Quito. 16.05.95. "No se podrÃa aceptar que se exploten los
recursos naturales del Estado sin que este obtenga un beneficio
que justifique la entrega de sus recursos".
Asà concluye la comisión el análisis de las cláusulas
relacionadas con la utilidad de Petroecuador y el fisco, del
contrato de prestación de servicios para la exploración y
explotación del bloque 16 suscrito por la empresa norteamericana
Conoco y la empresa estatal.
El bloque 16 es una área de 200.000 hectáreas que originalmente
fue concesionada en 1986 a la empresa Conoco que lideraba el
consorcio de compañÃas integrado por Maxus, Opic, Murphy, Nomeco,
y Canam.
Cuando Conoco se fue del paÃs, Maxus fue autorizada a hacerse
cargo de todos los derechos y obligaciones de Conoco y pasó
encabezar y representar al grupo de empresas.
Durante el gobierno del ingeniero Febres Cordero se firmó el
mismo tipo de contrato con las compañÃas Elf, Oryx, Occidental y
Tripetrol. En todos ellos, de acuerdo a la ley vigente y a las
bases de contratación, se fijó una utilidad asegurada y un margen
de seguridad del 15% para Petroecuador, menos en uno, el de
Conoco en el cual no se aseguró margen alguno para el ente
estatal.
Esta es la primera de una serie de concesiones realizadas a la
compañÃa que, según el informe de la comisión, se apartan de la
norma general y requisitos legales y son las causas de que el
estado esté perdiendo su participación en la explotación del
bloque 16.
El riesgo se trasladó al Estado
Según el plan original presentado por la empresa, la
participación total que correspondÃa al Estado era del 26,32% del
ingreso bruto del bloque, mientras que en la actualidad la
participación del paÃs en el ingreso bruto es cero, afirma el
informe. Las inversiones y costos operativos se han incrementado
en relación a las estimadas al hacer la declaratoria de
comercialidad, cosa que según la comisión no debe ocurrir, porque
el riesgo inherente al contrato se traslada al Estado
ecuatoriano.
Mientras el precio de exportación del crudo desde la declaratoria
de comercialidad hasta la actualidad ha bajado un 6,2%, las
inversiones en exploración y explotación, aun no realizadas en su
totalidad por la compañÃa, se han incrementado en un 57% por
barril descubierto y los costos operativos han ascendido un
82,32% por barril.
La declaratoria de comercialidad de un yacimiento es un requisito
necesario para que una contratista empiece a explotarlo y, según
la comisión, es de su exclusiva responsabilidad aunque
Petroecuador haya aprobado el Plan de Desarrollo para el bloque
en 1991.
Declarada la comercialidad, Petroecuador está obligada a
reembolsar a la contratista las inversiones, los costos, los
gastos y la tasa de servicios y la contratista, en cambio, está
obligada a producir petróleo en cantidades suficientes para
recuperar todos esos costos, y obtener para Petroecuador la parte
proporcional que, según afirma la comisión, al momento actual es
inexistente, mientras que la recaudación en impuestos de la caja
fiscal serÃa del cuarto del uno por ciento.
EnergÃa: el costo más incrementado
En el incremento del costo de operación ha tenido una fuerte
incidencia el aumento del costo del combustible para producir y
transportar el crudo. En el plan de desarrollo original, los
costos de combustible estaban incluidos en los de operación que
se estimaron en 477,6 millones de dólares, 2,65 dólares por
barril, mientras que hasta el momento actual, los costos de
operación han ascendido a 583, 7 millones de dólares, 3,05
dólares por barril, sin incluir los costos de combustible que por
su parte, ascienden a 554,5 millones de dólares o 2,9 dólares por
barril.
La causa está en el uso de la energÃa para levantar el agua de
formación que se superpone al crudo y el propio crudo, de
alrededor de 17 grados API que produce Maxus en el bloque 16.
Este crudo pesado requiere de un altÃsimo esfuerzo para ser
extraÃdo porque al ser más denso que el agua, se ubica debajo de
la misma que luego de salir tiene que ser reinyectada al
subsuelo.
En el cuadro, que resume la economÃa de la operación de Maxus en
el bloque 16, se incluyen las inversiones y los costos de
operación de campo unificado Bogui-Capirón por cuanto, según la
comisión, la compañÃa no ha entregado información separada por
campos.
Bogi-Capirón no es el bloque 16
El convenio firmado con Maxus para la explotación unificada de
los campos Bogui y Capirón permitirÃa a Maxus obtener ingresos
muy superiores al 7% de participación que legÃtimamente le
corresponde, gracias a la artificial integración de la economÃa
del campo unificado a la del bloque 16, señala la comisión. Esto
explica la lentitud de la compañÃa en realizar inversiones de
perforación en los campos del bloque 16, materia principal de la
negociación, explica.
