Jesús Fernando de la Torre, MBA – Gestión de Riesgos y Reestructuración de Pasivos escribió un artículo donde señala:
Erase Agosto 2021 (a pocos días que el recientemente elegido Presidente de la Republica haya anunciado, en su mensaje por fiestas patrias, el fortalecimiento de la petrolera estatal como elemento de su agenda política), cuando la entonces Alta Dirección de PETROPERU firmaba (con la anuencia de su Directorio) un ética y económicamente problemático pre contrato por el que la petrolera de todos los peruanos se obligaba a ceder a futuro el 61% de los derechos que por 30 años iba a tener en el Lote 192 (ex Lote 1 A-B) con Reservas Probadas 1P mayores a 90MM de barriles, las cuales a USD 95 el WTI y un diferencial de “menos USD 10/barril” representarían aproximadamente USD 8 billones de patrimonio.
Como contraprestación, el “futuro socio” se comprometía a hacer las necesarias inversiones en los dos primeros años (i.e. aproximadamente USD 150mm) para volver a poner en producción el Lote a razón de 12 MBDC. De ahí, invertiría USD 200mm en pozos de desarrollo a ser perforados en 10 años a partir del año 3 y otros USD 140mm en pozos exploratorios a ser perforados en 30 años a partir del año 6 (los primeros 5 años solo se perforaría 1 pozo o se haría sísmica 2D/3D hasta por un monto de USD 20mm). En total USD 510mm en 30 años de los cuales solo los USD 150mm de los primeros dos años estarían exentos de la “fuerza mayor” tradicionalmente invocada por las petroleras clientes de PERUPETRO como justificación para no cumplir sus compromisos de inversión.
Al referido precio menos regalías al 20% y costos de producción ALL-IN de USD55/barril, la producción de 12MBDC a partir del año 3 podría generar flujos anuales antes de impuestos no menores a USD 57mm con los que en once años se habrían cubierto TODAS las inversiones de la vida del contrato. Si la producción se llegase a elevar a 20MBDC como se ha venido diciendo (en justificación del referido pre contrato) el flujo anual seria USD95mm con los cuales se cubrirían todas las inversiones en siete años.
La beneficiaria de esta “cesión a futuro” era la subsidiaria en Perú (constituida días antes con un capital mínimo) de una empresa legalmente canadiense, pero de sangre colombiana que NO TENDRIA ningún activo petrolero en ninguna parte del mundo y que unos años atrás habría sido descalificada por PERUPETRO en sus pretensiones de tomar la concesión del Lote 8. Como eventual titular del 61% de las reservas 1P (Borrowing Base), esta empresa tendría más adelante acceso a capital de riesgo y/o financiamiento bancario en exceso de lo necesario para el Lote 192, y con su socio minoritario (i.e. PETROPERU) obligado a repagarle el 39% de las inversiones que se hagan (cediendole para ello también el 80% de su 39% de participación en los flujos del yacimiento).
Al margen de lo inequitativo de las condiciones y la razonablemente alta probabilidad que las inversiones del año 5 en adelante no se hagan alegando “fuerza mayor”, existe el riesgo que una caída fuerte en el precio internacional del crudo redunden en el eventual abandono de las operaciones del 192 por parte del “socio capitalista” en un Joint Operating Agreement (JOA). Por otra parte, dada la redacción del Contrato de Licencia así como la del pre contrato, existiría el riesgo (quizás parcialmente mitigable en el JOA) que el socio mayoritario apalanque su participación en las reservas del 192 (i.e, Borrowing Base) para levantar fondos para otros proyectos en otras localidades, inclusive fuera del pais, y que las desventuras que puedan ahí darse también lleguen a motivar su abandono del 192.
En ambos casos la fianza por solo el 10% de una parte de los compromisos de inversión y la “garantía” de la matriz en la forma de una simple carta (similar a un Comfort Letter) no mitigarían estos riesgos y de materializarse alguno de ellos, PERUPETRO y PETROPERU se quedarían con un problema similar al que el Estado tiene hoy en el Lote 8.
La solución al dilema de ir en un JOA con este o algún otro “socio estratégico”, asumiendo los mencionados riesgos, podría estar en “pensar fuera del cuadrado” y, aprovechando el marco de las NIIF vigentes, crear una filial de PETROPERU (en asociación con FONAFE sería mi recomendación) cuyos activos y pasivos no consoliden en el balance de la petrolera de todos los peruanos (ni en el de FONAFE) y que sea esta filial la que, en conjunto con el “socio estratégico” que finalmente se elija, conformen una subsidiaria ad-hoc para explotar el Lote 192 en una suerte de Joint Venture (JV) con personería jurídica propia.
A diferencia del JOA, esta estructura permitiría que tanto la filial como la subsidiaria ad-hoc no se contaminen con los problemas que pueda tener hoy o mañana PETROPERU y que por ende ya no sea requisito sine-qua-non que la empresa de todos los peruanos sea socio minoritario. Esta estructura permitiría también que la subsidiaria apalanque sin mayor obstáculo las reservas del 192 para el equitativo beneficio del negocio y de sus dueños.
Los ingresos de operación, al igual que los fondos que se levanten en los mercados de capitales del país o del exterior, serian para la subsidiaria. Las inversiones y gastos serian los que aprueben sus dueños, sin posibilidad de unilateralmente apalancar reservas para financiar otros proyectos. PETROPERU podría ceder parte de sus flujos al MEF para repagar los USD750mm que la actual administración tomo prestados y que es imposible que cumpla con devolver a fines de diciembre 2022 como está establecido.
No olvidemos que la estatal cerró el 2021 con un capital de trabajo de USD804mm en rojo, incluyendo USD1,352mm en deuda a proveedores contra solo USD641mm en inventarios y USD824mm en deuda bancaria revolvente contra solo USD315mm en cuentas por cobrar comerciales (yo aun no era Gerente Corporativo de Finanzas, por si acaso).
La inversión de los primeros dos años sería el «derecho de llave» a ser pagado por el “socio” por su participación en los derechos de PETROPERU en el Lote 192 y podría ser contabilizado como aporte de capital a nombre de la región anfitriona (Loreto en este caso) o de las comunidades nativas de la zona. Es importante resaltar que esta inversión inicial no sería nada en comparación con el valor de las reservas 1P disponibles desde el día uno.
Este modelo podría replicarse sin mayor problema, con diferentes socios estratégicos, para la explotación de los lotes del noroeste cuyos contratos están próximos a expirar y cuya producción es vital para el funcionamiento de la Nueva Refinería Talara (NRT) en tanto forma parte de la dieta de crudos para la cual fue diseñada. Food for thought.
Cierro con un pedido al MEF, el MINEM, PERUPETRO y PETROPERU: Por favor, no más regalos de reservas probadas 1P en un país con los precios de combustibles más altos de la región y con su petrolera estatal sobre endeudada y sin producción propia de crudo.
