Gas natural en Papúa Nueva Guinea

Papua Nueva Guinea ha exportado gas natural licuado (GNL) desde 2014. ^[1] El sector del GNL es importante para la economía de Papúa Nueva Guinea, con 2.950 millones de dólares en exportaciones en 2020 y representando el 5,25% del PIB en 2019. ^[2] A escala mundial, Papúa Nueva Guinea es un actor menor, con el 0,08% de las reservas mundiales . [ ^2] En 2020, Papúa Nueva Guinea ocupó el puesto 16 en la lista de países exportadores de gas. ^[3]

En Papúa Nueva Guinea hay cinco proyectos de GNL, de los cuales sólo el proyecto Hides está en pleno funcionamiento. Se ha llegado a un acuerdo entre el Gobierno de Papúa Nueva Guinea y un consorcio de empresas para desarrollar el segundo proyecto: el yacimiento "Elk/Antelope". Estas empresas cooperan en el marco del proyecto Papua-LNG. El desarrollo del tercer proyecto, el "yacimiento de gas P'nyang", se encuentra en una fase avanzada de planificación. El cuarto proyecto de GNL en desarrollo es el yacimiento "Western Gas". El quinto yacimiento de gas Pasca se encuentra en alta mar. Los beneficios del desarrollo del GNL para el país son un tema controvertido. La participación del Gobierno en los proyectos es controvertida y ha sido un tema dominante en la política de Papúa Nueva Guinea en la última década. Se convirtió en un tema importante en los acontecimientos que llevaron a la dimisión de Peter O'Neill como primer ministro.

GNL líquido de Niugini (PNG LNG)

El yacimiento de gas Hides es el principal yacimiento operado por PNG LNG y fue descubierto en 1987 por BP , que lo vendió a Oil Search . Originalmente, la idea era transportar el gas a través de un gasoducto hasta Australia. Chevron era la gran empresa de combustibles fósiles que lo llevaría adelante. Estuvo cerca de una fase de producción, pero el proyecto se abandonó en 2007 después de que los clientes australianos abandonaran los acuerdos de venta condicionales. ^[4] En la actualidad, Australia exporta una gran cantidad de GNL en comparación con Papúa Nueva Guinea y el proyecto ya no sería de interés para ese mercado. En 2008, ExxonMobil asumió el liderazgo para desarrollar un proyecto de gas que abastecería el yacimiento de gas Hides para exportar GNL al mercado asiático. El proyecto se completó en 2014 después de completar rápidamente las fases de planificación y construcción: ^[5]

• 2008 (a) : Los socios cooperadores llegaron a un acuerdo. La participación en LNG/PNG se distribuye de la siguiente manera: ExxonMobil (32,2%); Oil Search (29%); Kumul Petroleum Holdings en representación del gobierno de PNG (16,2%) Santos (13,5 %%); Mineral Resources Development Company (MRDC) en representación de los terratenientes, (2,8%): JXTG Nippon Oil & Energy (4,7%) ^[6] Santos compró Oil Search en 2021 y, por lo tanto, su participación en LNG/PNG aumentó al 42,3%. Santos tiene la intención de vender parte de su participación en LUN/PNG, ya que no quiere estar expuesto en Papúa Nueva Guinea y quiere dejar a ExxonMobil como socio principal. ^{[7] [8]} El Primer Ministro Marape y el Ministro Kerenge Kua indicaron que quieren ampliar la participación del gobierno en LNG/PNG. Esperan adquirir una participación a un precio bajo o potencialmente a través de un préstamo. ^[9]

