1. Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A.
Informe de Clasificación
Contactos:
Leyla Krmelj
lkrmelj@equilibrium.com.pe
Mauricio Durand
mdurand@equilibrium.com.pe
511-616 0400
La nomenclatura “pe” refleja riesgos sólo comparables en el Perú.
Página 1 de 22
Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A.
Lima, Perú 09 de julio de 2013
Clasificación Categoría Definición de Categoría
PETROPERÚ
-Capacidad de Pago-
AA+.pe
Refleja muy alta capacidad de pagar el capital e intereses en
los términos y condiciones pactados. Las diferencias entre
esta clasificación y la inmediata superior son mínimas.
“La clasificación que se otorga no implica recomendación para comprar, vender o mantener acciones o instrumentos del Empresa clasificada”
------------------------En MM de S/. ------------------------
Dic12 Mar13 Dic12 Mar13
Activos: 6,246.1 6,928.5 Patrim.: 2,759.8 2,817.8
Pasivos: 3,486.3 4,110.7 ROAE*: 2.44% 1.02%
Util. Neta: 66.2 58.1 ROAA*: 1.05% 0.43%
Historia de Clasificación: Emisor PETROPERÚ S.A.→
AA+.pe (19.10.2011).
(*) Al 31 de marzo de 2013 los indicadores se presentan anualizados.
Para la presente evaluación se han utilizado los Estados Financieros Auditados de Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A. al 31 de
diciembre de 2009, 2010, 2011 y 2012, así como Estados Financieros No Auditados al 31 de marzo de 2012 y 2013, e información adi-
cional proporcionada por PETROPERÚ.
Fundamento: Luego del análisis efectuado, el Co-
mité de Clasificación de Equilibrium decidió mante-
ner la categoría AA+.pe asignada a la Capacidad de
Pago de Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A. (en
adelante PETROPERÚ).
La categoría otorgada se sustenta en el respaldo que
le otorga el Estado Peruano como único accionista
(calificado en Baa2 por Moody’s Investors Service),
la posición que mantiene en el mercado mayorista de
combustibles, la importancia estratégica de
PETROPERÚ al ser la principal empresa de hidro-
carburos del país, sumado a la ubicación geográfica
de las cinco refinerías que la componen1
, en especial
aquella adyacente a los campos productores de petró-
leo en el norte del país. Aporta igualmente a la clasi-
ficación otorgada el amplio acceso al crédito que
registra PETROPERÚ, sumado a que a la fecha no
mantiene activos en garantía sobre los préstamos
otorgados. Asimismo, se considera positiva la im-
plementación y mejora de estándares de Buen Go-
bierno Corporativo, los mismos que se detallan en el
cuerpo de este informe.
No obstante lo anterior, la clasificación se ve limitada
por la volatilidad del margen del negocio dada su
dependencia con los precios internacionales, el im-
pacto por tipo de cambio en sus operaciones, así
como por la imposibilidad de recuperar el IGV en la
región amazónica, dados los beneficios tributarios
existentes en dicha región. Asimismo, PETROPERÚ
mantiene aspectos por mejorar, entre los que se en-
cuentra la rígida estructura orgánica que mantiene,
sumado a la ausencia de un mecanismo efectivo que
permita un adecuado cambio generacional de profe-
1
PETROPERÚ cuenta con cinco refinerías, de las cuales una es alquila-
da a Maple Gas Corporation.
sionales y técnicos que asuman la gestión en el me-
diano plazo.
PETROPERÚ es una empresa estatal de derecho
privado, íntegramente de propiedad del Estado Pe-
ruano que al primer trimestre de 2013 participa en el
downstream2
de la cadena de valor de la industria de
petróleo: refinación, transporte, distribución y co-
mercialización a nivel nacional. La Compañía se rige
por su Ley Orgánica aprobada por el Decreto Legis-
lativo N° 043, su Estatuto Social, Ley N° 28840 –
Ley del Fortalecimiento y Modernización de la Com-
pañía y, supletoriamente, por la Ley General de So-
ciedades. Es importante señalar que el 27 de abril de
2013, se publicó el Decreto Supremo N° 012-2013-
EM, mediante el cual se aprobó el Reglamento de la
Ley N° 28840, Ley que se promulgó en el 2006 y que
declara de interés nacional el fortalecimiento y mo-
dernización de PETROPERÚ. La misma Ley le
brinda autonomía económica, financiera y adminis-
trativa, excluyéndola del ámbito de FONAFE con
respecto las normas y reglamentos del SNIP3
; asi-
mismo, estipula el reintegro por parte del Tesoro
Público de los gastos de remediación ambiental en
unidades privatizadas y la aplicación de utilidades
netas distribuidas en proyectos de inversión.
Es de señalar que como parte de la estrategia del
Estado de participar de manera integrada en el nego-
cio de hidrocarburos, se autorizó a la Compañía en el
2004 a participar en el upstream4
de la industria,
permitiéndole suscribir contratos de exploración y
explotación con PERUPETRO S.A. De esta manera,
PETROPERÚ participará en la explotación del Lote
1-AB una vez que culmine la concesión de Pluspetrol
2
"Downstream": Refino, comercialización y distribución.
3
Sistema Nacional de Inversión Pública.
4
Upstream": Exploración y producción.
2. Página 2 de 22
en el año 2015. Asimismo, a partir del mes de abril
de 2013 PETROPERÚ ingresó al mercado de explo-
ración y producción de hidrocarburos (upstream) con
la oficialización de sus operaciones en el Lote 64
ubicado en Loreto. En tal sentido, mediante Decreto
Supremo N° 011-2013-EM de fecha 27 de abril de
2013 se autorizó a PERUPETRO S.A. a suscribir con
las empresas Talismán Perú B.V., Hess Perú Inc.,
Sucursal del Perú y con PETROPERÚ, con la inter-
vención del Banco Central de Reserva del Perú
(BCRP), la Cesión de la Posición Contractual en el
Contrato de Licencia – Lote 64. Vale resaltar que la
empresa Talismán Perú B.V. ya había realizado cua-
tro perforaciones, de las cuales dos registraron resul-
tados exitosos. Se estima que el Lote 64 tiene 42
millones de barriles de reservas probadas; asimismo,
la producción de ambos pozos ascendería a 7,600
barriles diarios, con un bajo contenido de azufre.
Según lo señalado por PETROPERÚ, la incursión a
este mercado le permitiría obtener ingresos futuros
por más de US$225 millones.
A la fecha del presente análisis, PETROPERÚ man-
tiene los siguientes desafíos: i) lograr la integración
vertical (retorno al upstream), ii) desarrollar el pro-
yecto de modernización de la Refinería Talara
(PMRT), iii) la masificación del gas natural, iv)
participar en el polo petroquímico y v) el desarrollo
del proyecto de Transporte de Crudo Pesado. Estos
desafíos implicarán desembolsos importantes a lo
largo de los siguientes ejercicios. De esta manera,
según lo señalado por la Compañía, en el 2013 tiene
proyectado destinar S/.1,362.5 millones a proyectos
de inversión, de los cuales S/.1,331.4 millones se
destinarían al Proyecto de Modernización de la Refi-
nería de Talara (PMRT). Asimismo, de considerar el
total de recursos destinados a proyectos de inversión
entre los ejercicios 2013-2017, los mismos ascender-
ían aproximadamente a S/.8,557.1 millones, de los
cuales el 85.8% correspondería al PMRT. En tal
sentido, el PMRT considera la construcción de nue-
vas instalaciones industriales y la modernización y
ampliación de la infraestructura existente, lo cual
permitirá reducir el contenido de azufre de los com-
bustibles, procesar crudos más pesados, aumentar la
capacidad total de carga de 65 MBD5
hasta los 95
MBD, entre otros. Según lo manifestado por
PETROPERÚ, estas ampliaciones y mejoras contri-
buirán a atender parcialmente el crecimiento estima-
do de la demanda en los próximos años, mitigando -
mas no sustituyendo totalmente- la importación de
combustibles en el futuro. La modalidad de ejecución
del proyecto es mediante un contrato FEED-EPC6
, el
mismo que fue suscrito con la empresa Técnicas
Reunidas de España, bajo la modalidad Open Book
Estimate que permitirá el desarrollo de la ingeniería
de detalle, cotización y colocación de órdenes de
5
Miles de barriles por día.
6
Este componente se refiere al desarrollo de las Fases FEED (Front End
Engineering Design) y EPC (Engineering, Procurement & Construc-
tion). La Fase FEED comprende la Etapa de Ingeniería Básica Extendida
y la Etapa de Pre Construcción; la Fase EPC comprende completar la
Ingeniería de Detalle, adquisición de materiales y construcción hasta la
puesta en marcha de todas las instalaciones del Proyecto.
compra de equipos críticos así como desarrollar el
estimado de costos a ser incurridos. La estimación
del costo de este proyecto será determinado por
Técnicas Reunidas, el mismo que se estima ascender-
ía aproximadamente a US$2,780 millones correspon-
dientes a PETROPERÚ y otros US$800 millones
para el desarrollo de las plantas de apoyo de servicios
correspondientes a inversiones de terceros. A efectos
de contar con los recursos para el financiamiento del
PMRT, PETROPERÚ cuenta con una política de
dividendos en donde las utilidades se destinarán a los
proyectos de inversión para la modernización y am-
pliación de sus actividades.
No obstante lo anterior, como los recursos propios no
serán suficientes para financiar el proyecto,
PETROPERÚ ha contratado -mediante licitación- los
servicios del banco de inversión Société Générale,
con la finalidad de que estructure un financiamiento
de mediano plazo, ya sea mediante un crédito banca-
rio, emisión de bonos (locales o internacionales) o la
combinación de las estrategias mencionadas. Mien-
tras el mediano plazo se concrete, Société Générale
estructuraría un crédito puente de entre US$300 y
500 millones a un plazo entre 12 y 18 meses (térmi-
nos finales aún no anunciados), para que la construc-
ción del proyecto pueda iniciarse.
Al 31 de diciembre de 2012, PETROPERÚ registró
en promedio ventas correspondientes a 108.4 MBD
(105.2 MBD en promedio a lo largo del 2011), de los
cuales el 89.6% fue destinado al mercado local. Si
bien PETROPERÚ ha generado utilidades en los
últimos años, la volatilidad de los precios del crudo y
el reducido margen bruto hace de éste un negocio de
volúmenes, dados los variables e importantes costos
de abastecimiento de materia prima (inventarios) que
demandan fuertes importes de capital de trabajo.
En línea con lo anterior, al cierre del ejercicio 2012
PETROPERÚ obtuvo un resultado neto de S/.66.2
millones, el mismo que retrocedió en 88% en rela-
ción al 2011 sustentado en una importante contrac-
ción del resultado bruto tanto en valores absolutos
como relativos producto de la caída de los precios
internacionales del crudo y productos combustibles a
lo largo de algunos meses del 2012, conllevando a
que tengan que realizar inventarios adquiridos a
precios mayores. A nivel de exportaciones, impacta-
ron las menores salidas de Residual 6 y los costos por
las mayores importaciones de Diesel 2 de bajo azu-
fre. Durante el mismo ejercicio, si bien la carga ope-
rativa no registra mayor variación en términos relati-
vos, es de señalar que la misma incluye S/.234 millo-
nes por IGV no recuperado en la Amazonía. Los
menores resultados registrados en el 2012 impactaron
en sus indicadores de rentabilidad, generación y
coberturas, no mostrando mayor recuperación a lo
largo del primer trimestre del año en curso. No obs-
tante, PETROPERÚ continúa registrando una holga-
da cobertura de sus gastos financieros, toda vez que
toma deuda con entidades bancarias solo para finan-
ciar capital de trabajo (compra de crudo y productos,
especialmente Diesel de bajo azufre), mientras que,
hasta el momento, sus inversiones han venido siendo
financiadas con recursos propios. Sin embargo, para
3. Página 3 de 22
el presente ejercicio se espera un incremento en la
palanca contable y financiera de PETROPERÚ a raíz
de la toma de financiamiento externo para las nuevas
inversiones, principalmente para el PMRT.
