lunes, 13 de abril de 2015

PASADO, PRESENTE Y FUTURO DE: GRAÑA Y MONTERO PETROLERA S.A.

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACOENTTI (Investigador UNMSM)

El ministro de economía y finanzas, la ministra de energía y minas más el actual directorio de PetroPerú tendrán que explicar al Congreso de la República y a la opinión pública las razones que sustentaron la no participación de PetroPerú S.A. en el 25 por ciento del capital social en la asociación con la petrolera Graña y Montero en los lotes III y IV, en un contrato que fue negociado por el organismo estatal promotor de la inversión y de los contratos como es PerúPetro, entre los meses de marzo y diciembre del 2014, cuando se declaró ganador a la referida empresa privada con una participación del 75 por ciento de participación.

La ministra ha expresado que el directorio anterior ha sido sorprendido por las gerencias de PetroPerú que habrían proporcionado una información incompleta sobre la rentabilidad y los compromisos de inversión que tendría que asumir PetroPerú para honrar su participación del 25 por ciento donde supuestamente se asumirían pasivos firmes y/o contingentes que pondrían en riesgo el financiamiento de la modernizaión de la refinería de Talara.

Se ha dicho también que la producción de los lotes III y IV es marginal no más de 2,500 barriles diarios de los cuales una participación del 25 por ciento no sería atractiva ni conveniente para PetroPerú, soslayando que el anterior operador de los lotes la noruega InterOil desde el 2010 disminuyó significativamente las inversiones y la perforación en los pozos de desarrollo en razón del término contractual a inicios del 2012.

En este artículo analizaremos la producción y rentabilidad del Graña y Montero obtenida en los lotes I y V en el período 2005 al 2014 lo cual demostrará la importante rentabilidad que obtiene esta empresa con una producción diaria al inicio de operaciones menores a los 1,000 barriles día para alcanzar los 1,756 barriles en el 2014.

La rentabilidad será estimarda a partir de la categoría EBITDA, es decir la utilidad operativa antes de los abonos por el pago de intereses e impuestos y antes de las deducciones que se cargan a los costos por concepto de depreciaciones y amortizaciones. Ello le permitirá tener un margen de rentabilidad del EBITDA en relación a los ingresos superior al 40 por ciento en el período 2005 al 2014 como se analizará.

UN POCO DE HISTORIA

A inicios de la década de los años noventa el gobierno del presidente Alberto Fujimori en contra del discurso electoral de fortalecimiento de las empresas públicas que generaban cuantiosas pérdidas por los generosos y absurdos subsidios establecidos en el primer gobierno aprista, promovió la privatización por partes de las diversas unidades que conformaban PetroPerú S.A.

Así, se transfirireron al sector privado las estaciones de servicios (grifos) que detentaba la petrolera estatal y que servían de contrapeso frente a las presiones e intereses de las cadenas de grifos privados. También se privatizaron a precios subvaluados diversas empresas filiales de PetroPerú como Solgás (1992), la naviera Tranoceánica (1993) y se decidió la entrega en lotes pequeños las diversas locaciones que conformaban el viejo lote X en Talara/ Piura.

Como escribía en mayo de 1994 “ En lo que va de 1992 y 1993, las operaciones noroeste de PetroPerú experimentaron un proceso de privatización a través de la “suelta de lotes” considerados marginales por sus “altos costos”. Ello en el marco del Plan de Transformación, que significa en la práctica una forma de privatización” (Revista de la Facultad de Ciencias Económicas de la UNMSM Nº 2 Mayo 1994”

Se transferían al sector privado lotes con reservas probadas, más de 925 pozos activos y producción fiscalizada en lo que fueron denominados los lotes I (San Pedro, Tablazo) con un costo de producción de US $ 21.4 dólares el barril. El lote II (Hualcatal) con un costo de producción de US $ 15 dólares el barril. El lote III (Portachuelo, Lobitos, Lomitos, Pariñas) con un costo de producción promedio de US $ 18 dólares el barril. El lote IV (Alvarez) con un costo de producción de US $ 12.9 dólares el barril y el lote V (Los Organos, Lagunitos) con un costo de producción de US $ 14 el barril.

