lunes, 2 de octubre de 2017

EL CONTRATO LOTE 1- AB AHORA 192 BIRLADO A PETROPERÚ

HISTORIA DE UNA INFAMIA NEGRA COMO EL PETRÓLEO

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI

La historia del lote 1-AB ahora denominado lote 192 por razones de fuerza mayor, resume una historia negra de infamia, de entreguismo de nuestros gobernantes hacia el poder de las empresas transnacionales, constituye una fuente de corrupción, es un sinónimo de contaminación ambiental con históricos pasivos contra el equilibrio natural de la Amazonía que nadie asume en serio, a pesar de casi cuarenta y cinco años (45) de explotación privada desde 1973 al 2017.

Son responsables de tal  realidad, el estado capturado por el capital privado, con el organismo regulador Perúpetro como también las empresas Occidental Petroleum (OXY), que sería  la mayor contaminante, la empresa de capitales gauchos que se hizo grande en nuestro país, Pluspetrol Norte (2001) y en menor medida la  quebrada canadiense Pacific Stratus Energy, ahora Frontera que adopta otros nombres para despistar, que desde fines del 2015 tiene la responsabilidad sobre el lote 192.

Es más, a nivel laboral el lote 1-AB ahora lote 192 expone la cruda explotación de la fuerza de trabajo, en el aislamiento de la selva, con jornadas atípicas de trabajo y enajenación de la participación de las utilidades a los trabajadores que en lugar de percibir como actividad extractiva el 8 por ciento de la utilidad imponible, les han distribuido apenas el 5 por ciento de la utilidad imponible, como si fueran trabajadores de una actividad de servicios tipo comercio.

A ello debe sumarse el despido de más de trescientos trabajadores de parte de Pacific Stratus/Frontera que operaban el lote 1-AB con reconocida experiencia petrolera pues muchos de ellos provenían de las operaciones de OXY/Pluspetrol Norte, a los cuales no se les ha reconocido la estabilidad del trabajo en las operaciones, para contratar a jóvenes con menores remuneraciones.

Así, desde inicios de los años setenta del siglo pasado con la OXY de Arnold Hammer, pasando por la argentina Pluspetrol Norte, y Pacific Stratus el lote 1-AB siempre ha estado bajo gestión privada, cuando por mandato de la ley de hidrocarburos debió ser transferida a la petrolera estatal PetroPerú en agosto del 2007, tal como lo disponía la ley de hidrocarburos vigente en 1986.

La importancia del lote 1-AB ahora llamado lote 192 al cual se le han sumado miles de hectáreas, está ubicado en la selva norte en la localidad de Andoas, en la provincia Datem del Marañon, en el departamento de Loreto y hasta el año 2015 ha sido el lote responsable de la mayor producción de petróleo crudo y es también el lote que cuenta con las mayores reservas probadas de petróleo, probables y posibles del país, que en última instancia determinan su valor, las cuales debieron ser transferidas a PetroPerú en el 2007.

Con el cuadro y gráfica correspondiente “Pluspetrol Norte: Producción de Petróleo en el Lote 1-AB” se puede captar el comportamiento de la producción desde 1995 a cargo de la Occidental con una producción diaria promedio de 53 mil barriles diarios con una tendencia a la disminución crónica, pues en el 2000 se producía un poco más de 36 mil barriles diarios para seguir en bajada a los 26,660 mil barriles en el 2007, para ubicarse en los 9,510 barriles en el 2015 y llegar a 3,000 barriles diarios como promedio en el período enero/agosto del 2017. ¡Como el tango, la producción fue cuesta abajo!

Al margen de la tendencia decreciente de la producción debemos señalar que por los problemas del Oleoducto Norperuano de PetroPerú, que han determinado su cierre temporal, con atentados de terceros recurrentes desde el 2015, que explican la mínima producción de crudo del lote 1-AB ahora denominado lote 192.

Sin embargo a pesar del cierre temporal del Oleoducto Norperuano, las reservas probadas y probables del lote 192, con sus instalaciones determinan que tenga un gran potencial económico que se potenciaría con la modernización de la Refinería de Talara-PetroPerú a partir del 2021.

¡GRAVE CONTAMINACIÓN SIN RESPONSABLES!

Los diversos grupos étnicos de la Amazonía desde el 2009 de forma recurrente toman sus instalaciones como medida de protesta ante la inopia y desinterés del propio estado de solucionar positivamente la grave comtaminación ambiental, pues recién en dicho año, por la presión social se impone la reinyección de las aguas residuales con contenido de aceites, aditivos, que hasta ese entones se vertían irresponsablemente en los ríos, lagunas, contaminando el ambiente.

Los nautvos aguarunas, achuares, jíbaros etc. hastiados de la grave contaminación ambiental, cansados de las “múltiples mecidas” de los propios representantes del estado para resolver el grave problema ambiental, donde se verifican más de 90 pasivos ambientales que no tienen solución hasta ahora y ninguna valorización sobre el costo de remediación por asumir, tanto de parte de las empresas, ni del propio estado ni del organismo regulador y promotor de la inversión en el sector de hidrocarburos: PerúPetro.

En la renegociación contractual de 1986 con la OXY durante el gobierno de Alan García, ni la negociación del 2001 con Pluspetrol en el gobierno de transición, ni en el 2015 con el gobierno de Humala se asumió con seriedad resolver el problema de los pasivos ambientales; la política ha sido siempre “soplar la pluma” es decir, derivar hacia más adelante la remediación ambiental.

Cabe recordar que según declaraciones de la empresa Pluspetrol Norte cuando operaba dicho lote ante la naturaleza de crudo pesado extraído del lote 1-AB para poder extraer 3 barriles se hacía necesaria la inyección de 97 barriles de aguas tóxicas con químicos que una vez obtenido el crudo eran vertidas al medio ambiente contaminando ríos, lagos y lagunas emprobreciendo a la madre naturaleza.

Por ello, el gobierno de ese entonces en razón de la presión de las comunidades nativas  comprometió a la empresa Pluspetrol a ejecutar las inversiones en la reinyección de las aguas tóxicas, cuestión que se práctica desde el 2010 mas los pasivos ambientales no han sido resueltos.

UN POCO DE HISTORIA

Durante el gobierno de transición democrática 2000/2001 se llevó cabo una extensión contractual hasta agosto del 2015 por el lote 1-AB, a favor del nuevo operador Pluspetrol que negoció con la OXY la transferencia de dicho contrato. Éste debía caducar en agosto del 2007 en razón de la renegociación alcanzada durante el primer gobierno del presidente Alan García (22 de marzo de 1986)

En el lote 192 antes 1-AB a diciembre del 2014 según el Libro Blanco de Reservas se reconocían un poco más de 134 millones de barriles de reservas de crudo pesado que tienen un alto valor de mercado así el crudo tenga un precio menor a los US $ 50 dólares el barril.

