César Gutiérrez y Fernando De la Torre

Como se refirió en el artículo anterior (Capítulo I), la pérdida acumulada al III T del 2023 que ascendió a 530 millones de dólares (MMUS$) tuvo su origen en una utilidad bruta con pérdidas por 188 MMUS$, que significa que la recaudación por ventas no fue suficiente para cubrir el costo del insumo petróleo crudo y de los costos de producción, que es el sumun de una operación a pérdida.

En el presente artículo se explica que esta situación corresponde a la precipitación de los funcionarios de Petroperu, alentados por la prédica del capitoste del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), Oscar Vera, de exhibir a la clase política que la Nueva Refinería Talara (NRT) estaba en operación. Es más, se llegó a decir que estaba trabajando al 100% de capacidad, lo que es una falsedad que las cifras del propio MINEM confirman.

Para entender la afirmación que estamos haciendo es necesario explicar como se forma la economía de la refinación.

LA CREACIÓN DEL MARGEN BRUTO EN LA REFINERÍA TALARA

La refinería tiene como insumo principal el petróleo crudo, que hasta antes de tener el Proyecto de Modernización (PMRT), estaba constituido por una mezcla de 34 mil barriles diarios (MBD) de petróleo producido en la región Piura (crudo ONO) y 31 MBD de crudo proveniente de Ecuador denominado crudo Oriente, con estos volúmenes se podía producir 65 MBD de combustibles: 5 MBD de gas licuado de petróleo (GLP), 30 MBD (diésel y gasolinas) y 30 MBD de petróleos residuales (R).

El GLP y los residuales, que representaban el 54% del volumen producido, en los mercados (no solo en el Perú) se vendían 30% por debajo del costo del insumo, es decir dejaban pérdida, la cual se recuperaba y revertía con la venta de diésel (D2) y gasolinas (G), que representaban el 46% del volumen, que se vendían a un precio que en promedio que era 35% por encima del costo del insumo. Para cambiar esta situación se planteó el PMRT, que ha devenido luego en la NRT

LA ECONOMÍA DE LA NRT

El concepto se basa en utilizar crudos de menores costos, en el caso del PMRT el referente era reemplazar el crudo Oriente por Napo, cuyo precio a nivel de productor en Ecuador era 5.0 US$/barril más barato. Adicionalmente la modernización permitía incrementar la producción de 65 a 95 MBD, tener D2 y G, con un bajo contenido de azufre (50 partes por millón), incrementando su volumen porcentual producido al 84% del total y reducir la cantidad de residuales de 30% a 10%.

En el período enero-septiembre de este año, el diferencial entre crudo Oriente y Napo, ha sido superior a los 5.0 US$/barril esperado, llegan a ser de 7.2 US$/barril, lo que favorece el margen de la refinería.

Las unidades de proceso que permiten incrementar la producción de D2 y G; son las denominadas: craqueo catalítico (FCC) y Flexicoking (FXC), de no operar éstas y al utilizar crudo más pesado (Napo en lugar de Oriente), se incrementa la cantidad de residuales, que como se ha explicado genera pérdidas. Este ha sido el origen de la utilidad bruta negativa.

PÉRDIDAS ORIGINADAS EN EL PROCESO DE ARRANQUE DE LA NRT

Según las estadísticas de producción del período enero-agosto del 2023 del MINEM, el volumen total de combustibles producidos ha sido de 14,003 miles de barriles (MB) de los cuales 5,173 MB han correspondido a R. Es decir, la cantidad de R ha representado el 37% del total, generando pérdidas. Es importante anotar que en la antigua refinería se producían 30% y no 37% de R.

La explicación de la situación descrita está en la información oficial de Petroperu, que señala que las unidades FCC y FXC estarán operativas recién antes de finalizar este año. En buen romance, el leitmotiv de la modernización ha estado entre paralizado y operando con restricciones.

Para evaluar el impacto económico, es importante saber donde se ha vendido los R. Del total producido el mercado local ha tomado menos del 8% y el 92% ha tenido que exportarse.

En el mercado local, en contracorriente a lo que ocurre a nivel internacional, Petroperu ha vendido los R a 29% por encima del costo del crudo en que incurre la petrolera estatal

El mercado internacional este año ha sido auspicioso para los R, del tradicional precio de venta de 30% por debajo del costo del insumo, en el 2023 se ha cotizado a 5% menor que el insumo (crudo WTI). En el caso de Petroperu ha sido del 4% menor del costo del insumo, una mezcla de crudo ONO y Napo.

