BALANCE DE LA PRIVATIZACIÓN EN HIDROCARBUROS 
Eficiencia y productividad ex ante y ex post
en lotes privatizados*

Hoy, contra toda lógica, dependemos del petróleo y derivados, en especial del diesel y gas licuado, que desde 1990 a diciembre del 2000, han de representar por importaciones, es decir por compras al exterior, cifras que tranquilamente superarán los US$ 5000 millones de dólares.

En una década, una economía pobre como la del Perú, por dicho concepto ha consumido recursos, divisas, equivalentes al financiamiento integral de Camisea, incluido el gaseoducto hacia el Brasil, y que significan más de la mitad de los ingresos considerados en el actual presupuesto público, que no superan los US$ 9500 millones de dólares.

Se debe tener presente que el petróleo es un recurso natural, escaso, no renovable, que constituye la base fundamental del patrón de consumo energético a nivel comercial. Sin los derivados del petróleo no podría funcionar la economía del país. Más del 50% de la capacidad eléctrica está conformada por centrales térmicas que utilizan diesel 2; la industria, la pesquería y la minería consumen el llamado petróleo industrial y el diesel; el transporte, con un parque automotor cercano al millón de unidades, utiliza las diversas gasolinas producidas internamente más el diesel; los restaurantes y los hogares peruanos consumen el gas licuado de petróleo y el kerosene.

Por donde se observe utilizamos el petróleo y derivados sin contar con los productos de la petroquímica. Pero la tragedia del país apunta hacia una mayor dependencia del petróleo, pues cada día producimos menos y se impone la necesidad de mayores compras en el exterior. La cruel paradoja consiste en que el petróleo no constituye ni el 9% de nuestras reservas energéticas, y sin embargo genera el 78% de la energía comercial. 

A ello debe sumarse que en el primer semestre de 1999, de una producción promedio de 108 mil barriles de petróleo, más de 42 mil están constituidos por un crudo pesado, producido por la OXY y comercializado por Perupetro, que se tiene que exportar a bajos precios, pues las refinerías locales no están calibradas para procesar el petróleo pesado. Por lo tanto, la importación de crudo supera los 70 mil barriles diarios, que se necesitan para satisfacer una demanda interna de combustibles que bordea en promedio los 145 mil barriles diarios. 

En tal sentido, resulta imperativo una evaluación del proceso de privatización de PetroPerú en relación al proceso de producción de hidrocarburos, el incremento de reservas y el comportamiento económico financiero de las empresas que sustituyeron a PetroPerú. Ésta, como empresa estatal, tenía la responsabilidad en la explotación de petróleo en el zócalo continental a través de su filial Petromar, que operaba en el lote Z-2B y fue transferida al sector privado en 1994, más los lotes productivos 8/8X (Selva) y X/XI (Talara) que fueron privatizados en 1996.

Se debe tener presente que los argumentos ideológicos que justificaron la privatización de los lotes de PetroPerú hacían referencia a la necesidad de incrementar la producción interna de hidrocarburos, al aumento de las reservas probadas de petróleo, de una mayor inversión en el sector y, fundamentalmente, el fomento de la libre competencia y eficiencia. A priori se sostenía que la empresa privada era más eficiente que la empresa estatal. Sin embargo, a la fecha se puede afirmar que tales objetivos no se han cumplido a plenitud.

A la luz de la experiencia y realidad concreta se analizará el comportamiento económico de las empresas privadas que asumieron la responsabilidad productiva en los lotes privatizados, Z-2B en el zócalo continental, lotes 8/8X en la selva norte y X/XI en la costa norte (Talara). Se mostrarán  los resultados de la actividad de perforación exploratoria y de desarrollo de las mismas, y los resultados económicos alcanzados. 