En este sentido, Equilibrium considera que la ejecu-
ción del PMRT constituirá un desafío para
PETROPERÚ y el Estado Peruano, dado el monto de
las inversiones estimadas para el Proyecto. Esto
último demandará de su accionista un soporte sólido,
en la medida que la generación de PETROPERÚ
podría verse afectada producto de la volatilidad que
domina el precio del petróleo. Asimismo, se deberá
incorporar y gestionar las mayores capacidades que
representará la nueva Refinería de Talara después de
la puesta en marcha de la expansión, con las debili-
dades que presenta actualmente PETROPERÚ, ya
que las mismas podrían -no obstante que el Proyecto
se viene gestionando de acuerdo a estándares inter-
nacionales- potenciar riesgos y generar espacios que
le resten eficiencia a la Empresa.
Equilibrium opina que el PMRT, los demás proyectos
en marcha, así como los nuevos encargos efectuados
por el Estado, requieren de una organización integra-
da, robusta, ágil, flexible y transparente, con adecua-
do soporte tecnológico y profesionales calificados
que manejen las expansiones y las nuevas operacio-
nes de manera eficiente y rentable, sin considerar el
soporte financiero que deberá otorgar el Estado.
Finalmente, Equilibrium considera que la calidad
soberana del Estado Peruano respalda la clasificación
otorgada a la Empresa.
Una vez iniciada la ejecución del PMRT, la perma-
nencia de la clasificación asignada dependerá funda-
mentalmente del éxito en su ejecución en materia de
cumplimiento de los costos y tiempos estimados, así
como de su implementación y la adecuación de la
Empresa a los nuevos requerimientos de gestión que
dicho proyecto demandará.
La clasificación se encuentra sujeta igualmente a los
criterios de racionalidad económica con la que se
aprueben y ejecuten los nuevos proyectos en el futu-
ro, tomando en cuenta que la gestión de
PETROPERÚ se encuentra expuesta a injerencia
política.
Fortalezas
1. Calidad soberana del Estado Peruano como accionista de PETROPERÚ.
2. Importante posición en el mercado nacional de combustible y la importancia estratégica al ser la principal em-
presa de hidrocarburos del país.
3. Ubicación estratégica de una de las refinerías que se encuentra cercana a los campos productores de petróleo.
4. Amplio acceso a fuentes de financiamiento en condiciones flexibles y competitivas.
Debilidades
1. Marco legal y estructura orgánica rígidos.
2. Volatilidad en los márgenes.
3. Ausencia de cuadros directivos para afrontar el cambio generacional.
4. Crédito fiscal no utilizable por beneficios tributarios en región amazónica.
Oportunidades
1. Repotenciación hacia la integración vertical.
2. El PMRT incrementará sustancialmente la capacidad productiva de PETROPERÚ.
3. Asociación en participación con empresas privadas en negocios de explotación de hidrocarburos, tales como el
Lote 1-AB y otros que se liciten.
4. Desarrollo y aplicación de principios de Buen Gobierno Corporativo mediante PROSEMER.
Amenazas
1. Injerencia política sobre su gestión.
2. Volatilidad de los precios del crudo.
4. Página 4 de 22
EL MERCADO DE HIDROCARBUROS
Según información obtenida del Reporte Semestral de
Monitoreo del Mercado de Hidrocarburos (Primer
Semestre de 2012) publicado por el Organismo Su-
pervisor de la Inversión en Energía y Minería –
OSINERGMIN, el sector de hidrocarburos (exclu-
yendo la explotación de gas natural seco), es un im-
portante jugador para la economía local, habiendo
generado en el 2010 el 2.5% del Producto Bruto
Interno (PBI); asimismo, es el principal recaudador
de Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) con el 60%
del total recaudado, habiendo superado los US$2,000
millones el monto acumulado de las regalías entre los
años 2007-2011.
En línea con lo anterior, según Reporte de Inflación a
marzo de 2013 del BCRP, del total de proyectos de
inversión anunciados para el período 2013-2014
(US$32,036 millones), el 15.6% corresponde al sec-
tor de hidrocarburos. Las inversiones totales para el
período mencionado se incrementan en US$0.9 mil
millones en relación a las consideradas al tercer tri-
mestre de 2012 explicado por los mayores anuncios
de inversión en el sector de hidrocarburos, en donde
la empresa Pacific Rubiales Energy anunció el desa-
rrollo de cinco lotes. Es de mencionar que dichas
proyecciones no incluyen la importante inversión de
PETROPERÚ en la modernización de la Refinería de
Talara.
El BCRP proyecta para el 2013 un crecimiento del
sector de hidrocarburos de 9.6% asociado a la mayor
producción de líquidos de gas natural prevista en el
Lote 88 de Pluspetrol ante el incremento de la de-
manda externa observada desde el tercer trimestre de
2012. Asimismo, también contribuiría la expansión
gradual de la producción de petróleo de Savia Perú en
el Lote Z-2B en Piura y la mayor producción de gas
natural prevista en el Lote 57 de Repsol.
El Mercado Internacional: Precios y Capacidad de
Refino
Entre enero de 2006 hasta mediados del 2008 la
evolución de los precios referenciales del petróleo a
nivel mundial registró un incremento acelerado al
pasar de US$62 a US$140 por barril, para luego
retroceder de manera importante producto de los
efectos de la crisis financiera internacional, ubicándo-
se en US$37 por barril a fines del 2008. A partir del
2011, los precios fluctúan entre US$128 y US$75 por
barril, producto de la todavía incertidumbre que exis-
te en relación al crecimiento mundial.
En el transcurso del 2012 el precio del crudo WTI7
continuó con un comportamiento volátil, mostrando
períodos con tendencia a la baja. En tal sentido, du-
rante el primer trimestre de 2012 se registró una
7
El petróleo WTI (West Texas Intermidiate o Texas Light Sweet) es un
petróleo que contiene el promedio de características del petróleo extraí-
do en campos occidentales de Texas (USA). El precio del petróleo WTI
es utilizado como referencia principalmente en el mercado norteameri-
cano (Nueva York).
tendencia ascendente hasta mediados del mismo
período producto de las tensiones en Medio Oriente
generadas por el programa nuclear de Irán, para pos-
teriormente (segundo trimestre) registrar una tenden-
cia a la baja producto de la situación del mercado
laboral en Estados Unidos, elevados inventarios, así
como por una posible desaceleración de la economía
mundial. Si bien a partir del mes de julio de 2012 se
registró una recuperación en el precio producto del
plan de impulso anunciado por la Reserva Federal de
Estados Unidos, posteriormente las cotizaciones
retomaron la tendencia decreciente influenciada por
el aumento de las existencias de crudo y gasolina en
Estados Unidos, registrando una leve recuperación a
fines de diciembre producto de la expectativa de que
el Gobierno de Estados Unidos llegue a un acuerdo
orientado a evitar el abismo fiscal.
Según lo señalado por el BCRP8
, en los dos primeros
meses del 2013 la cotización del WTI aumentó en 8%
al pasar de US$88 el barril en diciembre 2012 a un
promedio mensual de US$95 en febrero 2013. Dicho
incremento se registró principalmente en el mes de
enero y estuvo asociado a la reducción de los eleva-
dos niveles de producción efectiva de la OPEP9
en los
meses de noviembre y diciembre de 2012 (Arabia
Saudita redujo su producción) y la disminución de
inventarios de crudo en Oklahoma por la entrada en
operaciones del oleoducto Cushing (transporta petró-
leo desde ese lugar hacia las refinerías del Golfo de
México). No obstante, el comportamiento al alza en
el precio se viene revirtiendo desde la quincena de
febrero, luego de que se continuara revisando la
producción de crudo de Estados Unidos y se redujera
la proyección de demanda mundial de petróleo de
acuerdo a la Agencia Internacional de Energía.
En lo que va del 2013, hasta el cierre del mes de
enero el precio del crudo WTI mostró una tendencia
ascendente, alcanzando un valor máximo a raíz de los
anuncios de la Reserva Federal, a lo cual se suma la
devaluación del dólar frente a otras monedas. No
obstante, posteriormente la cotización descendió
hasta un mínimo por noticias negativas sobre la eco-
nomía de China y Europa, para finalmente cerrar el
primer trimestre de 2013 al alza producto del creci-
miento de la economía estadounidense, el mismo que
fue mayor a la cifra estimada.
Según el OSINERGMIN se esperaría que la demanda
mundial de energía se mantenga elevada sustentado
en economías en desarrollo como China e India. De
esta manera, la Administración de Información
Energética de Estados Unidos (EIA) proyecta que el
precio internacional subiría en los próximos años.
8
Reporte de Inflación Marzo 2013
9
Organización de Países Exportadores de Petróleo
5. Página 5 de 22
Fuente: BCRP / Elaboración: Equilibrium
Para los siguientes ejercicios, la mayor demanda de
energía que se proyecta implicaría la necesidad de
incrementar la capacidad de refinación a nivel mun-
dial. De esta manera, la IEA estima que al 2016 la
capacidad mundial alcance los 102.7 MMBD, susten-
tando en el crecimiento de la capacidad de países
como China y Medio Oriente.
El Mercado Local
La demanda de combustibles líquidos mantuvo la
tendencia positiva observada desde años anteriores,
creciendo la gasolina en 4.5%, el turbo y el diesel en
3.6%, aunque afectados por el menor consumo de
residual, que ha disminuido en 37.6% debido a la no
generación eléctrica por parte de un operador relevan-
te del mercado local en el sur y a la menor demanda
de combustible del sector pesca por la menor activi-
dad desarrollada. La demanda conjunta en el 2012
ascendió a 152.9 MBD, 0.8% mayor al promedio del
2011 que fue de 157.7 MBD.
Es de señalar como hecho relevante que en el mes de
marzo de 2012 se publicó la Resolución Ministerial
N° 139-2012 MEM/DM (con fecha de aplicación a
partir del 16 de julio) mediante la cual se establece la
prohibición de comercializar y utilizar Diesel B5 con
un contenido de azufre mayor a 50 ppm en Lima,
Arequipa, Cusco, Puno, Madre de Dios y en la Pro-
vincia Constitucional del Callao, limitando la deman-
da del diesel producido por las refinerías peruanas.
Asimismo, se publicó el Decreto de Urgencia N°
005/2012 que establece que a partir del mes de agosto
del mismo año los únicos productos dentro del Fondo
de Estabilización de Precios de los Combustibles
Derivados del Petróleo son el GLP Envasado, el
diesel para uso vehicular de alto y bajo azufre, así
como el diesel y residual para la generación eléctrica
de los sistemas aislados.
A la fecha las refinerías La Pampilla y Talara concen-
traron aproximadamente el 90% de la demanda na-
cional de petróleo crudo. En tal sentido, el volumen
total de ventas en el 2012 alcanzó los 201.8 MB/DC
de los cuales el 48% fue abastecido por
PETROPERÚ. El incremento en relación al ejercicio
anterior se debió a la mayor demanda del GLP, gaso-
lina, gasoholes y Diesel B5 de bajo azufre.
Producción y Reservas Locales
Las principales empresas productoras a nivel local
son Petrobras, Savia y Pluspetrol, que explican
aproximadamente el 75% de la producción total, la
misma que ha venido disminuyendo producto de la
incorporación de otros lotes y empresas a la produc-
ción de crudo.
La selva es la principal zona de producción, la misma
que explica aproximadamente el 40% del total. No
obstante, es de señalar que la costa ha logrado alcan-
zar, a lo largo de los últimos años el nivel de produc-
ción de la selva, a pesar de que en el 2011 la inver-
sión en exploración y explotación ha sido menor
(US$6.2 millones en la costa vs. US$507.3 millones
en la selva).
Fondo de Estabilización de Precios de los Combus-
tibles Derivados del Petróleo (FEPC)
El Fondo para la Estabilización de Precios de los
Combustibles fue implementado en el año 200410
con
la finalidad de mitigar en el mercado local los efectos
de la volatilidad de los precios internacionales del
crudo, asumiendo que dichos precios presentarían
alzas y bajas sucesivas11
, mientras que los precios en
el mercado local se moverían dentro de una banda de
mínimos y máximos fijada por el Estado. Así, la
compensación que se otorga a las refinerías por man-
tener el precio ex planta dentro de la banda de precios
prefijada para cada combustible se determina sobre la
base de los Precios de Paridad de Importación – PPI
de cada uno de los combustibles calculados por
OSINERGMIN y estimados sobre la base de los
marcadores internacionales equivalentes establecidos
por las normas correspondientes.