En verdad, estos lotes fueron transferidos para valorizar a las empresas de capitales nacionales que no pagaron por las reservas probadas, pactando en algunos contratos tasas de regalías elevadas como en los lotes II, III, IV, IX.

Así, con el argumento que representaban altos costos de producción para PetroPerú pues se consideraban en los mismos los costos y gastos del oleoducto norperuano, los gastos del edificio principal, los montos de amortización por intangibles etc. Es decir, se consideraban una serie de costos que no estaban ligados directamente con la producción. Los yacimientos cuya explotación superaba un costo promedio de US $ 14 dólares el barril fueron transferidos a las empresas privadas.

Por ello, diversas empresas petroleras como Cavelcas y Geopet S.A. iniciaron operaciones en el Lote I hacia 1992 con una producción de 707 barriles por día. Hacia julio de 1995 dicho contrato fue transferido y asumido por Graña y Montero S.A. una empresa sin mayor experiencia en el sector de hidrocarburos, pues es una empresa especializada en el ramo de la construcción pero que reconocía en la explotación de hidrocarburos en los llamados lotes marginales de la Cuenca Talara una oportunidad de negocios.

Asumiendo el lote V en 1993 con una producción inicial de 36.4 barriles por día para luego aumentar la misma sobre los 200 barriles diarios, y el lote I hacia 1995 con una producción preliminar de 746 barriles diarios, hoy la producción conjunta de ambos lotes está en un promedio sobre los 1,755 barriles por día tomando como referencia el 2014.

Se debe recordar, que ambos lotes I y V se explotan bajo la modalidad de un “contrato de servicios” donde a la empresa se le reconoce una retribución y la propiedad de los hidrocarburos corresponde al estado vía PerúPetro. Este crudo es de un alto API y es íntegramente vendido a PetroPerú a precios de mercado, para ser procesado por la refinería de Talara.

RENTABILIDAD SOBRE EL 40%

Como diría un alto funcionario de Graña y Montero: “ ¡Obtener petróleo en el Zócalo Continental es tan rentable aún si se trasladase el crudo en camiones! No existe negocio lícito más lucrativo ahora que la actividad petrolera”

Por ello, el cuadro Resultados Económicos de Graña y Montero Petrolera S.A. entre el 2005 al 2014 nos expone los precios internacionales del petróleo tomando como referencia los precios Brent. También se expresan la producción diaria conjunta de los lotes I y V, que representaban los 892 barriles diarios, elevándose sobre los 1,012 en el año 2007 para incrementarse sobre los ´1,591 barriles diarios en el 2013 y sumar los 1,755 barriles por día en el 2014.

Asi mismo, se presentan los ingresos de la petrolera por la venta de hidrocarburos, petróleo y gas fundamentalmente, niveles de ingresos que se ubicaban sobre los US $ 40 millones de dólares en el 2005, para subir a los US $ 71.6 millones en el 2008, escalar los US $ 108.8 millones en el 2012 y subir a los US $ 123.4 millones en el 2014 como se podrá observar en el cuadro respectivo.

A diferencia del comportamiento económico de InterOil en los lotes III y IV, Graña y Montero incrementa la producción en los lotes I y V aprovechando la bonanza y los precios crecientes del crudo, que con el marcador Brent superan los US$ 111 dólares el barril en el 2011 y 2012. Si bien la producción de los lotes I y V tiene su valorización de acuerdo una canasta de crudo el referente del precio Brent es el que mejor se ajusta.
En tal sentido, la elevada rentabilidad del negocio se expone en el margen del EBITDA que estima la utilidad operativa antes del abono de impuestos, intereses, y las deducciones que se cargan a los costos por concepto de depreciaciones y amortizaciones, todo dividido entre los ingresos.
Así, el margen del EBITDA con excepción del año 2009 en razón del bajón de los precios siempre supera el 40 por ciento, alcanzando un margen del 48 por ciento en el 2011 y 2012.