Argumentos para la privatización de PetroPerú 

¿Qué argumentos sustentaron técnicamente la privatización fragmentada de PetroPerú? Elección que sin lugar a dudas constituyó la “peor de las opciones” tanto para la economía, los intereses empresariales de la industria, el interés del consumidor y claro está  la seguridad nacional.
Al margen de las declaraciones oficiales provenientes del Ministerio de Energía y Minas hacia 1996, en el sentido de señalar que el proceso de privatización de PetroPerú era “irreversible porque es irreversible“, o que se privatiza “duela a quien le duela”. Estas expresiones eran ajenas a las recomendaciones del Banco Mundial, en el sentido que las privatizaciones debieran procesarse con la debida transparencia, en la medida que se transferían unidades en operaciones en marcha con reservas ya probadas, con utilidad demostrada y deberían sustentarse en una opinión pública favorable.

Seis años después es evidente la ausencia de argumentos sólidos que justifiquen la privatización de PetroPerú, y la entrega de lotes productivos. Así, la consultora recomendada por el Banco Mundial, Booz-Allen & Hamilton (Informe Preliminar, Abril de 1993) señalaba que una razón de fuerza para la transferencia por partes, estaba en relación a que ninguna empresa extranjera quería aparecer como la “nueva IPC”, International Petroleum Company, filial de la Standard Oil, de ingrata recordación en la historia del Perú. El otro argumento estaba en relación al “poder de compra” de una empresa que tenía activos valorizados del orden de US$ 4 000 millones de dólares y que, previa encuesta a posibles compradores nacionales, el capital nacional no estaría en la capacidad económica de asumirla en su integridad. En verdad, sin estudio técnico alguno, en julio de 1992, el gobierno de Fujimori, a través del Ministro de Economía y Finanzas y el Ministro de Energía y Minas, se comprometió, a nombre del Estado peruano ante el Banco Mundial, para la venta por unidades de negocios, de la que fue la principal empresa de la economía peruana.1

La desacumulación interna 

Se debe recordar, que por la “condicionalidad” expresa del Banco Mundial atada a un préstamo de US$ 300 millones para financiar las reformas estructurales, los gobernantes del país asumieron compromisos de vender por partes, desde 1992, las filiales y unidades de PetroPerú. En todo caso, los US$ 1350 millones generados por PetroPerú, resultan superiores al préstamo del organismo multilateral y los ingresos obtenidos por la transferencia, (Ver Cuadro Nº 1).

Desde el punto de vista de la acumulación y generación de capitales, debiera recordarse que entre 1992 y 1998, PetroPerú generó excedentes económicos del orden de US$ 1350 millones de dólares, superiores a los US$ 685,5 millones obtenidos producto de la privatización de sus filiales (SOLGAS, Petromar, Trans- oceánica) y unidades (grifos, refinería La Pampilla, Petrolube, lotes petroleros, terminales).
En la determinación de la rentabilidad, expresada como “excedentes generados” se consideran las utilidades netas realizadas en el periodo, las llamadas “partidas inusuales”, que significaban deducciones fiscales a la rentabilidad por su naturaleza de empresa estatal. Ello se percibe mejor cuando se precisan las contribuciones y deducciones a través de las cuales se transfieren excedentes, como la contribución extraordinaria del 7,5% a las ventas de combustibles en el mercado interno, que representaban en promedio unos US$ 90 millones anuales. Y los pagos por concepto de deuda externa por US$ 236 millones a la American International Group (AIG), por el caso de la estatización de las operaciones en el zócalo continental bajo responsabilidad de la empresa Belco, de los cuales PetroPerú había desembolsado de sus propios recursos en 1997 más US$ 155 millones de dólares.

        
A ello se le deben sumar las regalías petroleras pagadas por operar los lotes 8 (Selva) y X (Talara), superiores a los US$ 52 millones anuales en promedio, pues éstas dependían de las variaciones de los precios internacionales, que estuvieron bajo su responsabilidad hasta 1996. En el caso del lote 8, el 22 de julio de ese año, se realizó la transferencia a favor de la empresa argentina Pluspetrol, y en diciembre del mismo año, los lotes X/XI fueron transferidos a la también argentina Pérez Companc.

