|
RESUMEN EJECUTIVO
AN ISIS
TÉCNICO, ECONÓMICO Y JURÍDICO DEL CONTRATO DE
PARTICIPACIÓN PARA LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN
DE HIDROCARBUROS DEL BLOQUE 18 Y DEL CONVENIO DE EXPLOTACION
UNIFICADA DEL CAMPO PALO AZUL (PALO ROJO)
Por :
Grupo
Interdisciplinario
(Creado
mediante Acuerdo Ministerial No. 059, emitido por el Ministro
de
Energía y Minas, Economista. Alberto Acosta, el 14 de mayo
del 2007)
-
El Bloque 18 y el Campo Palo Azul
(Palo Rojo) están ubicados en la Provincia de Orellana, en el Cantón La
Joya de los Sachas, al noroeste del campo Sacha, al este del río Coca y
noreste del campo Pucuna, a 180 km en línea recta al Este de Quito.
-
El Bloque 18 cuenta con apenas 2,28 millones de
barriles de reservas probadas y una producción promedio día de 170
barriles, mientras el campo denominado Palo Azul (Palo Rojo) de
PETROECUADOR, registra 100 millones de barriles de reservas probadas
y una producción promedio de 40.000 BPPD.
-
Las empresas contratistas del Bloque
18 y del Campo Palo Azul (Palo Rojo), registradas hasta el 18 de junio
de 2007 son: ECUADORTLC (70%)-Cayman (18%) y Petromanabí (12%). La
inscripción de Petrobrás (ECUADORTLC) y TEIKOKU, en el Registro de
Hidrocarburos, hasta la conclusión de la presente investigación, aún no
se realiza.
-
Con la transferencia que hace
Ecuador TLC a favor de TEIKOKU, autorizada en enero del 2007, cesión
todavía no registrada en la DNH, la distribución de los derechos y
obligaciones contractuales quedaría de la siguiente manera: TEIKOKU OIL
ECUADOR, 40%; ECUADOR TLC (propiedad de PETROBRAS), 30%; CAYMAN, 18%; y
PETROMANABÍ (12%).
-
El Bloque 18 fue licitado en la
Séptima Ronda Petrolera en 1994 y el Contrato de Participación entre
PETROECUADOR y la compañía AMOCO se suscribió en septiembre de 1995.
-
En 1996, Amoco transfirió a la
empresa francesa ELF Aquitaine Équateur el 40% de los derechos y
obligaciones y se quedó como operadora del Bloque.
-
En 1997 Amoco comunicó a PETROECUADOR que abandonará el
país por no encontrar reservas comerciales en el bloque 18, como se
desprende del Memorando 227 – UCP-97 de la Unidad de Contratación
Petrolera UCP, de 9 de septiembre de 1997, que dice: “… habiendo cumplido Amoco el Plan Exploratorio mínimo
y decidido su Gerencia retirarse del área, devuelva ésta al Estado, de
acuerdo con lo que dispone el Art. 24 de la Ley de Hidrocarburos y la
cláusula 6.1.8 del contrato”. Pese a esta notificación, el Ministro de Energía, en
1997, autorizó la transferencia de la totalidad de derechos y
obligaciones de AMOCO y ELF, a Cayman y Petromanabí, respectivamente.
Las 2 compañías quedaron en dominio del 100% del Bloque 18.
-
Según el informe de la Comisión de Control Cívico de la
Corrupción (CCCC) de febrero del 2003: “En los procesos de cesión de derechos y
obligaciones de AMOCO a Cayman y de ELF a Petromanabí S.A. se
incumplieron los artículos 2 y 3 del reglamento al Art. 79 de la Ley de
Hidrocarburos, por cuanto las cesionarias no reunían los requisitos
para su calificación”.
-
El
19 de noviembre de 1999 el Subgerente de Exploración y Desarrollo de
Petroproducción, mediante Memorando No. 164-EYD-99, advierte: “Esta
Subgerencia estableció que PETROPRODUCCION ejecute la perforación del
pozo exploratorio para los yacimientos “U” y “T” de la formación Napo y
Hollín Inferior en el área de PETROPRODUCCION, en razón de que estos
yacimientos no estarían conformando un
yacimiento común con el Palo Azul -1 perforado por la Cia CAYMAN.”