• 2008 (b) : El marco fiscal y legal se estableció mediante un acuerdo sobre gas entre los socios participantes: ExxonMobil, Oil Search, Santos, Nippon Oil , el IPBC , MRDC y el gobierno de Papúa Nueva Guinea. También se estableció la participación gubernamental propuesta en el proyecto.
• 2008 (c) : ExxonMobil encargó un estudio de impacto económico a la consultora australiana Acil/Tasman, actualmente ACIL Allen Consulting . En él se describieron los numerosos efectos beneficiosos del proyecto para Papúa Nueva Guinea. ^[10]
• 2008 (d) : Al final del año se llegó a la etapa FEED ( Ingeniería y Diseño Front End ).
• 2009 (a) : En octubre se llegó a un acuerdo sobre el impacto ambiental con el gobierno de Papúa Nueva Guinea. La declaración de impacto ambiental se basó en 16 estudios.
• 2009 (b) : Acuerdo final entre los socios que allana el camino para la producción.
• 2010 : Se completaron acuerdos de ventas y marketing con cuatro clientes importantes: JERA (para la Tokyo Electric Power Company); Osaka Gas , Sinopec (China Petroleum and Chemical Corporation); CPC Corporation, Taiwán ^[11]
• 2011 : Se completaron los acuerdos de financiación con los prestamistas del proyecto. El proyecto estaba fuertemente apalancado. El capital de los préstamos (US$14 mil millones) era mucho mayor que el capital en acciones (US$3.3 mil millones) ^[12]. Estos préstamos se obtuvieron en primer lugar de agencias de crédito a la exportación y, por lo tanto, estaban garantizados por el gobierno (US$8.3 mil millones). Los bancos comerciales fueron la segunda fuente de capital de préstamos (US$1.95 mil millones) y, en tercer lugar, Exxon Mobil, la empresa que ejecuta el proyecto, prestó dinero (US$3.95 mil millones). ^[13]
• 2009-2014 : La construcción del proyecto de GNL consistió en un número distinto de subproyectos. Siete campos de gas abastecen al proyecto; el campo principal es el campo de gas Hides en la provincia de Hela . Requirió la perforación de ocho pozos de 3600 m de profundidad. Se construyó una planta de acondicionamiento de gas en Hides donde el gas se separa del petróleo y el agua. Luego, el gas se transporta a la costa para su envío, lo que requirió un ducto de 450 km hasta la desembocadura del río Omati . Este ducto se extendió bajo el agua durante 407 km hasta Caution Bay, cerca de donde se encuentra la planta de procesamiento de GNL en Port Moresby . En Caution Bay, el gas se enfría a -161 °C para licuarlo para su transporte. Se construyeron dos plantas de procesamiento, llamadas trenes. Se construyeron dos enormes tanques de almacenamiento auxiliares para esto. Se construyó un muelle de carga para buques cisterna de GNL. El campo de gas Hides produce una mezcla de petróleo y gas (condensado). El petróleo se separa en las tierras altas y se transporta en un oleoducto separado a las instalaciones de carga de Oil Search para el yacimiento petrolífero en el lago Kutubu : la terminal marina de Kumul en alta mar en la provincia del Golfo . La construcción de estos proyectos se realizó en un terreno extremadamente difícil que consistía en cadenas montañosas muy empinadas en las tierras altas o pantanos cerca de la costa. El proyecto construyó en Hides una pista especial larga que podría llevar al Antonov An-225 Mriya , los aviones de carga más grandes del mundo, para traer material, ya que el transporte por carretera no podía hacer frente a esto. ^{[14] [15] [16]} Oil Search adquirió el contrato de gestión para las instalaciones de Hides y Exxon Mobil administró las instalaciones en Caution Bay.

Logros del proyecto

• La construcción de PNG/LNG es un logro de ingeniería de gran envergadura : se trató de un proyecto de gran envergadura en un terreno difícil. El proyecto se completó antes de lo previsto en 2014, aunque se invirtió un exceso de gasto de 3.300 millones de dólares. ^{[15] [17]}
• El proyecto requirió una amplia capacitación de los ciudadanos de Papúa Nueva Guinea : 10.000 ciudadanos durante el período de construcción. El proyecto empleó a 2.600 ciudadanos después de la construcción, quienes constituyeron el 82 por ciento de la fuerza laboral; el 22 por ciento eran mujeres. ^[18]
• El proyecto produjo una capacidad superior a la planificada : el diseño original de PNG/LNG apuntaba a una capacidad de producción de 6,9 ​​millones de toneladas de energía (MTE) por año, pero la producción real después del primer año de producción ha sido consistentemente superior a eso. En 2017, la producción fue de 8,3 MTE. Bajó a 7,4 MTE en 2018 debido a los daños causados ​​por un terremoto. A esto le siguió otro año récord en 2019, con una producción de 8,5 MTE. ^{[19] [18]} La producción en 2021 fue de 7,7 MTE ^[20]