En todo caso, US$ 1350 millones de excedentes es casi el doble, en relación a los US$ 685 millones obtenidos por el proceso de privatización fragmentado de la petrolera (Ver Cuadro Nº 1). 
Sumando las dos cifras se podría señalar que PetroPerú, con la venta de sus unidades por única vez, generó ingresos de US$ 685 millones, y como empresa, utilidades y regalías de US$ 1350 millones. En conjunto, un ingreso para el Estado de US$ 2 035 millones, todo ello al margen de su contribución fiscal estimada en la recaudación del impuesto selectivo al consumo de combustibles e impuesto al rodaje y otros.

Es decir, la venta de los grifos, filiales como Transoceánica, SOLGAS, la transferencia de la mayoría accionaria de las unidades como la refinería La Pampilla, lubricantes Petrolube, el arrendamiento de Petromar, la concesión de los lotes petroleros, y los contratos de operación en los terminales del norte, centro y sur, en su conjunto, han significado una transferencia de riqueza para la valorización del capital privado preferentemente transnacional.

Por lo tanto, y como diría el ex ministro de Energía y Minas Pedro Pablo Kuczynski, se puede afirmar que gracias a las condiciones históricas del proceso los peruanos resultamos no sólo expropiados sino también financiando el proceso de valorización de las empresas involucradas, que adquirieron activos y empresas a “precios de ganga”. La transferencia de riquezas asumió varias formas, las cuales van desde la evidente subvaluación de los activos y reservas probadas de petróleo y la utilización, entiéndase consumo, de las reservas probadas de crudo.

A ello, debe sumarse las imperfecciones en el mercado de combustibles, los grados de concentración y los altos precios de los combustibles en el mercado interno, que no han reflejado las importantes disminuciones del precio internacional del petróleo,2 más la creciente descapitalización del capital humano como producto de la reestructuración de la “fuerza de obra”, que ha significado el despido de miles de trabajadores profundizando el subempleo en nuestro país.

Es evidente, que de haberse mantenido la integración de PetroPerú, con los vigentes precios de los combustibles y la elevada participación en la distribución mayorista y minorista, sus excedentes generados hubiesen sido muy superiores a los US$ 1350 millones en el periodo mencionado. Es por ello que, con justa razón, se podría decir que la privatización de PetroPerú, en términos económico-financieros, ha constituido un “pésimo negocio” para el país.

Sin embargo, al no haberse evaluado en un proceso objetivo, técnico, los efectos de la privatización fragmentada de PetroPerú, y sus efectos perniciosos en el mercado de combustibles, resulta de necesidad nacional la estimación a plenitud del desahorro o desacumulación que ha experimentado la economía peruana.

Debiera pues calcularse la rentabilidad que se hubiese obtenido a través de PetroPerú, con los actuales márgenes de beneficios, lo cual en términos económicos significaría una pérdida nacional del “excedente potencial”. Éste podría ser definido como el excedente económico, producto de una proyección de ingresos y costos, con una actualización de los precios. 

Así, por ejemplo, PetroPerú reducida a su mínima expresión en 1997, sin contar con grifos propios, ni lotes petroleros, ni la planta de lubricantes y la refinería La Pampilla, ha generado utilidades del orden de US$ 190 millones de dólares. Cabe preguntarse bajo el supuesto del respeto de su integración y administración estatal ¿cuál hubiese sido el monto de los excedentes y utilidades generados para el país?
Se debe tener presente, que el propio Banco Mundial considera al ahorro interno, como la variable fundamental para salir del atraso y subdesarrollo. Y recomienda que los ingresos de privatización, que se obtienen por única vez, deben ser destinados a la lucha contra la pobreza; y no se debía privatizar con el objeto de recaudar ingresos fiscales y al margen de la opinión pública. Por último, señalaba que la privatización en el Perú se caracterizó por una falta de estrategia y en el mejor de los casos estuvo mal diseñada e implementada. 

Producción decreciente 

Los responsables del proceso de privatización de PetroPerú, sustentaban que uno de los objetivos centrales de la promoción de la inversión privada en el sector hidrocarburos, era la necesidad de la transferencia al sector privado para incrementar la producción interna de hidrocarburos.

