¿Los resultados de la negociación de los contratos petroleros estaba dentro de los cálculos previstos por el Gobierno?A mi modo de ver salió mejor de lo previsto, a pesar de que se fue Petrobras. Porque para mí, el éxito no se trata de que se queden todas las compañías o que se vayan todas. El éxito se trata de que se queden las empresas que convienen al país, y que se vayan las que no convienen al país. Y creo que se quedaron las que eran convenientes.¿Cómo mide el éxito de la negociación?Fundamentalmente en las mejoras que hemos hecho respecto al modelo pasado del contrato de participación con las empresas petroleras. En inversiones, logramos un compromiso de las compañías de USD 1 205 millones que no iban a invertir. Y estas inversiones no son solo intensiones. Si no las hacen les costará.¿En qué sentido?Si el año próximo, por ejemplo, una compañía no hace cinco pozos que estaban previstos, de la tarifa anual que tenemos que pagarle, le descontamos la inversión no realizada

¿Hay justificativos que podría poner una empresa para explicar que no ha hecho tal o cual inversión?No hay justificativo alguno. Si no quieren hacer la actividad prevista, tienen que reemplazarla por una de similar valor. Y si no invierten durante dos años, se da por terminado el contrato.¿Y si parte de las inversiones que tiene previstas la compañía dependen de decisiones de otras instituciones como permisos ambientales?No dependen, son actividades que cuentan ya con todos los permisos. Porque son empresas que tienen licencias ambientales ya dadas por el Ministerio del Ambiente. Tal vez en el caso de nuevas exploraciones podría haber algún tema. Pero se indica en el contrato expresamente que la actividad exploratoria se iniciará el momento que tengan las licencias ambientales, porque eso sí depende del Gobierno.Pero ¿el grueso de los USD 1 205 millones no depende de decisiones que estén en manos de instituciones del Estado?No, ya son actividades en firme que deben incluirlas las compañías en su presupuesto anual.¿Parte de los resultados logrados estaban en la agenda del Gobierno? Ya que las empresas que se quedan son todas estatales excepto Repsol.Agip Eni, tiene un componente muy fuerte privado siendo el Estado el que toma las decisiones. Petroriental y Andes sí son del Estado chino y Enap del Estado chileno. Pero antes también teníamos el mismo escenario, Petrobras también es estatal. Esperemos que con la nueva licitación de abril del próximo año también vengan petroleras privadas. Además usted tiene siete compañías privadas en los campos marginales que producen 30 000 barriles.Con esta negociación prácticamente no hay ninguna compañía estadounidense.Efectivamente, ya no hay compañías estadounidenses. EDC era la última¿Eso tiene algún tipo de lógica por la orientación del Gobierno de tener relaciones más con países asiáticos y latinoamericanos?Excepto por EDC desde hace varios gobiernos ya no había empresas estadounidenses en el país.Oxy también era de Estados Unidos…Esa empresa salió con el Gobierno anterior. Y no había compañías estadounidenses anteriormente, y no creo que haya vinculación entre la ideología de este Gobierno y que no haya empresas de los Estados Unidos. A tal punto que ahora hay una empresa estadounidense que es Ivanhoe.En el proceso de negociación. ¿Cuál fue la parte más complicada? ¿Cuál fue el momento más difícil para llegar a un acuerdo?Hay tres factores que fueron extremadamente complicados. El primero fue el factor legal. En este punto tenemos dos componentes. El Gobierno nacional no aceptaba la opción de arbitraje por caducidad. Este conflicto casi provocó que no se firme ningún contrato. Nosotros nos mantuvimos en la posición del Gobierno y logramos que las casas matrices (de las compañías privadas), faltando dos días, acepten que no haya opción de arbitraje para el caso de caducidad.El segundo tema legal, que forma parte de este contexto, fue que las compañías accionistas del Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) buscaban que el Estado reconozca el costo de transporte de USD 2,40 por cada uno de los 350 000 barriles que tiene esa tubería de capacidad.Este tema en el caso de las compañías Andes y Repsol era un asunto de ruptura. Nosotros no podíamos aceptar. Finalmente, las compañías renunciaron a cualquier reclamo tanto sobre el OCP.