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lunes, 25 de abril de 2011

La renegociación de contratos petroleros y análisis general de algunas reformas a la Ley de Hidrocarburos

En el marco de PWYP y de Jubileo Red Ecuador, se realiza una descripción del estado de la contratación petrolera con un análisis relacionado a la modificación de la ley de hidrocarburos.
El petróleo es un recurso que representa la principal fuente de financiamiento de la economía ecuatoriana, llegando a ser la cuarta parte del PIB, el 35% del presupuesto del estado y más del 50% de las exportaciones según cifras oficiales del 2010.


La historia petrolera en Ecuador data desde 1875 cuando en la península de Santa Elena se concesionó un campo a la transnacional Anglo Ecuadorian Oilfields Ltd, de la que el estado participó en un 1% del beneficio de la explotación.

La segunda parte de la historia petrolera se da a finales de los 60 cuando se descubren yacimientos petroleros en la Amazonía, pese a que empresas como la Shell en los años 50 la recorrieron y determinaron que la calidad del crudo no era interesante comparado a los países árabes con fuentes más seguras y confiables.

A partir de esa época el estado ecuatoriano empezó a intervenir en la política petrolera pero el grueso de la actividad hidrocarburífera fue administrado por las transnacionales, especialmente en la compañía Texaco y Gulf -de ello la historia marca una ruptura en el año 1981 que dio origen al famoso litigio que en la actualidad tiene cobertura mediática. La política neoliberal del momento definió que: “El Ecuador no tiene capitales para realizar las actividades petroleras. Requerimos capital para salud, para educación, para carreteras, para vivienda popular. Hay que atraer capitales internacionales. El Ecuador no tiene tecnología y hay que traer inversiones extranjeras que son las portadoras de las tecnologías necesarias”...

Muchos críticos a esta política consideran ese argumento como la base del debilitamiento planificado de la empresa estatal de petróleos para favorecer el ingreso de empresas extranjeras. Aunque hubo intentos a finales de los años 80 - 90 por mejorar el funcionamiento de la nacional, sus resultados tuvieron poca trascendencia.

Bajo este enfoque, el petróleo se lo ha explotado no en función de las necesidades energéticas del país sino de la demanda energética de su comercio.

En el 2010 se presenta un hito de cambio en la explotación petrolera ecuatoriana, al tratarse la renegociación de sus contratos como resultado de la introducción de las reformas a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley de Régimen Tributario, con ello se generó una transición de contratos de participación a contratos de prestación de servicios, y un nuevo enfoque de “privatización” hacia “nacionalización” de esta actividad.

El contexto de cambio se da en el actual gobierno con el esquema de su “agenda energética 2007-2011” que fue referida en el desarrolló la Constitución de Montecristi en lo pertinente al control del estado de los recursos naturales, cambiando por tanto, la lógica sobre el uso y destino de los recursos naturales en el Ecuador.

Adicionalmente, bajo el plan del “Buen Vivir” del actual gobierno se ha introducido una nueva propuesta de incursión hacia la explotación minera metálica de gran escala y a cielo abierto considerando que las reservas petroleras que tiene el Ecuador son del 50% de las iníciales, decreciente su explotación remanente y discutida por encontrarse en áreas sensibles algunas de ellas.

2 Contratos de participación vs Contratos de Servicios

“Un contrato de participación es aquel en el que el Estado le confiere a la operadora privada la posibilidad temporal de explorar y explotar sus campos petroleros entregándole derechos sobre la propiedad de parte del crudo producido, según las condiciones previstas en el acuerdo contractual.

En el contrato de prestación de servicios, el Estado no cede la propiedad del recurso y más bien se limita a contratar al operador para que explore y/o explote sus campos por un plazo determinado, reconociéndole una tarifa por el servicio prestado.

En general, las diferencias entre estos dos tipos de contratos es la manera en la que cada uno asume el riesgo de la operación, el pago por el servicio y la modalidad con la que se prevén ajustes frente a eventuales variaciones en los precios internacionales (Ver 1).

El interés por suscribir uno u otro dependerá de las expectativas de los contratantes (el Estado y las compañías privadas) para corregir eventuales desequilibrios entre los beneficios percibidos por las partes, consolidar una mayor participación sobre la renta petrolera y promover horizontes de rentabilidad razonable en relación a los distintos escenarios de fluctuación de precios que podría presentarse en los mercados internacionales.”




3 Las reformas realizadas a la ley de hidrocarburos

3.1 Lo ambiental

Para expertos ambientalistas, la ley Reformatoria a la ley de Hidrocarburos lamentablemente no evidencia cambios reales frente a lo actuado históricamente pese a que el problema del cambio climático está íntimamente relacionado con el petróleo y en general, la explotación de los combustibles fósiles está en debate.