Sin embargo, la realidad expuesta en el Cuadro Nº 2, demuestra la tendencia decreciente de la producción en los lotes en referencia. Así, podemos asumir que las variaciones de la producción interna, tomando como referencia el periodo 1994 a junio de 1999, y como unidad de medida, la producción promedio expresada en miles de barriles por día calendario, resulta desfavorable para las empresas que sustituyeron a PetroPerú.
En el periodo en cuestión, la producción interna disminuye de 127 308 MB/DC a 108 200, determinando una caída del 15%. Sin embargo, en términos relativos la variación experimentada en los lotes Z-2B a cargo de la empresa privada Petrotech fue del 24%. Así, de una producción de 19 300 (MB/DC) se disminuye dramáticamente a 14 457 MB/DC. Una caída en promedio de 4843 barriles por día de un crudo de excelente calidad por su alto API mayor a los 35º, que determina su naturaleza de petróleo ligero, que cuando se refina se transforma en gasolinas de altos octanajes y destilados medios (kerosenes, turbo y diesel).
En el mismo sentido, el comportamiento productivo en los lotes X/XI, bajo responsabilidad de la empresa argentina Pérez Companc desde diciembre de 1996, tiene también una tendencia decreciente del 27%, superior a la caída del promedio interno. Con el agravante que desde 1997, en la estadística oficial ambos lotes se refunden en uno solo, denominado como lote X. Por ello podemos afirmar que de una producción conjunta de 18 228 MB/DC para 1994 a junio del presente se experimenta una menor producción de 4973 MB/DC (27%) de un petróleo de excelente calidad. 

Por último, el comportamiento productivo en el lote 8 bajo responsabilidad de la empresa argentina Pluspetrol, a partir del 22 de julio de 1996, también experimenta una disminución, aunque en menores proporciones que en los casos anteriores. Así, de una producción promedio diaria de 29 094 MB/DC para 1994 cuando era operada por PetroPerú, se está produciendo para junio de 1999, un promedio de 27 287 MB/DC, representando una variación del 6,2%.

En resumen, la producción de hidrocarburos líquidos en los lotes privatizados tiene una tendencia decreciente. El objetivo de la privatización al respecto no se ha cumplido. Esta realidad tiene varias consecuencias en el sentido que dependemos en mayor medida del crudo importado y las variaciones del precio internacional del petróleo, se están consumiendo las reservas ya probadas, y en la medida que no se desarrollen mayores inversiones exploratorias estaremos frente a una crítica situación.

Las reservas probadas y lotes privatizados 

El incremento de las reservas probadas de crudo era otro de los argumentos que justificaron la transferencia de los lotes que tenía PetroPerú. En verdad, tal como se expone en los Cuadros 3 y 4 estamos consumiendo las reservas probadas de crudo que fueron el resultado del esfuerzo productivo y de inversión de PetroPerú en los lotes 8 (Selva) y X (Talara) y Petromar en el zócalo continental.
En los últimos años, los organismos oficiales, señalan, invariablemente, que las reservas probadas de crudo bordeaban los 350 millones de barriles. Sin embargo, tal como queda demostrado en el Cuadro Nº 4 éstas resultan en la actualidad inferiores a los 294 millones de barriles, con tendencia al agotamiento. En tal sentido, se puede afirmar que tampoco se ha cumplido con otro de los objetivos de la privatización de PetroPerú.

En el caso del Lote 8/8X, se trataba del más importante lote que retenía PetroPerú, responsable en 1995 de una producción diaria de 26,7 MB/DC de un crudo de buena calidad con 27º API, medida que estima su densidad, y que estaba integrado productivamente a la refinería La Pampilla. En verdad, se trataban de dos lotes en uno, pues el lote 8 con una extensión de 182 mil hectáreas y con la producción realizada en 58 pozos estaba en plena actividad. 

Al respecto es necesario agregar que en Trompeteros, Corrientes, Saramuru, Chambira, Pavayacu se han escrito las páginas más notables de la ingeniería peruana, pues fueron técnicos de PetroPerú los primeros en descubrir el preciado “oro negro” en la selva. En cambio, la parte correspondiente al lote 8X estaba inexplotada aún, con una extensión de 697 mil hectáreas, habiéndose en el pasado realizado inversiones de sísmica y estudios geológicos del orden de los US$ 16 millones.