La primera actualización de bandas por parte de
OSINERGMIN se realizó el último jueves del mes de
junio de 2010, mediante Resolución N° 169-2010-
OS/DC, habiendo designado el Consejo Directivo a
la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART)
como área encargada de actualizar y publicar, en lo
sucesivo, dichas bandas, de acuerdo a un cronograma
establecido.
Es de señalar que, de acuerdo a lo señalado en el
numeral 4.1 del Artículo 4° del Decreto de Urgencia
005-2012, en la actualización de las bandas realizada
el 30 de agosto de 2012 se excluyeron del Fondo el
GLP a Granel, las gasolinas y los gasoholes de 84 y
90 octanos, continuando dentro de los alcances del
Fondo únicamente el GLP Envasado, el Diesel B5
(destinado a uso vehicular y actividades de genera-
ción eléctrica en sistemas aislados) y el Petróleo
Industrial 6 destinado igualmente a actividades de
10
Decreto Urgencia N° 010-2004.
11
Esto es, cuando el precio referencial de mercado (precio paridad de
importación - PPI) de los combustibles superase el límite de la banda
previamente establecida, el fondo compensaría el diferencial entre el
límite máximo de la banda y el precio referencial de mercado, mientras
que una reducción por debajo del límite mínimo de la banda de precios,
requeriría del aporte a favor del fondo.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
PrecioPetróleo WTI Ene-08 a May-13
USD/bbl
6. Página 6 de 22
generación eléctrica en sistemas aislados. Adicional-
mente, de acuerdo al numeral 4.3 del Artículo 4° del
mismo Decreto de Urgencia, a partir de agosto 2012
la banda del Diesel B5 solo es aplicable al destinado
a uso vehicular.
De acuerdo a la normativa vigente, la última actuali-
zación de las bandas de precios de combustible –
tomando como referencia la fecha de elaboración del
presente informe- se aprobó mediante Resolución de
la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria
OSINERGMIN N° 034-2013-OS/GART (medido a la
fecha del presente informe), los mismos que estarán
vigentes desde el jueves 25 de abril de 2013 hasta el
miércoles 26 de junio de 2013, según se detalla:
Productos
Límite Superior
de Banda
Límite Inferior
de Banda
GLP Envasado 1.70 1.64
Diesel B5 8.60 8.50
Diesel B5 GGEE
SEA
9.17 9.07
PIN 6 GGEE
SEA
6.21 6.11
Fuente: OSINERGMIN N° 034-2013-OS/GART
Antecedentes Legales del FEPC
• Decreto Supremo N° 007-2003-EM y modificato-
rias: Se encarga a OSINERG (hoy OSINERGMIN)
la publicación semanal de los precios de referencia
de las gasolinas para uso automotor, kerosene, tur-
bo, diesel, gas licuado de petróleo (GLP) y petróle-
os industriales (PIN 6 y PIN 500).
• Decreto de Urgencia N° 010-2004: Se crea el “Fon-
do para la Estabilización de Precios de los Combus-
tibles Derivados del Petróleo”, y sus modificatorias.
• Decreto Supremo N° 142-2004-EF: Se aprobaron
las normas reglamentarias y complementarias del
Decreto de Urgencia N° 010-2004, y sus modifica-
torias.
• Decreto Supremo N° 042-2005-EM: Se aprueba el
Texto Único Ordenado de la Ley N° 26221, Ley
Orgánica de Hidrocarburos.
• Resolución Directoral N° 122-2006-EM/DGH: Se
establecen nuevos lineamientos para la determina-
ción de los Precios de Referencia de los combusti-
bles derivados del petróleo y los lineamientos para
la determinación de los precios de referencia para la
actualización de las Tarifas en Barra (incluye sus
modificatorias).
• Decreto Supremo N° 021-2007-EM: Se aprueba el
Reglamento para la Comercialización de los Bio-
combustibles.
• Decreto de Urgencia N° 027-2010: Modifica el
Decreto de Urgencia N° 010-2004 y dicta medidas
para la mejor aplicación del FEPC.
• Decreto Supremo N° 133-2010-EF: Modifica el
Reglamento del Decreto de Urgencia N° 010-2004
aprobado mediante Decreto Supremo N° 142-2004-
EF.
• Resolución Directoral N° 124-2010/MEN/DGH:
Complementa los lineamientos aprobados mediante
Resolución Directoral N° 122-2006-EM/DGH, en
lo referente a la determinación del precio de refe-
rencia del Diesel 2.
• Resolución Directoral N° 140-2010-EM/DGH:
Aprueba la relación de empresas que formaran par-
te de la Comisión Consultiva para la determinación
de la Banda de Precios del Fondo de Combustibles,
modificada por la Resolución Directoral N° 112-
2012-MEM/DGH.
• Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN
N° 169-2010-OS/CD: Se designa a la Gerencia Ad-
junta de Regulación tarifaria (GART) de
OSINERGMIN como área encargada de actualizar
y publicar las Bandas. Asimismo, esta resolución
designa al representante y alterno de
OSINERGMIN en la Comisión Consultiva y esta-
bleció la Banda de Precios correspondiente al mes
de junio de 2010.
• Decreto Supremo N° 069-2010-EM: Se modifican
las normas reglamentarias y complementarias del
Decreto de Urgencia N° 010-2004. En virtud de lo
cual, entre otros, se incorpora como productos en el
Fondo de Combustibles al Diesel BX y al Gasohol.
• Decreto Supremo N° 265-2010-EF: Se modifica el
Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) para los ga-
soholes, para la gasolina de 97 octanos y para el
GLP.
• Decreto Supremo N° 270-2010-EF: Modifica el
ISC para el Diesel BX (DB2 y DB5) y para el GLP.
• Decreto Supremo N° 097-2011-EF: Modifica el
ISC para el Diesel B5, para las gasolinas, gasoholes
y petróleos industriales.
• Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN
N° 136-2011-OS/CD: Aprueba la nueva Norma
“Procedimiento para la Publicación de los Precios
de Referencia de los Combustibles Derivados del
Petróleo” y a su vez deja sin efecto la Norma apro-
bada mediante Resolución N° 103-2007-OS/CD.
• Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN
N° 156-2011-OS/CD: Modifica la Resolución N°
169-2010-OS/CD, designándose nuevos represen-
tante y alterno de OSINERGMIN ante la Comisión
Consultiva del Fondo de combustibles.
• Decreto de Urgencia N° 060-2011, del 23 de di-
ciembre de 2011: Se amplía la vigencia del Decreto
de Urgencia N° 010 hasta el 31 de diciembre de
2012 y se excluyen de los alcances del Fondo a los
petróleos industriales (PIN 6 y PIN 500).
• Decreto de Urgencia N° 005-2012: Incluyen como
producto dentro de los alcances del Fondo a los
Petróleos Industriales utilizados en actividades de
generación eléctrica en sistemas aislados.
• Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN
N° 082-2012-OS/CD: Aprueba el Procedimiento
para la Publicación de la Banda de Precios de los
Combustibles Derivados del Petróleo, modificado
por la Resolución N° 171-2012-OS/C.
• Resolución Directoral N° 112-2012-MEM/DGH:
Modifica la Resolución Directoral N° 140-2010-
EM/DGH, en lo referente a la conformación de la
Comisión Consultiva.
• Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN
N° 069-2012-OS/CD: Aprueba el procedimiento
7. Página 7 de 22
para la adecuación del SCOP al Decreto de Urgen-
cia 005-2012, modificada por la Resolución de
Consejo Directivo OSINERGMIN N° 187-2012-
OS/CD.
• Resolución de la Gerencia Adjunta de Regulación y
Tarifaria OSINERGMIN N° 074-2012-OS/GART:
Actualiza las Bandas de Precios correspondientes al
mes de octubre de 2012, con vigencia del 25 de oc-
tubre hasta el 26 de diciembre de 2012.
• Ley N° 29952: Ley de equilibrio financiero del
presupuesto del sector público para el año fiscal
2013, que mediante la Sétima Disposición Com-
plementaria Final, dispone la vigencia permanente
del Fondo para la Estabilización de Precios de los
Combustibles Derivados del petróleo.
• Resolución de la Gerencia Adjunta de Regulación y
Tarifaria OSNERGMIN N° 013-2013-OS/GART:
Actualiza las Bandas de Precios con vigencia del 28
de febrero hasta el 24 de abril de 2013.
• Resolución de la Gerencia Adjunta de Regulación y
Tarifaria OSINERGMIN N° 034-2013-OS/GART:
Actualiza las Bandas de Precios con vigencia del 25
de abril hasta el 26 de junio de 2013.
Precios
El precio de importación de crudo sigue la evolución
del WTI, habiendo registrado un precio promedio de
US$94.13 por barril a lo largo del 2012, el mismo
que disminuye en relación al 2011 (promedio de
US$95.08).
Durante el 2013 (fecha corte 22 de mayo), se registra
un precio promedio de US$93.98.
Es de señalar que a partir de mayo de 2012, los pre-
cios referenciales publicados por OSINERGMIN para
los productos incluidos en el FEPC (GLP, gasoholes
de 84 y 90 octanos, así como Diesel B5) fueron me-
nores a la banda de precios publicada por la DGH,
generando aportes hasta fines de agosto en el caso de
las gasolinas/gasoholes y hasta fines del año para el
caso del GLP y Diesel B5. Anteriormente se habían
generado compensaciones. A partir del mes de agosto
de 2012, las gasolinas/gasoholes de 84 y 90 octanos
se excluyen del FEPC, situación que se mantendrá
siempre que el PPI se ubique 5% por debajo del lími-
te superior de la banda de precios correspondiente.
PETROPERÚ –
DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO
Perfil
Petróleos del Perú - PETROPERÚ es una empresa
estatal de derecho privado que desarrolla sus activi-
dades en el sector Energía y Minas, Sub Sector
Hidrocarburos. El objeto social es promover la inver-
sión en las actividades de exploración y explotación
de Hidrocarburos de acuerdo a lo establecido en la
Ley N° 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos, en
todas las fases de la industria y comercio de los
Hidrocarburos incluyendo sus derivados, la industria
petroquímica básica e intermedia y otras formas de
energía.
PETROPERÚ está organizada y funciona como una
sociedad anónima de acuerdo con lo dispuesto por el
Decreto Legislativo N° 043, Ley de la Empresa
Petróleos del Perú emitida el 04 de marzo de 1981 y
sus modificatorias que además dispone que el Estado
Peruano es propietario de todas las acciones repre-
sentativas del capital social de la Compañía y el
Decreto Supremo N° 006-2009-EM que dispone que
la Junta General de Accionistas (JGA) de
PETROPERÚ estará conformada por cinco integran-
tes que ejercerán la representación del Estado.
En el año 2004, PETROPERÚ fue excluida de una de
las modalidades de promoción de la inversión priva-
da de las empresas del Estado. Además, se le autorizó
expresamente a negociar contratos con PERUPETRO
S.A. en exploración y/o explotación y/o de operacio-
nes de servicios petroleros conforme a Ley.
En julio de 2006, mediante Ley N° 28840, Ley de
Fortalecimiento y Modernización de Petróleos del
Perú S.A., se deroga la norma mediante la cual fue
incorporada dentro del proceso de promoción de la
inversión privada y se declara de interés nacional el
fortalecimiento y modernización de PETROPERÚ,
ampliando su objeto social y brindándole autonomía
económica, financiera y administrativa, excluyéndola
a su vez del ámbito de FONAFE de las normas y
reglamentos del Sistema Nacional de Inversión
Pública (SNIP), buscando dinamizar los procesos de
adquisiciones y contrataciones en coordinación con
el Organismo Supervisor de las Contrataciones del
Estado – OSCE.
En línea con lo anterior, Equilibrium considera posi-
tivo que finalmente se haya aprobado el Reglamento
de la Ley N° 28840, Ley de Fortalecimiento de Mo-
dernización de la Empresa Petróleos del Perú –
PETROPERÚ, la misma que fue aprobada mediante
Decreto Supremo N° 012-2013-EM, publicado el 27
de abril de 2013 en el diario oficial “El Peruano”.