Existen contradicciones en las reformas mencionadas, al afirmar que los recursos naturales no renovables “son de carácter estratégico y para su explotación se debe garantizar un modelo sustentable de desarrollo, ambientalmente equilibrado y respetuoso de la diversidad cultural, que conserve la biodiversidad, la capacidad de regeneración natural de los ecosistemas y asegure la satisfacción de las necesidades de las generaciones presentes y futuras.”, puesto que no es posible tratar el tema de explotación sustentable de un recurso no renovable, éste se agota y de ninguna manera podrá asegurar la satisfacción de las necesidades de las generaciones futuras.

Además es conocido, como los casos Texaco en Ecuador y el derrame del Golfo de México lo demuestran, que no existe posibilidad de extraer petróleo sin causar impactos ambientales y sociales, solo mitigarlos. Por lo tanto, esta actividad no puede ser amigable con la naturaleza ni conservar la biodiversidad.

La Reforma a la Ley de Hidrocarburos no respeta el nuevo marco Constitucional ya que no desalienta la expansión de la industria petrolera por sus impactos negativos y en esa reforma se procura impulsar la actividad hidrocarburífera, incrementando los niveles de producción de los campos petroleros.”

Se observa de manera positiva la incorporación del texto: “El Ministerio del Ramo podrá declarar la caducidad de los contratos, si el contratista: Provocare, por acción u omisión, daños al medio ambiente, calificados por el Ministerio Sectorial; siempre que no los remediare conforme a lo dispuesto por la autoridad competente.” Pero se genera la interrogante ¿hasta qué punto es viable que se llegue realmente a cumplir esto? si el daño ambiental será calificado por el Ministerio Sectorial, es decir: el de Recursos Naturales no Renovables. ¿Puede esperarse que el Ministerio, cuya función es promover la explotación petrolera, califique un daño ambiental con la posibilidad de caducar un contrato?

También es positiva la incorporación en la Constitución del término Reparación Integral, lo que comprende la restauración de la naturaleza, que es mucho más amplio que la simple Remediación que siempre se ha usado y que no ha sido eficaz. Explica que “Remediar ha representado eliminar la mancha negra de petróleo para que no se vea y nada más y es lo que hizo Texaco después de sus operaciones, lo que a su vez provocó los daños ambientales y el litigio internacional con esta multinacional”.

En otro de los artículos reformados, respecto a la distancia que deben tener las construcciones de infraestructura petrolera a los centros poblados, se observa la discrecionalidad puesto que no hay ninguna nueva prohibición en la práctica en su instalación, sino todo lo contrario, antes se especificaba que en una distancia de 10 Km de un centro poblado no se podía instalar infraestructura petrolera, pero ahora con la reforma esa distancia queda a discreción de la autoridad ambiental, que tranquilamente podrá determinar una distancia menor a 10 Km. Si un informe técnico así lo recomienda.

Para los ambientalistas es hora de pensar seriamente en el Ecuador Post Petrolero.

3.2 Lo económico:

En la reforma a la ley al sustituir PETROECUADOR por “La Secretaria de Hidrocarburos” se otorgan nuevas responsabilidades al Ministerio de Recursos Naturales, como las de adjudicar, suscribir y caducar los diversos contratos, a través de la Secretaría de Hidrocarburos, vulnerando lo establecido en los artículos 313, 315, 316 y 317, de la Constitución de Montecristi y opina que la Secretaría de Hidrocarburos se convertirá en una SUPER dependencia, que concentra un poder importante.

Además Los Arts. 204 y 213 de la Constitución señalan que las actividades de control no pueden estar subordinadas al ejecutor de la política, que es el Ministerio del Ramo, el control debe gozar de autonomía, especialización, independencia y participación social; delegar esas actividades a la nueva Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos, que reemplaza a la DNH, adscrita al Ministerio de Recursos Naturales, lo cual concluye es inconstitucional y antidemocrático, y busca perpetuar la impunidad del sector petrolero.

De acuerdo con la Constitución debe conformarse la Superintendencia de Hidrocarburos y Medio Ambiente, como organismo autónomo, independiente del Ministerio, con capacidad técnica especializada, para el control y la fiscalización de las actividades del sector.

Existen otras inconsistencias, porque la reforma pretende entregar sectores estratégicos: SOTE, oleoductos secundarios, poliductos, gasoductos y terminales, refinerías; negocios altamente rentables, al capital extranjero, vía delegación, lo cual a decir de expertos, no está permitido por la nueva Constitución.

Hay algunas adaptaciones de la Ley a los contratos de las compañías, creando excepciones como las siguientes:

• No se eliminó la clausula de acumulación para la Tasa por Servicios, lo que le permite a la contratista recuperar su utilidad cuando los precios del crudo suban. La cláusula de acumulación se activa a menos de 30 dólares por lo que la posibilidad de ser aplicada es remota. Por ello las inversiones comprometidas, corresponden en su mayoría a obligaciones no cumplidas en años anteriores y como premio le ampliaron el contrato hasta el año 2023.

