Redacción Negocios
El
Oleoducto de Crudos Pesados (OCP), el primer privado en Ecuador, inició
sus operaciones en noviembre del 2003 con miras a ampliar la inversión
y la frontera de la producción petrolera.
Luego de casi cinco
años, las cifras contrastan con esas expectativas. Aunque el OCP puede
transportar 450 000 barriles de petróleo por día (bppd), apenas un 36
por ciento (160 000 bppd) de su capacidad está en uso. El resto está
subutilizado.
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El
OCP, construido netamente con financiamiento privado, requirió de 1 426
millones de dólares. Los balances financieros arrojan saldos negativos
desde el 2003, así 2006 cerró con pérdidas de 8,4 millones de dólares.
Para
Andrés Mendizábal, presidente de operaciones de OCP, en una inversión
como la que se requirió es normal que se presenten esos saldos. “Eso
estaba programado, esperamos cerrar con saldos positivos a partir del
2008”.
El OCP tiene seis accionistas: Agip, Oxy, Andes Petroleum,
Repsol, Petrobras y Perenco. Pero solo las cuatro últimas lo utilizan.
Juntas
tienen un cupo reservado de 350 000 bppd. Las cuatro mantienen un
contrato de ‘ship or pay’ (hasta el 2018) que les obliga a pagar al
OCP el cupo reservado, transporten o no el crudo. Ello garantiza el
pago de la inversión, dice Mendizábal.
Pero, tal como lo muestra
la gráfica, ninguna compañía ha logrado cubrir su cupo. Repsol explica
que su espacio de 100 000 bppd tenía la perspectiva de incrementar sus
inversiones. “El OCP no fue concebido para generar ganancias, sino
como una herramienta de transporte. En el Gobierno de ese entonces
(Gustavo Noboa) las puertas estaban abiertas a la inversión, había
expectativas para explotar el ITT y los marginales”, dice un
ejecutivo de Repsol.
Esto según René Ortiz, representante de la
industria petrolera, justificaba un oleoducto de las dimensiones del
OCP. Según el sector, el oleoducto permitió aumentar la producción
privada de 176 000 bppd en el 2002 a
270 000 bppd en el 2003. La
decisión del Gobierno de promover la alternativa de no explotar el ITT
preocupa a las privadas. “En el corto plazo, al menos, vemos difícil
que se pueda incrementar la producción para llenar el OCP”, agrega el
personero de Repsol.
En tanto, las privadas deberán cancelar
una costosa tarifa de transporte. Por ejemplo, Repsol, que
transporta 35 000 bppd, cancela cerca de 216 000 dólares/día al
OCP. Esto porque la tarifa de 2,16 dólares por barril se multiplica
por los 100 000 bppd reservados. Esto es 2,5 veces más frente a lo
que pagaría si no tuviera un ‘ship or pay’.
Pero este costo también “le pasa la factura al Fisco”, según el
gerente del bloque 15 y experto del sector, Wilson Pástor.
Según la normativa del Servicio de Rentas Internas (SRI),
las petroleras pueden importar como costo de producción los rubros de
transporte del OCP y deducirlo del Impuesto a la Renta (IR). “Y lo
hacen no por lo que transportan sino por el cupo reservado”, dice
Pástor. El presidente de la Cámara de Industrias, Francisco Roldán,
advierte que la compañía tiene que registrar el costo del transporte
que paga. “Y la compañía paga por el cupo reservado”.
El
Ministerio de Petróleos no lo considera así. Por esta razón, solicitó
un criterio sobre este tema al SRI, pero éste aún no se pronuncia. En
tanto, las usuarias del OCP lograron llenar parte de su espacio
subutilizado desde diciembre del 2006, con un acuerdo para
transportar el crudo del bloque 15 (60 000 bppd). Con ello, el costo
para el Estado se redujo de 2 a 1,4 dólares. Según el acuerdo la
producción se distribuye: 36,9% para Andes, 29,6 % a Repsol, 28,2% a
Petrobras y 5,3% a Perenco. Pástor, no obstante, sostiene que la
negociación debió ser con cada usuaria y no con el consorcio.”Para
lograr un mejor precio”.
Los detalles de la obra
El OCP será transferido al Estado una vez se cumplan
20 años de operación ( noviembre del 2003)
En un principio
se preveía que la participación del Estado en la producción privada
sea transportada por el OCP, pero a la larga se decidió que se lleve
por el oleoducto estatal Sote.
El OCP puede transportar un crudo de 15 grados API.
Hoy transporta un crudo de 19 grados.
Del total
del costo de inversión, de 1 426 millones de dólares, 900 millones
se financiaron con créditos externos y el resto, con aportes de
accionistas.