Los pozos Capirón-1 y Bogui-1 descubiertos por Petroecuador y
Conoco, respectivamente, están en yacimientos comunes al bloque
16 y al área colindante de Petroproducción. Las reservas se
distribuyen en porcentajes del 93% en Petroproducción y 7% en el
bloque 16.
Por otro lado, la comisión responsabiliza a la Dirección Nacional
de Hidrocarburos por haber aprobado tasas de producción para
Bogui-Capirón, que limitan la vida del campo a tres años,
contraviniendo la polÃtica de conservación de reservas de
hidrocarburos del paÃs.
La comisión de alto nivel
Por resolución No. 015-DIR-95 del Directorio de Petroecuador, se
designó la comisión encargada por el Directorio de Petroecuador
"para negociar con la compañÃa Maxus todos los términos que
permitan una rentabilidad para el Estado, asà como también la
renegociación del contrato y de los convenios suplementarios".
La comisión inició sus actividades el 8 de febrero pasado y
recomendó a las subcomisiones técnica, económica y legal también
nombradas por el Directorio, el análisis de varios aspectos
relacionados con la aplicación del contrato y los diversos
convenios y adendums.
"La comisión ha realizado su informe en estricto apego a la Ley,
la moral y la ética, normas fundamentales de procedimiento de sus
integrantes", reza el texto del informe.
DIRECTORIO DE PETROECUADOR
Ministro de EnergÃa y Minas
Ministro de Finanzas
Ministro de Industrias
Jefe del Comando Conjunto
de las FFAA
Secretario de Planificación
del CONADE
Representante de los
Trabajadores
Presidente Ejecutivo
COMISION NEGOCIADORA
Ex gerentes de
CEPE:Raúl Jaramillo del
Castillo,
Jorge Pareja Cucalón,
Carlos Romo-Leroux Morales
Ex gerente de
Petroecuador:Ricardo Estrada
Estrada
Subsecretario de
Hidrocarburos:Esteban Pólit
SUBCOMISIONES
TECNICA ECONOMICA LEGAL
Patricio Larrea Celio Vega Carlos Suarez B.
El de Tivacuno es un contrato ilegal
La comisión estableció que el contrato "de servicios especÃficos"
para explotación del campo Tivacuno es ilegal porque para esa
actividad la ley prevé solo los contratos de "prestación de
servicios" y como tal no puede continuar su vigencia. Anota que
"quienes permitieren su vigencia estarÃan sujetos a las mismas
sanciones legales que corresponden a aquellos que los aprobaron y
suscribieron". Recomienda que Petroecuador reasuma la explotación
del Tivacuno negociando con Maxus el pago de las inversiones no
amortizadas efectivamente realizadas en el campo y negocie un
contrato para utilizar las instalaciones de Maxus en el bloque 16
para la evacuación de crudo, el suministro eléctrico, etc.
El campo Tivacuno es de Petroecuador y está en un área que no es
parte del bloque 16 y fue a asignado a Maxus, sin concurso
alguno, para su desarrollo y explotación mediante el contrato de
servicios especÃficos suscrito en abril de 1992.
Otros compromisos cuestionados por la comisión:
- El "Convenio para el suministro de diluyente y combustible,
ajuste por diferencial de calidad y transporte de petróleo crudo"
y su adendum firmados en 20 de agosto de 1991 y 21 de abril de
1992, respectivamente. El costo del combustible es reembolsado a
la compañÃa, sin embargo, siendo un componente fundamental de la
producción y transporte de crudo, no es considerado dentro de los
gastos operativos, lo que causa un significativo perjuicio a
Petroecuador.
- El "Convenio para la comercialización de petróleo crudo",
firmado en 21 de abril de 1992 por "inaplicable e inejecutable".
- La "Carta de entendimiento" para la reducción de la tarifa del
impuesto a la renta a Maxus, firmado por el ex presidente
ejecutivo de Petroecuador, ingeniero Luis Román Lasso, el 21 de
abril de 1992, por ilÃcita.
RESULTADOS DEL ANALISIS AL BLOQUE 16
1991 1995
Plan de Desarrollo Situación Actual
$ $$ $ $$
Inversiones 594.5 3.30 992.2 5.19
Costos operativos 695* 3.85 1.342.9 7.02
Combustible 0 0 554.5 2.9
Saldo CompañÃa 505.6 2.80 328.5 1.72
PaÃs 641.4 3.56 6.6 0.03
impuestos 245.8 1.36 6.6 0.03
saldo paÃs 395.5 2.19 0 0
Total distribución
ingresos 2.436.4 13.51 2.616.5 13.68
Total costos
Petroecuador 2.040.9 11.31 2.616.5 13.68
Total saldo PaÃs 395.5 2.19 0 0
* = IncluÃa combustibles
$ = Millones USD
$$= USD/barril
Fuente: Comisión especial PETROECUADOR (2A)
recursos naturales del Estado sin que este obtenga un beneficio
que justifique la entrega de sus recursos".