• El proyecto es un productor económico . Según un análisis de la consultora Wood Mackenzie y Credit Suisse , el precio de equilibrio del proyecto, de alrededor de 7,40 dólares por millón de unidades térmicas británicas, se compara favorablemente con un promedio de más de 10 dólares por millón de BTU para ocho proyectos de gas recientes en la región. ^[21]
• El proyecto se centra en más que el importante yacimiento de gas Hides . El gas del proyecto se obtiene de siete yacimientos: los yacimientos de gas Hides, Angore y Juha pertenecen a la concesión LNG/PNG. Solo Hides está en pleno funcionamiento (2022). ^[22] Angore está en desarrollo. ^[23] El desarrollo en Juha aún debe iniciarse y los yacimientos petrolíferos Kutubu, Agogo, Moran y Gobe Main operados por Oil Search proporcionan aproximadamente el 20% del gas del proyecto PNG LNG. El gas también se compra a terceros del yacimiento SE Gobe.marzo ^{[24] [25]}
• Las reservas de gas fueron reevaluadas en 2016 , lo que dio como resultado un aumento estimado del 50% en comparación con las estimaciones realizadas antes de la construcción en 2009. ^[26] El tamaño del campo Hides se estima ahora entre 9 y 11 billones de pies cúbicos. La esperanza de vida del campo se estima en treinta años a partir de 2014. ^{[27] [18] [28]}

Aspectos negativos del proyecto

• Efectos económicos decepcionantes ExxonMobil encargó un estudio a la consultora australiana [ACIL-Tasman] para calcular los beneficios y los costos para Papúa Nueva Guinea; proyectaron grandes ganancias para la economía de Papúa Nueva Guinea como resultado del proyecto. Sin embargo, en un estudio encargado por Jubilee Australia, dos economistas australianos, Paul Flanagan y Luke Fletcher , compararon las predicciones de este informe en 2018 con los resultados reales. Encontraron una caída real en el empleo, los ingresos de los hogares, el empleo, los ingresos del gobierno y las importaciones donde el estudio de ACIL-Tasman predijo aumentos. Se esperaba que el PIB se duplicara como resultado del GNL/Papúa Nueva Guinea en el estudio de ACIL-Tasman, pero los investigadores encontraron un mero crecimiento del 10%. El estudio de Jubilee ha sido criticado porque los investigadores no produjeron un contraargumento creíble: ¿Qué habría sucedido en ausencia del proyecto de GNL de Papúa Nueva Guinea y en qué medida los efectos observados están relacionados con el GNL de Papúa Nueva Guinea? ^[29] El Primer Ministro Peter O'Neill rechazó el informe Jubilee y afirmó que los bajos precios de la energía eran el factor principal. ^[30] ExxonMobil respondió mencionando los beneficios sociales y económicos del proyecto, como estimular el espíritu emprendedor y apoyar a las comunidades locales. ^[31]