A la fecha del presente análisis, PETROPERÚ cuenta
con cinco refinerías, de las cuales opera cuatro: Refi-
nería Talara, Refinería Conchán, Refinería Iquitos y
Refinería El Milagro, mientras que la Refinería Pu-
callpa se encuentra arrendada a Maple Gas Corpora-
tion.
Es de señalar resaltar igualmente que a la fecha
PETROPERÚ genera sus propios ingresos y no de-
pende de la partida presupuestaria.
Propiedad
Al 31 de marzo de 2013, la composición del acciona-
riado de PETROPERÚ es la siguiente:
Accionistas Clase N° Acciones %
Estado Peruano A 1,442´772,360 80
Estado Peruano B 360’693,090 20
Total 1,803’465,450 100
Es de señalar que con fecha 13 de mayo de 2013 se
aprobó incrementar el capital social en S/.59.6 millo-
8. Página 8 de 22
nes producto de la capitalización de parte de las
utilidades distribuibles del ejercicio 2012. De esta
manera, al 31 de mayo de 2013, el capital social de
PETROPERÚ ascendió a S/.1,863’039,055 represen-
tado por 1,863’039,055 acciones nominativas de un
valor nominal de S/.1.0 cada una.
La JGA está constituida por cinco miembros en re-
presentación del Estado, designados por Decreto
Supremo y compuesto de la siguiente manera: el
Ministro de Energía y Minas, quien la preside, el
Ministro de Economía y Finanzas, el Viceministro de
Energía del Ministerio de Energía y Minas, el Vice-
ministro de Economía del Ministerio de Economía y
Finanzas y el Secretario General del Ministerio de
Energía y Minas.12
Cada integrante de la JGA ejerce
la representación de las acciones del 20% del capital
social.13
En virtud de la entrada en vigencia del Decreto Le-
gislativo N°1031, que promueve la eficiencia de la
actividad empresarial del Estado, se incrementó la
participación de las acciones de las empresas de
propiedad del Estado a 20% como mínimo de su
capital social inscrito en el Registro Público de Mer-
cado de Valores (RPMV). En tal sentido, mediante
Ley N° 29817 (artículo 5°) se autorizó a
PETROPERÚ a transferir hasta un 20% de las accio-
nes del capital social en el RPMV.
Producto de lo señalado anteriormente, a la fecha
PETROPERÚ mantiene las acciones Clase B (20%
de su capital social) listadas en el RPMV y en el
Registro de Valores de la Bolsa de Valores de Lima
(RBVL); consecuentemente, se encuentran sujeta a
las disposiciones que emita la Superintendencia del
Mercado de Valores (SMV). Esto último implica el
cumplimiento de las obligaciones de información de
Hechos de Importancia, Otras Comunicaciones,
adecuación plena a las normas internacionales de
información financiera – NIIF, entre otros aspectos.
Directorio
El Directorio de PETROPERÚ está conformado por
seis miembros, de los cuales cinco son designados
por la JGA y uno por los trabajadores de
PETROPERÚ. Se debe destacar que de acuerdo al
Artículo 47° del Estatuto de PETROPERÚ el Direc-
torio debe estar conformado por dos directores inde-
pendientes.
Con fecha 09 de enero de 2013, la Junta Universal de
Accionistas formalizó la renuncia de los señores
Humberto Campodónico Sánchez (quien ocupaba la
Presidencia del Directorio), Fernando Sánchez Alba-
vera y de Ramiro Portocarrero Lanatta. Asimismo, en
la misma JUA se designó a los siguientes miembros
para conformar el Directorio:
12
Decreto Supremo Nº056-2008-EM.
13
Decreto Supremo Nº 006-2009-EM
Directores Cargo
Hector Fernando
Reyes Cruz
Presidente del Directorio
Luis Baba Nakao Director Independiente
Germán Alarco Tosoni Director
Jorge Parodi Quesada Director
Juan Manuel Castillo
More
Director (representante de los
trabajadores)
Amadeo Ato Campos
Director Suplente
(representante de los trabajadores)
El Ing. Héctor Reyes Cruz, actual Presidente del
Directorio de PETROPERÚ, ocupaba anteriormente
la Gerencia Adjunta de la Gerencia General, habién-
dose desempeñado anteriormente en cargos gerencia-
les en casi todas las áreas de PETROPERÚ a lo largo
de 38 años.
Plana Gerencial
A la fecha del presente análisis, la Plana Gerencial se
encuentra conformada por los siguientes funciona-
rios:
Gerente Cargo
Luis Guillermo Lem Arce Gerente General
Rubén Martín Contreras
Arce
Secretario General
José Alfredo Coronel
Escobar
Gerente de Planeamiento
Corporativo
José Antonio Coz Calderón
Gerente de Exploración y
Explotación
Ivanna Loncharich Lozano Sec. Gobierno Corporativo
Manuel Nele Martel Martel Gerente de Finanzas (E)
Jaime Eyzaguirre Semina-
rio
Gerente de Administración
(E)
Gustavo Adolfo Navarro
Valdivia
Gerente Comercial
Luis Eduardo Cuba Velao-
chaga
Gerente Departamento Legal
Rubén Henderson Vidal
Rojo
Gerente Departamento de
Información Financiera
Janes Edgardo Rodríguez
López
Gerente de Auditoría Interna
Miguel Ángel Pérez Nava-
rro
Gerente de Refinación y
Ductos (E)
Ángel Arévalo Mendoza
Gerente Departamento
Relaciones Corporativas (E)
Es de señalar que en relación a la evaluación anterior
efectuada por Equilibrium, se han dado cambios en
varias gerencias, entre las que se encuentran la Ge-
rencia de Finanzas, Relaciones Corporativas y Admi-
nistración.
Estructura Organizacional
Mediante acuerdo de Directorio adoptado en sesión
de fecha 14 de junio de 2013 se modificó la Estructu-
ra Básica de la Organización de PETROPERÚ, cam-
biando el nivel de reporte de la Gerencia del Depar-
tamento de Relaciones Corporativas hacia la Geren-
cia General, según se detalla:
9. Página 9 de 22
PETROPERÚ mantiene una estructura organizacio-
nal constituida por órganos de línea en la que cada
operación se encuentra representada en una Gerencia.
Se destaca la Gerencia de Planeamiento Corporativo
-la que ha alcanzado un rol importante en las opera-
ciones de la Empresa- facilitando una gestión técnica
e integral de sus operaciones. Para el desarrollo de
los proyectos en cartera, la estructura orgánica incor-
pora órganos consultores específicos que coordinan
directamente con la alta dirección, lo cual se justifica
dada la importancia y magnitud de los proyectos a
desarrollar.
Se destaca igualmente la creación de la Secretaría de
Gobierno Corporativo como unidad orgánica, la
misma que tiene como funciones: i) efectuar los
diagnósticos de Gobierno Corporativo, ii) proponer
estándares de Buen Gobierno Corporativo, iii) brin-
dar soporte operativo y técnico a los Comités de
Directorio y Gerenciales, iv) supervisar el cumpli-
miento de los estándares de Gobierno Corporativo y
v) capacitar al personal de PETROPERÚ.
Si bien la estructura orgánica de PETROPERÚ ha
permitido cumplir sus objetivos, presenta cierta rigi-
dez que limita los niveles de competitividad que
podrían alcanzar de no tener estas restricciones. No
obstante, dicho aspecto viene siendo superado pro-
ducto de la conformación de Comités Especializados
(Comité de Suministro y Demanda, Comité de Im-
portación y Exportación, Comité de Precios y Comité
de Refinación) constituidos por profesionales expe-
rimentados que se complementan con la Gerencia
Comercial y Gerencia de Planeamiento Corporativo,
lo que permite adoptar decisiones rápidas y técnicas.
Equilibrium considera que en el corto y mediano
plazo PETROPERÚ enfrentará el gran desafío que es
conjugar su actual estructura organizativa con las
nuevas funciones y actividades que se deriven de la
ejecución y puesta en marcha del PMRT, dada la
magnitud del mismo.
Sistemas de Gestión y Certificación
PETROPERÚ S.A. ha venido certificando sus proce-
sos e instalaciones obteniendo certificaciones bajo el
ISO 14001, Sistemas de Gestión Ambiental SGA-
ISO 14001, Sistemas de Gestión de Seguridad y
Salud Ocupacional OHSAS 18001. Asimismo la
Autoridad Portuaria Nacional otorgó refrenda al
Reconocimiento del Certificado de calidad para las
operaciones del oleoducto, entre otros, lo cual evi-
dencia un avance importante en la implementación de
procesos con estándares internacionales.
A partir del 2009, PETROPERÚ viene aplicando el
Código Marco de Buen Gobierno Corporativo de
Empresas del Estado que consta de 32 principios.
Asimismo, cuenta desde el 30 de noviembre del 2010
con un Código de Buen Gobierno aprobado por su
Directorio. Es de señalar que durante el 2012, la
firma PwC evaluó y validó los estándares de Buen
Gobierno Corporativo de PETROPERÚ, calificándo-
la con un nivel de cumplimiento aceptable. Asimis-
mo, la Bolsa de Valores de Lima (BVL) otorgó una
distinción a PETROPERÚ, reconociéndola como una
empresa que cumple con los estándares de BGC.
Es de señalar que en el 2012 PETROPERÚ obtuvo la
recertificación internacional ISO 9001, para el proce-
so de exportación de Nafta Virgen y petróleos indus-
triales desde Refinería Talara. Adicionalmente, obtu-
vo el Premio Nacional a la Calidad 2012 y la Medalla
Líder en Calidad otorgados por el Comité de Gestión
de Calidad.
Posición Competitiva
PETROPERÚ mantiene una destacada participación
en la fase de refinación que le permite alcanzar una
cuota de mercado de aproximadamente 28.5% de
tomar el total de la capacidad de procesamiento (332
MBPD) que incluye las refinerías de petróleo (212
MBPD) y la planta de líquidos de gas de Pisco (120
MBPD). Asimismo, mantiene el dominio en el siste-
ma de transporte (oleoductos), con lo cual alcanza
una participación de mercado total promedio en el
2012 de 47.8%, distribuyéndose el resto entre Rep-
sol, Maple, importadores y otros.
Instalaciones
PETROPERÚ realiza sus actividades de transporte,
refinación de petróleo, distribución y comercializa-
ción de productos combustibles a través de un siste-
ma integrado que comprende plantas de refinación,
servicios de transporte de petróleo, plantas de ventas
propias concesionadas y estaciones de servicio.
PETROPERÚ tiene cinco plantas de refinación, de
las cuales opera cuatro. La refinería Pucallpa es ope-
rada por Maple Gas Corp. en virtud a un contrato
suscrito en 1994 por 20 años. El servicio de transpor-
te de petróleo crudo se efectúa a través del Oleoducto
Norperuano. Tiene asimismo un muelle de carga
líquida, flota fluvial y flota marítima contratada. La
distribución de combustibles a nivel nacional se
efectúa a través de naves, camiones tanque y tren,
10. Página 10 de 22
comercializándose a través de las plantas de ventas
propias y concesionadas, así como estaciones de
servicio abanderadas. La estrategia operativa de las
refinerías está orientada a maximizar la producción
de destilados medios y productos de mayor valor
agregado.
La capacidad de refinación global de PETROPERÚ
es de 94.5 MBDC, aproximadamente el 45% del total
nacional. Si bien individualmente cada planta tiene su
propia carga de crudo y presentan diferentes niveles
de complejidad en función a las unidades de proce-
samiento con que cuentan, PETROPERÚ ha logrado
desarrollar sinergias entre las diversas refinerías que
han permitido la producción de combustibles con
mayor valor agregado, priorizando la obtención de
destilados medios en lo cual el país sigue siendo
deficitario.
Precios
Es de señalar que en el mes de setiembre de 2012, el
Directorio de PETROPERÚ acordó que la Empresa
podrá emplear en los concursos de precios interna-
cionales de adquisición de crudo otro marcador dis-
tinto al WTI (Cushing), entre los que se encuentran el
WTI (NYMEX), Brent Dated y otros, debido a que ya
no reflejarían el valor de mercado al haber perdido
liquidez y porque los mercados de los productos
derivados en la Costa del Golfo se encuentran referi-
dos al Brent.