Asà concluye la comisión el análisis de las cláusulas
relacionadas con la utilidad de Petroecuador y el fisco, del
contrato de prestación de servicios para la exploración y
explotación del bloque 16 suscrito por la empresa norteamericana
Conoco y la empresa estatal.
El bloque 16 es una área de 200.000 hectáreas que originalmente
fue concesionada en 1986 a la empresa Conoco que lideraba el
consorcio de compañÃas integrado por Maxus, Opic, Murphy, Nomeco,
y Canam.
Cuando Conoco se fue del paÃs, Maxus fue autorizada a hacerse
cargo de todos los derechos y obligaciones de Conoco y pasó
encabezar y representar al grupo de empresas.
Durante el gobierno del ingeniero Febres Cordero se firmó el
mismo tipo de contrato con las compañÃas Elf, Oryx, Occidental y
Tripetrol. En todos ellos, de acuerdo a la ley vigente y a las
bases de contratación, se fijó una utilidad asegurada y un margen
de seguridad del 15% para Petroecuador, menos en uno, el de
Conoco en el cual no se aseguró margen alguno para el ente
estatal.
Esta es la primera de una serie de concesiones realizadas a la
compañÃa que, según el informe de la comisión, se apartan de la
norma general y requisitos legales y son las causas de que el
estado esté perdiendo su participación en la explotación del
bloque 16.
El riesgo se trasladó al Estado
Según el plan original presentado por la empresa, la
participación total que correspondÃa al Estado era del 26,32% del
ingreso bruto del bloque, mientras que en la actualidad la
participación del paÃs en el ingreso bruto es cero, afirma el
informe. Las inversiones y costos operativos se han incrementado
en relación a las estimadas al hacer la declaratoria de
comercialidad, cosa que según la comisión no debe ocurrir, porque
el riesgo inherente al contrato se traslada al Estado
ecuatoriano.
Mientras el precio de exportación del crudo desde la declaratoria
de comercialidad hasta la actualidad ha bajado un 6,2%, las
inversiones en exploración y explotación, aun no realizadas en su
totalidad por la compañÃa, se han incrementado en un 57% por
barril descubierto y los costos operativos han ascendido un
82,32% por barril.
La declaratoria de comercialidad de un yacimiento es un requisito
necesario para que una contratista empiece a explotarlo y, según
la comisión, es de su exclusiva responsabilidad aunque
Petroecuador haya aprobado el Plan de Desarrollo para el bloque
en 1991.
Declarada la comercialidad, Petroecuador está obligada a
reembolsar a la contratista las inversiones, los costos, los
gastos y la tasa de servicios y la contratista, en cambio, está
obligada a producir petróleo en cantidades suficientes para
recuperar todos esos costos, y obtener para Petroecuador la parte
proporcional que, según afirma la comisión, al momento actual es
inexistente, mientras que la recaudación en impuestos de la caja
fiscal serÃa del cuarto del uno por ciento.
EnergÃa: el costo más incrementado
En el incremento del costo de operación ha tenido una fuerte
incidencia el aumento del costo del combustible para producir y
transportar el crudo. En el plan de desarrollo original, los
costos de combustible estaban incluidos en los de operación que
se estimaron en 477,6 millones de dólares, 2,65 dólares por
barril, mientras que hasta el momento actual, los costos de
operación han ascendido a 583, 7 millones de dólares, 3,05
dólares por barril, sin incluir los costos de combustible que por
su parte, ascienden a 554,5 millones de dólares o 2,9 dólares por
barril.
La causa está en el uso de la energÃa para levantar el agua de
formación que se superpone al crudo y el propio crudo, de
alrededor de 17 grados API que produce Maxus en el bloque 16.
Este crudo pesado requiere de un altÃsimo esfuerzo para ser
extraÃdo porque al ser más denso que el agua, se ubica debajo de
la misma que luego de salir tiene que ser reinyectada al
subsuelo.
En el cuadro, que resume la economÃa de la operación de Maxus en
el bloque 16, se incluyen las inversiones y los costos de
operación de campo unificado Bogui-Capirón por cuanto, según la
comisión, la compañÃa no ha entregado información separada por
campos.
Bogi-Capirón no es el bloque 16
El convenio firmado con Maxus para la explotación unificada de
los campos Bogui y Capirón permitirÃa a Maxus obtener ingresos
muy superiores al 7% de participación que legÃtimamente le
corresponde, gracias a la artificial integración de la economÃa
del campo unificado a la del bloque 16, señala la comisión. Esto
explica la lentitud de la compañÃa en realizar inversiones de
perforación en los campos del bloque 16, materia principal de la
negociación, explica.
