INNOVACIONES PARA EMPRESAS CONTRATISTAS MINERAS: SIMPLIFICAN REGISTRO EN MINERIA

En el reto de avanzar con la simplificación administrativa, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) reestructuró el registro de empresas especializadas de contratistas mineros, mediante el DS Nº 013-2010-EM, en lo que respecta a la documentación a presentar para la inscripción en este registro, plazo de subsanación de requisitos, cambio de denominación social, así como las faltas y sanciones de estas empresas.

Así, la nueva regulación para este registro, implementado por el DS Nº 005-2008-EM, prevé los siguientes aspectos:

Primero, para la inscripción en dicho registro, las empresas contratistas mineras (ECM) deberán presentar una solicitud en la sede central del Ministerio de Energía y Minas (MEM) o en la Dirección Regional de Energía y Minas donde se encuentren, indicando las actividades mineras que desean inscribir de acuerdo con el listado previsto en el artículo 5 del Decreto Supremo Nº 005.2008-EM.

Segundo, deberán asimismo presentar la siguiente documentación: (i) copia de la escritura pública de constitución de la ECM y sus modificatorias, adjuntando las constancias de inscripción en Sunarp o aquellos documentos que acrediten el cambio de denominación social; y (ii) en el objeto social, se deberá señalar expresamente las actividades por realizar o adjuntar los documentos que determinen la ampliación o variación de dichas actividades. Adicionalmente, se deberá acreditar un capital social suscrito y pagado equivalente a 100 UIT. Luego, (iii) la declaración jurada firmada por el gerente general de la ECM o titular-gerente en caso de ser EIRL, de acuerdo con el Anexo I de la presente norma publicado en la página del MEM; y, (iv) adjuntar recibo de pago por derecho de trámite conforme al TUPA del MEM.

Tercero, si la ECM no cumple con los documentos señalados anteriormente o si los mismos son insuficientes, tendrá un plazo de 10 días hábiles para subsanar las observaciones emitidas por la Dirección Normativa de Minería, con apercibimiento de declararse el abandono y archivo del trámite.

DERECHOS ADICIONALES O COLATERALES DE LA CONCESIÓN MINERA

La actividad minera no solo se realiza en el yacimiento propiamente dicho, ya que necesita de un arrea adicional que puede estar ubicada en la superficie de la propia concesión o en áreas circundantes. Igualmente puede requerir de servidumbres sobre otras propiedades o derechos cuyos titulares sean personas o empresas privadas o el Estado mismo.
La actividad minera, por pequeña que sea, siempre demanda una infraestructura física tales como campamentos, talleres, caminos, canales, túneles, plantas, equipos, maquinarias, derechos de agua, etc., todo lo cual se traduce en un esfuerzo logístico cuya magnitud varia en función del tamaño de la explotación. Esta necesidad ha sido prevista en todas nuestras leyes mineras con un mayor grado de liberalidad o de restricción, dependiendo del momento político o económico y del criterio del legislador.

Examinemos, por lo tanto, el alcance de estos atributos adicionales, colaterales o accesorios del concesionario pero indispensables para el ejercicio de la industria minera, que están señalados en el artículo 37 del TUO, cuyo texto es idéntico al articulo 79 del Decreto Legislativo 109 y muy parecido al articulo 66 del Decreto Ley 18880. Es importante recalcar que el Titulo Quinto del TUO señala que estos atributos son comunes a todos los concesionarios, vale decir que alcanzan al concesionario minero propiamente dicho, así como al de beneficio, labor general y transporte minero.

Estos atributos son los siguientes:

a) Derecho al uso minero gratuito de la superficie de la concesión.

b) Derecho a solicitar el uso minero gratuito de terrenos eriazos ubicados fuera del perímetro de la concesión.

c) Derecho a solicitar servidumbres

d) Derecho a solicitar una expropiación

e) Uso de aguas

f) Aprovechamiento de las sustancias mineras contenidas en las aguas

g) Derecho a inspeccionar concesiones vecinas o colindantes

h) Derecho a utilizar contratistas

DÉFICIT DE LA BALANZA COMERCIAL DE HIDROCARBUROS SE REDUCE EN 59%

La balanza comercial de Hidrocarburos del Perú desde hace varios años muestra resultados negativos, situación que se agudizo en el año 2008 cuando registro un saldo negativo de US$ 2,465 millones.

En ese contexto, el resultado obtenido para el año 2009 resulta alentador, ya que dicho saldo negativo retrocedería hasta alcanzar solo los US$ 1,000 millones, lo que implicaría una mejora en este indicador de 59%.

I. Producción VS. Consumo

El Perú produce Hidrocarburos (petróleo mas gas natural), los cuales deben ser procesados en las refinerías para obtener los diferentes tipos de combustibles que conocemos (gasolina, GLP, diesel 2, entre otros) y que son finalmente utilizados por el consumidor final.