Adopción de Estándares de Buen Gobierno Cor-
porativo
PETROPERÚ se encuentra trabajando en la adecua-
ción de la Compañía al cumplimiento de los princi-
pios de Buen Gobierno Corporativo, los mismos que
fueron establecidos dentro de los objetivos anuales y
quincenales 2012-2016. De esta manera, el 30 de
noviembre de 2010 el Directorio de PETROPERÚ
aprobó el Código de Buen Gobierno Corporativo, el
mismo que contiene 27 principios organizados en
siete títulos.
En línea con lo anterior, en el mes de agosto de 2012
se creó la Secretaría de Gobierno Corporativo, la
misma que se incorpora en la estructura básica de
PETROPERÚ, habiendo concretado las siguientes
acciones: i) aprobación anual del Plan de Acción por
parte del Directorio que contiene el programa de
implementación y mantenimiento anual de estándares
de Gobierno Corporativo, ii) la implementación de
inducción a los Directores, iii) la supervisión de la
política de información, iv) capacitaciones constantes
sobre temas de Gobierno Corporativo a los trabajado-
res de PETROPERÚ y v) funcionamiento de Comités
de Directorio.
Cabe señalar que PETROPERÚ es uno de los benefi-
ciarios del “Programa para la Gestión Eficiente y
Sostenible de Recursos Energéticos del Perú”
(PROSEMER), cuyo componente II está orientado a
mejorar la actividad empresarial del Estado en el
sector energético, teniendo como uno de sus puntos
principales la implementación y mejora de estándares
de Gobierno Corporativo. Dicho programa se desa-
rrolla en el marco del Convenio de Financiamiento
No Reembolsable ATN/CN-13202-PE suscrito entre
la República del Perú y el Banco Interamericano de
Desarrollo hasta por 19 millones de Dólares Cana-
dienses, de los cuales tres millones de dicha donación
están destinados al componente II.
En línea con lo anterior, es de señalar que en el pre-
sente ejercicio, PETROPERÚ fue reconocida por la
Bolsa de Valores de Lima como empresa que cumple
con los estándares de Buen Gobierno Corporativo,
según la entidad validadora PricewaterhouseCoopers.
El Índice de Buen Gobierno Corporativo es un indi-
cador estadístico que refleja el comportamiento de
los valores de las empresas emisoras listadas en la
Bolsa de Valores de Lima que cuentan con las mejo-
res prácticas de Buen Gobierno Corporativo.
PETROPERÚ: PLAN ESTRATÉGICO Y
EJECUCIÓN DE NUEVOS PROYECTOS
Plan Estratégico
PETROPERÚ mantiene siete objetivos estratégicos
determinados en los Objetivos Anuales y Quinquena-
les (2012-2016) aprobados mediante Resolución
Ministerial N° 191-2011-MEM/DM, según se deta-
lla:
1. Generar Valor para el Accionista: contempla i)
optimizar la generación de utilidades y fondos
operativos, ii) optimizar la rentabilidad del patri-
monio y activos versus costos de capital y iii)
monitorear la clasificación de riesgo de
PETROPERÚ en los mercados de capitales.
De acuerdo al Informe de Avance de Cumpli-
miento al IV Trimestre de 2012, la utilidad neta
estuvo por debajo de la meta para el 2012 de
S/.79 millones debido a la tendencia decreciente
del precio del crudo y los productos que durante
varios meses del año ocasionaron que
PETROPERÚ tenga que realizar a precios meno-
res a los de compra. Asimismo, impactó e crédito
fiscal del IGV no recuperado en la Amazonía y
los menores márgenes de refinación. Con refe-
rencia al EBITDA, el resultado estuvo por debajo
de la meta para el 2012 de S/.628 millones pro-
ducto de los precios bajos del crudo y productos,
así como por los menores márgenes de refino du-
rante el 2012. Esto último conllevó a que no se
cumpla con la meta del ROA y ROE de 1.2% y
6.0%, respectivamente.
2. Mantener el Liderazgo del Mercado de Combus-
tibles, Potenciando Abastecimiento y Transporte
de Petróleo Crudo y Combustibles Líquidos: con-
templa i) mejorar al rentabilidad de ventas, ii) op-
timizar la cuota de participación de mercado que
permita el incremento de la rentabilidad, iii) me-
jorar el nivel de satisfacción de los clientes, iv)
11. Página 11 de 22
optimizar la logística integral de compras de cru-
dos, gas y productos derivados de hidrocarburos
y otras fuentes de energía, v) optimizar los proce-
sos de distribución y comercialización y vi) parti-
cipar en el proceso de comercialización de gas
natural.
De acuerdo al Informe de Avance de Cumpli-
miento al IV Trimestre 2012, se alcanzó la meta
en relación a la optimización de la cuota de parti-
cipación de mercado, la optimización de la logís-
tica integral de compra e crudos, gas y productos
derivados y la optimización de los procesos de
distribución y comercialización relacionado al
desarrollo integral de los terminales Hub y Poli-
ductos, determinando que no es rentable el pro-
yecto de poliductos. No obstante, se dio un menor
avance en las inversiones en terminales (30.4%
vs. 33.0% de la meta) debido a que no lograron
terminar el Proyecto de Ampliación de Capacidad
de Almacenamiento en la Planta Cusco producto
de problemas con la Municipalidad de San Jeró-
nimo.
3. Incrementar la Complejidad de las Refinerías
para Mejorar el Margen Refinero y Cumplir con
las Normas Legales Vigentes: contempla i) mo-
dernizar la Refinería Talara y ii) adecuar las Re-
finerías Conchán, Iquitos y El Milagro para satis-
facer las exigencias del mercado y efectuar mejo-
ras complementarias en el sistema refinero.
De acuerdo al Informe de Avance de Cumpli-
miento al IV Trimestre 2012, no se alcanzó la
meta en relación a los objetivos específicos traza-
dos, aunque si se avanzó en los mismos. En tal
sentido, con relación al PMRT durante el 2012 se
alcanzó un avance físico de 28.9%, siendo la me-
ta de 43.8%. Asimismo, el avance físico de la Re-
finería Conchán fue de 44.8% (meta de 45.0%),
de Refinería Iquitos de 2.3% (meta de 7.0%), de
Refinería El Milagro 2.3% (meta de 76.0%),
mientras que el avance físico de la Refinería Ta-
lara relacionados a la mejora en la operatividad
de la refinería fue de 13.6% (meta de 30.0%).
4. Desarrollar la Integración Vertical con Apoyo del
Gobierno y Promover Nuevos Negocios: contem-
pla i) efectuar las gestiones que sean necesarias
para participar en un rango del 25% al 49% en los
lotes Noroeste y Selva, ii) obtener e incrementa
reservas y producción de crudo y gas, iii) cons-
truir, adquirir y alquilar estaciones de servicio, iv)
participar en petroquímica y v) desarrollar nuevos
mercados y negocios en el downstream.
De acuerdo al Informe de Avance de Cumpli-
miento al IV Trimestre 2012, no se alcanzó la
meta en relación a varios de los objetivos especí-
ficos trazados, a excepción de la participación en
petroquímica (avance de etileno-polietileno y
avance de integración con el Lote 58 y Gasoducto
al Sur). Con relación a los demás objetivos es-
pecíficos, respecto a las gestiones para participar
en un rango de 25% a 49% en los Lotes del No-
roeste y Selva no se logró cerrar contratos de li-
cencia de exploración y explotación. Asimismo,
no se completó la meta de incorporar estaciones
de servicio propias y la de incorporar nuevos
proyectos (10 proyectos de 18 establecidos como
meta) para el desarrollo de nuevos mercados y
negocios en el downstream.
5. Desarrollar el Proyecto de Transporte de Crudo
Pesado y Liviano: contempla i) repotenciar el
Oleoducto Nor Peruano, ii) incrementar la capa-
cidad de almacenamiento de crudo y venta de
productos en Bayóvar y iii) garantizar el abaste-
cimiento de crudo y productos para refinerías de
selva.
De acuerdo al Informe de Avance de Cumpli-
miento al IV T 2012, PETROPERÚ no alcanzó
los objetivos específicos definidos para el desa-
rrollo de dicho objetivo estratégico. En tal senti-
do, con referencia a la repotenciación del Oleo-
ducto Nor Peruano se alcanzó un avance físico de
37.8% de la Etapa I (meta de 42.6%), mientras
que la Etapa II se encontraba sin fecha de inicio
estimada. Respecto al avance físico de la planta
de ventas de Bayóvar, se alcanzó un avance de
20% (meta de 46%), mientras que el avance de
construcción de tanques de almacenamiento se
dejó sin efecto por la declinación de la produc-
ción de crudos de los L-8 y 1-AB de
PLUSPETROL. Finalmente, el objetivo específi-
co de solucionar el abastecimiento de crudo y
productos las refinerías de la selva, alcanzaron un
avance de 10% para la Etapa I, mientras que la
Etapa II aún no se iniciaba.
6. Contar con una Estructura Organizacional Flexi-
ble, Soporte Tecnológico y Talento Humano a
Exigencias Actuales y Futuras: contempla i) im-
plementar el diseño organizativo acorde con los
planes estratégicos actuales y futuros de
PETROPERÚ, ii) mantener cubiertas las plazas
con personal competente, calificado y motivado,
iii) implementar el plan de desarrollo de personal
acorde a las necesidades actuales y futuras de la
empresa e iv) incrementar soluciones TIC que
soporten los procesos.
De acuerdo al Informe de Avance de Cumpli-
miento al IV Trimestre 2012, PETROPERÚ al-
canzó la meta relacionada a la implementación de
la organización acorde a los requerimientos de los
planes estratégicos actuales y futuros (meta de
50% de avance). No obstante, se encontró por
debajo de la meta en relación al desarrollo del
personal (25% vs. 50% de la meta establecida),
establecer sucesores con alto potencial (10% de
avance vs. 50% establecido en la meta) y en el
avance PETIC relacionado a la implementación
de soluciones TIC que soporten los procesos
(36.1% de avance vs. 76% de meta).
12. Página 12 de 22
7. Fortalecer las Relaciones con el Entorno: con-
templa i) viabilizar la ejecución de normativas y
dispositivos legales que permitan la eficiencia de
sus operaciones, ii) fortalecer el relacionamiento
con los grupos de interés y iii) cumplir con los
principios de buen gobierno corporativo.
De acuerdo al Informe de Avance de Cumpli-
miento al IV Trimestre 2012, PETROPERÚ al-
canzó la meta relacionada a los índices de ries-
gos controlados relacionados al cumplimiento
de los principios de buen gobierno corporativo.
No obstante, no alcanzó el número de informes
de cumplimento BGC del objetivo específico
señalado y no se lograron concretar acciones
que permitan mejorar la operación de
PETROPERÚ dado que al cierre del ejercicio
2012 se encontraban todavía pendientes cinco
normas que permitirán lograr dicho objetivo.
Asimismo, PETROPERÚ reviso y remitió al
MINEM el proyecto de reglamentación para la
ampliación del plazo de vigencia de los contra-
tos con plazos inferiores al máximo permitido
por la Ley Orgánica de Hidrocarburos.
A inicios del 2011, PETROPERÚ aprobó el Plan
Estratégico Corporativo 2011-2025, el mismo que
fue actualizado y aprobado en Directorio N° 116-
2012-PP de fecha 26 setiembre de 2012, conteniendo
nueve objetivos generales, según se detalla: i) gene-
rar valor al accionista, ii) integrar verticalmente a la
empresa a través de una mayor participación en el
upstream y en el downstream, iii) mejorar el margen
de refino y adecuar la oferta a la normativa vigente,
iv) mantener el liderazgo en el mercado de combusti-
bles, v) diversificar la oferta de bienes y servicios, vi)
adecuarla a la oferta disponible, vi) optimizar la
capacidad de transporte de crudos, vii) cumplir los
principios de buen gobierno corporativo y contar con
una estructura organizacional flexible, con un mayor
soporte tecnológico que impulse el desarrollo de sus
recursos humanos, viii) fortalecer las relaciones con
los grupos de interés y ix) alcanzar y mantener están-
dares internacionales de excelencia en gestión opera-
tiva y socioambiental.