Para el 2017 si se descuenta la producción acumulada del 2015 un poco más de 3.4 millones de barriles y el 2016 menos de 0.5 millones de barriles, las reservas probadas explotables comercialmente bordean los 74 millones de barriles, pues con los precios internacionales deprimidos menores a los 50 dólares el barril, el valor económico del lote disminuye, pero siguen siendo rentables pues dicho lote con precios de 30 dólares el barril le generaba utilidades al operador en el período 2003/2004.

Claro está si dicho lote hubiese sido transferido a PetroPerú en el 2007, la estatal se hubiese beneficiado con el ciclo alto de precios del petróleo que llegaron a bordear los US $ 100 dólares el barril con excepción de los niveles del 2009 por la crisis financiera, para luego recuperarse en 2011 hasta el 2014.

Se debe tener presente que el valor de las reservas probadas que se pueden explotar  depende del precio de mercado y de la tecnología apropiada, y la producción  del crudo del lote 192 antes lote 1-AB tenía que ser exportada a precios castigados pues no puede ser tratada por ninguna refinería que opera actualmente en el país.

En el caso del lote 192 con el nivel de reservas probadas al 2014 el horizonte de vida sería superior a los 20 años sin contar las reservas probables, posibles y recursos que se estiman superiores a los 400 millones de barriles, pues estamos ante el lote más importante del país a pesar de su antigüedad. (Ver cuadro de Reservas Probadas)

En tal sentido, debe reconocerse que a partir del 2021 las reservas probadas y probables del lote 192 podrán ser tratadas por la refinería modernizada de Talara que contaría con una unidad de tratamiento de crudo pesados. Es decir, la fracturación  del crudo pesado del lote 192, e incluso de otros lotes como del lote 67, lote 39 podría ser tratada en la refinería de PetroPerú.

Si el lote 192 fuese transferido a PetroPerú como así lo dispone la ley aprobada por el Congreso de la República en el gobierno anterior, la petrolera estatal contaría con la ventaja de contar con producción propia, tanto del crudo ligero proveniente del lote 64 como del 192, con un mínimo de 20,000 barriles de producción propia.

Es más, usando su propio oleoducto para el traslado del petróleo de otros operadores, dicho crudo generaría un mayor valor agregado al ser tratado en su refinería para transformarlo en diésel 2 limpio con 50 partes por millón de azufre con mayores volúmenes de gasolinas, gracias a la unidad de tratamiento de crudo pesados.

Estas son las ventajas de la integración vertical de las actividades que el Congreso de la República aspiraba mediante la ley aprobada del 4 de setiembre del 2015 mediante la más amplia mayoría parlamentaria, cuando suscribía que “Autorícese a Perúpetro S.A. para que, previa evaluación y mediante negociación directa, suscriba el contrato de explotación de hidrocarburos del Lote 192 a la Empresa Petróleos del Perú, Petroperú S.A. Para este efecto exceptúese la aplicación del artículo 6 de la presente Ley 30130 (….)

Sin embargo, las fuerzas oscuras de la antipatria, el interés privado por encima del público existentes en el organismo regulador PerúPetro, y el propio Ministerio de Energía y Minas le niegan al país contar con la integración vertical, pues las reservas probadas del lote 192 tienen un mayor valor con la refinería modernizada de Talara, dado que la producción de dicho lote antes que ser exportada podría ser refinada en el país a partir del 2021, para bien de la acumulación interna.



viernes, 22 de septiembre de 2017

Debate Modernización de la Refinería de Talara – Petroperú.

Carta aclaratoria del Ingeniero Humberto Campodónico Investigador de la Facultad de Economía de la U.N.M.S.M., dirigido a César Hildebrandt, Director del Semanario “Hildebrandt en sus Trece”.

Por su importancia económica y política éste portal publica la carta completa y comparte la necesidad de un debate técnico y nacional sobre la modernización de la refinería de Talara, el rol del Estado en el sector de hidrocarburos, la transparencia de la inversión pública y la lucha contra la corrupción.


Lima, 13 de setiembre 2017

Sr. César Hildebrandt
Director del semanario “Hildebrandt en sus trece”

Estimado César:

En el semanario de su dirección del pasado viernes 8 de setiembre, en el reportaje de Eloy Marchán titulado “Elefante banco” sobre la Refinería de Talara, se menciona en varias oportunidades hechos sucedidos durante el periodo en que estuve a cargo de la Presidencia del Directorio de Petroperú (agosto del 2011 a enero del 2013), a partir de declaraciones del Ingeniero César Gutiérrez.

Debo responder a esas declaraciones sobre lo sucedido en ese periodo, pues son hechos que responden a la época de la gestión del Directorio que me tocó presidir. Mis opiniones sobre otros temas que también son parte del reportaje las he publicado en otros medios, motivo por el cual no forman parte de esta carta.

En primer lugar, dice Gutiérrez que en la Memoria 2011 de Petroperú (durante mi gestión) se habla de “usar tecnología Flexicoking, que es la más cara del mundo y que solo la utiliza una empresa: Exxon. Haber escogido esa tecnología incrementa el precio en 400 millones de dólares”. Dice también el reportaje que cuando Gutiérrez “leyó esta Memoria sospechó que el costo del proyecto iba a incrementarse considerablemente”.

No es así. Fue la consultora Arthur D. Little (ADL) quien recomendó el uso de esa tecnología. Recordemos que Petroperú le encargó a ADL la elaboración de la ingeniería conceptual para la modernización de la Refinería de Talara, lo que ADL le entregó a Petroperú en junio del 2008, cuando Gutiérrez era aún Presidente de Petroperú.

Dice el informe de ADL, “Proyecto de Modernización de la Refinería de Talara”, en el acápite 5.1.2.1: “Se escogió el Flexicoker sobre otras tres tecnologías de procesamiento de residuos por dos razones. Puede eliminar la mayoría del residuo sin generar al mismo tiempo grandes cantidades de residuales o de coque. El Flexicoker también convierte la mayoría del coque de petróleo en Flexigas, un gas de bajo BTU que pueda ser usado como combustible en la refinería, minimizando o eliminando la necesidad de comprar gas natural”.

Además, en la Memoria 2009 de Petroperú se dice que el contrato para el Flexicoker fue firmado en enero del 2010 por Peter Hartmann, John MacFarlane y Simon Hacker, ejecutivos de Exxon Mobil Research and Engineering Company (EMRE) y por Luis Rebolledo Soberón y Miguel Celi Rivera, Presidente del Directorio y Gerente General de PETROPERÚ, respectivamente.