-
El 29 de diciembre de 1999, el Ing. Rosendo Santos,
Vicepresidente de PETROPRODUCCIÓN, y el Consorcio integrado por Cayman y Petromanabí S.A., representadas
por los ingenieros Patrick Ford e Ítalo Cedeño, Gerentes de las
compañías, celebraron el “Acuerdo para la perforación del pozo Palo Azul Centro
1, tendiente a la determinación del posible campo unificado Palo Azul
en el área colindante con el límite este del Bloque 18, del contrato de
participación vigente entre PETROECUADOR y el Consorcio integrado por
las compañías Cayman International Exploration Company S.A. y
Petromanabi S.A.”.
-
El 15 de junio del 2000, la Comisión Técnica
PETROPRODUCCIÓN – CAYMAN, que elaboró los trabajos de Geofísica,
Geología y Yacimientos, para definir si el campo Palo Azul es o no
unificado, presentó el informe en el que concluye que “por cuanto Basal Tena y Napo U y T tienen continuidad
geológica entre los pozos Palo Azul 1 y 2, y porque Hollín Inferior es un yacimiento común, el campo
Palo Azul es unificado”. Esta conclusión es equivocada como se lo demuestra en
el desarrollo del análisis técnico de este informe.
-
El 20 de septiembre de 2000, el entonces Ministro Pablo
Terán, mediante Acuerdo Ministerial 076, califica de común las áreas del Campo Palo Azul y al yacimiento Hollín, y autoriza la suscripción del Convenio de Explotación
Unificada, contraviniendo el Informe Técnico PETROPRODUCCIÓN –
CAYMAN (Junio 2000) que declaró, en su Conclusión 5.6, que únicamente al yacimiento Hollín Inferior como COMÚN, desestimando los estudios técnicos que definen que, en toda la Cuenca Oriente, los yacimientos Hollín Superior y
Hollín Inferior son dos yacimientos perfectamente independientes y
diferenciados por su producción, por características petrofísicas y de
fluidos.
-
El 9 y 19 de abril de 2001, mediante
acuerdos ministeriales 142 y 146, el Ministro Pablo Terán autorizó a
las compañías Cayman y Petromanabí para que transfieran a la compañía
ECUADORTLC (compañía de propiedad de CAYMAN) el 42% y el 28% de sus
derechos y obligaciones en el Contrato del Bloque 18, respectivamente.
ECUADORTLC no acreditaba experiencia técnica ni respaldos económicos,
como lo exigen los artículos 2 y 3 del Reglamento al Artículo 79 de la
Ley de Hidrocarburos.
-
El 17 de mayo del 2001, 14 días después, el Ministro de
Energía Pablo Terán, mediante Acuerdo Ministerial 155, autorizó la
transferencia del 100% de las acciones de ECUADORTLC a la compañía
argentina PECOM ENERGIA S.A., no domiciliada en el País. El Art. 2 de
este Acuerdo Ministerial puntualiza: “Esta cesión de acciones implica un cambio de
personería jurídica y, en consecuencia, conlleva el cambio de operación
del Contrato…”. (Nunca se realizó el cambio de personería jurídica).
-
En octubre del 2002 Pérez Companc comunicó que ha vendido el 58.6% de acciones a PETROBRAS. La transferencia de
acciones que incluyó el 100% de ECUADORTLC significó la transferencia
del 70% de derechos y obligaciones del Bloque 18 y Campo Palo Azul sin
existir la autorización ministerial como lo exigen la cláusula 16.2.1
del Contrato de Participación y el Art. 79 de la Ley de Hidrocarburos.