Lote 8: Subestimación de las reservas 

Con la información oficial disponible a diciembre de 1994 PetroPerú, en el lote 8/8X tenía como reservas probadas desarrolladas 66,54 millones de barriles y reservas probadas no desarrolladas 12,70 millones de barriles de petróleo. En total 79,24 millones. A ello se tendría que sumar 56 millones de reservas probables (Ver Cuadro Nº 3).

El ministro de Energía y Minas de ese entonces, Ing. Daniel Hokama en su presentación ante el Congreso Constituyente Democrático del 14/09/94, por escrito señaló que la empresa internacional J.R. Butler certificó nuestras reservas petroleras conjuntamente con la Gerencia de Exploración y Producción de PetroPerú en los lotes X y 8/8X: “... en un trabajo que tomó tres meses, el cual concluyó que las reservas probadas del Lote 10 eran de 38 MMB (millones de barriles) y del lote 8 de 102 MMB”.3
En el mismo sentido, el ex Ministro del sector Ing. Amado Yataco en su exposición ante el Congreso del 2/10/95, expresó que para el 31/12/94, las reservas probadas de PetroPerú en el lote 8 sumaban los 79,3 MMB (Ver Cuadro Nº 3).

La más alta autoridad de la Sociedad de Minería y Petróleo en el Comité de Petróleo, el Ing. Felipe Thorndike, profesional con una experiencia reconocida a nivel internacional, señalaba en su artículo “Perú: realidad actual del sector hidrocarburos” publicado en el Informativo Mensual del gremio empresarial, correspondiente a diciembre de 1995, que las reservas probadas de PetroPerú, en el lote 8/8X eran del orden de 79,24 MMB, para fines de 1994.

Con estos antecedentes, quien era Presidente del Directorio de PetroPerú, Ing. Alberto Pandolfi en su presentación ante el Congreso del 14/2/96, por escrito ratificó que las reservas probadas de PetroPerú en el lote 8/8X al 31/12/95, eran de 74 millones de barriles.

Sin embargo, en mayo del 1996 el responsable máximo de la COPRI, Dr. Gonzáles Izquierdo y el mismo Ing. Pandolfi, ahora como Presidente del Consejo de Ministros, afirmaban que las reservas de PetroPerú en el lote 8/8X eran de sólo de 43 millones de barriles, y que las cifras adelantadas en el mes de febrero de 1996 fueron sobredimensionadas y no correspondían a la realidad. Mas reconoce que fue aconsejado a sostener tales cifras por indicación del Banco de Inversión Merrill Lynch & Prisma. 

Lo más importante es el potencial que guardan los lotes 8 y 8X en el futuro próximo. Así el lote 8, previo a su transferencia, tenía el Proyecto Chambira avanzado en un 90% en cuanto a las obras de ingeniería, batería de producción, construcción de ductos y campamentos. Allí las reservas estimadas fueron de 30 millones de barriles con una producción de crudo de alta calidad estimándose un rendimiento de 8 MB/DC. Aquí se perforaron seis pozos de los siete programados, de ellos tres fueron perforados por PetroPerú, y dos por una empresa privada.

Igualmente, está el Proyecto Pavayacu/Corrientes donde se trata de desarrollar reservas del orden de 12,3 millones de barriles con una producción de 9 MB/DC, en 1994 se perforaron siete pozos resultando la mayoría productores con petróleo de alta calidad. Incluso el mismo informe Merrill Lynch & Prisma señalaba que “... El descubrimiento de Pavayacu era un signo positivo del potencial de exploración”.
En verdad, las reservas probadas existentes en el lote 8 hacia junio de 1999, estarían bordeando los 35 millones de barriles. Esta estimación se justifica en la medida que la empresa Pluspetrol que sustituyó a PetroPerú en las operaciones en el lote 8, no ha realizado inversiones exploratorias, que resultan necesarias para el descubrimiento e incremento de nuevas reservas de crudo, tal como se expresa en el Cuadro Nº 6, Pozos Exploratorios Perforados por Empresas y Zona Geográfica.