• Las concesiones fiscales son demasiado generosas . Antes de que comenzara el proyecto se hicieron preguntas específicas sobre la depreciación permitida y las concesiones fiscales. Mekere Morauta impugnó en el parlamento la exención del impuesto general sobre las ventas y la retención de intereses concedida a GNL Papúa Nueva Guinea. La exención de la retención de intereses es importante porque el proyecto está muy apalancado y se necesitan muchos ingresos para pagar estos préstamos. Arthur Somare , el ministro competente en ese momento, destacó que se mantenía un impuesto de sociedades del 30 por ciento sobre las ganancias a pesar de estas concesiones. ^[32] Aaron Batten planteó una segunda preocupación al presentar un informe seminal del Banco Asiático de Desarrollo : "Papúa Nueva Guinea: Restricciones críticas al desarrollo". Mencionó las concesiones fiscales al proyecto de GNL. La Comisión de Rentas Internas argumentó que las empresas necesitan tiempo para extraer, producir, exportar y vender sus productos antes de poder generar un ingreso continuo que sea gravable. Sin embargo, la Renta Interna no proporcionó información definitiva y precisa sobre los flujos de ingresos de GNL Papúa Nueva Guinea. Como resultado de estas concesiones, no se esperaban ingresos sustanciales hasta después de 2020. ^{[33] [34] [35]} Los acuerdos reales entre el gobierno y las empresas están en un Acuerdo de Desarrollo de Recursos Secreto. Sin embargo, Flanagan y Fletcher sugirieron que Exxon y Oil Search deberían pagar 500.000 dólares australianos al gobierno de Papúa Nueva Guinea cada año, desde que el gas comenzó a fluir en 2014. En cambio, están pagando una fracción de esta cantidad, en parte debido a que utilizan paraísos fiscales en los Países Bajos y las Bahamas, como lo hacen en Australia. ^[36]
• Conflictos con las comunidades locales El proyecto ha estado plagado de conflictos con los terratenientes -beneficiarios locales. El desembolso de los beneficios del proyecto a las comunidades locales fue diseñado en el proyecto durante una reunión en Kokomo en 2009. El acuerdo fue firmado entre el gobierno y representantes del gobierno local y provincial, así como con representantes de los terratenientes. La disputa fue entonces con el gobierno y no con las compañías. ^[37] Loi Bakanı el Gobernador del Banco Central declaró en 2015 que los fondos adeudados a los terratenientes se mantuvieron en una cuenta fiduciaria cuando estos no fueron pagados una vez que el proyecto comenzó en 2014. Por lo tanto, se mantuvieron en reserva, ^[38] )Esto no apaciguó las protestas en 2016, 2017 y 2018. ^{[39] [40] [41]} La gerencia de Oil Search declaró en una junta de accionistas que los socios en LNG-PNG pagaron sus cuotas al gobierno pero que el problema estaba en la distribución del dinero. ^[42] Unos días después, Oil Search afirmó que los periodistas malinterpretaron un mensaje en el que su intención no era culpar al gobierno. ^[43] El problema estaba en la llamada "investigación de clanes". A través de este proceso se tuvieron que formar grupos de propietarios incorporados, pero parecía difícil identificar la propiedad cuando el testimonio oral es la única fuente disponible para identificar la descendencia y el territorio. ^{[44] [45]} No es sorprendente que el dinero se entregara por primera vez en 2018 a los propietarios de tierras río abajo. Esto se refería a asistencia visual a lo largo del oleoducto y en la aldea de Boera cerca del muelle de carga. ^[46] Los conflictos más graves se produjeron en las zonas río arriba, cuando los recursos subterráneos y, por tanto, no fácilmente identificables tuvieron que ser compensados. Las amenazas de los terratenientes de cerrar el proyecto nunca se materializaron, pero hubo un grave vandalismo en Angore, provincia de Hela. El enfrentamiento más grave tuvo lugar en Angore en 2017 e implicó la destrucción de la propiedad. ^[39] En 2018, los terratenientes que protestaban destruyeron nuevamente la propiedad y exigieron un pago de 10 millones de dólares estadounidenses como tarifa por mantener la seguridad en la planta. Esto introdujo un nuevo elemento: los pagos para ese propósito no estaban previstos en los acuerdos con las partes interesadas. ^{[47] [48]} La empresa tuvo que suspender la construcción allí. Sin embargo, la paz se concluyó en agosto de 2019 y en 2020 se realizaron los pagos. ^[49] La construcción retrasada se reinició. ^[50]La conclusión de estos conflictos da una idea de los mecanismos de compensación a los terratenientes: la formación de empresas terratenientes se completó, a pesar de estos problemas. Se había nombrado un director para cada empresa y se abrió una cuenta bancaria a su nombre bajo la tutela de la Compañía de Desarrollo de Recursos Minerales (MRDC). El pago total a los beneficiarios locales fue de Kina 3,76 millones para el período 2014-2018, que se distribuirá de la siguiente manera: 40% a los grupos de terratenientes, 30% a un Fondo Fiduciario de Infraestructura Comunitaria (CITF) y 30% a un Fideicomiso para el Futuro. El grupo de terratenientes recibe el pago de los fondos asignados para el capital. Esta participación da dividendos. Además de eso, se pagan regalías como compensación por agotar el recurso ^[51]. Hay una escasez de información sobre el grado en que se ha completado este proceso de investigación de clanes. Las cuestiones relacionadas con los pagos a los terratenientes siguen siendo un problema de política. Peter O'Neill culpó a los gobiernos anteriores a su Gabinete por los problemas. ^[52] Se han hecho llamamientos para que se revise la Ley de Petróleo y Gas de 2018 a fin de resolver el problema, así como para que se revise todo el proceso de compensación a las comunidades locales. ^{[53] [54]} Surgió un nuevo tipo de conflicto entre los propietarios de tierras de los oleoductos y las plantas y los propietarios de tierras de las zonas de extracción. Estos últimos se opusieron al pago de regalías a los primeros, ya que las regalías están destinadas a compensar la pérdida de recursos y no simplemente el uso de la tierra. ^[55]