Queda claro que la tecnología Flexicoker, que permite ahorros importantes y mejora la calidad de los productos de la refinería, fue incorporada antes de nuestra gestión.

Segundo, dice Gutiérrez que en la misma Memoria del 2011 “se habla de ´ingeniería básica´, es decir, lo que estaba haciendo Técnicas Reunidas no era la modernización misma de la refinería”. Lo que aquí se insinúa es que se estaba haciendo algo distinto a lo que era nuestro mandato y que encarecería el precio de la refinería.

Vamos por partes. El contrato entre Petroperú y Técnicas Reunidas firmado durante el gobierno de Alan García en marzo del 2010 (después del contrato del flexicoker con EMRE) es un contrato denominado FEED-EPC (por sus siglas en inglés), en el cual se establece el alcance del proyecto y se realiza la Ingeniería Básica más la de ingeniería de detalle preliminar. El FEED (Front End Engineering Design) siempre viene después del Estudio de Ingeniería Conceptual (desarrollado por ADL en el 2008). Por tanto, el FEED es ingeniería básica. Se estaba haciendo lo que se acordó en el contrato del 2010.

Una vez terminado el FEED, se entrega al propietario (PETROPERU) una propuesta técnica y un monto de inversión del proyecto. Si el propietario acepta esa propuesta, entonces se puede pasar a la siguiente fase, denominada EPC (Ingeniería, Procura y Construcción).

Tercero, en el reportaje se dice que “a mediados del 2012 Técnicas Reunidas envió una carta a Petroperú proponiendo un nuevo contrato. El asunto se mantuvo en reserva hasta que el entonces Ministro de Energía Jorge Merino, en el CADE de ese año, no pudo aguantar el secreto. Dijo que la modernización de la Refinería había aumentado su costo a US$ 3,450 millones”. En este caso, el reportaje no menciona al Ingeniero Gutiérrez.

Debo decirlo claramente: no existe ninguna carta de Técnicas Reunidas proponiendo un nuevo contrato. En noviembre del 2012, Técnicas Reunidas envió su propuesta técnica a Petroperú, la misma que fijó un monto de inversión de US$ 2,634 millones en la refinería y US$ 784 millones para las llamadas “unidades auxiliares”, cuya inversión y financiamiento estaba a cargo de empresas privadas (una modalidad de APP) y no de Petroperú. Esa cifra fue la que Merino anunció en la CADE.

Cuarto, para verificar si el aumento del monto de inversión era o no consistente con el monto de US$ 1,334 millones (en dólares del 2006) del estudio de ingeniería conceptual de ADL del 2008, Petroperú contrató en el 2012 a la propia ADL para que haga la comparación respectiva. En el 2013, el nuevo Directorio de Petroperú le hizo el mismo encargo a la francesa Technip (ambos estudios están colgados en la página web de Petroperú https://www.petroperu.com.pe/pmrt/documentos/). Las dos empresas validaron la oferta técnica del FEED presentado por Técnicas Reunidas.

Así, ADL dice en su informe que “no estuvo involucrado en el proyecto durante el FEED pero que probablemente hubiera apoyado las decisiones clave sobre las unidades del proceso, si es que hubiera participado”. Añade que “apoya la inclusión de las unidades que son parte del FEED, así como sus dimensiones y su configuración”. Por ejemplo, dice ADL: “la decisión de reemplazar la Unidad de Craqueo Catalítico actual es un “upgrade” caro pero se justifica su reemplazo por una unidad nueva debido al análisis de la condición de la unidad, al impacto económico de tener que parar la unidad (durante el proceso de construcción), al aumento de la capacidad de la nueva unidad y a la necesidad de cumplir con los nuevos estándares ambientales”.

En resumen, en lo económico, el aumento del monto de inversión al 2012 se explica por varias razones, siendo las más importantes: a) el ajuste por inflación (de 2006 al 2012), b) las contingencias no consideradas inicialmente y c) otros servicios que no estaban considerados o que estaban subdimensionados en la ingeniería conceptual del 2008. Esto es muy importante: una cosa es la ingeniería conceptual (de escritorio) y otra es la ingeniería básica, donde se desarrollan los conceptos iniciales (algunos quedan, otros se amplían y/o se modifican) y también se hace un estimado de los precios de los equipos y tuberías, así como de los costos de la construcción civil. Cabe destacar que el estimado del monto total de de inversión de ADL en el 2012 fue mayor en 2.6% respecto a la propuesta presentada por Técnicas Reunidas.

Por tanto, el Directorio que me tocó presidir actuó siempre de forma transparente, con pleno respeto a los compromisos asumidos. Es por ello que respondo de manera directa sobre todas las dudas y señalamientos que pudiera haber sobre nuestra gestión. Dejo también constancia que no me pronuncio aquí (lo he hecho en otros medios) sobre los otros temas señalados en el reportaje (posteriores a mi gestión), que considero que son la expresión de la absoluta necesidad de una prensa independiente y fiscalizadora, sobre todo en este clima de corrupción que estamos viviendo y que debe ser combatida a fondo.

Finalmente, así como lo propuse en diciembre del 2012, considero indispensable que Petroperú llame a una conferencia pública en la cual se expongan todos los planteamientos técnicos, económicos y financieros del Proyecto Talara. En esta conferencia, que podría realizarse en el Colegio de Ingenieros del Perú, deberían participar todos (me incluyo también) los analistas y críticos del proyecto, los colegios profesionales, las universidades y la sociedad civil en su conjunto.  De esa manera se podrán analizar a fondo todos y cada uno de los planteamientos del proyecto (incluyendo algunos muy especializados).

Atentamente,
Ing. Humberto Campodónico
DNI 06750288 

viernes, 1 de septiembre de 2017

PROMIGAS: UNA CUESTIONABLE POSICIÓN DE DOMINIO

Las Comercializadoras Versus Las Distribuidoras de Gas

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI


Debo cuestionar la masificación del gas natural a partir de las concesiones en la distribución que suponen la práctica de principios basados en la exclusividad y el privilegio, caso Contugás (Ica), Gas Natural Fenosa (Arequipa, Moquegua y Tacna), Gases del Pacífico (Chimbote, Trujillo, Pacasmayo, Chiclayo, Cajamarca), y Gases del Norte, los cuales afectan a empresas privadas que apostaron a su cuenta y riesgo desde tiempo atrás, invirtiendo y generando empleo en la comercialización de gas natural comprimido (GNC) y gas natural licuado (GNL) para las empresas industriales y grifos, las cuales serían desplazadas faltando a los principios de libre competencia.

