nuestros planes de abandono- y el MINEM lo ha puesto en evidencia.

PPN vuelve a ratificar su firme propósito de hacer lo que siempre ha hecho: cumplir con la ley y sus obligaciones ambientales. Pedimos que el Estado haga lo propio.

SPH y AmCham Perú expresan preocupación por riesgos a la predictibilidad y seguridad jurídica de las inversiones

  1. El Sector Hidrocarburos tiene un alto compromiso con el respeto del ambiente, la protección de la biodiversidad y el desarrollo económico y social de las comunidades, como condiciones fundamentales para un desarrollo sostenible de nuestros recursos naturales.
  2. Las empresas que forman parte de la SPH y de AmCham Perú están sujetas al estricto cumplimiento de las normas y estándares ambientales nacionales, y también al cumplimiento de estándares internacionales que exceden la normatividad peruana.
  3. La predictibilidad y seguridad jurídica son fundamentales para garantizar la estabilidad de las inversiones y promover un adecuado clima de negocios que permita generar más empleo y mayor recaudación de tributos en beneficio de las regiones de nuestro país.
  4. En este contexto, la SPH y AmCham Perú expresan su preocupación y solicitan que los procesos sancionatorios que el OEFA ha iniciado contra la empresa Pluspetrol Norte se realicen dentro del debido proceso y respetando el resultado de los laudos arbitrales internacionales, para así garantizar la seguridad jurídica y predictibilidad de las inversiones.

La SPH y AmCham Perú reafirman su compromiso con la institucionalidad del país y el respeto a las leyes y decisiones judiciales y arbitrales.

¿Quién supervisa las actividades petroleras?

Es evidente que, en relación a la supervisión de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, en el Perú existe un conflicto de competencia que está perjudicando el normal desarrollo de las operaciones petroleras.

En nuestro país, las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos se llevan a cabo por empresas petroleras, mediante contratos suscritos al amparo de lo establecido en el artículo 10 de la Ley 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH). Las Partes de esos contratos son PERUPETRO y el Contratista.

Existe una gran diferencia en la forma en que el Estado supervisa las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, con la forma en que supervisa otras actividades. En el “upstream” el Estado ha delegado en PERUPETRO la condición de contratante y de supervisor del Contrato (Art. 6 de la LOH), mientras que en otros sectores (incluso minería y electricidad), las actividades se ejecutan a través de concesiones. En otros sectores económicos no hay un equivalente a “PERUPETRO” y es mediante organismos supervisores que el Estado fiscaliza el cumplimiento del 100% de las obligaciones contraídas en los respectivos contratos de concesión. Con un PERUPETRO como contratante y supervisor del Contrato (privado y no administrativo), el rol del organismo supervisor – respecto a los contratos petroleros – no es equivalente al que le correspondería si no existiese PERUPETRO.

Lo concreto es que en la práctica y respecto a las actividades de Hidrocarburos, sucede que los contratistas petroleros tienen dos autoridades que los supervisan: PERUPETRO y OSINERGMIN; y lo peor, que ambas autoridades los supervisan sobre las mismas materias; que no son pocas.

Según lo previsto en el numeral 6.3 de la Directiva 001-2019-PCM/SGP, existe conflicto de competencia “cuando 2 autoridades de distintos sectores, se atribuyen competencia para realizar acciones sobre una misma materia”, y eso es precisamente lo que está sucediendo entre OSINERGMIN y PERUPETRO.

Para unos no es necesario modificar las leyes sino aplicarlas correctamente. Para otros, en cambio, el texto de las normas relacionadas con las obligaciones de los contratistas necesita precisiones respecto a la autoridad competente en diversas materias. Veamos.

Los artículos 31, 33 y 35 del Reglamento de OSINERGMIN dicen que sus funciones de supervisión no comprenden, no incluyen, las que le corresponden a PERUPETRO de acuerdo a Ley. Es decir, las funciones de OSINERGMIN y las de PERUPETRO, son excluyentes.