¿O sea que en el tema de arbitrajes hubo acuerdo en los últimos dos días de negociación?(R): Fue un acuerdo de la última semana de la negociación. Todas renunciaron al CIADI (Centro de Arreglo de Controversias del Banco Mundial) como sede arbitral, pero ese no era el problema. El problema era que podían ir a otro tribunal arbitral por el tema de la caducidad. Y nos daban la vuelta con diferentes textos que finalmente no fueron aprobados por la Procuraduría General del Estado que por Ley debía dar un informe sobre las cláusulas del contrato.¿Es decir que hasta hace 15 días no había acuerdo con nadie?Habíamos acordado casi todos los aspectos, incluida la tarifa, excepto el aspecto legal en el tema de la caducidad. Las compañías hicieron grupo, hablaron con el Procurador pero nos mantuvimos en nuestra posición.Si la renuncia de las compañías al CIADI fue dura, la renuncia a acudir a una sede arbitral por la caducidad fue más dura.¿Ese tema era difícil con todas las compañías?Con todas las compañías, excepto Enap.Pero usted dijo que EDC, desde un inicio, no estaba dispuesta a negociar…EDC nos mandó una carta en el que decían que no estaban en forma alguna interesados en un contrato de prestación de servicios¿Con ellos se sabía de entrada que no iban a firmar?De entrada, no íbamos a firmar.¿En el caso de Petrobras, la falta de acuerdos se dio por un tema legal?En el caso de Petrobras, el conflicto se centró más en la tarifa. Acuérdese que Petrobras tenía una tarifa equivalente de USD 21 pero nos pedía una tarifa de USD 28,90. Fuimos acercándonos hasta donde nos era posible pero no llegábamos a concretar una tarifa con ellos. Les propusimos hasta USD 26 y de ahí nunca cerramos la brecha que nos separaba.Habló de tres factores difíciles en la negociación. ¿Cuáles fueron los otros dos?El primero fue el legal. El segundo, era la tarifa. Como usted comprenderá, para tener una tarifa mejor, nos daban unos valores de potencial de producción bajos. Nuestros técnicos nos daban otros datos y ahí tuvimos un tira y afloja muy fuerte.Superado este tema, pasamos al plan de actividades en el que obtuvimos mejoras sustanciales. En la tarifa sacamos un promedio ponderado de USD 32,79 por compañía. De ese monto, USD 8 son de inversión. Los USD 963 millones de inversión en campos en producción significan USD 8 por cada barril. Ello hay que restar de la tarifa que recibían ahora sin inversión.Pero siempre se ha requerido inversiones de mantenimiento de los campos…Decían las compañías que harían inversiones de USD 350 millones en el mismo período, hasta antes de la negociación. Están metidos en la tarifa USD 8 por barril de inversión que no iban a hacer las compañías.Este segundo factor fue muy difícil porque tuvimos que analizar los costos operativos con cada empresa. Tomamos para ello los estándares de Petroamazonas: cuánto cuesta el agua, la energía, y cuánto cuesta todo. Hubo rounds tras rounds.Tuvimos más de 200 reuniones en total con las compañías en 120 días. Trabajamos día y noche. Tenemos con cada compañía el número de reuniones plenarias y el número reuniones sobre aspectos singulares. Con la Procuraduría nos reuníamos para la parte legal; con el SRI para la parte tributaria y con el Ministerio del Ambiente, para la parte ambiental.