Es el caso de las empresas Gascop en Piura, Neogás, Clean Energy, Energigas, Indox, Cryo Energy, EGP, empresas medianas que apostaron por la cultura del gas, invirtiendo capitales conseguidos con mucho sacrificio en las provincias del sur y norte del país, y que hoy se verían perjudicadas por el propio estado para favorecer a dos empresas que en un cuestionado proceso ganaron los derechos para ejercer la concesión en la distribución de gas natural, Fenosa de España en el sur (Arequipa) y Promigas de Colombia a través de su filial Gases del Pacífico.

Es más, Promigas con el nombre de la empresa Gases del Norte estaría en la espera del Ministerio de Energía y Minas de obtener la autorización en la concesión en la distribución de gas natural en Piura.

En el departamento piurano castigado por el Fenómeno del Niño, se cuenta con importantes reservas de gas natural que no encuentran mercado, existe una grave diferencia entre la empresas de hidrocarburos Olympic que opera el lote XIII y la empresa de generación Enel Generación antes Eléctrica de Piura S.A. contra la empresa Gases del Norte, filial de la colombiana Promigás, proceso que retarda la resolución final que autorice la concesión de distribución de gas natural.

Es más, al no tener como clientes de la red de distribución a la planta de generación eléctrica (Malacas) propiedad de la transnacional italiana Enel Distribución Piura y a la Refinería de Talara de PetroPerú, que representan más del 75 por ciento de la demanda en la distribución de gas natural, prácticamente la tarifa residencial para las 64 mil familias piuranas se haría inviable costando más de 17 soles mensuales, sin contar con los intereses del financiamiento, cuando se prometió una tarifa de S/ 12 soles mensuales.

Si a ello se agrega la oposición de importantes sectores sociales en Piura y Talara, e industriales a la concesión en la distribución de gas natural a favor de la colombiana Promigas, con variados  argumentos, más la presencia de un nuevo actor como la empresa Gastalsa que tendría derechos sobre la concesión para la distribución en el distrito de Pariñas cuya área de influencia incorporaría la Refinería de Talara, hace de este proceso un proceso viciado y cuestionado, que debe servir para replantear las denominadas “concesiones a petición de parte”

SETIEMBRE NEGRO

Menciono esta realidad, pues el gas natural tratado en la Planta de Melchorita activo del Consorcio Perú LNG, donde el gas se somete a un proceso de enfriamiento, es decir el hidrocarburo se convierte a líquido para poder ser transportado en los camiones cisterna, para luego ser regasificado en las provincias del sur y norte donde se distribuirá en los grifos, redes domiciliarias e empresas industriales que constituyen la “pera en dulce”.

En realidad, el suministro de gas natural en cualquiera de sus formas a las industrias de provincias, es el origen del conflicto entre las empresas comercializadoras y las empresas de distribución de gas natural. Aquí existe una controversia que debe resolver de la mejor manera fomentando los principios del libre mercado, concertación y seguridad energética, evitando los abusos de una posición de dominio.

Desde setiembre del presente año, la empresa colombiana Gases del Pacífico filial de Promigas abastecerá a las ciudades del norte como  Chimbote, Pacasmayo, Trujillo, Chiclayo y Cajamarca que serán beneficiados con el gas de Camisea que será transportado a través de una flota de camiones cisternas desde Pampa Melchorita (Cañete), ubicado al sur de Lima. De otro lado la española Gas Natural Fenosa hará lo mismo en Arequipa, Moquegua y Tacna.

En verdad, las empresas comercializadoras Gascop, Neogás, Clean Energy, Energigas, Indox, Cryo Energy, EGP, que desde hace más de siete años han apostado por el abastecimiento de gas natural en la forma de gas natural comprimido y gas natural licuado, con bastante éxito demostrando la rentabilidad en el suministro a empresas industriales y pesqueras además de grifos en distintos departamentos, serían desplazadas del mercado de comercialización.

Sí, ahora el propio estado a través del Ministerio de Energía y Minas castigaría el éxito de estas empresas imponiendo sobrecostos en el peaje de la concesión de distribución de gas natural, donde prácticamente los desaloja del negocio para favorecer los intereses de las dos empresas concesionarias: Fenosa y Promigás

Así, se pretende que paguen un peaje de casi US $ 4 dólares por millón de BTU unidad de calor por usar la red de distribución. Si se tiene presente  que aproximadamente el 50 por ciento del millón de BTU resulta equivalente a un balón de gas licuado de petróleo de 10 kilos como unidad de calor, es evidente el sobrecosto, más aun cuando el precio del gas natural del lote 88  en boca de pozo tiene un precio regulado de US $ 1.80 por millón de BTU para el uso industrial. Es decir, por peaje pagarían más del doble del precio del gas natural en boca de pozo ¡Que tal abuso se haría contra las comercializadoras!

En la práctica la imposición y obligatoriedad de este peaje para las empresas comercializadoras las desplazaría del mercado, peor aún si se pretende que tal norma tenga una vigencia de 12 años tal como lo establece el proyecto de Resolución Ministerial 185-2017-EM, que debe ser corregido por la nueva responsable del sector Cayetana Aljovín.

INDESEABLE POSICIÓN DE DOMINIO

En verdad la presencia de capitales colombianas debiera ser bienvenida como toda inversión que demanda con seriedad el país. Así, el Grupo de Energía de Bogotá a través de su filial EEGAS S.A.S. es accionista de Promigas S.A. ESP y a su vez detenta el 40 por ciento de participación en la empresa de transmisión eléctrica Red de Energía del Perú, y el 75 por ciento en Contugas S.A.C. (Ver Gráfica)

Contugas S.A.C. es la empresa responsable de la distribución de gas natural en el departamento de Ica con el gas de Camisea, la misma que tiene una grave controversia con las empresas de generación eléctrica estatales Egasa y Egesur, y con la empresa Aceros Arequipa, por los altos costos tarifarios en la distribución de gas natural.

El Grupo de Energía de Bogotá también controla el 40 por ciento de la empresa de transmisión eléctrica Consorcio Transmantaro S.A. y la “pera en dulce” es la presencia de la colombiana Promigas que controla el 40 por ciento de la empresa de distribución de gas natural proveniente del lote 88 del mercado más importante del país: CALIDDA,  responsable del suministro de Gas Natural de Lima y Callao.

Promigas S.A. ESP tiene como principal accionista a la Corporación Financiera Colombiana S.A. que detenta el 34.22 por ciento del capital y el Grupo de Energía de Colombia el 15.64 por ciento. Ver Gráfica

Por último, Promigas S.A. de Colombia controla el 100 por ciento de las filiales Gases del Pacífico S.A.C responsable de la distribución de gas natural en Chimbote, Trujillo, Pacasmayo, Chiclayo y Cajamarca, y el 100 por ciento de Gases del Norte S.A.C. que estaría esperando la autorización para la distribución de gas natural en Piura.