• Los ingresos del gobierno por el proyecto son insatisfactorios . ^[21] Sin embargo, en esta pregunta no hay un conjunto sencillo de cifras que indiquen categorías y períodos sobre la contribución del proyecto PNG/LNG a las finanzas del gobierno. Por ejemplo, el gobierno menciona una categoría de ingresos por dividendos y una categoría de ingresos por rendimiento del capital, que se podría considerar como una sola publicación. De manera similar, hay una publicación sobre el servicio de la deuda y los costos relacionados con el collar de búsqueda de petróleo. A menos que esté claro qué deuda se atiende y cómo se relaciona, por ejemplo, con el collar de búsqueda de petróleo, el significado de esta información no está claro. ^[56] ExxonMobil presenta cifras inequívocas. Afirman haber pagado 5 mil millones de kinas (US$1.4 mil millones) en regalías, gravámenes de desarrollo, impuestos y dividendos al gobierno de PNG durante el período 2014-2018. Esta cifra había aumentado a 14.000 millones de PGK (unos 4.000 millones de dólares) en el período comprendido entre 2014 y el segundo trimestre de 2022. ^[57] Exxon Mobil predice que después de 2025-2027 las cantidades pagadas aumentarán significativamente. El proyecto se financia principalmente con préstamos, que se acabarían pagando; como resultado, aumentarían los ingresos procedentes del impuesto de sociedades y de los ingresos procedentes del capital. ^[58] Charles Abel, en su calidad de tesorero, dijo en 2021 que esperaba que los préstamos se devolvieran en 2024 y que esto llevaría a duplicar los ingresos del gobierno. Sin embargo, deploró que los pagos fluyeran a través de corporaciones estatales, en particular Kumul Petroleum Holdings (KPH). En dichas corporaciones, los ingresos son filtrados por la dirección antes de pasarlos al gobierno. ^[59] El presidente de KPH mencionó en su defensa que KPH pasaba el 78% de sus ingresos al gobierno. Mencionó también que las remesas de Kumul Petroleum representaban más de tres veces el impuesto total pagado por el Proyecto GNL de Papúa Nueva Guinea a la Comisión de Ingresos Internos durante el mismo período (2014-2018). Esto reivindicaba en su opinión el valor del capital del gobierno en tales proyectos. Sin embargo, el GNL de Papúa Nueva Guinea estaba ligeramente gravado y eso también debe tenerse en cuenta. ^[60] Sin embargo, existe un fuerte acuerdo en que el gobierno de Papúa Nueva Guinea ha sido superado en las negociaciones con las empresas, lo que inspiró un importante debate entre los políticos sobre la legislación minera e impositiva. ^[54] Charles Abel recomendó sobre la base de la experiencia pasada: "Necesitamos desarrollar un régimen de minerales y petróleo en el que tomemos un capital menor de forma gratuita y una tasa de regalías más alta, introduzcamos la obligación del mercado interno y el contenido local. Necesitamos entender por qué un gran superávit de cuenta corriente (de las exportaciones de minerales y petróleo) todavía nos deja con una escasez de divisas". ^[36]

PAPUA LNG: la segunda empresa de GNL en Papúa Nueva Guinea

Cuando se plantearon las propuestas para una instalación de GNL en Papúa Nueva Guinea, había dos facciones en el gabinete: una encabezada por el Primer Ministro Michael Somare , que abogaba por una asociación con InterOil para desarrollar el yacimiento de gas Elk-Antelope, y la otra por su hijo Arthur Somare, que abogaba por una asociación con ExxonMobil/Oil Search para desarrollar los yacimientos de gas de Hides. ^[61] El hijo de Somare ganó, pero una vez que PNG/LNG entró en funcionamiento, la atención se centró en el yacimiento de gas Elk-Antelope de Interoil. Los yacimientos están ubicados en una zona pantanosa en el margen oriental de la cuenca de Papúa, al oeste de Puerto Moresby (a 90 km de la costa del Golfo de Papúa). ^{[62] [63]} El tamaño del yacimiento de gas está certificado en alrededor de 6,5 billones de pies cúbicos, en comparación con los 7,1 billones de pies cúbicos estimados en Hides y los yacimientos asociados. ^[64] Si bien la planificación y la implementación del proyecto de GNL de Papúa Nueva Guinea no enfrentaron problemas, el proyecto del yacimiento de gas Elk-Antelope estuvo plagado de controversias políticas y técnicas.