-
El 24 de enero de 2005 Petrobrás y TEIKOKU OIL Co. Ltd Casa Matriz suscriben, sin autorización previa del
Ministro de Energía y Minas, el “Acuerdo de Venta y Asociación” para la
transferencia del 40% de derechos y obligaciones del Bloque 18 y Campo
Palo Azul. El precitado acto jurídico es causal de caducidad,
conforme lo manda el Art. 74 de la Ley de Hidrocarburos y artículos 1,
2 y 14 del Reglamento para la Transferencia o Cesión de Derechos y
Obligaciones de los Contratos de Hidrocarburos. (Decreto Ejecutivo
1363).
-
La contratista opera el Bloque 18
sin garantía legal desde el año 2002 hasta la fecha. El 29 de Marzo del
2005, mediante Oficio No. 0289-ACP-L-2005, la Unidad de Administración
de Contratos (ACP) manifiesta al Director Nacional de Hidrocarburos que
PETROECUADOR no ha conocido de algún cambio producido en la casa matriz
de su subsidiaria la compañía ECUADORTLC S.A. para que se proceda al
reemplazo de la garantía vigente por otra emitida por PETROBRAS ENERGIA
S.A., ya que no se evidencia que sea una compañía relacionada con la
operadora del Bloque 18, cuya casa matriz y propietaria es PECOM
ENERGIA S. A., una empresa ya desaparecida.
-
El 17 de Octubre del 2006, el Procurador General del
Estado: “considera
jurídicamente procedente que el Ministerio de Energía y Minas autorice
la transferencia del 40% de los derechos y obligaciones del Contrato de
Participación en los Bloques 18 y 31 y del Convenio Operacional de
Explotación Unificada del Yacimiento Común Hollín en el Campo Palo
Azul, solicitado por ECUADORTLC S.A. y Petrobras Energía Ecuador a favor de TEIKOKU OIL Ecuador, sin
que la fecha de suscripción de la Carta de Intención pueda argüirse
como un óbice para el efecto”. Sin embargo, en su informe jurídicamente vinculante,
hace referencia a la compañía Teikoku Oil Co. Ltd. (Casa Matriz) y no a la solicitante Teikoku Oil Ecuador, supuestamente subsidiaria de la primera. Lo cual
significa que dicho informe solo vincula y beneficia a la casa matriz
que no a la supuesta subsidiaria.
-
El 27 de diciembre del 2006, el Ministro Iván Rodríguez,
mediante Acuerdo Ministerial 095, autoriza el cambio de nombre de Pecom Energía a Petrobrás, luego de cuatro años de desaparecida la primera y sin
que ninguna compañía lo haya solicitado.
-
El 11 de enero del 2007, el Ministro Iván Rodríguez,
mediante Acuerdo Ministerial 118, autoriza a Petrobrás transferir a TEIKOKU el 40% de derechos del Bloque 18 y
Campo Palo Azul, sin que antes se haya registrado el cambio de nombre
de Pecom Energía a Petrobrás.
AN ISIS
ECONÓMICO BLOQUE 18 Y CAMPO PALO AZUL:
CAMPO
PATA:
-
El Campo Pata, descubierto en
diciembre de 1998, se encuentra ubicado en el Bloque 18, al
Sur-oeste del pozo Palo Rojo, al
noroeste del campo Sacha, al Este del Río Coca y Noroeste del Campo
Pucuna; a 176 km en línea recta al Este de Quito, en el Cantón La Joya
de los Sachas de la Provincia de Orellana de la Región Amazónica (Mapa
1).
-
Desde el punto de vista técnico, el
Plan de Desarrollo del Campo Pata, de abril 2002, se sustentó en
la perforación de 6 pozos
para alcanzar una producción diaria máxima aproximada de 3231
BPPD.
El período
de vida útil del campo se programó para 20
años. En
la actualidad produce apenas 170 barriles día de crudo.
-
Las
reservas originales probadas (1P), al 31 de diciembre del 2006, han
disminuido sustancialmente en más de un 50 % en comparación de las
presentadas en el Plan de Desarrollo del 2002. Esta es una de las
principales razones para que la producción de crudo haya disminuido
sustancialmente.
-
La
situación técnico-económica del contrato para la exploración y
explotación del Campo Pata ha sufrido sustanciales cambios debido, por
un lado, al aumento del precio de venta del barril de crudo y, por
otro, en razón de los incrementos de las inversiones, costos y gastos,
así como por la sustancial baja de la producción.