Si en el 2011 las utilidades netas alcanzaron los niveles de US$ 25.6 millones, en el 2012 fueron de US$ 22 millones, en el 2013 de US$ 15.4 millones y en el 2014 superaron los US$ 20.5 millones, ello está demostrando la rentabilidad del negocio con mínimas inversiones. En todo caso, en un inicio serán los excedentes obtenidos por la explotación en los lotes I y V que antes fueron de PetroPerú, los que financiarán las inversiones en los lotes III y IV. ¡Luego del mismo cuero salen las correas!

En todo caso, en los lotes I y V con una producción menor a los 1,500 barriles diarios, explotando yacimientos que fueron calificados como marginales, Graña y Montero ha obtenido una importante rentabilidad.


A partir del 6 de abril del 2015 con la producción adicional de los lotes III y IV acrecentará sus utilidades rápidamente con menores riesgos, pues efectuará intensivamente perforación en pozos de desarrollo, donde tendrá el 100 por ciento de la producción y de las utilidades, pues el 25 por ciento que le pertenecía a PetroPerú le fue enajenado, sustraído a PetroPerú por mandato de su Junta de Accionistas y su acólito directorio afectando los intereses del estado peruano.




lunes, 6 de abril de 2015

¿QUÉ HA PERDIDO PETROPERÚ AL NO PARTICIPAR EN LOS LOTES III Y IV?

ESCRIBE: Jorge Manco Zaconetti (Investigador UNMSM)

1.     Con el compromiso de ampliar la información presento el resumen de los estados financieros de la empresa noruega Inter Oil S.A. por sus operaciones en los lotes III y IV en el período 2005 hasta el primer semestre del 2014, asumiendo primero la producción de Mercantile hasta el 2006 y luego bajo responsablidad de Inter Oil hasta el 2014. Ambos lotes que desde el 6 de abril del 2015 serán asumidos al 100 por ciento por la petrolera Graña y Montero Petrolera S.A.

Se presentan también los precios del crudo Brent que experimentaron una vorágine de crecimiento que pasaron de los US$ 54.57 dólares el barril en el 2005 para alcanzar los US$ 111 dólares el barril en el 2011 y 2012 justamente cuando terminaba el contrato firmado por 20 años. De allí el interés manifiesto por quedarse dos años adicionales en la explotación de ambos lotes, los mismosque debieron ser transferidos al 100 por ciento a PetroPerú si de verdad se aspiraba a su fortalecimiento empresarial.

Y lo que es peor con argumentos políticos e ideológicos se negó la participación minoritaria del 25 por ciento a la petrolera estatal en un negocio rentable que no entrañaba riesgo alguno, pues la perforación de pozos de desarrollo y las reservas probadas y posibles superiores a los   28 millones de barriles aseguraban la rentabilidad del negocio.

Con los precios del crudo Brent por año que constituye el mejor referente por la calidad del crudo en la Cuenca Talara, se consideran los  ingresos obtenidos entre el 2005 al primer semestre del 2014 deducidos los abonos de regalías que tienen la consideración de gasto. Si bien las tasas de regalías son altas pues resultan equivalentes al 49.50 por ciento en el lote III y de 48.90 por ciento las mismas  se restan de los ingresos brutos.

Los ingresos netos en el año 2006 que adoptamos como referencia fueron del orden de los US $ 25.6 millones y alcanzaron los niveles más altos en el 2011 cuando sumaron los US $ 83.4 millones de dólares y los precios llegaron a un nivel de US $ 111 dólares el barril. Para el 2012 y 2013 disminuyen los ingresos a pesar de los precios altos en razón de la caída de la producción como se podrá observar en el cuadro respectivo.