Los pozos Capirón-1 y Bogui-1 descubiertos por Petroecuador y
Conoco, respectivamente, están en yacimientos comunes al bloque
16 y al área colindante de Petroproducción. Las reservas se
distribuyen en porcentajes del 93% en Petroproducción y 7% en el
bloque 16.
Por otro lado, la comisión responsabiliza a la Dirección Nacional
de Hidrocarburos por haber aprobado tasas de producción para
Bogui-Capirón, que limitan la vida del campo a tres años,
contraviniendo la polÃtica de conservación de reservas de
hidrocarburos del paÃs.
La comisión de alto nivel
Por resolución No. 015-DIR-95 del Directorio de Petroecuador, se
designó la comisión encargada por el Directorio de Petroecuador
"para negociar con la compañÃa Maxus todos los términos que
permitan una rentabilidad para el Estado, asà como también la
renegociación del contrato y de los convenios suplementarios".
La comisión inició sus actividades el 8 de febrero pasado y
recomendó a las subcomisiones técnica, económica y legal también
nombradas por el Directorio, el análisis de varios aspectos
relacionados con la aplicación del contrato y los diversos
convenios y adendums.
"La comisión ha realizado su informe en estricto apego a la Ley,
la moral y la ética, normas fundamentales de procedimiento de sus
integrantes", reza el texto del informe.
DIRECTORIO DE PETROECUADOR
Ministro de EnergÃa y Minas
Ministro de Finanzas
Ministro de Industrias
Jefe del Comando Conjunto
de las FFAA
Secretario de Planificación
del CONADE
Representante de los
Trabajadores
Presidente Ejecutivo
COMISION NEGOCIADORA
Ex gerentes de
CEPE:Raúl Jaramillo del
Castillo,
Jorge Pareja Cucalón,
Carlos Romo-Leroux Morales
Ex gerente de
Petroecuador:Ricardo Estrada
Estrada
Subsecretario de
Hidrocarburos:Esteban Pólit
SUBCOMISIONES
TECNICA ECONOMICA LEGAL
Patricio Larrea Celio Vega Carlos Suarez B.
El de Tivacuno es un contrato ilegal
La comisión estableció que el contrato "de servicios especÃficos"
para explotación del campo Tivacuno es ilegal porque para esa
actividad la ley prevé solo los contratos de "prestación de
servicios" y como tal no puede continuar su vigencia. Anota que
"quienes permitieren su vigencia estarÃan sujetos a las mismas
sanciones legales que corresponden a aquellos que los aprobaron y
suscribieron". Recomienda que Petroecuador reasuma la explotación
del Tivacuno negociando con Maxus el pago de las inversiones no
amortizadas efectivamente realizadas en el campo y negocie un
contrato para utilizar las instalaciones de Maxus en el bloque 16
para la evacuación de crudo, el suministro eléctrico, etc.
El campo Tivacuno es de Petroecuador y está en un área que no es
parte del bloque 16 y fue a asignado a Maxus, sin concurso
alguno, para su desarrollo y explotación mediante el contrato de
servicios especÃficos suscrito en abril de 1992.
Otros compromisos cuestionados por la comisión:
- El "Convenio para el suministro de diluyente y combustible,
ajuste por diferencial de calidad y transporte de petróleo crudo"
y su adendum firmados en 20 de agosto de 1991 y 21 de abril de
1992, respectivamente. El costo del combustible es reembolsado a
la compañÃa, sin embargo, siendo un componente fundamental de la
producción y transporte de crudo, no es considerado dentro de los
gastos operativos, lo que causa un significativo perjuicio a
Petroecuador.
- El "Convenio para la comercialización de petróleo crudo",
firmado en 21 de abril de 1992 por "inaplicable e inejecutable".
- La "Carta de entendimiento" para la reducción de la tarifa del
impuesto a la renta a Maxus, firmado por el ex presidente
ejecutivo de Petroecuador, ingeniero Luis Román Lasso, el 21 de
abril de 1992, por ilÃcita.
RESULTADOS DEL ANALISIS AL BLOQUE 16
1991 1995
Plan de Desarrollo Situación Actual
$ $$ $ $$
Inversiones 594.5 3.30 992.2 5.19
Costos operativos 695* 3.85 1.342.9 7.02
Combustible 0 0 554.5 2.9
Saldo CompañÃa 505.6 2.80 328.5 1.72
PaÃs 641.4 3.56 6.6 0.03
impuestos 245.8 1.36 6.6 0.03
saldo paÃs 395.5 2.19 0 0
Total distribución
ingresos 2.436.4 13.51 2.616.5 13.68
Total costos
Petroecuador 2.040.9 11.31 2.616.5 13.68
Total saldo PaÃs 395.5 2.19 0 0
* = IncluÃa combustibles
$ = Millones USD
$$= USD/barril
Fuente: Comisión especial PETROECUADOR (2A)
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