¿Esto demuestra que el Gobierno pudo haber hecho una renegociación de contratos en cuatro o cinco meses?Yo no creo, porque si el Gobierno nos daba un año más de plazo, igual hubiéramos estado los últimos días negociando. Cuando no hay una fecha límite, siempre se postergan las negociaciones. La prueba: este Gobierno ha estado tres años negociando los contratos. Si no poníamos una fecha para que termine el asunto, no acabábamos nunca.¿Era entonces cuestión de poner una fecha o de poner al frente de la negociación a alguien que realmente conozca la dinámica?Gran parte es poner una fecha. He manejado una decena de licitaciones y siempre, si no se define un plazo, no se terminan las negociaciones.Pero, en este mismo Gobierno, en un principio no se tenía claro el modelo de contrato que se quería, se iban dando las vueltas…Es un tema que también tiene relación con el conocimiento. Obviamente, yo tenía más capacidad para este tipo de negociaciones, había estado ocho años en la contratación petrolera.Dentro de la estrategia, uno no puede negociar un contrato en marcha si tiene siete equipos de negociación, uno negociando con cada compañía.Lo que yo hice fue un embudo. El equipo “corazón” del proceso fue con el único que negociaron todas las compañías. Y se iba abriendo el embudo cuando debíamos tomar decisiones de alto nivel como, por ejemplo, en el tema de la caducidad.En la parte económica y técnica no intervino nadie más que cuatro personas, a las que agradezco, por cierto. Son Andrés Donoso en la parte jurídica; Patricio Machado, en la parte económica; Ramiro Cazar en la parte técnica; y Miguel Naranjo en la parte de coordinación de todas las negociaciones. Y yo estuve coordinando todo el tiempo. Pero fue ese grupo y nadie más quien estuvo en las negociaciones del día a día.Si había un problema con las compañías en la parte ambiental, por ejemplo, abríamos el embudo e íbamos al Ministerio del Ambiente.¿El Gobierno se jugaría el dar por terminados todos los contratos si es que no se llegaba a un acuerdo en el tema legal?No teníamos alternativa. Era una disposición tajante y definitiva de la Procuraduría.¿Cuáles fueron las decisiones que llegaron al más alto nivel de decisión?Precisamente el tema de la caducidad¿El presidente también decidió que se entregue el campo Oglan a la empresa Agip-Eni?No. Uno de los temas que a mí me hizo perder 12 libras de peso en tres meses fue que el presidente (Rafael Correa) me dio absolutamente toda la responsabilidad.Todas las decisiones estaban en mis manos. A tal punto que yo hablé al más alto nivel con él y le dije en un momento dado: ‘Tengo dificultades en tomar una decisión.’.Me respondió: ‘Ese es tu problema’. Verdaderamente. Y las compañías se dieron cuenta de ello, a tal punoa que les tenía día y noche tratándome de presionar por cualquier cosa.El tema de Oglan se decidió mucho antes. Se le dio a Sinopec un plazo para que presente un plan de actividades para desarrollar el campo y una tarifa. Estuvo la empresa china seis meses alargando el trabajo y no presentaron un plan.En ese momento pasó a la compañía Agip por una razón muy lógica. Tenía las mejores facilidades de producción para desarrollar el campo y a los menores costos porque su oleoducto de transporte de crudo pasa muy cerca del campo¿Pero otra empresa podía entrar allí y pagaba un peaje en el oleoducto de Agip- Eni?Pero salían más caros los costos de producción porque Agip le hubiera cobrado a otra compañía USD 3 por el transporte que después le cobraba al Estado. La inversión de la planta para separar el agua del crudo que tiene Agip-Eni asciende a USD 300 millones, es muy costosa. Era lógico que ellos optimicen el costo al hacerse cargo del campo. Además, Agip-Eni tiene la tecnología para sacar el crudo de Oglan que tiene 7° API.