Esto constituye una perversa posición de dominio de Promigas que resulta ajena a los principios de la “libre competencia” pues supone privilegios, exclusividades, altos costos tarifarios en la distribución que serán difícilmente regulados por el Osinergmin, afectando a demás  a una serie de empresas comercializadoras de gas natural comprimido y gas natural licuado que apostaron en el pasado por la cultura del gas.

En verdad, esta es una muestra palmaria que no tenemos política energética, y que las grandes empresas del Consorcio Camisea, Perú LNG, Repsol, Promigas, las transnacionales eléctricas imponen los principios de la competencia a favor de sus intereses, en desmedro de los medianos capitales, empresas y del consumidor final.




viernes, 25 de agosto de 2017

¿QUIÉNES SON LOS DUEÑOS DEL PERÚ?

LOS GRUPOS DE PODER ECONÓMICO Y POLÍTICO

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI

Con los resultados preliminares al primer semestre del 2017 respecto a los ingresos y utilidades de las primeras dieciocho empresas que listan en la Bolsa de Valores de Lima, se expresa un alto grado de concentración que caracteriza a la economía peruana. En especial, se presentan a las principales empresas que operan en nuestro país bajo principios ajenos a la “libre competencia”, el mismo que solamente existe en los textos de economía.

Lamentablemente en la formación académica de los economistas constituye una ausencia grave la omisión sobre el estudio y análisis de los Grupos de Poder Económico, su estructura y su dinámica, pues sus decisiones de inversión tienen una importancia fundamental en la dinámica y política económica. ¿Por qué cae la inversión privada, si siguen obteniendo importantes utilidades? Esta es una cuestión de primer orden. En otras palabras, recordando a Carlos Malpica Santisteban: ¿Quiénes son los Dueños del Perú?

En tal sentido, debemos reconocer los aportes de una serie de investigadores que desde las difíciles condiciones para la investigación independiente, han contribuido a descubrir las relaciones entre los grupos de poder económico y sus vinculaciones con el poder político, los partidos y los intelectuales, y claro está con la prensa concentrada.

Por ello, debemos reconocer la contribución pionera de Jorge Bravo Bresani, quien en los años sesenta del siglo pasado inauguró los estudios sobre los grupos de poder, inspirando a una serie de investigadores que en los últimos cincuenta años han desarrollado el tema. Después de todo el ensayo “Gran Empresa Pequeña Nación” (IEP) se lee con deleite teórico, y constituye un clásico de la historia económica.

En esa línea de investigación, debemos agradecer la contribución de Malpica, Anaya, Alcorta, Silva, Torres Cuzcano, y sobre todo de Francisco Durand cuyas investigaciones han profundizado el tema en especial sobre los orígenes del Grupo Romero y los últimos 12 Apóstoles.

¿QUIÉN ES QUIÉN?

El Ranking de Mayores Ingresos entre las Empresas que cotizan en la Bolsa de Valores de Lima, nos trae sorpresas dignas de un mayor análisis que superan las condiciones de un artículo periodístico.

Lo primero que debemos destacar es el desplazamiento de Petróleos del Perú S.A. (PetroPerú) como la empresa líder en la generación de ingresos en la economía peruana. Esta tendencia de afirmarse refleja la postergación que experimenta la petrolera estatal, pues en los últimos años está limitada a las actividades de refinación y distribución mayorista de combustibles.

Con la información correspondiente la petrolera estatal ocupa el segundo lugar en el ranking con ingresos de 6,200 millones de soles mejorando su performance en relación al 2016, pero con una utilidad neta raquítica 373 millones de soles, lo que determina una tasa de rentabilidad neta del 6 por ciento. Es decir, PetroPerú descontando los costos de venta, gastos de venta y administrativos, más los gastos financieros de cada 100 soles de ingresos tiene una utilidad neta de 6 soles.

Desde 1993 PetroPerú sometida a un irracional proceso de privatización de sus unidades y activos, sin lotes de producción propia, sin la Refinería La Pampilla, que según el cuadro estaría ocupando el tercer lugar en cuanto a ingresos generados..

PetroPerú como empresa sometida a una serie de contratos lesivos que ninguna empresa privada aceptaría, como el contrato de despacho y administración de los terminales que beneficia a la cuestionada empresa Graña y Montero S.A., que dicho sea de paso se hizo grande en el sector gracias al descuartizamiento de la petrolera estatal.

Hoy Graña y Montero S.A. la misma empresa cuestionada y socia de la corrupta brasileña Odebrecht, detenta los lotes I, V,  III y IV más los terminales de PetroPerú haciendo pingues negocios gracias a la privatización.

Es más, en el nefasto gobierno pasado, los lotes III y IV le fueron enajenados a PetroPerú para favorecer al capital privado en nombre de la “libre competencia”. Ello debería motivar al Congreso de República a una prolija investigación pues existiría evidencia de favoritismo y colusión con el último directorio humalista de PetroPerú en afectación del interés público.

Sin la empresa envasadora de gas licuado Solgás, que fue vendida a vil precio en 1992, sin grifos propios, sin terminales, sin participación alguna en los grandes negociados del gas de Camisea, la petrolera estatal pese a todas las adversidades, es todavía rentable, pero más rentable sería si fuera una empresa integrada es decir, con producción de petróleo y gas propia.

De allí la importancia del lote192 (antes 1-AB) para PetroPerú cuyas reservas probadas de petróleo adquieren mayor valor en la medida que podrían ser tratadas en la moderna Refinería de Talara a partir del 2022, pues ésta tendrá una unidad especial, la única en el país que podrá refinar crudo pesados que son los más abundantes en la selva nororiental.

En segundo término, al primer semestre del 2017 la Refinería La Pampilla SAA controlada por la transnacional española Repsol ha generado ingresos del orden de los 5,414 millones de soles, ocupando el tercer lugar en el listado, lo cual dice bastante sobre la importancia  estratégica de los derivados del petróleo, como el diésel y gasolinas en la economía peruana.

La refinería La Pampilla al primer semestre del 2017 ha declarado una utilidad neta de US $ 28 millones de dólares que al cambio en soles se convierten en 93 millones de soles. Esto significa una tasa miserable de rentabilidad neta de apenas el 1.71 por ciento. Es decir, descontando los costos de venta, gastos de venta y administrativos, más los gastos financieros de cada 100 soles de ingresos la refinería privada declara una utilidad neta de 1.71 soles.

Mientras PetroPerú declara una rentabilidad neta del 6 por ciento la Refinería La Pampilla genera una rentabilidad del 1.7%, es decir la estatal es más de tres veces rentable que la privada, a pesar de la prédica liberal y privatizadora. 