Sin embargo, en el lote 8 no sólo se debiera tener en cuenta los 35 millones de reservas probadas, sino también los 56 millones de reservas probables y las 101 millones de reservas posibles, que explicarían el atractivo de la rentable unidad.

Reservas en los lotes X/XI 

En 1995, PetroPerú operaba el lote X, donde estaban 973 pozos activos en un territorio de 48 000 hectáreas, que en términos diarios representaba una producción promedio de 13.065 MB/DC. Considerando conjuntamente el lote X y XI, los pozos activos se elevan a 2172 y la producción a los 17 359 barriles por día. Se debe tener presente que el lote XI, estuvo hasta mediados de dicho año bajo responsabilidad de la Occidental-Bridas, habiéndose revertido a PetroPerú y transferido conjuntamente a la empresa argentina Pérez Companc en diciembre de 1996.

En el lote X, dada la antigüedad de los pozos en los campos de Talara, los pozos activos (973) y la producción diaria (13,5 MB/DC) se podría decir que tienen un bajo promedio de productividad, con una producción menor a los 20 barriles de crudo por día/pozo. Sin embargo, estudios técnicos varios señalaban que mejorando la tecnología de la recuperación secundaria se podría aumentar la producción en un 20%.
Por ello, resulta de primer orden preguntarse sobre el comportamiento de las reservas probadas de crudo ex ante y ex post privatización en dicho lotes más la naturaleza de las inversiones exploratorias.

Reservas probadas y probables 

En el Cuadro Nº 5 se presenta la estimación de las Reservas Probadas de los lotes X/XI, según la consultora J.R. Butler and Company en 1995, contratada exprofesamente para ello por la COPRI, responsable del proceso de privatización de PetroPerú. Sumados los dos lotes a diciembre del 95, garantizaban reservas probadas de petróleo de 54,7 MMB y 32,6 MMPC (millones de pies cúbicos de gas natural). Esta suma no consideraba las “reservas escondidas” de petróleo primario, móvil, producto de un insuficiente drenaje que geólogos autorizados estimaban en el orden de los 125 millones de barriles.

 
Aparentemente la oferta ganadora de la empresa petrolera Pérez Companc resultaba generosamente alta si sólo se tiene en cuenta una relación de US$ 202 millones pagados entre los 54,7 millones de barriles de reservas, es decir, US$ 3,7 por barril de reserva probada. Mas, como lo reconocía el propio representante de Pérez Companc, empresa especializada en recuperación secundaria, el precio pagado se justificaba por la existencia de cantidades de petróleo adicional. En sus términos, el Ing. Hugo Pereyra expresa “Confiamos en las posibilidades de encontrar nuevas reservas y que con el avance de la tecnología se pueden incrementar las reservas recuperables” (El Sol 30/10/96).

Con la información disponible a junio de 1999, las Reservas Probadas en los lotes X/XI, que ahora se han refundido en uno solo reconocido como lote X, estarían bordeando los 36 millones de barriles de crudo de altísima calidad, en la medida que la producción acumulada entre los años de 1996, 1997, 1998 y primer semestre de 1999, sumó la cantidad de 18,43 millones de barriles, que debiera ser restada de las reservas declaradas para 1995 en el Informe de la Consultora JR Butler.

Esto se refuerza en la medida que en el período bajo su responsabilidad, de 1997 al primer semestre de 1999, la empresa Pérez Companc no ha realizado ninguna inversión en pozos exploratorios, para descubrir nuevas reservas de crudo, tal como se expresa en el Cuadro Nº 6, a diferencia de PetroPerú, que realizó por lo menos una inversión exploratoria hacia 1994, perforando un pozo. Ello significa que la empresa Pérez Companc está consumiendo las reservas ya probadas y descubiertas en el pasado por la empresa estatal.

Lote X/XI: Reservas escondidas 

Las últimas técnicas de recuperación investigadas por el Departamento de Energía de los Estados Unidos para campos maduros nos plantea la posibilidad de incrementar las reservas probadas en el lote X/XI. Se trataría de optimizar la recuperación final del petróleo reconociendo las características geológicas de la Cuenca Talara mejorando el drenaje de los pozos viejos, supuestamente agotados. Ello consiste en obtener petróleo adicional, primario, movible, que no debe confundirse con el petróleo residual obtenido a través de las técnicas de recuperación secundaria. 