-
En
el Plan de Desarrollo presentado por ECUADORTLC S.A., los datos de
reservas y producción, por un lado, fueron exagerados, por decir lo
menos, y por el otro lado, las inversiones y costos y gastos fueron
recortadas para lograr resultados económicos positivos y evitar la
devolución del Bloque al Estado.
-
En el flujo de caja del análisis
económico de la situación actual del Campo Pata del Bloque 18, los
incrementos de las inversiones, costos y gastos y la sustancial
reducción de la producción sobrepasan considerablemente al incremento
del precio del barril de crudo, dando como resultado que la evaluación
económica, para la vida del proyecto, arroje resultados completamente
negativos: una pérdida
para la contratista de 47.15
millones de dólares, 76.11
millones de dólares menos del beneficio neto calculado en el Plan de
Desarrollo; un valor presente neto descontado al 10 % de menos 62.6
millones de dólares,
63.6 millones de dólares menos que lo
calculado en el Plan de Desarrollo.
-
Entonces,
el campo Pata del Bloque 18 no fue ni es comercialmente rentable.
CAMPO
PALO AZUL (PALO ROJO):
-
El
Acuerdo para perforar el pozo Palo Azul 2, del 29 de diciembre de 1999,
contiene disposiciones propias de un convenio de explotación unificada.
-
El 20 de septiembre del 2000, el MINISTRO DE ENERGIA Y
MINAS, mediante Acuerdo Ministerial número 076, calificó de común a dos
áreas de operación: la de PETROPRODUCCION y la de la Contratista,
mediante la declaratoria de campo unificado al Campo Palo Azul. El
Ministro de Energía y Minas, inobservó el Art. 58, párrafo cuarto, del
Reglamento de Operaciones Hidrocarburíferas, que dice: “Serán considerados comunes y por lo tanto sujetos a
régimen de explotación unificada, los yacimientos calificados sobre las bases
técnicas como tales por el Ministerio de Energía y Minas, …”.
-
La
situación técnico-económica del contrato para la exploración y
explotación del Campo Palo Azul ha sufrido sustanciales cambios, debido
al incremento del precio de venta del barril de crudo y al potencial de
producción del Campo.
-
De
acuerdo a los resultados obtenidos de perforación y producción de
crudo, se aprecia claramente que el volumen de reservas del Campo Palo
Azul es 52 % superior al considerado en el Plan de Desarrollo del 2002.
-
En
la ejecución misma del proyecto se observan sustanciales incrementos de
las inversiones y costos en 48,5 y 155,7 % en comparación con los
estimados en el Plan de Desarrollo.
-
A pesar de los incrementos en las inversiones, costos y
aplicación de la última Reforma a la Ley de Hidrocarburos (Ley 042 del
22 de abril del 2006), la evaluación económica para la vida del proyecto
arroja resultados espectaculares: una tasa interna de retorno del 84,8 %; un beneficio neto para la contratista de 595
millones de dólares, 498 millones más que lo previsto en el Plan de
Desarrollo; un valor presente neto descontado al 10 % de 252 millones
de dólares, 240 millones más que lo calculado en el Plan de Desarrollo;
un periodo de pago (PAY BACK) de las inversiones no descontado de 3,6 años.
-
Por cada dólar invertido la compañía obtiene 20,3
dólares. Además, la inversión propia de la Compañía es de apenas
11,83 millones de dólares y el resto de las inversiones, que requiere el
proyecto, salen de los ingresos que genera el propio crudo.
-
Con el aumento del volumen de reservas y el incremento
del precio de venta del crudo Oriente, las contratistas están recibiendo y obtendrán beneficios netos de por
lo menos 5 veces más que lo contemplado en el Convenio de Operación del
Campo Palo Azul.
-
Se solicita: (a) coordinar con la Dirección Nacional de Hidrocarburos
(DNH) y con el Servicio de Rentas Internas (SRI) la verificación del
pago correcto del impuesto a la renta de parte de las compañías; y (b) las auditarías de los últimos años poniendo énfasis en la
verificación y costos.