En el 2009 se alcanzaron los más altos niveles de producción sumando los 4,022 barriles diarios en el lote III y 1,154 barriles en el lote IV, en total una producción de 5,176 barriles diarios, con un abono de regalías de US $ 48.6 millones, y un precio promedio de US $ 61.74 dólares el barril.

En otras palabras Inter Oil desde el 2011 disminuyó de manera sustancial las inversiones en pozos de desarrollo necesarios para aumentar la producción y las reservas, y se dedicó a un drenaje intensivo, como se puede observar en el cuadro “Prodcción de Petróleo y Pago de Regalías Petroleras de lo Lotes III y IV”

2.     En segundo lugar, se presentan las  utilidades operativas, las depreciaciones más las amortizaciones que constituyen la generación interna de recursos (GIR) que resulta el mejor indicador para estimar la rentabilidad.

El GIR o excedente económico constituye un valor  antes del pago de impuestos, intereses y las deducciones por concepto de amortizaciones y depreciaciones que se cargan al costo pero que no significan una salida real de capital. Como se podrá observar en el cuadro respectivo desde el 2011 en especial en el 2012 se han cargado a costos importantes montos por concepto de depreciaciones y amortizaciones llegando a los US $ 82.7 millones de dólares, las cuales no dejan de ser utlidades.

Es decir, la suma de las utilidades operativas más los montos que se cargan a los costos como las amortizaciones y depreciaciones constituyen parte del excedente económico o renta petrolera conjuntamente con las regalías e impuesto a la renta que captura el estado.

En tal sentido la rentabilidad empresarial antes de impuestos y deducciones por amortizaciones y amortizaciones era del 74 por ciento en el 2006 con una producción conjunta en ambos lotes de 1,706 barriles diarios, y un ingreso neto de US $ 25.6 millones con precios referenciales de US $ 65.16 dólares por barril.

Igualmente la rentabilidad empresarial antes de impuestos y deducciones por amortizaciones y amortizaciones era del 64 por ciento en el 2010 con una producción conjunta en ambos lotes de 3,921 barriles diarios, y un ingreso neto de US $ 58.2 millones con precios referenciales de US $ 79.61 dólares por barril.

Incluso con una producción conjunta en los lotes III y IV de 2,654 barriles diarios como el 2013 el margen de rentabilidad antes de impuestos y deducciones por amortizaciones y depreciaciones era del 60 por ciento, con precios del crudo de 108 dólares el barril.

Es decir, la rentabilidad del negocio de explotación en los lotes III y IV es un negocio seguro, así los precios disminuyan a US $ 50 dólares el barril, pues rápidamente Graña y Montero levantará la producción diaria en razón que el anterior operador dejo de hacer inversiones desde el 2011.

3.    Por  último se exponen las utilidades netas que son las utilidades netas residuales deducidos los costos de venta, gastos de venta y administrativos más los gastos financieros. Como se podrá observar el único año donde se declaran pérdidas netas es en el año 2010 con resultados negativos de US $ 7.7 millones.

En el 2012 declaran pérdidas netas del orden de los US $ 28.3 millones pero ello se explica por los altos niveles de los montos de depreciaciones y amortizaciones que se cargan a los costos que en dicho año sumaron los US $ 82.7 millones de dólares. Es decir, la empresa Inter Oil a sabiendas de la proximidad en el término contractual incrementó los montos por amortizaciones y depreciaciones, es decir, descapitalizó los activos.

Por ello, cualquier estudiante de finanzas reconoce que para estimar la rentabilidad empresarial debe considerar la utilidad operativa y más las sumas que se cargan a los costos por concepto de depreciaciones más amortizaciones.

Con una rentabilidad del excedente antes de impuestos, depreciones y amortizaciones, tener un margen de rentabilidad del orden de 60 por ciento, o  72 por ciento determina una alta rentabilidad, la misma que se le ha negado a PetroPerú, es decir a todos los peruanos.