Por ejemplo, según lo establecido en el Contrato, el Contratista presenta todos los años sus Planes y Programas a PERUPETRO S.A., quien hace seguimiento de su ejecución, día a día y a través del denominado Comité de Supervisión. Precisamente, es en el curso del Comité de Supervisión, en donde el Contratista sustenta las variaciones que pudieran presentarse en la ejecución de esos Planes y Programas. En otras palabras, es PERUPETRO la entidad del Estado que sigue la operación del Contratista y recibe la información pertinente para su evaluación. Siendo así, es indiscutible que la autoridad competente para supervisar la ejecución de los planes y programas es PERUPETRO.

Otro tanto sucede con el famoso MER (Máxima Recuperación Eficiente), cuya información el contratista entrega a PERUPETRO, con copia a OSINERGMIN. Resulta paradójico que el que recibe la copia de la información sea el responsable de la supervisión del MER y el que recibe el original y está en permanente seguimiento de su ejecución, sea solo un observador. Además, es sabido que el MER es una suerte de fotografía que refleja las estimaciones del operador en un determinado contexto espacial y temporal; estimaciones que – como tales – pueden variar sustancialmente frente a eventos imprevistos, como la pandemia, por citar un ejemplo.

Se dice que en relación con la supervisión del MER, fue el Ministerio de Justicia el que opinó que dicha supervisión debía atribuirse a OSINERGMIN. El caso es que ninguna empresa petrolera fue notificada de alguna transferencia de competencias de PERUPETRO a OSINERGMIN, como consecuencia de dicha opinión, que por lo demás, no podría tener carácter vinculante, toda vez que las facultades de supervisión que tiene PERUPETRO emergen de la Ley Orgánica de Hidrocarburos y del Contrato (Contrato-Ley), y solo por Ley le podrían ser arrebatadas, sin afectar los derechos del Contratista en el Contrato.

Otro aspecto no menos importante es el tratamiento de “información reservada” que tienen todos los datos crudos y procesados obtenidos en los contratos, así está previsto en la Ley, en el Reglamento de Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, y en el propio Contrato (Cláusula Sexta). No obstante, el artículo 37° de la LOH dice “El Contratista está obligado a presentar la información técnica y económica de sus operaciones al OSINERGMIN en la forma y plazos establecidos en el Reglamento. Dicha información será de disponibilidad pública.” O este artículo echó al suelo la confidencialidad de la información o debe interpretarse como que el Contratista sólo está obligado a entregarle a OSINERGMIN información susceptible de ser pública.

Además, este artículo 37 debe leerse sin descuidar lo que dice el siguiente (art. 38) cuando – refiriéndose al derecho de PERUPETRO de publicar la información del Contrato – señala en su segundo párrafo lo siguiente: “En el caso de las áreas en operación, el derecho a que se refiere el párrafo anterior será ejercido al vencimiento del segundo año de recibida la información o antes si las partes así lo acuerdan.” ¿Otra paradoja según la cual, OSINERGMIN está obligado a hacer pública la información que reciba de los Contratistas, mientras que PERUPETRO tendría que esperar 2 años para hacer lo mismo”.

Si es verdad que queremos una agencia de contratación petrolera con presencia internacional, y que esté en capacidad de competir con sus pares de otros países, bueno pues, comencemos por definir sus competencias de modo que no haya nunca más la superposición de acciones de supervisión que hay ahora entre OSINERGMIN y PERUPETRO, debiendo reconocer que solo se necesita un texto más claro que no deje márgenes
para la interpretación”.

Competitividad para las regiones

Las distribuidoras de gas natural en nuestro país han hecho su trabajo. La consultora Quantum, con información disponible en las bases de datos extraídas de la herramienta web BenchSmart , indica que ellas han incrementado su cartera de clientes en un promedio anual de 50%, superando a otros países de la región. Sin embargo, este crecimiento aún requiere fortalecerse con medidas promovidas desde el Estado para la masificación, ya que las tasas de penetración del gas natural en las regiones aún son bajas.

La cobertura promedio del gas natural en el Perú es menor al 20%, un valor inferior a la de cobertura promedio alcanzada en otros países productores de este hidrocarburo en la región, como Argentina (65%), Colombia (65%) y Bolivia (41%). Por ello, Contugas, Quavii y Naturgy, responsables de la distribución de gas natural en las regiones, han presentado un conjunto de alternativas para promover la masificación.