• No se acataron disposiciones de la Procuraduría General del Estado y del SRI. El informe de PGE fue condicionado a que se cumplan obligatoriamente esas recomendaciones. En el contrato modificatorio no se incorporaron las observaciones. Se debía fijar un precio base para la aplicación de la Ley de Equidad Tributaria. El Almirante Jaramillo hizo una consulta al SRI sobre el tema, y el SRI le respondió que se debe fijar un precio base. En el contrato no se incorporó esta disposición.

En la migración contractual de un modelo de participación a uno de prestación de servicios algunas transnacionales resultaron beneficiadas porque tenían instrumentos jurídicos a su favor, como son los contratos transitorios, negociados en los años 2008 y 2009.

“Respecto a las operaciones que serán llevadas a cabo por las diferentes empresas, el artículo 2 de la ley reformada establece que la exploración y explotación de los yacimientos se realizará a través de las empresas públicas y se podrá delegar, de manera excepcional, el ejercicio de sus actividades a empresas nacionales o extranjeras bajo las figuras contractuales vigentes en la ley. Así mismo, se pueden constituir compañías de economía mixta . “




En la Reformatoria, también se estableció un nuevo esquema de reparto de las utilidades: El 3% de las ganancias se entregarán a los trabajadores vinculados a las actividades hidrocarburiferas y el 12% restante será pagado al Estado. El destino de este último monto será la inversión en proyectos sociales de salud y educación (alineados al Plan Nacional de Desarrollo) y serán repartidos equitativamente desde los Gobiernos Autónomos Descentralizados (GADs) ubicados en las áreas delimitadas por los contratos en que se desarrollen actividades hidrocarburíferas.

En cuanto a tarifas el Estado introdujo el criterio del “margen de soberanía”, por medio del cual se pretende garantizar una participación del 25% sobre el ingreso bruto generado a través de la explotación de cualquiera de los campos entregados para el efecto. Por ello se contempló la posibilidad de que los programas de inversión (que son parte de los planes de desarrollo) de cada compañía se respalden con garantías bancarias que se efectivicen en la medida en que no se cumplan y se propuso el pago de una tarifa única que cubra costos, inversiones, utilidades e impuestos. Ésta podría ser cancelada en divisas o en especie (siempre y cuando no se afecte el abastecimiento interno de las refinerías del país).

Adicionalmente, se permitirá una rentabilidad entre el 15% y el 20% en campos con producción en curso y un margen de utilidad que vuelva atractiva la exploración y la operación de campos nuevos.

3.2.1 Tarifas

La idea fundamental en la renegociación petrolera, se da en una tarifa que sirva para apuntalar la operación de campos en los que ya se produce y otra orientada a promover nuevas inversiones que financien planes de exploración y prospección en campos aún no explotados. En ambos casos, se contempló que el valor de la tarifa se ajuste según la inflación que se registre en los costos asociados a la producción del recurso (infraestructura, insumos, servicios petroleros, entre otros).




3.2.2 Tributario

“Se introdujo la reducción del porcentaje de pago del impuesto a la renta del 44,4% al 25% pues sus contratos pasan al modelo de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos (artículo 27 de la Reformatoria) . Adicionalmente, se modifica la deducción de los gastos de las compañías. Las empresas no podrán reportar como gastos, los costos financieros ni los costos de transporte por el oleoducto (artículo 27 de la Reformatoria). Así mismo, se establece un límite máximo del 5% del impuesto gravado para la deducción por concepto de gastos en servicios técnicos y administrativos (artículo 26 de la Reformatoria) .”


4 Principales cifras de Explotación Petrolera

En 1970 cuando se inició el mini boom petrolero, el país contaba con 8 mil 084 millones de barriles de reservas probadas y que cuarenta años después, las reservas remanentes de crudo comercialmente explotables, se han reducido a la mitad, incluyendo el ITT (Ishpingo, Tambococha, Tiputini).

Por exportaciones de crudo, en una suma nominal según cifras oficiales, desde 1972 hasta diciembre del 2009, la caja fiscal obtuvo 77 mil 568 millones de dólares. Las compañías extranjeras, solo entre el año 2000 y el 2008, obtuvieron 20 mil 096 millones de dólares, por exportaciones de crudo. Durante los años 2007 al 2010, el gobierno recibió por exportaciones de crudo cerca de U$ 30 mil millones, ese comparativo es una muestra de las condiciones favorables de financiamiento del presupuesto del Estado con esta actividad.