Como sostenía el Ing. Felipa, miembro del ilustre Colegio de Ingenieros, el petróleo en los pozos maduros de Talara “está contenido en yacimientos ampliamente conocidos, con pozos existentes que pueden dar todo el control geológico requerido, además el  rea de Talara cuenta con toda la infraestructura necesaria para una inmediata explotación, refinación o exportación...”.

En la ponencia del Ing. Julio Felipa “Redescubriendo Petróleo en los Yacimientos Maduros de la Cuenca Talara” presentada en el Colegio de Ingenieros (13/14 de noviembre de 1995), se expuso con claridad sobre la realidad de las “reservas escondidas” del lote X en particular, cuyo costo de obtención sería mucho menor que los programas normales de exploración. Es más, existe la evidencia que la consultora J.R. Butler no realizó tales estudios por el tiempo que éstos requieren. 

En tal sentido, qué debemos entender por las “reservas escondidas” del lote X, sostiene el Ing. Felipa: “... Según nuestro razonamiento, por un drenaje deficiente de los pozos existentes, sólo se está recuperando el 10%, cuando la expectativa es recuperar 15% en promedio. La recuperación final de petróleo estimada para el lote X, según cifras de dominio público, es de 250 millones de barriles, que representaría el 10%, por lo tanto faltarían 125 millones para completar el 15% [...] entonces las reservas del lote X podrían estar subvaluadas hasta en 125 millones de barriles” (subrayado nuestro).

Por tanto, si sólo se considera el informe de la consultora J.R. Butler las reservas probadas netas serían un poco más de 54 MMB. Mas si se sumasen las «reservas escondidas», por la propias características geológicas y problemas relacionados con el insuficiente drenaje, estaríamos considerando no menos de 179 millones de barriles. 

Zócalo continental: Reservas probadas 

El 24 de febrero de 1993 Petromar, filial de PetroPerú en el zócalo continental, fue transferida a Petrotech International Inc, cuyos capitales están asociados a la Mc Allister Corp de Nueva York, que opera en el Perú a través de International Marine Inc. (IMI), empresa especializada en el servicio de transporte marítimo. Petrotech ganó la buena pro ofreciendo una retribución promedio de 21,13% del petróleo y gas explotado durante el plazo de la concesión que fue acordado por 30 años. Al mismo tiempo, la empresa se comprometió a pagar un arrendamiento por el uso de los activos fijos, equivalente a US$ 200 millones, durante 20 años, es decir, US$ 10 millones anuales a partir de 1994, cuando inició sus operaciones en el mar.
Tal como ha sido mostrado, en 1993 antes de su privatización, Petromar como empresa estatal en el lote Z-2B, producía un promedio de 19 300 MB/DC, tal como se ha expuesto en el Cuadro Nº 2, Producción de Empresas en Lotes Privatizados. A junio de 1999, bajo responsabilidad privada, la producción promedio de crudo ha disminuido dramáticamente a 14 457 MB/DC. Es decir, una caída del 24%.

Esto es sumamente grave en razón que el petróleo del zócalo es un crudo de alta calidad, con una densidad superior a los 36º API, comparable a los mejores de nivel internacional.

Y, tal como se expone en el Cuadro Nº 3, Reservas Probadas de Petróleo al 31/12/94, las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas existentes estaban estimadas en los 77,16 millones de barriles. A junio de 1999, descontando la producción de crudo acumulada entre 1995, 1996, 1997, 1998, y el primer semestre de 1999 que sumó los 28,49 millones, podemos calcular las reservas probadas en 48,67 millones de barriles.

Además se debe considerar que Petrotech no sólo produce petróleo, por el cual percibe una retribución en especie, es también el primer productor nacional de gas natural con una producción total superior a los 25 mil millones de pies cúbicos anuales, percibiendo una tarifa equivalente al 10% del precio promedio del petróleo residual 6 por un millón de BTU (British Thermal Units), unidad calorífera. Así, la empresa en 1997 era responsable del 72% de la producción fiscalizada de gas natural.