Entre ellas, destaca la tarifa final nivelada en las concesiones de gas natural del país. Miguel Maal apunta que es una estrategia para acelerar la masificación. “Bajo este esquema tendríamos una tarifa única y competitiva de alcance nacional. Todos los hogares con acceso al servicio del gas natural en Perú tendrían la misma tarifa. Y los beneficios no serían solo para el sector residencial, sino también para las industrias y el comercio. Podemos promover industrias más allá de Lima y el Callao”.

El ejecutivo de Quavii asegura que esta sería la mejor manera de lograr la competitividad del gas natural a nivel nacional. Con su implementación, el impacto sería inmediato y generaría ahorros que podrían superar el 50% frente al sustituto. Para el caso de la tarifa residencial, se estima que la reducción alcance entre un 28% y 36%, en tanto, que el impacto para la tarifa industrial podría generar ahorros hasta del 56%, mientras que el ahorro en la tarifa comercial sería hasta de 62%.

Financiamiento de la propuesta Las alternativas para financiar esta propuesta son muchas. Miguel Maal explica que se podría usar el FISE, el fondo que el Gobierno destina para proyectos de compensación social y energética. “Este fondo recauda aproximadamente 180 millones de dólares al año. Según las cifras de Quantum, se requerirían unos 60 millones de dólares al año para implementar este sistema que tantos beneficios traería a la población y al país. También podríamos contemplar el uso del canon de las regiones dónde hay concesiones de gas natural. Existen los recursos para implementar esta estrategia”, detalla.

Quavii en Piura: un proyecto real para la descentralización

Quavii tiene dos concesiones de distribución de gas natural en la zona norte del Perú. Una de ellas, a través de la compañía Gases del Pacífico, atiende a Trujillo, Cajamarca, Huaraz, Chimbote, Chiclayo, Pacasmayo y Lambayeque. “A la fecha ya tenemos más de 100 mil clientes residenciales conectados, una cifra importante, con un impacto muy fuerte en la región dado que la mayoría de estas familias son población vulnerable”, apunta Maal. “También tenemos más de 40 industrias conectadas y diversos establecimientos comerciales que también aprovechan los beneficios del gas natural. También una estación de GNV, y pronto tendremos cuatro más”.

A finales del 2019, Quavii obtuvo la concesión para la región de Piura por 32 años. “Es una región que históricamente siempre ha tenido hidrocarburos, pero increíblemente no cuenta con gas natural para toda la región”, comenta Maal. Esta concesión comprende la construcción de un gasoducto de 250 kilómetros para llevar el gas natural de los yacimientos piuranos a las familias, así como las redes de distribución y las conexiones domiciliarias. “Vamos a unir la producción de los yacimientos de gas de la región con la demanda a unos precios muy competitivos”, puntualiza Maal, y enfatiza que con ello se incrementará la competitividad para la industria de toda la región, con ahorros en energía por más de US$ 41 millones. “Las tarifas que vamos a tener van a ser las más competitivas del país. Eso permitirá una industria mucho más competitiva y atraer nueva inversión en la región”.

En julio, Quavii reinició las labores previas a la construcción del gasoducto, proyectando la primera operación comercial para abril del 2021 en Piura, Talara y Sullana. “Y para el 2022 estaríamos llegando a Paita y Sechura. Atenderemos todo tipo de mercados, clientes residenciales, comerciales y centros industriales, entre los cuales están la Refinería de Talara, Cementos Pacasmayo y todo el sector agroindustrial”, proyecta Maal.

Sector pesquero

Quavii atiende al sector pesquero con gas natural licuado (GNL). La empresa apunta a cambiar la matriz energética de la industria pesquera en el norte del Perú. ¿Cuál ha sido el impacto del gas natural para esa industria? “Ya contamos con tres pesqueras. Afortunadamente se pudo reiniciar esta actividad a finales de mayo. Pudimos atender el 100 % de la demanda de estas industrias pesqueras durante la reciente temporada de pesca. Ellos están teniendo ahorros entre 30 % y 40 % con el gas natural. Para nosotros es un sector muy importante, de gran crecimiento donde no solo contribuimos con eficiencia en energía, también con el cuidado del medio ambiente al haber promovido la migración a una matriz energética a un combustible más limpio como es el gas natural”, explica Maal.