Según expertos, las reservas totales probadas del Bloque 43 ITT son 856 millones de barriles de crudo pesado (14ºAPI) y que el bloque 43 tiene 3 campos: Ishpingo, Tambococha, Tiputini, Las reservas probadas de Ishpingo norte y sur suman 450 millones de barriles. Las reservas de Tambococha y Tiputini son aproximadamente 400 millones de barriles. El 80% del ITT se encuentra dentro del Parque Yasuní, zona intangible y del área de amortiguamiento cuya explotación está prohibida a perpetuidad.

En un estudio de Factibilidad de PDVSA-PETROECUADOR (2008) establece una inversión del $ 6.000 millones de dólares y un costo de operación para 20 años del orden de $ 3.500 millones de dólares. Las reservas totales a valor presente, con un precio promedio del petróleo de 60,00 U$/BL, serían de 50.000 millones de dólares.

De explotarse solo las dos (TT) Tambococha y Tiputini 400 millones de barriles aproximadamente, la realidad económica cambia sustancialmente, el valor de las reservas sería de 29.000 millones de dólares, a valor presente.

Si las inversiones, costos y gastos de operación representan alrededor de 9.500 millones de dólares y las utilidades de la compañía operadora que se asocie con Petroecuador, es del orden del 15%, unos U$ 3.000 millones aproximadamente. Las inversiones, costos, gastos y utilidad de la compañía representarían 12.500 millones.

Así, el análisis citado determina que la ganancia para el Estado a groso modo, estaría en el orden de 16.500 millones de dólares aproximadamente en 20 años, equivalente a 775 millones de dólares anuales. Lo cual según expertos, merece replantearse su explotación.

El contexto de generación de la renta petrolera ecuatoriana se describe con las siguientes características:

• La economía está anclada al petróleo, entre 20 y 40 % de los ingresos presupuesto del Estado. Exporta materia prima, importa derivados.

• No se incorporan nuevas reservas de petróleo y gas.

• Se agotan de manera acelerada las reservas, de 8.200 millones a la mitad, incluye ITT. Con una pproducción diaria: 480 mil barriles, crudos medianos y pesados.

• Contamos con una importación de gas fuera de control estatal (80% mercado interno)

• El comercio externo de hidrocarburos y derivados está en manos extranjeras. (Traders)

• Existe inestabilidad jurídica, política, laboral y administrativa del sector.
• Se incumplen la normativa ambiental, los derechos colectivos, la consulta previa, etc.

5 Conclusiones

Pese al proceso de migración de participación a prestación de Servicios o también denominado políticamente de la “privatización” a la “nacionalización”, según un reconocido critico de la actividad petrolera, “La transparencia no es una de las cualidades del petróleo. No hay otro producto que genere tanta corrupción, los países productores se caracterizan por un poder altamente concentrado, democracias muy débiles y un estado de derecho endeble”.

Adicionalmente, de lo expuesto a lo largo del documento se generan varias interrogantes:


¿La renegociación petrolera realmente mejora las condiciones para el País, maximizando sus beneficios?. La transición de contratos de prestación a servicios y las diferentes formas que puedan crearse entre ellos.
¿Han sido los procesos de contratación petrolera transparentes en cuanto a fondo y forma?: Analizar la historia de participación estatal en la renta petrolera.
En el caso de Ecuador, ¿Son las reformas a la ley de hidrocarburos coherentes con lo dispuesto en la nueva constitución que procura el “Buen vivir” y con los mejores intereses al Estado?
¿Cuál ha sido el efecto en el mejoramiento de las condiciones de vida en los países, explotadores del petróleo?
¿Por qué no se han utilizado los recursos petroleros para desarrollar tecnológicamente a los “países Producto” y migrar con ellos a la explotación de bienes terminados o de servicios?
¿Por qué el Ecuador y otros países se perennizan en su visión de País Producto, de materias primas? – Y de estas, en la industria extractiva de mayor impacto ambiental.
¿Se han explorado otras alternativas de desarrollo económico sostenible, de baja inversión e intensivo en recurso humano –como servicios-, que permitan al país contar con ingresos relevantes para el financiamiento del presupuesto estatal?

Además, según sus críticos: en materia hidrocarburífera “asistimos a una política de Gobierno, no a una política de estado porque vemos que hay un enfoque unidimensional, asistimos a un extractivismo senil y Fiscalista, (queremos tener recursos para el desarrollo económico), en suma una política de sustracción”.

Y afirman no se han considerado los costos sociales y culturales cuando el tema a tratar es explotación petrolera, omitiendo el reconocimiento del derecho a la vida y del buen vivir de los pueblos libres en aislamiento voluntario. Como los Tagaeri y Taromenani, pueblos indígenas no contactados de la población Amazónica del Ecuador.

Fuentes:
Foro Petrolero Jubileo2000 Guayaquil de Febrero 2011
Grupo Faro

1 comentario:

El caballero de la soledad naciente dijo...

Muy buena exposición sobre los contratos petroleros. Desde que la conocí hace poco más de 6 años sigue siendo una insigne académica.