Competencia por el control de los yacimientos de gas de Elk-Antelope

Dos compañías de gas y petróleo relativamente pequeñas fueron los actores principales en el campo de gas de Elk-Antelope: Interoil y Oil Search. Interoil era una empresa menor en la industria del gas y el petróleo que adquirió licencias de exploración de petróleo y gas en Papúa Nueva Guinea en 2005. La fuerza impulsora de Interoil fue su fundador: Phil E. Mulacek, quien anunció en 2007 el descubrimiento de un gran campo de gas en el borde del Golfo de Papúa en el sur del país. "La Corporación InterOil hizo el tipo de anuncio que los inversores ansían: las exploraciones cerca de la refinería habían destapado una enorme reserva de gas natural potencialmente mayor que el consumo residencial total de combustible fósil de los Estados Unidos en 2005. El tamaño del descubrimiento era tan grande que Phil E. Mulacek, presidente y director ejecutivo, informó a un analista que simplemente controlar su producción 'era como intentar detener el Mississippi'". ^[65] Se llegó a un acuerdo entre Interoil y el gobierno de Papúa Nueva Guinea para proceder a la explotación con una condición: Interoil tenía que asociarse con una empresa que tuviera experiencia en el desarrollo y la gestión de un yacimiento de gas. ^[66] Shell y ExxonMobil fueron mencionados como posibles socios cuando Interoil entró en negociaciones. ^[67] El banco de inversión Merrill Lynch (ahora llamado Merrill (empresa)) también estuvo involucrado. ^[68] Sin embargo, a finales de 2012 Interoil no logró encontrar un socio para alcanzar una Decisión Final de Inversión (FID) y estaban en peligro de perder la licencia. ^[69] Una propuesta sugirió que el gobierno de Papúa Nueva Guinea se convertiría en un accionista del 50 por ciento en lugar de tomar el capital propuesto del 22,3 por ciento. ^[70] Fue rechazada porque el gobierno no tenía el dinero y no resolvería el problema de la experiencia. La multinacional francesa Total SE es una empresa importante en la industria del petróleo y el gas y llenó el vacío comprando una participación del 60 por ciento en el campo de gas. ^[71] Oil Search Company entró en negociaciones aproximadamente al mismo tiempo. Ya era un accionista en el proyecto de GNL de Papúa Nueva Guinea y amplió sus intereses comprando los campos de gas Elk-Antelope, y compró el grupo Pac LNG que tenía una participación del 22,8% en los campos de gas ^[72] y pagó alrededor de US$900 millones por Participación. El dinero se obtuvo de capital adquirido por el gobierno de Papua Nueva Guinea y financiado con un préstamo del banco suizo UBS . ^[73] Oil Search impugnó la participación de Total ante un tribunal de arbitraje de Londres. Oil Search afirmó tener derechos de prioridad (derechos de preferencia) para comprar acciones de Interoil debido a su adquisición de Pac LNG. ^[74] Total continuó estando presente en Papua-LNG, pero a una tasa reducida del 40% en lugar del 60%. ^[75] Interoil se quedó con una participación de alrededor del 40% en el yacimiento de gas Elk-Antelope. Oil Search hizo una oferta por las acciones restantes de Interoil en el yacimiento de gas por 3.000 millones de dólares. ^[76] OilSearch tuvo que ceder ante ExxonMobil: ofreció 2.200 millones de dólares por las acciones restantes de Interoil en el yacimiento de gas. ^[77] Sin embargo, Mulacek había sido reemplazado por Michael Hession como director ejecutivo en 2013. ^[78] No obstante, Mulacek impugnó el acuerdo en los tribunales y en la junta de accionistas, pero fue derrotado en ambas instancias. ^[79]

El patrón de feroz competencia y alianzas cambiantes dio como resultado la siguiente estructura accionarial y propuesta para el proyecto: Total es el mayor accionista de los campos Elk-Antelope con una participación del 31,1%. Los socios son ExxonMobil (28,3%) y Oil Search (17,7%). El plan suponía que la construcción se financiaría con deuda en un 70%. ^[80]

Oil Search tenía el contrato de gestión de las instalaciones upstream, mientras que ExxonMobil administraba la planta de licuefacción de gas y el muelle de carga. Estas últimas instalaciones se construirían en el mismo lugar cerca de Port Moresby que las instalaciones que abastecen de GNL/PNG. ^[81]