Energía para la industria

En el norte del Perú las necesidades de energía de las industrias son urgentes y, muchas veces, no son satisfechas en forma confiable. En el panel Retos y Oportunidades de la Región Norte, organizado por el Consejo Empresarial Colombiano, se comentó que, por ejemplo, en Paita hay un problema con la potencia del servicio para las industrias. Maal explicó que, generalmente, el primer uso del gas natural es para los procesos térmicos de la industria, pero también se puede utilizar para generar electricidad. “Con el gas natural a Piura se pueden implementar proyectos de autogeneración y cogeneración para atender un parque industrial o proyectos individuales independientes que cada industria. Nosotros ya prestamos este tipo de servicios en Colombia. Es totalmente factible con tarifas competitivas. Nosotros estamos dispuestos a acompañar a la industria para su abastecimiento de energía con base a gas natural”.

Las metas

El gerente general de Quavii recordó que ya tiene 100 mil clientes en la región norte, pero su meta a largo plazo es llegar al medio millón. “Y lo mismo en Piura. Tenemos un compromiso inicial de 64 mil, y queremos llegar a mucho más. Para eso se necesita una política que realmente incentive el gas natural. Que no sea solo una decisión del estado central, sino que también las autoridades locales nos acompañen”, enfatiza.

Las concesiones de gas natural, por la naturaleza de sus operaciones, tienen una amplia relación con las comunidades, por lo que el ejecutivo de Quavii resalta la importancia de que las autoridades locales comprendan el alcance de los proyectos y sus beneficios y acompañen, de manera articulada, su desarrollo.

Según el análisis de Quantum, las principales barreras para la masificación del gas natural están relacionadas a: (i) la falta de competitividad frente a otros combustibles sustitutos, (ii) la falta de infraestructura de transporte de gas natural y (iii) la necesidad de un esquema regulatorio armónico entre la actividad de distribución de gas natural y la comercialización del GNC y GNL.

SNMPE: Organismos fiscalizadores deben cumplir con fallos arbitrales y no ahuyentar las inversiones

Las empresas del sector hidrocarburos que trabajan en el país no se oponen a las labores de fiscalización ambiental que ha establecido el Estado peruano y son respetuosas del medio ambiente, afirmó Pablo de la Flor, director ejecutivo de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE).

Asimismo, indicó que ninguna empresa hidrocarburífera está buscando desconocer las funciones del Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA), pero está institución, no puede transgredir el fallo de un arbitraje internacional, que en el caso de Pluspetrol Norte S.A., determinó que contractualmente no le corresponde asumir la responsabilidad de pasivos preexistentes cuando tuvo a su cargo la operación del ex Lote 1AB.

De otro lado, dijo que es importante que las exigencias que formule el OEFA en temas de remediación de suelos se realicen de forma técnica y acorde con el ordenamiento legal.

“Estamos frente a una actuación cuestionable de un organismo fiscalizador que, al no acatar un laudo arbitral, afecta la imagen del Perú como un país en el que prevalece el Estado de Derecho y la estabilidad jurídica para las inversiones”, afirmó.

La actitud de OEFA -anotó- genera mucha preocupación en el gremio minero energético, pues ahuyenta a las inversiones en circunstancias que el sector hidrocarburífero peruano afronta una de las crisis más severas de su historia.

De la Flor manifestó que la actual situación de la industria hidrocarburífera nacional es dramática, porque apenas se está produciendo 21,000 barriles por día, cuando hasta diciembre del 2019 se alcanzaban los 62,000 barriles por día.

“De los 26 contratos en producción, 15 de ellos se encuentran con actividades suspendidas debido a las medidas adoptadas por la pandemia del Covid-19 y la conflictividad social”, explicó el representante de la SNMPE, al señalar que similar panorama se observa en las actividades de exploración de hidrocarburos, donde 9 de los 13 contratos firmados están en fuerza mayor.

Este difícil escenario para el sector hidrocarburos -sostuvo- ha traído como consecuencia no sólo la contracción de las inversiones en el upstream, sino también que las empresas evalúen su permanencia en el país.

Finalmente, exhortó a las autoridades a no emprender acciones que perjudican el desarrollo de la industria hidrocarburífera y que más bien dicten medidas que garanticen la sostenibilidad de las operaciones y un buen clima para las inversiones.