La producción de Hidrocarburos (Upstream) ha sido por varios años inferior al volumen de la demanda nacional. Es decir, que lo que se produce en el país no necesariamente es lo que se consume.

Al respecto, hay que precisar que una parte de la producción nacional de Hidrocarburos se exporta, pues por su calidad es requerida en otras naciones.

En tanto, si bien producimos Hidrocarburos, como país nos vemos en la necesidad de importar petróleo crudo para abastecer a las refinerías y tener en el mercado aquellos productos que demanda el consumidor nacional, porque el crudo nacional a veces no tiene la calidad ni el valor económico adecuado para ser procesado en las plantas existentes.

De acuerdo a las cifras disponibles a la fecha, podemos indicar que el volumen de importaciones de petróleo crudo en el 2009 superaría en solo 1% al registrado en el 2008, al bordear los 36 millones de barriles.

Al mismo tiempo, la producción de los combustibles derivados del petróleo (Downstream), que normalmente consumimos, ha ido modificándose acorde a los cambios tecnológicos y las inversiones realizadas en las plantas de refinación del país.

II. Demanda

La demanda nacional ha ido cambiando en los últimos años. Se ha venido dando un paulatino reemplazo del consumo de derivados de petróleo por el gas natural, además de la importancia que viene cobrando el consumo de GLP.

En solo cuatro años, el gas natural ha logrado abrirse campo para responder por el 24% del consumo de combustibles en el país, mientras que el GLP ha venido creciendo sostenidamente hasta alcanzar el 15% del mercado.

Asimismo, se registra una reducción en el consumo de gasolinas, que ahora representan el 10% del consumo total de combustibles; mientras que el kerosene ha visto reducida su participación, pasando a menos de 1% del consumo total de combustibles.

El producto principal en el consumo de combustibles sigue siendo el diesel, que representa casi el 34% de la demanda nacional. Es mas, las cifras del año 2009 indicarían que el volumen de consumo seria de alrededor de 6% superior al del año 2008 lo que implicaría que su participación en el consumo nacional habría superado el 40%.

III. Precios

Los crudos que se compran y venden, se valoran a precios internacionales, entre ellos, el crudo que el Perú produce.

Entre los que compiten por la producción de petróleo nacional, están las refinerías peruanas, que tienen que adaptarse al precio del mercado internacional. Sobre la variable precio, se debe informar que al inicio del año 2008 los niveles de precios superaron los US$ 100 por barril de crudo, para luego bajar drásticamente en setiembre, fruto de la crisis financiera internacional que freno el dinamismo de las economías mas importantes del mundo (que al mismo tiempo son los principales demandantes de petróleo).

El año 2009, por el contrario, se trato de un periodo de recuperación de la demanda mundial, sustentado en la recuperación del precio internacional del crudo. Sin embargo, el precio promedio del año 2009 fue sustancialmente menor al registrado en el 2008, de casi US$ 100 por barril paso a US$ 61.89.

IV. Balance

Entonces, podemos manifestar que el saldo negativo de la balanza comercial de hidrocarburos esta relacionado tanto con el hecho de que la producción de crudo nacional no esta en condiciones de abastecer a las plantas de refinación nacional como a la estructura de la demanda nacional de combustibles. Ambas situaciones, unidas a un proceso de adaptación de las refinerías aun no concluido, nos llevan a que el país deba abastecerse de importaciones para cubrir la demanda del mercado local.

La evolución favorable del año 2009 ha permitido que nuestro déficit sea ahora menor, y ello, se explica tanto por el lado de los volúmenes de hidrocarburos requeridos.

En el caso del petróleo crudo, los volúmenes de importación fueron casi los mismos, pero la drástica variación en el precio internacional dio lugar a que el déficit de la balanza en este producto fuera alrededor de US$ 1,000 millones menor.

En el caso del diesel 2, si se observo una reducción superior al 40% en el volumen importado, en gran parte debido a los derivados obtenidos de los líquidos de gas de Camisea, lo que junto a las disminución de precios significaron una reducción del déficit de la balanza comercial de este producto de alrededor de los US$ 700 millones.

Otro efecto de Camisea, es la positiva evolución en la balanza compuesta por GLP, propano y butano, que mostró un sustancial avance en el volumen exportado mientras que se reducía el nivel de las importaciones de GLP, lo que significo pasar de reportar un saldo de US$ 109 millones de déficit a casi similar cifra, pero en superávit.

En suma, en la balanza comercial de Hidrocarburos del 2009, el valor de las importaciones totales se reduciría en un 47% con relación al año 2008; mientras que las exportaciones lo harían en 34%, revirtiendo en cierta medida el sustantivo salto que se observo a inicios del 2008 en que los precios internacionales del petróleo superaban los US$ 100 por barril.