Se debe mencionar que la inversión en el zócalo continental constituye uno de los pocos negocios lícitos altamente rentables por la rápida recuperación del capital. Desde la década del sesenta se han extraído del zócalo más de 1200 millones de barriles de petróleo de alta calidad, equivalente al 18% del petróleo existente en la zona. 

Lotes: Pozos exploratorios y desarrollo 

Tal como se expresa en Cuadro Nº 6, Pozos Exploratorios Perforados por Empresas y Zona Geográfica en Lotes Privatizados entre 1993-1998, las inversiones en pozos exploratorios para descubrir nuevas reservas probadas en los lotes Z-2B (Zócalo), X (Talara) y 8/8X (Selva Norte), lamentablemente no han tenido éxito, pues los pozos han resultado secos, con agua, o no eran económicamente rentables. Por tanto, estamos consumiendo reservas, lo que nos hace más dependientes y vulnerables de las variaciones internacionales de los precios del petróleo. 

Pero se debe reconocer que el periodo mencionado no resulta el más autorizado para una comparación entre las inversiones explo-ratorias entre la empresa estatal y las empresas privadas, pues se debe tener presente que en las década del 70 con decisión política y financiamiento propio PetroPerú perforaba no menos de 20 pozos exploratorios anuales. 

En el periodo mencionado 1993/1998, condicionada ya la privatización fragmentada de PetroPerú, ésta realizó una perforación exploratoria en el lote X y dos en el lote 8. De otra parte, la empresa Petrotech efectuó dos perforaciones exploratorias en el lote Z-2B, y la argentina Pluspetrol una perforación en el lote 8X que ha sido autonomizado con respecto al lote 8.

Por último, el Cuadro Nº 7, expone el número de perforaciones en pozos de desarrollado, para el aprovechamiento de las reservas probadas. Éste es un proceso de inversión necesario para mantener la producción de crudo, pero que significa un consumo de las reservas previamente descubiertas. Y, tal como se demostró en el Cuadro Nº 4 sobre las Reservas Probadas, éstas declinan dramáticamente.

En el lote Z-2B la empresa Petrotech ha realizado, entre 1994 y 1998, 61 perforaciones en pozos de desarrollo. Pérez Companc, en los campos maduros del lote X, ha efectuado 30 perforaciones entre 1997 y 1998. Y, por último, Pluspetrol en el lote 8, ha perforado 12 pozos de desarrollo. En su conjunto las empresas privadas han perforado 103 pozos de desarrollo necesarios para obtener petróleo en las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas existentes.

Por otra parte, PetroPerú y su filial Petromar en el mismo periodo han efectuado 135 perforaciones en pozos de desarrollo, entre 1993 y 1996.

En resumen, el comportamiento productivo entre una empresa estatal y las empresas privadas en cuanto a las actividades de producción, incremento de reservas probadas y de perforación exploratoria como de desarrollo, no se ha demostrado una mayor eficiencia de las empresas privadas en relación a PetroPerú. 

INVERSIONES EN LOTES PRIVATIZADOS 

El Cuadro Nº 8 A, nos muestra la inversión comprometida por el proceso de privatización, la realizada en el año de 1997 y los montos de inversión que según la consultora Merrill Lynch en su Informe de 1993, resultaban necesarios en los lotes que se iban a transferir.

 
Según la Consultora Apoyo, para fines de 1998, el 88% de la inversión comprometida habría sido ejecutada. Así, Petrotech habría invertido US$ 65 millones de dólares en el lote Z-2B, y la empresa Pluspetrol en el lote 8, unos US$ 34 millones.

En tal sentido, sirva de contrapartida las inversiones realizadas por PetroPerú, en los lotes 8 y 8X a diciembre de 1994. La empresa estatal ejecutó inversiones sólo en el lote 8/8X del orden de US$ 79,3 millones de dólares, las mismas que a diciembre del 1995 tenían un costo actualizado de US$ 184 millones.