De allí la importancia de apostar por el fortalecimiento y modernización de PetroPerú desde el punto de vista de la acumulación interna, pues las utilidades de la petrolera estatal se quedan en el país, las de la competencia “fugan” mediante una serie de mecanismos.

Ello debiera servir para cuestionar el mito interesado de los liberales criollos que denigran el rol del Estado en el sector de hidrocarburos, así sean rentables pues pregonan y demandan la privatización de PetroPerú, a pesar que la evidencia comparativa demuestra que la petrolera estatal es superior en ingresos, márgenes operativos, netos y aporte tributario desde 1997 a la fecha en relación a la Refinería La Pampilla.

¿QUIÉN PARTE LA TORTA?

El cuadro en referencia que solamente muestra a las dieciocho primeras empresas en cuanto a la generación de ingresos al primer semestre del 2017 expone una cuestión central: La importancia del Grupo Romero en la economía y política peruana. Como conglomerado económico participa en una serie de sectores económicos incluido el de los hidrocarburos a través de la cadena de grifos Primax.

Como un pulpo económico financiero en el listado aparece en un primer lugar en cuanto a la generación de ingresos con la empresa financiera Credicorp Ltd con 6,397 millones de soles, desplazando a las empresas de hidrocarburos y mineras.

Es más, si sumamos los ingresos como Grupo Romero que involucra a Credicorp Ltd, más el Banco de Crédito del Perú SA, más Alicorp SAA empresa ligada al rubro de alimentos y servicios varios y por último considerando Rímac Seguros y Reaseguros prácticamente los ingresos agregados superan los 13,634 millones de soles en la muestra. ¡Prácticamente el pastel de la economía peruana lo corta el Grupo Romero en nombre de la libre competencia!.

En relación a la participación de las empresas mineras, al primer semestre del 2017 un honroso cuarto lugar lo ocupa la Mra. Cerro Verde con ingresos del orden de 4,485 millones de soles superando los 3,516 millones de soles del primer semestre del 2016, lo cual resultaría un indicador de la mejoría de los precios del cobre y de los mayores volúmenes exportados.

En el mismo sentido, la Southern Perú Copper Corp. que opera los yacimientos de Cuajone y Toquepala cuyos concentrados son refinados en la Fundición de Ilo también expresa una mejoría en cuanto a sus ingresos. Así, se ubica en el séptimo lugar con ingresos del orden de los 3,396 millones de soles superando los ingresos del primer semestre del 2016 que sumaron los 2,873 millones de soles.

De la muestra de las primeras dieciocho empresas cuatro están constituidas por entidades bancarias, ocupando el Banco de Crédito el puesto 6º, el BBVA Continental ubicándose en el puesto 9º, seguido por el Interbank que ocupa el puesto 12º para terminar con el Scotiabank que retiene el puesto 13º.

A pesar de las dificultades económicas y la declarada recesión los bancos no tienen pierde, pues la mayoría de los bancos incrementan sus ingresos en el primer semestre del 2017 en relación al período anterior. Ello tiene una razón explicativa gracias a los perversos diferenciales entre las bajas tasas de interés pasivas (depósitos de ahorro) y las altas tasas activas de interés que cobran los bancos por los préstamos bancarios, que pueden superar el 40 por ciento anual, lo cual refleja el alto nivel de concentración financiera.

También debemos identificar el bajón que ha tenido Telefónica del Perú en cuanto a los ingresos al primer semestre 2017/2016, pues ha pasado de un honroso tercer lugar en el 2016 con 4,629 millones de soles a un quinto lugar en el 2017 con ingresos del orden de 4,205 millones, lo cual estaría demostrando la feroz competencia por captar más clientes con otras empresas del sector telefónico Claro, Bitel, etc.

Por último, debemos destacar el lugar que ocupan las dos empresas de distribución eléctrica que son responsables del suministro en la ciudad capital. Tanto Luz del Sur que se ubica en el puesto 15º y Enel Distribución antes Edelnor en el puesto 17º obtienen importantes ingresos y utilidades a pesar del menor crecimiento de la economía peruana.

En verdad, la entrada más fructífera para el análisis económico y político es el reconocimiento de la importancia y los altos niveles de concentración de la producción y de la propiedad que tienen los Grupos de Poder (Romero, Brescia, Rodríguez Banda, etc.) articulados a las grandes transnacionales que operan en los diversos sectores de la economía peruana, pues ellos son los Dueños del Perú.




viernes, 11 de agosto de 2017

OSINERGMIN: SIN BRÚJULA NI REGULACIÓN

ABUSOS AL CONSUMIDOR REGULADO

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI

La tarifa eléctrica en nuestro país tiene tres componentes que reflejan a los distintos actores empresariales que interactúan en el sector. Por un lado, la parte de generación que constituye la más importante de la tarifa representando un poco más del 52 % del costo, donde compiten una serie de empresas por despachar primero en el sistema; éste componente en los últimos años se ha caracterizado por una creciente sobreoferta en la capacidad de producción de energía, la misma que ha sido inducida por la generosidad de las políticas del sector, es decir del estado, asegurando una rentabilidad sin mayores riesgos en la reserva fría, energía no convencional, nodo energético del sur, etc., con subsidios varios, que en última instancia los asume el consumidor final, que somos los casi ocho millones de clientes regulados.

Lo curioso es que las tarifas eléctricas en lugar de bajar se incrementan en razón de las distorsiones que caracterizan al sector eléctrico, tal vez el sector más rentable de la economía peruana, después de las ganancias en el sector minero, a pesar del carácter de servicio público, y constituir un negocio ligado al mercado interno.

Por ello, si el PBI aumenta la demanda eléctrica y por tanto la producción se incrementa por lo menos 2 puntos porcentuales por encima de la tasa de crecimiento del PBI. Por tanto, cuando se crecía en promedio a tasas del 6 % del PBI, la demanda de electricidad se disparaba por delante. En cambio, si crecemos a menos del 3 % la demanda amengua y qué pasa con aquellas empresas que invirtieron en demasía en la generación con más unidades de potencia instalada, esperanzados en el destrabe de los megaproyectos mineros.

Según los datos oficiales esta capacidad de oferta de energía bordea el 50 % y se ha convertido en un problema económico para las empresas de generación que pueden ser hidráulicas si utilizan la fuerza de las aguas para generar energía, o de generación térmica si utilizan el gas natural para quemarlo como combustible, así también pueden consumir los derivados del petróleo como el diésel y petróleo residual.

Los otros componentes de la tarifa están constituidos por los costos de transmisión como por los costos de distribución, que configuran “monopolios naturales”, pues no es posible fomentar la competencia. Si usted vive en Lima Norte o Lima Sur por ejemplo, el suministro para un cliente regulado, una vivienda familiar es otorgado por Edelnor, que ahora se denomina Enel Distribución Perú, y Luz del Sur del grupo Sempra, que a pesar de las importantes utilidades operativas obtenidas están racionalizando personal, es decir, invitando al retiro a los trabajadores más antiguos, para contratar fuerza de trabajo a costos menores.