El acuerdo contenía una obligación de proporcionar gas para uso doméstico (un 5%) de modo que Papúa Nueva Guinea sea un 70% autosuficiente en materia de suministro de electricidad en 2030. El Estado y los propietarios de tierras no están obligados a pagar su capital (900 millones de dólares) antes de que empiecen a llegar los ingresos. El pago de las acciones de Interoil por parte de ExxonMobil se aplaza parcialmente hasta la fecha de la FID y hasta que se realicen los primeros envíos. Interoil conserva los derechos residuales a los ingresos del yacimiento de gas si su rendimiento supera ciertas expectativas. ^[82] Pac-LNG ha conservado los derechos residuales a los ingresos si la producción supera ciertas expectativas. ^[83] Total de pagos en efectivo diferidos por capital hasta la fecha de la FID (230 millones de dólares). ^[84]

Reacciones al acuerdo sobre el campo Elk-Antelope

El Memorando de Entendimiento entre el gobierno de Papúa Nueva Guinea y las empresas involucradas en el campo Elk-Antelope se anunció al final de la conferencia de Cooperación Económica Asia-Pacífico (APEC) en 2018. Su intención era apoyar el estatus internacional de Papúa Nueva Guinea, ^[85] y fue seguido por un acuerdo en abril de 2019 para iniciar el proceso de Diseño de Ingeniería de Primera Instancia. La Decisión Final de Inversión (FID) que hace posible la construcción se espera para 2020. Se espera que la producción fluya en 2024. ^[86]

En 2011, se esperaba que el FID se concretara ese mismo año. ^[87] En 2017, se esperaba que las primeras exportaciones de GNL se realizaran a fines de 2020 o principios de 2021. ^[88] Las nuevas fechas también son especulativas porque el respaldo financiero del acuerdo anunciado es prácticamente inexistente. Solo hay un compromiso de una pequeña proporción del efectivo necesario para la construcción. El efectivo pagado por el campo de gas es para los accionistas de Interoil y no es capital de trabajo para Papua-LNG. No se ha construido ni construido nada con ese dinero: es simplemente una suma pagada con la expectativa de ingresos previstos, lo que contrasta con invertir en una empresa que comenzó desde cero. Se espera que el proyecto se financie con préstamos por el 70%; no se ha determinado de dónde provendrá el capital del préstamo. ^[80]

El acuerdo también fue políticamente controvertido. Voces autorizadas habían argumentado que los errores de LNG PNG deberían haberse evitado. O'Neill estuvo de acuerdo, aunque también dijo que debería haber un "entorno para que nuestros socios de desarrollo maximicen los retornos de su inversión". ^[89] Estaba bajo presión por un comentario en la Declaración de Política Monetaria de marzo del Banco de Papua Nueva Guinea , que instaba al gobierno a ser menos generoso con las concesiones fiscales. Las políticas con respecto a los proyectos fiscales y de recursos naturales habían llevado a una menor disponibilidad de divisas y no habían fortalecido los ingresos fiscales. En 2018, PNG tuvo un fuerte saldo positivo en la cuenta corriente, lo que debería haber llevado a un aumento de divisas que nunca ocurrió. ^[90] El viceprimer ministro Charles Abel criticó los beneficios de los proyectos de recursos naturales para PNG. ^{[91] [92]} Abel colaboró ​​​​con el Ministro de Minería Fabian Pok en el equipo negociador del gobierno para el proyecto Papua-LNG. Se mostró satisfecho con el acuerdo: "Hicimos concesiones, pero él lo consideró una mejora significativa con respecto al proyecto de GNL de Papúa Nueva Guinea: este acuerdo proporciona flujos más tempranos y menos riesgosos para el Estado, reduce la carga financiera del Estado para comprar sus acciones y proporciona algo de gas para uso doméstico a un precio fijo y con descuento. Hay disposiciones sólidas para el acceso de terceros a la infraestructura y el contenido nacional". ^[93]

Sin embargo, el acuerdo fue inmediatamente polémico. Algunas de las críticas iniciales vinieron de la provincia de Hela, el lugar donde debería haber aparecido el GNL de Papúa Nueva Guinea. Philip Undialu, gobernador de la provincia de Hela, presentó una larga lista de preguntas críticas. ^[94] El ministro de Finanzas, James Marape , que era de Hela, dimitió. ^[95] Más diputados le siguieron y dimitieron del partido gobernante (PNC). Cuatro de los cinco diputados que dimitieron procedían de zonas ricas en recursos naturales. ^[96]