Los objetivos contemplados en el Plan responden a la
autorización que nace de la Ley de participar en todas
las fases de la industria y comercio del petróleo in-
cluyendo sus derivados, petroquímica básica y otras
formas de energía.
Ejecución de Nuevos Proyectos
Durante el mes de abril del año en curso, se dio a
conocer el interés de PETROPERÚ en la compra de
la refinería y estaciones de gasolina de la empresa
Repsol S.A. De esta manera, PETROPERÚ suscribió
un Acuerdo de Confidencialidad con la empresa
Repsol S.A. para examinar una posible oferta de
algunos de sus activos en Perú. No obstante, luego de
la evaluación técnica, económica y financiera presen-
tada por la administración de PETROPERÚ sobre el
portafolio de sus actuales Proyectos de Inversión, el
Directorio en sesión de fecha 02 de mayo de 2013
decidió no continuar participando en el referido
proceso, señalando a su vez que priorizará la ejecu-
ción de su cartera de proyectos en curso.
En el 2012, el nivel de ejecución del presupuesto de
inversiones de PETROPERÚ alcanzó los S/.222.9
millones, +5% en relación al 2011. De esta manera,
PETROPERÚ continuó con el desarrollo de proyec-
tos iniciados con anterioridad al ejercicio 2012 e
inició las fases de otros planteamientos que buscan
cumplir con los objetivos del Plan Estratégico. De-
ntro de los principales proyectos a ejecutarse se en-
cuentran:
Proyecto de Modernización de Refinería Talara
(PMRT).
Es un proyecto de desarrollo tecnológico que consiste
en la construcción de nuevas instalaciones industria-
les y la modernización y ampliación de la infraestruc-
tura existente con los objetivos de:
• Reducir el contenido de azufre del diesel y las
gasolinas para cumplir con las normas de preven-
ción del medio ambiente (Ley N° 28694).
• Procesamiento de crudos pesados.
• Convertir residuales de bajo precio en destilados
medios y gas.
• Aumentar la capacidad total de carga de la Refiner-
ía de un nivel actual de 65 MBD hasta 95 MBD.
• Autogeneración de energía.
Esto último permitirá a su vez reducir el impacto
social de enfermedades derivadas de partículas y SO2
provenientes de combustibles, la emisión limpia de
efluentes gasoductos de la refinería, disminuir la
importación de combustibles líquidos y mejorar la
balanza comercial de hidrocarburos, mejorar la renta-
bilidad de la refinería y promover el empleo y desa-
rrollo en Talara.
El proyecto se desarrolla bajo un esquema de inge-
niería básica extendida FEED-EPC. En este sentido,
se suscribió un contrato con Técnicas Reunidas de
España bajo la modalidad de “Estimación de Libro
Abierto” (Open Book Estimate) que permite el desa-
rrollo de la ingeniería de detalle, cotizar y colocar
órdenes de compra de equipos críticos así como des-
arrollar el estimado de costos. En el marco de este
contrato se viene gestionado las licencias de suminis-
tro de tecnología con empresas como Exxon Mobil,
Axens, Haldor Topsoe, UOP, entre otros, cuya sol-
vencia técnica es probada a nivel mundial.
La gestión del Proyecto la efectúa PETROPERU,
mientras que la empresa consultora especializada
Project Management Consultancy (PMC) supervisa
los trabajos realizados por el contratista a cargo del
FEED-EPC. Asimismo, se contrató a Walsh Perú
Ingenieros y Científicos Consultores para elaborar el
Estudio de Impacto Ambiental y a la firma Social
Capital Group SAC parta llevar a cabo la asesoría en
Gestión Social y Relaciones Comunitarias.
13. Página 13 de 22
Si bien el estudio de factibilidad elaborado por Arthur
D. Little en el año 2007 estimaba un monto de inver-
sión inicial del Proyecto, en el 2006, de US$1,300
millones, conforme se avanzó con la ingeniería de
detalle, la inversión estimada se ha venido ajustando.
Hay que señalar que dicho ajuste podría seguir fluc-
tuando en la medida que el contrato suscrito FEED-
EPC así lo contempla en esta fase, la cual una vez
definida la ingeniería de detalle podrá convertirse en
un contrato EPC a suma alzada. PETROPERÚ estima
que el monto final del proyecto alcanzaría aproxima-
damente los US$2,780 millones y otros US$800
millones para el desarrollo de plantas de apoyo de
servicios correspondientes a inversiones de terceros.
Société Générale se adjudicó en licitación internacio-
nal el servicio para actuar como banco estructurador
y se estima un plazo de dos años para completar la
estructuración del esquema de financiamiento del
proyecto, que podría incluir préstamos bancarios y
emisiones de bonos (locales y/o internacionales). Si
bien inicialmente se estimó que antes que acabe el
2012, Société Générale estructuraría un crédito puen-
te de entre US$300 y 500 millones a un plazo entre
12 y 18 meses, mientras se concreta la estructuración
del financiamiento de mediano plazo, el mismo to-
davía no se ha concretado.
La ampliación y nuevas unidades del proceso se
presentan a continuación en el siguiente gráfico:
Fuente y Elaboración: PETROPERÚ
En opinión de Equilibrium, la ejecución del Proyecto
bajo esta modalidad es común en la industria, ya que
permite planificar y definir procesos complejos y de
tecnologías sofisticadas, disminuyendo los riesgos de
diseño y construcción. Respecto a la inversión esti-
mada inicial, si bien se puede producir ajustes, una
vez alcanzada la ingeniería de detalle, la modalidad
del contrato pasaría a ser de suma alzada establecién-
dose un valor de la inversión global fijo. En este
plano, el desafío que enfrenta PETROPERÚ conjun-
tamente con el PMC es cerrar esta fase con un Valor
Global Fijo que no contenga costos ocultos ni que
presente sobrestimaciones.
Avances: Durante el 2012 se concretó la inge-
niería básica extendida. En tal sentido, Técnicas
Reunidas presentó su propuesta de conversión de
las unidades de procesos y facilidades, de la mo-
dalidad de costos reembolsables a suma alzada,
que aún se encontraba en revisión por parte del
supervisor del proyecto (PMC), a cargo del Con-
sorcio Inelectra – Idom Ingeniería y Consultoría
S.A. – Nippon Koei Co. Ltd.
La estructuración del financiamiento continúa a
cargo del banco Societé Générale, quien en el mes
de agosto de 2012 presentó un esquema prelimi-
nar del financiamiento de corto plazo.
PETROPERÚ continúa con la revisión de los
términos y condiciones para el financiamiento
parcial del PMRT, para posteriormente solicitar al
Directorio el inicio para el proceso de estructura-
ción financiera. Es de señalar que en el 2013
PETROPERÚ tiene estimado destinar aproxima-
damente US$512 millones a dicho proyecto, el
mismo que estaría culminando en el año 2016.
Asimismo, del total de los recursos que se estar-
ían destinando a lo largo del presente ejercicio a
dicho proyecto, el 84.8% sería con financiamiento
del exterior a largo plazo y la diferencia con re-
cursos propios.
Años 2013 2014 2015 2016
Monto
Estimado
PMRT*
1,331 2,738 1,576 1,692
Financiamiento
Externo L/P
85% 88% 82% 77%
Recursos
Propios
15% 12% 18% 23%
*En miles de S/.
Según lo manifestado por PETROPERÚ, el PMRT
cuadruplicará los activos de la refinería, lo que con-
llevará un gran desafío para la gestión futura de la
nueva refinería. En tal sentido, parte del PMRT in-
corpora precisamente la revisión y optimización de la
gestión según las nuevas necesidades.
De acuerdo al Informe Trimestral de Avance de
Cumplimiento de los Objetivos Anuales y Quinque-
nales 2012-2016, durante el 2012 el avance físico del
PMRT fue de 28.9%, habiendo estado por debajo de
la meta de 43.8%.
Proyecto de Transporte de Crudos Pesados por el
Oleoducto Nor Peruano
El proyecto mantiene como objetivo permitir el
transporte de crudos pesados de la Cuenca del Ma-
rañón y potenciar el negocio de transporte de petróleo
crudo por el Oleoducto Nor Peruano, a fin de incre-
mentar la capacidad utilizada y la rentabilidad.
Dicho proyecto se llevará a cabo en dos etapas:
1) La primera etapa incorpora la instalación de dos
tuberías paralelas (Loops) al Ramal Norte del
Oleoducto Nor Peruano, a las zonas adyacentes a
las Estaciones Morona y Andoas, a fin de permitir
el transporte de la producción inicial de los pro-
ductores (estimada entre 80 a 90 MBD). Asimis-
mo, incluye la construcción de nuevos tanques, la
instalación de bombas nuevas en dichas estacio-
nes y otros equipos y facilidades.
Ampliación de
Unidades Actuales
Unidades
desulfurizadoras
Nuevas áreas de
almacenamiento
Servicios
Industriales
Cogeneración
Áreas de
almacenamiento
actuales
Nuevo muelle de
carga líquida
Nuevas Unidades
de Procesos
Otras Facilidades
Plan Proyecto de Modernizacion de Refinería
Talara
14. Página 14 de 22
2) La segunda etapa, o proyecto integral, implica la
construcción de oleoductos para el transporte del
diluyente y crudo diluido, adecuación del Oleo-
ducto Ramal Norte, la instalación de facilidades
para el bombeo, almacenamiento y otros. La eje-
cución de dicha etapa se condiciona a que las
producciones de los lotes de las empresas intere-
sadas superen los 100 MBD. Es de señalar que la
segunda etapa implicaría un monto de aproxima-
damente US$950 millones.
Avances: En el mes de abril de 2012 se entregó el
Estudio del Plan de Manejo Ambiental de la Pri-
mera Etapa a la DGAAE para su revisión y apro-
bación. Asimismo, en el mes de diciembre 2012
se suscribió el contrato de transporte de la pro-
ducción temprana del Lote 67 con PERENCO, lo
cual significaría ingresos para PETROPERÚ de
aproximadamente S/.50 millones anuales. Se es-
tima que en noviembre de 2013 PERENCO inicie
la producción temprana de 7.0 MBD de crudo di-
luido, el mismo que sería transportado vía fluvial
hasta la Estación 1 y a partir de ahí hasta el termi-
nal Bayóvar a través del Oleoducto. A partir del
2017 se transportaría un mayor volumen desde la
Estación Andoas hasta el Terminal Bayóvar
cuando entre en operación la primera etapa.
De esta manera, PETROPERÚ estima una inversión
para la primer etapa entre los años 2013-2016 de
aproximadamente US$80 millones, la misma que
sería financiada tanto con generación propia como
con financiamiento externo de largo plazo.
Según lo señalado por PETROPERÚ en el Informe
Trimestral de Avance de Cumplimiento de los Obje-
tivos Anuales y Quinquenales 2012-2016, durante el
2012 el avance de la primera etapa fue de 37.8%,
habiendo estado por debajo de la meta propuesta de
42.6%.
Proyecto de Construcción de Planta de Ventas en
Bayóvar
Dicho proyecto permitirá mejorar la rentabilidad de
PETROPERÚ al permitir el ahorro de fletes, incre-
mentar la participación en el mercado industrial y
minero, atender la demanda futura de combustibles
en la zona y la demanda de combustibles marinos a
las naves de alto bordo que ingresan a los puertos de
Paita y Bayóvar. A la fecha, el Directorio de
PETROPERÚ dio la viabilidad para la ejecución del
proyecto. Se proyecta desembolsos para el período
2013-2015 de aproximadamente US$10.8 millones.
Proyecto de Construcción de Planta de Ventas Ni-
nacaca - Pasco
El proyecto mantiene como objetivo permitir conser-
var el mercado y asegurar el abastecimiento en la
zona de influencia (Pasco). Al cierre de 2012, se
venía desarrollando el FEED (ingeniería básica ex-
tendida) que se espera concluir en el 2013.
PETROPERÚ proyecta desembolsos para el período
2013-2014 de aproximadamente US$3.1 millones.