Análisis
Técnico:
-
El pozo Palo Rojo 1, perforado por
el Consorcio Texaco-Gulf el año 1969, siempre aparece en los mapas de
Texaco con la simbología de pozo no comercial y no de pozo seco; y, por
su posición estructural fue un claro indicador de que el Campo era
prospectivo y por eso fue conservado por el Consorcio Texaco-Gulf y
luego por CEPE-Texaco dentro de su área de contrato. El pozo Palo Rojo
1, dio el nombre a la Estructura Palo Rojo, confirmada posteriormente,
mediante varias campañas sísmicas, por CEPE – PETROECUADOR.
-
En 1999 las compañías CAYMAN-Petromanabí perforaron el
pozo Palo Azul 1 a 280 m al occidente del límite del Bloque 18 y
pidieron autorización para perforar el Pozo Palo Azul 2 en la
estructura Palo Rojo (área de Palo Rojo de PETROECUADOR), por lo que este pozo debió llamarse Palo Rojo 2. Este fue el comienzo de una cadena de irregularidades
técnicas que culminaron con la declaratoria ilegal de Yacimiento Común
a Hollín.
-
Las
interpretaciones estratigráficas entre los pozos Palo Azul 1 y Palo
Azul 2, realizadas por la
Comisión Interinstitucional Petroproducción – CAYMAN (2000) y
ECUADORTLC (2002), no presentan sustento técnico ni científico. Esta
errada interpretación ocasionó: (1) que
se declare Yacimiento Unificado (de petróleo) a Hollín Inferior (por la
Comisión Interinstitucional Petroproducción – CAYMAN, 2000) y luego
extrañamente a todo el paquete Hollín (por el ex ministro Pablo Terán,
Acuerdo Ministerial No. 076 del 20 de septiembre del 2000); y ocasionó
también que (2)
la contratista (primero CAYMAN – Petromanabí y luego ECUADORTLC) se
beneficie de la producción de las reservas de crudo (reportadas como
100 millones de barriles en el Estudio de estimación de Reservas de
Petróleo Crudo y Gas efectuado por la DNH y Petroproducción a diciembre
2006), las que según los informes de producción, entregados
oficialmente por ECUADORTLC a la DNH (ver Anexo 2), se presentan
mayormente en el Yacimiento Hollín Superior (que no fue el objeto de la
declaración de Yacimiento Común), por ejemplo en el Pozo Palo Azul 1,
causando un enorme perjuicio económico al Estado.
-
Las
interpretaciones estratigráficas efectuadas entre los pozos Palo Azul 1
y Palo Azul 2 tanto por la
Comisión Interinstitucional Petroproducción – CAYMAN (2000) como por
ECUADORTLC (2002) no corresponden a la realidad existente en el campo
Palo Azul (Palo Rojo). Esto es, que el reservorio Hollín Superior
existe a escala de campo petrolero y de cuenca Oriente, reservorio que
contiene la mayoría de las reservas de crudo en este Campo.
-
No
se justifica la declaratoria de Campo ó Yacimiento Unificado ó Común a
favor de CAYMAN – Petromanabí,
incluyendo al yacimiento Hollín Superior, puesto que la unificación
solo fue para Hollín Inferior, como se lo manifiesta en el informe de
la Comisión Interinstitucional Petroproducción – CAYMAN (2000). Ello
implica que tal declaración de Campo Unificado, al no poseer un
adecuado sustento técnico y científico, fue forzada e ilegal.
-
El
yacimiento HOLLIN INFERIOR no
fue productor en el pozo PALO AZUL 1,
pues en sus pruebas iniciales reportadas oficialmente dio 100% agua, por
consiguiente fue, es improcedente, antitécnica e
ilegal, LA DECLARATORIA DE COMÚN para el
yacimiento HOLLÍN INFERIOR
pues este no
tiene RESERVAS de PETRÓLEO.