4.     La ministra del sector energía y minas y el actual presidente del directorio de PetroPerú, señalan que el directorio en la gestión del Ing. Pedro Touzett recibió una información parcial sobre los estados financieros, producción reservas probadas, posibles y probables de los lotes III y IV.

Es decir, la ministra arguye que la gerencia o gerencias de PetroPerú indujeron a engaño al directorio anterior y por ello tomaron decisiones a favor de la participación de PetroPerú con el 25 por ciento  en el capital suscrito y pagado como en la participación de la producción, en un contrato que fue supervisaddo, promovido y autorizado por PerúPetro.

Estas constituyen graves acusaciones que deberán demostrarse y suponen una intervención y fiscalización del Congreso de la República pues se estarían afectando recursos públicos al negarse la participación de PetroPerú con el 25 por ciento en los lotes III y IV.

El aspecto central que la sra. Ministra Rosa María Ortiz tendrá que explicar  al país se relaciona con los ingresos y utilidades que PetroPerú dejará de percibir al negársele una participación del 25 por ciento en un negocio seguro que tiene más de 28.5 millones de reservas probadas y probables, y donde se ejecutarán intensivamente más de 560 pozos de desarrollo que entrañan mínimos riesgos.


Es más, si el el grupo Graña y Montero en un contrato negociado con Perúpetro aceptó la participación estatal, y realizó sus proyecciones de ingresos y utilidades en un horizonte de 30 años, con una participación del  75 por ciento como negocio privado asumiendo una rentabilidad futura asegurada, el 25 por ciento de la producción que graciosamente la Junta de Accionistas le conceden, es decir los titulares de economía y finanzas con la ministra de energía y minas. Por ello, tendrán que explicar al país y a la opinión pública las razones técnicas y económicas por las cuales no era conveniente la participación de PetroPerú con el 25 por ciento en los lotes III y IV.




Dudan de que Graña y Montero cumpla con perforar más de 500 pozos

En 10 años. Mientras que en Talara en los lotes I y V, durante 20 años de operaciones, trabajó apenas con 93 pozos de desarrollo.

Por Carlos Bessombes B.
En Diario La República - Economía: Lima, lunes, 06 de abril de 2015

Aunque desde ayer Graña y Montero Petrolera tomó posesión de los lotes III y IV en Talara, existen dudas sobre si esta empresa logrará cumplir sus compromisos de inversión en los próximos 10 años.

Ello porque la oferta técnica ofrecida por GMP fue realizar en el lote III 23 pozos de desarrollo por año durante 10 años, mientras que en el lote IV debe hacer 33 pozos en similar periodo. Un total de 560 pozos.

Según cifras del mercado, realizar hoy un pozo de desarrollo demanda entre US$ 700 mil a US$ 1 millón, y por ello las inversiones totales a desarrollarse en ambos lotes se estiman entre US$ 560 millones y US$ 630 millones.

Para el investigador de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos (UNMSM) Jorge Manco Zaconetti, al margen de este agresivo compromiso de inversión vale la pena mirar el comportamiento de GMP en los lotes I y V, en los que en 20 años de operación apenas perforó 93 pozos de desarrollo y solo dos pozos de exploración.

Aún cuando ambos lotes aportaron en el 2014 el 2,5% de la producción nacional de petróleo, GMP tuvo ingresos en ventas a causa de ellos por US$ 123 millones.

Para el caso de los lotes III y IV, en los que se decidió que Petroperú no participe con el 25%, Interoil (el operador hasta antes de GMP) tuvo en el 2012 ingresos por US$ 62 millones cuando el barril de petróleo tenía una cotización de US$ 100.

Manco precisó que con la cotización actual del WTI los ingresos en ambos lotes se calcularían a la mitad, siendo aún así cifras nada despreciables.

Los lotes III y IV tienen reservas probadas de 24 millones de barriles cuyo 25% (que debía corresponderle a la estatal) representa 6 millones de barriles igual a un ingreso bruto de US$ 300 millones en un horizonte de 21 años.