Proyecto de Construcción de Planta de Ventas Puer-
to Maldonado
Dicho proyecto mantiene como objetivo reducir los
costos de transporte (fletes terrestres en las rutas
Mollendo – Cusco, Mollendo – Puerto Maldonado),
dado que la ruta de abastecimiento pasaría a ser desde
Mollendo hasta hacia la nueva planta de ventas de
Puerto Maldonado, lo cual también evitaría el costo
de flete y el costo de almacenamiento en la planta
Cusco. PETROPERÚ proyecta desembolsos para el
período 2013-2014 de aproximadamente US$8.1
millones.
Unidades de Conversión en Refinería Iquitos
El proyecto supone la modernización de la refinería
con la cual, además de producir gasolina de alto
octanaje que actualmente se importa, permitiría ela-
borar gas licuado de petróleo (GLP) y asfaltos que se
requieren en la Amazonía. El proyecto implica la
instalación de nuevas unidades de conversión para
minimizar el rendimiento de residuales y producir
combustibles de mayor valor agregado, ampliación de
UDP (Unidad de Destilación Primaria) y producir
combustibles de bajo azufre (500ppm). Asimismo, se
busca procesar los petróleos crudos disponibles de los
lotes situados en la selva norte.
Para el desarrollo de dicho proyecto, en el mes de
julio de 2012, PETROPERÚ firmó con la empresa
española Fluor un contrato para realizar el estudio de
factibilidad que determine la posibilidad de instalar
nuevas unidades de proceso en la refinería.
PETROPERÚ proyecta desembolsos para el período
2015-2018 de aproximadamente US$355.4 millones
para dicho proyecto.
Nuevos Proyectos en Evaluación
PETROPERÚ se encuentra activo en la evaluación de
diversos proyectos que se encuentran en fase de estu-
dio de pre inversión, entre los que se encuentra el
Proyecto Petroquímico de Producción de Etileno y
Polietileno.
ABASTECIMIENTO, PRODUCCIÓN Y
COMERCIALIZACIÓN DE CRUDO
DE PETROPERÚ
Abastecimiento de Crudo
El crudo que procesa PETROPERÚ es petróleo pro-
veniente del noreste, de la selva norte e importado,
cuya densidad permite obtener una mayor producción
de destilados medios que contiene mayor valor en el
mercado, así como atender la demanda nacional que
es deficitaria.
A nivel internacional PETROPERÚ tiene una amplia
oferta de crudo en los diferentes mercados depen-
diendo de la calidad y características técnicas reque-
ridas. Es de señalar que el principal proveedor local
de PETROPERÚ al cierre de 2012 fue Savia Perú
S.A., mientras que el principal proveedor del exterior
fue Trafigura Pte LTD.
15. Página 15 de 22
Durante el 2012 los egresos en Nuevos Soles por la
compra de petróleo crudo y productos fueron meno-
res debido a la reducción en precios, cerrando el 2012
con un promedio total de compra de 106.9 MBD,
mientras que al primer trimestre de 2013 los egresos
en Nuevos Soles fueron superiores principalmente
por las mayores adquisiciones de crudo importado,
GLP y Diesel 2 de bajo azufre por la mayor demanda
y para recuperar inventarios, cerrando al 31 de marzo
de 2013 con compras totales (crudo y otros produc-
tos) por 124.8 MBD (95.3 MBD al primer trimestre
de 2012).
Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium
En el mercado local, la ubicación de la refinería Tala-
ra cerca de los campos productores permite mantener
una fuente de suministro natural y diversificada, ya
que los operadores de estos lotes son empresas que
operan los lotes entregados en concesión por
PERUPETRO S.A.
Con referencia a los precios de compra, es de señalar
que PETROPERÚ compra el petróleo crudo bajo dos
modalidades:
1. En el mercado local para la Refinería Talara,
mediante contratos basados en una canasta de
crudos y un diferencial que incluye ajustes de ca-
lidad y transporte, por plazos igual o mayor a un
año mientras que para las Refinerías Iquitos y El
Milagro, las compras se basan en el crudo marca-
dor WTI y un diferencial, incluyendo ajuste de
calidad.
2. En el mercado internacional para las Refinerías
Talara y Conchán, mediante compras Spot
(FOB/CFR), basándose en el crudo marcador
WTI o Brent y un diferencial que incluye fletes,
ajustes de calidad y otros.
Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium
Producción
La oferta de productos de PETROPERÚ está consti-
tuida por combustibles líquidos y asfaltos; asimismo,
brinda los servicios de transporte de petróleo crudo
por el Oleoducto Nor Peruano. Los productos que
comercializa provienen de las cuatro refinerías que
opera, destacando la Refinería de Talara, la misma
que suministra productos finales a los terminales del
litoral y productos intermedios a las otras refinerías.
Al cierre del ejercicio 2012, PETROPERÚ procesó
93.3 MBD de crudo y otras cargas en sus cuatro
refinerías, la misma que fue menor al 2011 (97.7
MBD) sustentado en la parada de 17 días de la Uni-
dad de Craqueo Catalítico y de 10 días de la Unidad
de Destilación al Vacío de la Refinería Talara con la
finalidad de determinar los trabajos a realizar en la
XII Inspección General del Complejo de Craqueo
Catalítico programada para el mes de agosto del
presente ejercicio. Incidió igualmente en la menor
producción la operación intermitente de la Refinería
Conchán debido a trabajos de reparación de los hor-
nos para evitar excedentes de Diesel 2 de alto azufre,
la misma que se normalizó en el mes de marzo de
2012.
Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium
Comercialización
Durante el 2012, las ventas de PETROPERÚ hacia el
mercado interno ascendieron a 97.4 MBDC, +5% en
relación al 2011, sustentado en una mayor participa-
ción en el mercado de GLP, mayores ventas de Die-
sel B5 de bajo azufre y las mayores ventas de gasoli-
na / gasohol de 90 octanos a través de clientes mayo-
ristas y grifos independientes. Adicionalmente,
PETROPERÚ incrementó las ventas en el canal
directo a 63.2 MBDC (57.8 MBDC en el 2011). Por
el lado de la cadena de estaciones de servicio
PETRORED, la misma cerró el 2012 con 520 afilia-
dos y un volumen promedio anual de ventas de 16.8
MBDC (volumen promedio de 16.7 MBDC al cierre
de 2011).
La mayor demanda de combustibles en el mercado
interno y el nivel de los precios internacionales,
originaron menores excedentes para la exportación.
En tal sentido, durante el año 2012 PETROPERÚ
exportó 2,185 MB de Residuales y 1,048 MB de
Nafta Virgen, lo que resultó en una reducción de
16% respecto al 2011. Producto de la mayor deman-
da interna, PETROPERÚ efectuó mayores importa-
0
20
40
60
80
2009 2010 2011 2012 I T13
51 52 50 50 47
23 25 27 23 32
Compra de Crudo en MBD
Petroperú S.A.
Local Importado
83
105
69
84
106
108
73
98
62
80
111 112
72
100
62
79
95
94
50
60
70
80
90
100
110
2007 2008 2009 2010 2011 2012
Precio Promedio de Compra de Crudos (US$/BL)
PETROPERÚ S.A.
US$/BL BRENT WTI
0
20
40
60
80
100
2011 2012 IT 13
4 4 4
22 23 25
5 5 6
46 43 43
17 14 18
3 1
2
1 3 2
Producción en MBD
PETROPERÚ S.A.
GLP Gasolinas Turbo Diesel B5 Residuales Asflatos Otros
16. Página 16 de 22
ciones de Diesel 2 de bajo azufre, alcohol carburante
y biodiesel B100; no obstante, la importación de
petróleo crudo fue menor, lo cual conllevó que a
nivel agregado las importaciones no sufrieran varia-
ciones significativas.
Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium
ACTIVOS, PASIVOS Y PATRIMONIO
DE PETROPERÚ
Activos
Al 31 de diciembre de 2012, los activos de
PETROPERÚ ascendieron a S/.6,246.1 millones,
registrando una disminución de 2% en relación al
2011 (S/.6,928.5 millones al primer trimestre de
2013, +11% en relación al cierre de 2012).
A lo largo de los últimos ejercicios, la mayor parte de
los activos descansa en el corto plazo (53% al cierre
de 2012) sustentado principalmente por la partida de
existencias, la misma que ascendió a S/.2,249.4 mi-
llones y recoge el stock que PETROPERÚ mantiene
en petróleo crudo y productos refinados, siendo los
más importantes los productos terminados (S/.978.3
millones que corresponden a 3,242 MB).
Con relación a las cuentas por cobrar comerciales, las
mismas alcanzaron los S/.564.5 millones al cierre de
2012 (S/.628.6 millones al primer trimestre 2013) que
corresponden a facturas tanto en moneda local como
en Dólares Americanos originados por la venta de
productos refinados. Es de señalar que las cuentas por
cobrar, por política interna de PETROPERÚ, se
encuentran garantizadas con cartas fianza y otros
instrumentos de acuerdo con la política de crédito
aprobada por el Directorio.
Al cierre de 2012, PETROPERÚ no registra cuentas
por cobrar al Fondo de Estabilización de Precios
(S/.162.5 millones al cierre de 2011). En tal sentido,
inició el ejercicio 2012 con un saldo de S/.220 millo-
nes, habiendo recibido ingresos por compensación de
precios por S/.131.6 millones, mientras que la aporta-
ción de precios (gastos) fue de S/.208.7 millones,
conllevando a que registre un ajuste en los ingresos
de S/.77.1 millones.
Al cierre del ejercicio 2012, PETROPERÚ mantiene
reclamos al Fondo de Estabilización de Precios por
S/.58.0 millones. En tal sentido, en el mes de abril de
2010, la Dirección General de Hidrocarburos emitió
la Resolución Directoral 075-2010-EM/DG, la misma
que dispuso que los productores e importadores de
combustibles rectifiquen sus declaraciones juradas
semanales presentadas desde agosto 2008 y apliquen
en forma retroactiva los valores de referencia estable-
cidos en dicha Resolución Directoral. Esto último
conllevó a que PETROPERÚ interponga una acción
de amparo, estimando que resultará favorable una vez
concluido el proceso judicial en todas sus instancias.
Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium
Los activos no corrientes representaron el 47% del
total al cierre de 2012, los mismos que se encuentran
conformados principalmente por la partida de Inmue-
bles, Maquinaria y Equipo que ascendió a S/.2,593.3
millones, la misma que registra trabajos en curso por
S/.520.7 millones (S/.384.8 millones al cierre de
2011) producto de las inversiones que viene desarro-
llando, entre las que se encuentra el PMRT y el pro-
yecto de transporte de crudo pesado de la cuenta del
Marañón por el Oleoducto Nor Peruano.
Pasivos y Patrimonio
Al cierre del ejercicio 2012, los pasivos representa-
ban el 56% del fondeo de PETROPERÚ, los mismos
que alcanzaron los S/.3,486.3 millones (S/.4,110.7
millones al primer trimestre de 2013). La mayor parte
de los pasivos de PETROPERÚ descansa en el corto
plazo, sustentado en préstamos financieros y cuentas
por pagar comerciales. En tal sentido, los préstamos
financieros corresponden a préstamos bancarios en
Dólares Americanos destinados al financiamiento, los
mismos que son de vencimiento corriente y registran
tasas entre 0.7% y 1.73%, respectivamente. Asimis-
mo, dichos préstamos no cuentan con garantías ni
colaterales.
Respecto a las cuentas por pagar comerciales de corto
plazo, las mismas ascendieron a S/.1,309.1 millones
al cierre de 2012 (S/.1,171.3 millones al 31 de marzo
de 2013) y corresponden principalmente a proveedo-
res nacionales y extranjeros de productos refinados.
Es así que al cierre de 2012 el principal proveedor
nacional fue Savia Perú S.A., cuyo saldo ascendió a
S/.154.2 millones. Asimismo, el principal proveedor
extranjero fue Trafigura Pte Ltd., al mismo que le
adeudaba S/.203.0 millones.
PETROPERÚ registra en sus pasivos, tanto de corto
como de largo plazo, provisiones correspondientes a
0
50
100
150
2009 2010 2011 2012 IT 13
81 89 92 97 98
10 13 13 11 14
Venta de Combustible en MBD
Petroperú S.A.
Interno Externo
3% 3% 2%
4% 3%
12%
9% 10% 9% 9%
6%
8%
3%
0% 0%
36%
32%
36% 36% 37%
24%
41%
38%
42%
37%
19%
7%
11%
9%
14%
2009 2010 2011 2012 I T 13
Composición del Pasivo
PETROPERÚ S.A.