-
Luego
de tres años de insistencia de la Contraloría General del Estado,
a finales del 2006, se
perforó el pozo intermedio entre Palo
Azul 1 y Palo Azul 2, conocido como Palo
Azul 35,
localizado aproximadamente a 1 km del pozo Palo Azul 1.
Este pozo fue cerrado en Octubre del 2006 por no ser productivo, ya que
tuvo 95% de agua y, se demostró, de esta manera, que el
supuesto yacimiento
COMUN HOLLÍN
no existió ni existe.
De haberse perforado oportunamente este pozo, como lo solicitó
Petroproducción en 1999, técnicamente no hubiese sido posible la
declaratoria de Yacimiento Común y se hubiese evitado el enorme
perjuicio al Estado.
-
Las
pruebas de producción de crudo del pozo PALO
AZUL 1, reportadas oficialmente por
ECUADORTLC a la Dirección Nacional de Hidrocarburos, muestran a HOLLIN
SUPERIOR como el yacimiento productor, mientras que las reservas las
reporta la misma Cía. en Hollín Inferior. Los reportes de la operadora
faltan a la verdad.
Causas
de caducidad y recomendación:
-
Violación del Art. 74 de la Ley
de Hidrocarburos, en los siguientes numerales:
Numeral
2, en relación a la falta de garantía para la
explotación del Bloque 18, prevista en el Contrato de
Participación;
Numeral
8, por incurrir en falsedades de mala fe en los informes sobre datos
técnicos, como aquellas que indujeron a la declaratoria de
Yacimiento Común.
Numeral
10, por señales de fraude y aprovechamiento de información
privilegiada para forzar la suscripción del Convenio de
Explotación Unificada;
Numeral
11, por celebrar el Acuerdo Privado entre Petrobras
Energía y TEIKOKU Oil
CO. Ltda.,
para la Cesión de Derechos y Obligaciones Contractuales, sin
la autorización previa del Ministerio de Energía y
Minas;
Numeral
12, por integrar un Consorcio, sin autorización previa del
Ministerio de Energía y Minas;
Numeral
13, por reincidir en infracciones a la Ley de Hidrocarburos y sus
Reglamentos, como ceder derechos y obligaciones contractuales sin la
debida calificación de los cesionarios; por ceder acciones a
empresas no domiciliadas; por intervención de falsos
representantes o apoderados en la celebración de contratos;
por mora en el pago del 50% de los excedentes petroleros; por
incumplimiento del pago del 15% a los trabajadores; por evasión
del pago de impuesto a la renta al imputar costos no permitidos por
el Reglamento de Contabilidad de Costos;
-
El Grupo Interdisciplinario,
creado a través de Acuerdo Ministerial 059, el 14 de mayo del 2007, por
todas las causales antes indicadas y por la violación de varias
disposiciones constitucionales y legales, considera PROCEDENTE LA
INICIACIÓN DEL PROCESO ADMINISTRATIVO PARA DETERMINAR LA EVENTUAL
DECLARATORIA DE CADUCIDAD DEL CONTRATO DE PARTICIPACIÓN PARA LA
EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROS Y EXPLOTACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO EN EL
BLOQUE 18 DE LA REGIÓN AMAZÓNICA Y DEL CONVENIO OPERACIONAL DE
EXPLOTACIÓN UNIFICADA DEL YACIMIENTO COMÚN HOLLÍN EN EL CAMPO PALO AZUL.
-
El Grupo Interdisciplinario
analizó también el informe elaborado por la Comisión de Control Cívico
de la Corrupción (CCCC), de Febrero del 2003 y, sobre el estudio legal,
técnico y económico efectuado al proceso de cesión de derechos,
calificación de común del yacimiento Hollín del campo Palo Azul (Palo
Rojo) y de la comercialidad del Bloque 18, coincide plenamente con las
conclusiones y recomendaciones emitidas por el CCCC, por lo que
solicita a las autoridades pertinentes acoger las mismas.
-
Sobre la base de las
irregularidades e ilegalidades identificadas en este estudio, las
autoridades pertinentes deben realizar las investigaciones necesarias,
y establecer y sancionar a los responsables.
|