Sea como fuere, los diversos voceros del sector señalan que la situación eléctrica es difícil en la presente coyuntura pues estarían ganando menos, por la fuerte competencia entre los generadores por abastecer en mejores términos a los clientes libres, sobre todo a las empresas que pueden negociar las tarifas eléctricas directamente con un generador y/o distribuidor eléctrico, el que le ofrezca la menor tarifa.

Es más, con los últimos cambios en la legislación sectorial en el mercado de corto plazo o “mercado spot” que antes era privilegio solamente de las empresas de generación representados por el cartel del COES-SINAC (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional), ahora podrían intervenir los grandes usuarios, es decir las grandes empresas para comprar directamente su electricidad, atraídos por los bajos precios de la electricidad en dicho mercado.

Tratando de ser comprendido por usted amable lector, según la normatividad del sector eléctrico en nuestro país existen tres mercados. El mercado regulado de baja tensión al cual pertenecemos los usuarios residenciales y de pequeño comercio. Luego está el mercado libre, conformado por menos de 400 empresas que compran directamente su energía a través de contratos de largo plazo, con las empresas de generación o distribuidoras. Por último, está el mercado de corto plazo, donde compran y venden electricidad las empresas de generación y no más de cinco grandes usuarios en la práctica, sobre todo mineras, que pueden negociar hasta el 10% de sus requerimientos de electricidad en el mercado “spot”.

Lo curioso es que a pesar de las múltiples quejas por la sobreoferta de capacidad de producción, las empresas siguen percibiendo grandes utilidades operativas y netas, las cuales serían mayores si se suman los montos que se deducen por concepto de depreciaciones y amortizaciones que se cargan a los costos de ventas pero que constituyen parte del flujo de caja, es decir forman parte del excedente económico.

Una distorsión que expresa la rentabilidad extraordinaria está en relación a los costos por megavatio hora (Mw/h) que tiene que pagar el usuario regulado que bordea los US$ 65 dólares el megavatio, mientras los clientes libres, es decir las grandes empresas pueden comprar su energía a precios menores a los US $ 30 dólares el Mw/h, incluso en el pasado reciente llegó a un costo de US $ 22 dólares el megavatio hora.

El problema para las empresas de generación que compiten en el mercado de corto plazo, el denominado mercado “spot”, es que gracias a la sobreoferta de capacidad de producción el precio de la energía, que se expresa por el costo marginal, ha venido disminuyendo dramáticamente en los últimos meses.  Como es un mercado altamente especulativo y todos quieren su tajada de la torta, compiten en una guerra de precios. Así el costo marginal que estaba a US $ 20 dólares por megavatio hora (Mw/h) ahora bordea casi la mitad para disgusto y preocupación de las empresas generadoras.

Así, esta realidad que debiera favorecer al cliente regulado por la propia naturaleza del negocio solamente privilegia a los clientes libres, es decir a las empresas que pueden abonar o pactar sus precios de energía a una tercera parte del precio pagado por los clientes regulados. ¿Dónde está el Osinergmin para ajustar las tarifas reguladas hacia abajo, si el diferencial con las tarifas de los clientes libres es mayor al 10%?

UTILIDADES OPERATIVAS SUBEN POR ASCENSOR

En el cuadro “Las Principales Empresas Eléctricas con Mayores Utilidades Operativas” 2011-2016 en miles de soles, lo cual significa que debemos agregar tres ceros a las cifras para evitar malentendidos.

 Con la información correspondiente hemos seleccionado a las principales empresas que operan en la actividad de generación, transmisión y distribución eléctrica, donde casi todas obtienen mayores utilidades operativas, que representa la utilidad como negocio en marcha, rentabilidad que sería mayor si se le suman los montos correspondientes a las depreciaciones y amortizaciones (Utilidad operativa más depreciaciones más amortizaciones es igual a la Generación Interna de Recursos GIR) que resulta ser el mejor indicador de la rentabilidad empresarial.

Como resulta evidente las primeras cuatros empresas en tener las mayores utilidades operativas, descontando a los ingresos los costos de venta, y los gastos de venta y gastos de administración, resultan estar representadas por Enersur ahora Engie Energía Perú, la estatal Electroperú, Edegel ahora denominada Enel Generación y Kallpa Generación del grupo Israel Corporation.

En el caso de Enersur del grupo Suez Energy las utilidades operativas en el período 2011 al 2016 pasan de ser 373 millones para ubicarse en 900 millones de soles, pese a la sobreoferta de capacidad de producción. Se puede decir que las utilidades de dicha empresa ascienden como la espuma de las cervezas.

La estatal ElectroPerú solamente por abrir y cerrar las compuertas de las centrales de Antúnez de Mayolo y Restitución en el río Mantaro en la región de  Huancavelica, obtiene crecientes utilidades operativas en el período que van desde los 372 millones de nuevos soles en el 2011 para llegar a los 518 millones en el 2016.

En el caso de Enel Generación antes Edegel y Kallpa tienen utilidades operativas importantes gracias a los precios regulados del gas natural de Camisea proveniente del lote 88. El gas barato de Camisea les permite a Enersur, Enel Generación y Kallpa obtener utilidades extraordinarias, pues el negocio es comprar gas barato para sus turbinas y venden energía cara al sistema, e incluso ganan relativamente más vendiendo a los clientes libres y a las empresas de distribución mediante subastas de energía.

Como se expresa en el cuadro a pesar del denominado momento crítico de las empresas eléctricas producto de la sobreoferta de capacidad de producción, menor crecimiento del PBI, subsidios tarifarios, las utilidades operativas de las empresas de generación, transmisión y distribución se incrementan a pesar de todo gracias a las distorsiones y abusos al consumidor a vista y paciencia del Osinergmin, supuestamente organismo regulador.




viernes, 21 de julio de 2017

LOS TRABAJADORES MINEROS NO TIENEN BENEFICIOS TRIBUTARIOS, LAS EMPRESAS SÍ

¡LA HUELGA MINERA SE JUSTIFICA!

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI

La actividad minera secreta un crecimiento empobrecedor, tanto por la débil contribución fiscal medida por el derrumbe del impuesto a la renta del sector metálico que se hace evidente con los menores precios de los metales a partir del 2014 para adelante con una relativa recuperación en el primer semestre 2017.

Esta débil contribución fiscal tiene su explicación por los llamados beneficios tributarios que gozan las empresas mineras a través de una serie de partidas deducibles como las depreciaciones, amortizaciones, deterioro de activos, gastos de exploración hasta el lonchecito del gerente.