¿Y para el caso de las otras empresas?Les hicimos renunciar a todas las áreas que no tenían en producción y extendimos ciertas áreas con inversiones de exploración en firme.Una cuestión que no he dicho: si no hacen la inversión, sea esta en las áreas en producción, o en exploración, en dos años consecutivos se termina el contrato sin costo alguno para el Estado¿Cuáles son los campos adicionales que se entregaron y cuáles saldrán a licitación?No hay campos que se hayan entregado porque en las áreas extendidas no hay pozos de exploración. En el caso de Oglan, había un pozo de 1960. Cincuenta años pasó botado ese yacimiento sin que nadie haga nada.Los demás son prospectos, posibilidades de que haya petróleo pero no hay campos en producción porque la Ley prohíbe que se entreguen. Hay zonas para explorar y que las compañías creen que tienen potencial. Y que además no están en los planes de Petroecuador y de Petroamazonas.En el caso de Repsol se queda con solo la parte donde están los campos, el resto devuelve¿Va a entrar Repsol en el bloque 31?Estaría interesado a entrar en una licitación para los campos Obe y Nashiño del sur del bloque 31. Pero hay que hacer una licitación porque no se le puede extender áreas a una empresa privada, a una empresa estatal sí se le puede extender de acuerdo con la Ley.Con la renegociación de contratos terminada, ¿cómo queda el escenario petrolero para el 2011?El 1 del abril del 2011 vamos a sacar a licitación los bloques del sur oriente y posiblemente el bloque 24. Además, todas las áreas que dejaron las compañías.¿En cuánto a inversión y producción?No esperamos que el próximo año repunte la producción privada. Pese a que las compañías se han comprometido a invertir USD 963 millones en los campos que operan para los próximos cuatro años, tienen primero que contratar las torres de perforación y realizar actividades de reacondicionamiento de pozos.El efecto de la inversión se verá en el 2012 y sobre todo, en el 2013. Esperamos que para ese año, la producción privada suba de 130 000 a 200 000 barriles diarios. Y buscamos que la producción estatal suba de 300 000 a 350 000 barriles al día.Estaremos en 550 000 barriles diarios en el 2013 y aspiramos alcanzar 600 000 barriles diarios en el 2014. Hoy estamos en 502 000 barriles en campos.¿Por qué solo Enap realizará inversiones en recuperación mejorada?Enap tiene un plan ya estructurado para hacer recuperación en el campo Mauricio Dávalos. Las inversiones que harán las empresas se concentrarán en pozos, mejoramiento de las facilidades, infraestructura y cambios tuberías, entre otras actividades.¿Por qué hay diferencias entre las tarifas? Mientras que para Enap la tarifa es de USD 16, para Petroriental llega a USD 41.Enap tiene un campo con ocho años de producción. Petroriental y Andes tienen campos con hasta 35 años de vida. Cuando los campos son nuevos extraen bastante petróleo y poca agua. Enap, por ejemplo, extrae el 30% de agua y el 70% de petróleo.Pero en Tarapoa (Andes), el 92% es agua. Sacar agua es más costoso que sacar petróleo porque se debe reinyectar al pozo.Los campos de Petroriental están mucho más alejados de los oleoductos, por ello los costos son más altos.¿Qué pasa con algunos contingentes legales entre las compañías y el Estado que tenían antes de la negociación?Los contingentes legales del pasado, especialmente con el SRI, continúan. No estaba en la mesa de negociaciones. El SRI nos dijo que estando en la vía legal no había posibilidad de transar. Entre ellos está el tema del OCP que son USD 320 millones glosados contra las compañías.Para el futuro, la ejecución de este contrato no admite reclamos ni por el OCP, reclamos por la caducidad. Las compañías que se van del país si no llegamos a pagarles el precio que quieren probablemente digan que nos vamos a un consultor, pero son pagos relativamente modestos respecto al conjunto.¿De dónde saldrá la liquidación de los contratos de las compañías que no firmaron?Como yo digo, las correas salen del mismo cuero. De la misma producción se le paga a la compañía la inversión no amortizada. Eso en el caso de Petrobras y en el caso de EDC.