Día: enero 24, 2022

El proyecto de Majes Siguas II, para seguir adelante en su ejecución, requiere la aprobación de la adenda 13 del contrato. Esta adenda, en caso se apruebe, modificaría el sistema de riesgo de proyecto mediante una inversión de US$ 104 millones. Este cambio representaría más del 15% de su inversión total, elevando su costo hasta los US$ 654 millones. Cabe precisar que el consorcio Angostura Siguas, a cargo de Cobra, presentó una solicitud de caducidad del contrato de concesión de Majes Siguas II, debido a cuatro presuntos incumplimientos del mencionado contrato por parte del Gobierno Regional de Arequipa (GRA). Las observaciones serían subsanadas en caso se apruebe la adenda 13 del contrato. A favor y en contra La adenda 13 requiere ser elevada a votación mediante un dictamen de la comisión de Agricultura del Consejo Regional, conformada por tres miembros. Sin embargo, su presidente, Elmer Pinto, así como el consejero Edy Medina se encuentran en contra de su aprobación. El consejero Harberth Zúñiga es el único integrante de la comisión que opinará a favor, informó el diario El Comercio. “No permitiremos que la empresa Concesionaria Angostura Siguas, imponga por la fuerza y con apoyo de medios de difusión masivos modificaciones que perjudiquen a los agricultores y que solo beneficien claramente a la empresa”, señaló Pinto. Por su parte, Medina criticó que el Gobierno Regional de Arequipa haya masificado su compromiso de aprobar la adenda 13 y que hayan adelantado compromisos que no le corresponden. No obstante, Zúñiga indicó que elevaría un dictamen en minoría aprobando la adenda 13 en caso la comisión se opusiera. De no aprobarse En caso haya una decisión desfavorable con respecto a la adenda, el proyecto podría paralizarse, por lo menos, durante tres años. “En caso caduque el contrato, el proyecto tiene que volver al GRA. Tanto el GRA como Proinversión deben hacer un nuevo proceso, el concurso, actualizar criterios técnicos en el contrato y eso tomaría tres años”, afirmó José Manuel Abastos, socio del estudio Hernández. En su solicitud de caducidad del contrato, Cobra solicita el reconocimiento de US$ 200 mil por daños y perjuicios. La controversia se resolvería mediante un arbitraje ante el Ciadi. Este proceso se daría en paralelo a la nueva licitación del proyecto. “No habría ningún impedimento para que se lleve a cabo el concurso (porque) la caducidad ya se habría producido”, señaló Ronald Fernández Dávila, socio del estudio PPU. El arbitraje también podría demorar tres años. “El Ciadi no necesariamente va a aceptar todo lo que Cobra va a pedir, sino que va a definir quién tuvo la culpa y establecer una penalidad. Esto demoraría tres años”, explicó Camilo Carrillo, economista principal del Consejo Privado de Competitividad.

De acuerdo con informe preliminar de Comisión Multisectorial, el cual será puesto a consideración y opiniones de la ciudadanía hasta este lunes 24 de enero La Comisión Multisectorial creada por el Ejecutivo ha propuesto declarar de interés nacional el SIT-Gas para la masificación de gas a las regiones del sur. Así lo indicó la comisión a través del informe preliminar de su informe final, que será puesto a consideración y opiniones de la ciudadanía hasta este lunes 24 de enero La comisión también propone evaluar la viabilidad de procurar su ejecución a partir de las obras y bienes existentes del GSP; es decir, los tubos abandonados cuyo cuidado cuesta cada año entre US$ 40 y US$ 50 millones al Perú. Tomando en cuenta los resultados de la evaluación efectuada por Mott MacDonald, que determinó la rentabilidad social del proyecto, se informó que el trazo debe ser el mismo que el dejado a su paso por el ex Gasoducto Sur Peruano (GSP) de Odebrecht. Y es que seguir la ruta del GSP le ahorraría dinero y sobre todo tiempo al Estado. La construcción del SIT-GAS se podría iniciar en el segundo semestre del 2023, con puestas en operación del sistema por hitos en los años 2024 (Cusco), 2025 (Apurímac, Puno) y 2026 (Arequipa, Moquegua, Tacna). Esto se daría así en el supuesto de que la disposición de los bienes pueda ser resuelta en el año 2022. Otras consideraciones El informe preliminar también señala que Perupetro debe revisar y evaluar una nueva metodología para determinar la valorización de la producción para el cálculo de la regalía. Ello incluye la revisión de la tabla de los Valores Mínimos para la Valorización establecida en el contrato del Lote 56, informó La República. Asimismo, también se enfatiza que tanto Perupetro como el Ministerio de Energía y Minas (Minem) deben plantear modificaciones a la tabla que define los Precios Realizados en el contrato del Lote 56 para reflejar los valores del netback (la ganancia bruta por barril de petróleo producido por una compañía) mediante un mecanismo transparente en toda la cadena de costos: desde el último punto hasta la boca de pozo donde se pagan impuestos y regalías. Esto implicaría llegar a acuerdos con Perú LNG y el Consorcio Camisea para la modificación del contrato entre ambos con el fin de lograr los cambios necesarios. Por otro lado, el expresidente de Perupetro Aurelio Ochoa considera que un capítulo importante del informe radica en la necesidad de renegociar compromisos de exploración en los contratos de los lotes 88 y 56, incluida la perforación de nuevos pozos exploratorios. Aquí el documento precisa que se debería modificar algunas cláusulas que permitan la perforación, considerando –incluso– ampliaciones de plazo de contrato si el marco legal lo permitiese. “La única forma de incrementar las reservas (de gas natural) es perforando pozos exploratorios. Es fundamental exigirlo como parte de la renegociación, sobre todo en los lotes de Camisea”, anotó. El especialista señala que el Estado debe exigir que se incrementen y remuevan las reservas, ya que mientras se va explotando se debe ir renovándolas. “El tema es exigir la exploración para darle más vida al proyecto de Camisea. No es cuestión de explotar y luego me voy y te dejo sin gas”, sostiene Ochoa. Otro de los puntos principales por renegociar es que se establezca una tarifa única nacional del gas que permitiría nivelar los precios finales en todo el país. Revisiones pendientes en el Minem Según el informe, el Minem debe evaluar cambios al contrato de concesión de TGP que viabilicen la ejecución de ramales a las regiones de Junín, Pasco y Huancavelica o, en su defecto, desarrollar otro proyecto de transporte para ello, con el objetivo de promover la masificación en la zona centro del país para su uso residencial, industrial y minero. También recomienda impulsar mecanismos legales que promuevan y hagan viable la actividad de exploración, desarrollo y producción en la cuenca Madre de Dios (Recursos Prospectivos se estiman en 18 TCF), a fin de asegurar el abastecimiento de gas natural del mercado nacional en el largo plazo. La estimación realizada por la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) considera que en el 2028 la demanda de GN de las generadoras eléctricas ubicadas en Chilca tendrá una contracción importante, teniendo en cuenta que empezarán a competir por el suministro de GN con las generadoras térmicas del Nodo Energético del Sur.