Es más, el nuevo marco tributario que estableció las nuevas regalías, el gravamen e impuesto especial que fueron aplicadas sobre el margen operativo, al principio del gobierno anterior (oct. 2011) en sustitución del impuesto extraordinario a las ganancias, tienen la consideración de gastos tributarios, por tanto también se deducen y minimizan la renta imponible, para determinar el impuesto a la renta.

Esto explica el deterioro y la menor participación de los trabajadores mineros en las utilidades que por ley deben distribuirse como el 8 por ciento de la renta neta imponible. En tal sentido, existe una gran diferencia entre la utilidad antes de impuesto según el estado de ganancias y pérdidas (Estado de Resultados) y otra es la realidad de la renta neta imponible, sujeta a una serie de deducciones de partidas que se consideran gasto tributario.

En tal sentido, desde el 2014 con la disminución de los precios de los metales, los menores ingresos y utilidades de las empresas, se reduce la participación de los trabajadores en las utilidades. Sin embargo mientras las empresas mineras, en especial aquellas que han firmado con el estado peruano los denominados contratos de estabilidad jurídica, tributaria y administrativa tienen “escudos fiscales” para enfrentar los años de vacas flacas, los trabajadores producen más, con más fallecidos por accidentes de trabajo, con menores salarios y una significativa reducción en la participación de utilidades.

Por tanto, si en los años de bonanza un trabajador obrero de la gran minería podía percibir por concepto de participación en las utilidades por ejemplo 100,000 soles en un año, en la coyuntura de “vacas flacas” si percibe 30,000 soles es mucho, pues en algunas empresas que recién han iniciado la producción de cobre como Las Bambas, Chinalco y Constancia, generan “pérdidas tributarias” pues no tienen utilidades imponibles pues tienen cuatro años para la recuperación de sus inversiones.

Peor es la realidad de los trabajadores de las llamadas “empresas de contrata” minera donde muchas de ellas constituyen empresas de fachada, pues en realidad los titulares son las mismas empresas mineras que adoptan formalmente otros nombres.

En estas empresas de contratas, los trabajadores  que realizan las mismas actividades laborales que los trabajadores de planilla estable, que comparten incluso la misma movilidad y comedor, los salarios son mucho menores y su participación en las utilidades es mínima, una fracción en relación a la que perciben los trabajadores estables.

Así, mientras las empresas mineras titulares de las concesiones y contratos de estabilidad jurídica gozan de una serie de beneficios que serían impensables en los Estados Unidos de Norteamérica, Canadá o Australia, en nuestro país tienen escudos fiscales y abonos mínimos del impuesto a la renta, a pesar de los mayores volúmenes extraídos de los minerales que se obtienen para compensar los menores precios. (Al respecto ver cuadros)

Ello es especialmente grave cuando se analiza el impuesto a la renta por la actividad de la minería metálica y la devolución de los impuestos internos a las empresas mineras, especialmente el impuesto general a las ventas (IGV) en razón del principio de la contabilidad internacional que no se exportan impuestos.

En tal sentido, el 18 por ciento del IGV por los bienes y servicios pagados por las empresas mineras que son necesarios en la etapa pre operativa y comercial, deben ser devueltos a las empresas como crédito fiscal al menos, con lo cual se profundiza la pobreza fiscal del estado para satisfacer las necesidades sociales mínimas como educación y salud de calidad. Ello explica en parte la huelga de médicos y maestros que tiende a extenderse en el país.

Especialmente grave es el período comprendido entre el 2012 al 2016, marcado por un derrumbe del impuesto a la renta captado por el fisco que dicho sea de paso se constituye en la base del canon minero (50 %). Por tanto, el canon minero que debía distribuirse a más tardar desde junio del 2017 teniendo como base el impuesto a la renta efectivamente pagado por los titulares mineros por el ejercicio fiscal del 2016, prácticamente será irrisorio, enano, afectando a las regiones mineras como Arequipa, Cuzco, Ancash, Tacna, Moquegua entre otras.

Así, en el cuadro “Pago de Impuesto a la Renta Regularizado Vs. Devolución de Tributos Internos para la Actividad Minera Metálica” expresado en millones de soles se puede captar la pobreza fiscal en relación al sector más rentable de la economía peruana.

En el año 2012 el impuesto a la renta captado por el fisco sumó los 6,456 millones de soles mientras los montos devueltos a las empresas por concepto de IGV fueron de 1,959 millones de soles. En el 2015 con la maduración de los nuevos proyectos mineros y las ampliaciones efectuadas, sumado a los beneficios tributarios, el impuesto a la renta llegó a los 1,211 millones de soles, mientras la devolución de impuestos trepó a los 2,385 millones de soles; todo ello gracias al marco tributario, los menores ingresos y utilidades empresariales.

El desastre se verifica en el 2016 donde el impuesto a la renta pagado por la minería metálica se desplomó a los 894 millones de soles, sin embargo la devolución de impuestos indirectos como el IGV a las empresas fue de 5,889 millones de soles, es decir más de seis veces más.

Este es el efecto del nuevo marco tributario, los menores ingresos de exportación y los beneficios tributarios. En tal sentido, estas son las consecuencias de la “negociación amigable” a la cual llegó el Consejo de Ministros en setiembre del 2011, presidido por el inefable Salomón Lerner, teniendo como Ministros de Economía a Luis Castilla y de Energía y Minas a Herrera Descalzi, todos los cuales debieran ser citados por el Congreso de la República para las explicaciones respectivas por el evidente faneón minero, pues si las regalías mineras se hubiesen mantenido como el 3 por ciento de los ingresos de ventas, el fisco tendría actualmente mayores ingresos.

En conclusión, en la presente coyuntura el estado tiene que rascar la olla de los ingresos fiscales para devolver el IGV a las actividades de exportación mientras se des acelera la economía, aumenta el déficit fiscal, y las presiones sociales se generalizan por mayores sueldos y salarios en los maestros, médicos, empleados y especialmente de los trabajadores mineros que experimentan en carne propia la sobrexplotación a pesar de ser los forjadores de la riqueza minera

“Gracias al principio contable que no se exportan impuestos, se deben devolver los impuestos indirectos como el IGV, el estado no tiene los suficientes recursos para financiar las necesidades básicas de educación, salud, y seguridad. Es hora de pensar en un impuesto flat a las exportaciones”


“El lado oscuro del aumento de la producción minero metálica especialmente del cobre, hierro y plata es la sobreexplotación de la fuerza de trabajo expresado en los bajos salarios, mínima participación en las utilidades, y las precarias condiciones de trabajo. Solamente en el período enero a junio del 2017 en el sector se reconocen oficialmente 17 trabajadores fallecidos.