Si se sabía que las unidades FCC y FXC, no podían operar sin restricciones la pregunta es porque se operó en promedio anual al 61% de la capacidad, lo ideal hubiese sido trabajar con menores volúmenes, inclusive llevado a mínimos necesarios para no tener tantos R que producen pérdida económica,

Un punto que debe profundizar la auditoría es si la presión de las declaraciones mediáticas del ministro Oscar Vera, que afirmaba que la producción estaba al 100% llevó a tomar la decisión de trabajar a volúmenes altos sabiendo que a más cantidad producida habría más pérdidas.

Obviamente se espera que la firma auditora priorice los intereses del accionista (i.e. el Estado Peruano) por encima de los de la administración que paga sus honorarios, tema para el análisis.

LA MIOPÍA EN LAS AUDITORÍAS 2017-2021 Y LAS FÁBULAS DEL 2022

La auditoría de los EEFF de PETROPERU se volvió noticia en febrero 2022, cuando la firma que había auditado los ejercicios 2017 al 2020 decidió retirar su oferta de servicios para el 2021 (previamente negociada con la Contraloría General de la Republica y aceptada por la empresa). Cabe señalar que fue en el 2017 que la empresa comenzó a emitir sus EEFF en US$ a pesar de ser una empresa que primordialmente vende en el mercado peruano usando una lista de precios en soles y facturando y cobrando en soles.

El retiro de propuesta se dio en respuesta al pedido de la Gerencia Corporativa de Finanzas para que entreguen el informe corto del 2021 el 31 de mayo del 2022 (en línea con las obligaciones contractuales con bancos en el crédito sindicado por 1,300MMUS$ y con los titulares de los bonos emitidos por 3,000MMUS$, las cuales eran de conocimiento del auditor externo) y se re audite ex post la defectuosa contratación 2017-2020 de la póliza de seguro ALOP (cuyo defecto venían causando problemas en el cobro de 700 MMUS$ por siniestros COVID) así como las compras por mas de 1,000 MMUS$ hechas en el 2019 y 2020 a la proveedora de hidrocarburos y biocombustibles Gunvor, cuyo representante para Perú había confesado en New York haber pagado coimas a Petroecuador.

Lo curioso es que la auditora alegó POR ESCRITO la entrega del 31 de mayo como razón para retirar su oferta (luego de haberla aceptado TAMBIEN POR ESCRITO) y se inventó (con la ayuda de la prensa) una fábula respecto a la cláusula de confidencialidad (que también ya había sido negociada entre los abogados de PETROPERU y de la auditora y que NO AFECTABA EN NADA su labor). Antes de renunciar, la auditora había exigido incrementar sus honorarios, lo cual había sido aceptado con la participación de la Contraloría.

La fabula de la clausula de confidencialidad no fue la única del 2021 y mucho menos la mas grave. En las paginas 34 y 91 de su informe, el auditor externo afirma que a junio 2022 la compañía mantenía el grado de inversión con S&P lo cual ES FALSO (ya lo había perdido el 15 de marzo del 2022 a raíz del injustificado e injustificable retiro de la propuesta de auditoria) como se señala en la página 90 del mismo informe. Adicionalmente, en la pagina 33 el auditor afirma que a diciembre 2021 “la compañía no tiene riesgos significativos de liquidez” pero en la página 91 se da cuenta del préstamo del MEF por 750 MMUS$ otorgado en mayo 2022 (mientras se auditaba el 2021) para “mantener la continuidad de la cadena de pagos y asegurar la comercialización de hidrocarburos” o sea para que PETROPERU no se vea obligado a cerrar por falta de liquidez.

Hay mucho mas que comentar sobre las auditorias 2017-2021 (como el que se hagan después de concluida la “campaña grande de auditoria” de los clientes privados) pero vamos a cerrar por ahora retomando el extraño uso del US$ como “moneda funcional” lo cual ha permitido “esconder” la grave perdida en soles que la empresa sufre año a año por el efecto de la devaluación de nuestra moneda en los 4,300 MMUS$ de deuda que registra en su balance.