¿A cuánto ascienden esas inversiones no amortizadas?La base de inversiones no amortizadas de Petrobras es de USD 163 millones. En el caso de EDC, está en USD 50 millones.¿Incluido Machala Power?Eso es aparte. Entra en conjunto pero no recuerdo en cuánto está cuantificado¿Qué inversión se ha cuantificado en el caso de CNPC y Canada Grande?CNPC solo ha realizado exploración en el bloque 11 sin encontrar nada. Y Canada Grande produce 60 barriles por día y nos debe USD 4,5 millones en ingresos tributarios que no ha pagado. Esa compañía debe pagarle primero al Estado antes de irse.¿Hay un acercamiento con Petrobras y EDC o será complicado el tema de definir la liquidación de las inversiones?En 120 días tenemos que dejar resuelto ello. Pero como siempre va a haber temas de números, pero si es necesario iremos a una consultoría internacional para saber cuánto debemos pagar.¿Se les pagará en una sola cuota o ello también se debe negociar?Se negociará un plan de pagos que no afecte el presupuesto del Estado. Pero aún no se ha conversado porque no sabíamos hasta el 20 de este mes si se quedaba o no Petrobras.¿Cómo queda el contrato del OCP?Las compañías firmaron un contrato en el que se comprometieron a pagar USD 2,40 por cada uno de los 350 000 barriles de capacidad del OCP al día. Y querían deducir ese costo del Impuesto a la Renta aunque solo transportaban 120 000 barriles. Por ello tienen una glosa de USD 320 millones en el SRI.Ahora nosotros vamos a pagar USD 1,43 por cada barril que pasemos de nuestro crudo porque el petróleo ya no es de las compañías sino nuestro. Y los accionistas del OCP ya no pueden reclamar por ninguna razón en ninguna corte internacional.Es bueno para el Estado, pero no una buena señal para la inversión extranjera…Nosotros no les torcimos la mano para que firmen un contrato donde se comprometían a pagar USD 2,40 por 350 000 barriles.Pero no han alcanzado esa producción porque no han invertido. Y no lo han hecho por tantos cambios de reglas…Nunca llegaron a transportar más de 200 000 barriles. Me imagino que tanto el banco como las matrices tienen un seguro con terceros y que éstas van a reponer el costo. O cargaron a pérdidas en las casas matrices lo que no pudieron pagar en el OCP. Para nosotros se acabó el problema del OCP.¿Qué pasa con los contratos y las tarifas en escenarios de precios bajos? ¿Se pueden acumular las deudas?Sí se pueden acumular las deudas de tarifas hasta que suba el precio del petróleo. Pero si al final del contrato hay pérdidas, las asumirán las compañías.¿Por qué se ampliaron los vencimientos de los contratos de las empresas?En el caso de Andes en Tarapoa, se les amplió del 2015 al 2025. Si les dejábamos al 2015 la tarifa subía a USD 52 por las inversiones comprometidas de USD 425 millones. Extendemos el período y la tarifa bajó. No podían recuperar todas las inversiones en ese período.¿Por qué entonces no 2030?Porque también tienen inversiones en exploración y el desarrollo de un campo nuevo demora cinco años. Y decíamos con 10 años tienen suficiente para recuperar la inversión. ¿Qué pasa si Petroamazonas tomaba el campo? Debíamos pagarles USD 521 millones en inversiones no amortizadas.Y el Estado debía asumir la inversión del campo. Se hizo un análisis para prorrogarles con el escenario de si Petroamazonas tomaba los campos.Pero a Petroriental por qué no se le extendió más solo al 2018?Porque son producciones bajas y las producciones caen. La tarifa es menor que los costos operativos. Si encuentran yacimientos comercialmente explotables, el Gobierno de ese entonces decidirá si le extiende el contrato o no. No está sujeto en el contrato.Los únicos contratos extendidos fueron los de Enap y Andes en Tarapoa.FUENTE: EL COMERCIOFECHA: 30/11/2010