Caja Cuentas por cobrar comerciales, neto
Cuentas por cobrar FEPC Existencias
Inm. Maq y equipo Otros
17. Página 17 de 22
pensiones de jubilación, las mismas que incluyen las
obligaciones previsionales del régimen pensionario
del Decreto Ley N° 20530 que comprende íntegra-
mente a trabajadores cesados, calculadas y pagadas
en Nuevos Soles.
Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium
Al cierre del 2012, el patrimonio de PETROPERÚ
alcanzó los S/.2,759.8 millones, el mismo que se
incrementa en 4% en relación al ejercicio anterior y
representa el 44% de sus fuentes de financiamiento
(S/.2,817.8 millones al primer trimestre de 2013).
Resulta positivo que, al primer trimestre de 2013, el
48.7% del patrimonio se encuentre en la partida Capi-
tal Social (64% al sumar la partida capital adicional).
Las capitalizaciones de resultados realizadas por
PETROPERÚ a lo largo de los últimos ejercicios le
permiten mantener adecuados indicadores de solven-
cia, reflejados principalmente a través de la palanca
contable. Esto último le permitirá igualmente tomar
deuda financiera de largo plazo para financiar parte
de los proyectos de inversión detallados anteriormen-
te, a pesar de que se espera de que los ratios de sol-
vencia se estresen en un mediano plazo. No obstante,
para lograr esto último es importante que
PETROPERÚ continúe con la política de capitaliza-
ción de resultados.
Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium
RESULTADOS E INDICADORES
FINANCIEROS DE PETROPERÚ
Resultados
En el ejercicio 2012, PETROPERÚ registró una
disminución importante en el resultado neto, toda vez
que tuvo que realizar inventarios a precios menores
en relación a los de compra producto de la tendencia
hacia la baja en el precio del crudo y los demás pro-
ductos entre abril y julio, así como entre setiembre y
noviembre 2012, situación que impactó sustancial-
mente en el resultado bruto de la Compañía.
*La utilidad bruta al 31 de marzo de 2013 se presenta anualizada.
Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium
Al 31 de marzo de 2013, a pesar de registrar una
mejora en la utilidad bruta en relación al mismo
período de 2012, la utilidad neta de PETROPERÚ
disminuye en 39% sustentada en una mayor carga
financiera y en una pérdida por diferencia en cambio.
De acuerdo a lo señalado, al 31 de diciembre de 2012
PETROPERÚ alcanzó una utilidad neta de S/.66.2
millones, la misma que retrocede en 88% en relación
al cierre de 2011, mientras que en valores relativos
pasa de 4% en el 2011 a 0.5% al cierre 2012. Esto
último tiene sustento en una importante disminución
de la utilidad bruta, la misma que ascendió a S/.999.5
millones, -30% en relación al 2011, sustentado en la
realización de inventarios a precios menores a los de
adquisición.
En línea con lo señalado en el párrafo anterior, las
ventas ascendieron a S/.13,150.9 millones, las mis-
mas que correspondieron a 39,689 MB (S/.13,337.0
millones en ingresos en el 2011, correspondiente a
38,381 MB). Asimismo, dentro de los producto más
representativos se encuentran la gasolina/gashol
(S/.2,407.0 millones en ingresos correspondiente a
7,299 MB), Diesel varios (S/.7,261.3 millones co-
rrespondiente a 18,592 MB) y los petróleos industria-
les (S/.1,391.4 millones correspondiente a 5,079
MB). PETROPERÚ percibe otros ingresos operacio-
nales correspondientes principalmente al transporte
de crudo por oleoductos14
y a tarifas de operación de
terminales. Dichos ingresos adicionales totales as-
cendieron a S/.231.3 al cierre de 2012 (S/.239.7 mi-
llones en el 2011).
Contribuyó igualmente a la menor utilidad bruta el
mayor costo de ventas, el mismo que alcanzó los
S/.12,382.8 millones al cierre de 2012, sustentado en
un mayor inventario inicial de existencias y las com-
pras realizadas en el año.
14
En virtud del Contrato de Servicio de Transporte de Hidrocarburos por
el Tramo I y II del Oleoducto Nor-Peruano con Pluspetrol Norte S.A.
2009 2010 2011 2012 I T 13
25%
16% 17% 21% 17%
20%
22% 19%
16% 26%
23%
15%
12% 12%
11%
32%
47% 52% 51% 46%
Composición del Pasivo
PETROPERÚ S.A.
Comerciales DeudaFinanciera Provisiones Otros
2.36
1.43 1.38
1.26
1.46
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
2009 2010 2011 2012 IT 13
Patrimonio y Endeudamiento
PETROPERÚ S.A.
Patrimonio Palanca Contable (Pasivo / Patrimonio)
1,044,545
1,152,425
1,433,434
999,469 1,004,825
2.7%
14.0% 12.0%
11.0%
7.0%
0.%
2.%
4.%
6.%
8.%
10.%
12.%
14.%
16.%
18.%
20.%
0
200,000
400,000
600,000
800,000
1,000,000
1,200,000
1,400,000
1,600,000
2009 2010 2011 2012 I T 13*
Utilidad Bruta Margen Bruto
Evolución de la Unidad Bruta (en Miles de S/.) y Margen Bruto (en %)
PETROPERÚ S.A.
18. Página 18 de 22
Si bien durante el 2012 la carga operativa en términos
relativos no muestra mayor variación en relación a
ejercicios anteriores, el resultado de operación fue
91% menor; no obstante, fue suficiente para asumir la
carga financiera de S/.12.0 millones. Es de señalar
que el resultado operativo recoge gastos diversos por
S/.263.4 millones, de los cuales S/.234.1 millones
corresponden al crédito fiscal por IGV no utilizado
por ventas exoneradas en la Amazonía. En tal senti-
do, si bien PETROPERÚ efectúa compras gravadas
con IGV, las ventas en la Amazonía por la aplicación
de la fórmula de prorrateo no recupera el total del
crédito fiscal a nivel corporativo. Es de señalar
igualmente que el resultado neto recoge una ganancia
por tipo de cambio de S/.61.9 millones.
Indicadores de Rentabilidad
Los menores resultados alcanzados en el 2012 y al
primer trimestre de 2013 han impactado de manera
importante en los indicadores de rentabilidad de
PETROPERÚ.
En tal sentido, no solo se muestran menores márgenes
en el 2012, que posteriormente se recuperan parcial-
mente al primer trimestre de 2013, sino que el resul-
tado promedio tanto del accionista como de los acti-
vos disminuye considerablemente producto del menor
resultado neto y del fortalecimiento patrimonial reali-
zado a través de la capitalización de los resultados de
los últimos ejercicios.
*Al 31 de marzo de 2013, el ROAE y ROAA se presentan anualizados.
Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium
Es de señalar que los niveles de rentabilidad de
PETROPERÚ reflejan la volatilidad propia del sector
de refino y comercialización de combustibles.
Indicadores de Solvencia
A partir del 2010, PETROPERÚ registra una mejora
importante en sus indicadores de solvencia, plasmado
principalmente en una baja palanca contable y niveles
controlados en relación al endeudamiento del activo,
lo cual se mitiga aún más si se considera que
PETROPERÚ toma solo deuda de corto plazo para
capital de trabajo (financiamiento de importaciones),
obligaciones que no cuentan con garantías ni colate-
rales. De esta manera, al cierre de 2012 la palanca
contable de PETROPERÚ fue de 1.26 veces (1.46
veces al primer trimestre de 2013), mientras que el
endeudamiento del activo fue de 56% (59% a marzo
2013).
Indicadores de Liquidez
A lo largo de los últimos ejercicios PETROPERÚ ha
venido registrando adecuados indicadores de liquidez
corriente, mientras que a nivel de prueba ácida y
liquidez absoluta está ajustado.
En este sentido, durante el primer trimestre de 2013
la liquidez corriente disminuye producto de un au-
mento en los pasivos corrientes por la mayor toma de
financiamiento para la importación de crudo y para
pagar la deuda SUNAT 2002, 2003 y 2004.
*El capital de trabajo se presenta en miles de Nuevos Soles.
Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium
Al analizar el estado de flujo de efectivo, se muestra
un flujo de caja operativo negativo en S/.804.1 millo-
nes al 31 de marzo de 2013 (positivo en S/.576.5
millones en el 2012), el mismo que recoge un aumen-
to en las cuentas por cobrar comerciales, otras cuen-
tas por cobrar, existencias y una disminución en las
cuentas por pagar comerciales, lo cual fue revertido
con la obtención de préstamos de corto plazo. Es
importante señalar que al 31 de marzo de 2013,
PETROPERÚ registra S/.478.0 millones dentro de la
partida de Otras Cuentas por Cobrar, las mismas que
recogen reclamos a SUNAT. En tal sentido, en el mes
de abril de 2011 esta última efectuó un embargo
preventivo por S/.120 millones por supuestos tributos
dejados de pagar en la importación de un tipo de
combustible en el 2003. Asimismo, en el mes de
noviembre de 2011 PETROPERÚ recibió la Resolu-
ción de Cobranza Coactiva N° 011-006-0042559 por
S/.65 millones, habiendo optado la Gerencia por
acogerse al fraccionamiento tributario para evitar
nuevamente un embargo, el mismo que terminó de
pagar al cierre del ejercicio 2012. PETROPERÚ
mantiene dichos saldos registrados en Otras Cuentas
por Cobrar (parte no corriente) por encontrarse las
mismas en proceso impugnativo en la vía judicial. No
obstante, entre los meses de febrero de 2012 y marzo
de 2013 la SMV observó el registro contable, indi-
cando que se trata de Activos Contingente y no de
Otras Cuentas por Cobrar. PETROPERÚ se mantiene
firme en su posición indicando que cuenta con argu-
mentos sólidos para ello.
Indicadores de Generación y Coberturas
El perfil crediticio de PETROPERÚ está condiciona-
do a la volatilidad del precio del crudo. Esto último
se ve plasmado en la generación misma de la Entidad
a través del EBITDA. Es así que durante el 2008 la
7.29% 6.49%
9.25%
1.05% 0.43%
27.83%
17.83%
22.22%
2.44%
1.02%
0.00%
5.00%
10.00%
15.00%
20.00%
25.00%
30.00%
2009 2010 2011 2012 IT 13
Evolución Histórica del ROAE y ROAA
PETROPERÚ S.A.
ROAA ROAE
491,473
722,766
872,043
637,184
445,281
1.26
1.32 1.32
1.24
1.14
1.00
1.10
1.20
1.30
1.40
1.50
1.60
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
900,000
1,000,000
2009 2010 2011 2012 IT 13
Evolución de la Liquidez y Capital de trabajo
PETROPERÚ S.A.
Capital de trabajo Liquidezcorriente
19. Página 19 de 22
generación llegó a ser negativa producto del desplo-
me de los precios por la crisis financiera, registrando
una importante recuperación hasta el 2011, toda vez
que el 2012 fue un año volátil en precios, lo cual
conllevó a que el EBITDA se ajuste considerable-
mente al pasar de S/.819.4 millones en el 2011 a
S/.161.0 millones al cierre de 2012, mientras que al
primer trimestre de 2013, de manera anualizada, el
mismo alcanza los S/.147.0 millones.
Producto de lo señalado anteriormente y consideran-
do la baja carga que representan los gastos financie-
ros debido a que PETROPERÚ no presenta deuda
estructural de largo plazo, las coberturas han sido
holgadas para los gastos financieros, tal y como se
presenta a continuación:
*El EBITDA se presenta en miles de Nuevos Soles. Asimismo, al 31 de
marzo de 2013 se encuentra anualizado.
Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium
No obstante lo anterior, considerando el fuerte plan
de inversiones que tiene previsto PETROPERÚ para
los próximos ejercicios, se prevé que los ratios de
cobertura disminuyan significativamente, toda vez
que dichos proyectos se financiarán en parte con
deuda.
487,397
498,074
819,412
161,041 146,991
28.33
48.85
81.15
13.46
32.46
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
900,000
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2009 2010 2011 2012 I T 13
Evolución de la Generación y Cobertura de Intereses
PETROPERÚ S.A.