El análisis de Mekere Morauta

El ex primer ministro Sir Mekere Morauta criticó tres aspectos del acuerdo: en primer lugar, el acuerdo se elaboró ​​sin la consulta necesaria y requerida. Los grupos de propietarios de tierras no han sido identificados adecuadamente en el proyecto de GNL de Papúa Nueva Guinea después de diez años de funcionamiento. El gobierno afirmó que el dinero estaba reservado para cuando se completara el proceso de identificación, sin aclarar dónde estaba el dinero. Se consideró un error cardinal en el proyecto de GNL de Papúa Nueva Guinea que esta identificación no se completara antes del inicio del proyecto. Por lo tanto, los grupos de propietarios de tierras deberían haber sido identificados antes de que se presentara la APDL (Solicitud de Licencia de Desarrollo Petrolero). Abel lo defendió porque el acuerdo es provisional; ^[97] no había APDL en ese momento. Ninguno de los miembros del SNT (Equipo de Negociación Estatal) rompió filas públicamente con el gobierno, pero hubo fuertes declaraciones que afirmaban que este equipo, así como el Departamento de Petróleo, habían sido marginados. Morauta distribuyó una carta del Departamento de Energía al Secretario de Gobierno, en la que se exigía que se hiciera un APDL adecuado con la documentación necesaria sobre el tamaño del campo y su viabilidad económica. ^[98] Total debió haber proporcionado diez documentos que faltaban o eran deficientes, pero no dieron seguimiento a las solicitudes. No estaba allí la información necesaria para la toma de decisiones y no se siguió el procedimiento requerido. ^[99]

En segundo lugar, las disposiciones fiscales son similares a las de GNL Papúa Nueva Guinea. El Estado aceptó los costos operativos y de depreciación en curso. La depreciación en el proyecto estaba vinculada al reembolso de los préstamos. Se predijo que la rentabilidad sería baja hasta que se pagaran los préstamos con intereses. Si los socios participantes hubieran aportado ellos mismos el capital del préstamo, se habrían asegurado un flujo de ingresos constante independientemente de la rentabilidad. Cuanto más rápida fuera la depreciación, menos beneficios se habrían obtenido. No se retendrían los impuestos sobre los intereses o los dividendos, lo que significaba que las empresas podían exportar sus ingresos a un destino donde se pagaban pocos o ningún impuesto sin ningún impuesto por parte del gobierno de Papúa Nueva Guinea. Dos de las empresas participantes –Total y ExxonMobil– también tendrían un flujo de ingresos constante gracias al contrato de gestión. Las empresas también habrían estado exentas de pagar el GST, los aranceles de importación y los impuestos sobre los bienes y consumibles del proyecto. La gestión del proyecto estaba prácticamente libre de impuestos, lo que hacía que el contrato de gestión fuera más rentable. Morauta sostiene que no se aprendió nada del proyecto de GNL en Papúa Nueva Guinea y menciona dos casos específicos: en primer lugar, no se gravó adecuadamente con impuestos las ganancias extraordinarias y no se mencionó la posibilidad de gravar con impuestos el petróleo que salió del pozo mezclado con gas (condensado). El petróleo se vendió a Oilsearch, lo que podría haberse considerado como una compensación por la pérdida del contrato de gestión por parte de Oilsearch. ^{[99] [100]}

El tercer ámbito de crítica se refería a las obligaciones de suministro de gas doméstico del proyecto. El suministro de gas a nivel nacional era una opción en el acuerdo hasta el 5% de la producción. El acuerdo también contravenía la Política Nacional de Energía, que exigía que el 15% de toda la producción de gas estuviera disponible para uso doméstico. El acuerdo menciona que el suministro de gas sólo se destinaría al suministro de electricidad, lo que ignora la posibilidad de un uso industrial más amplio. El gas también habría sido caro, ya que se indexaría a partir de una base elevada al precio del mercado mundial, mientras que se suministra a nivel nacional. ^[101]

Dudas sobre el valor del campo

En el momento de la firma del acuerdo, volvieron a surgir dudas sobre el valor del yacimiento. ^[102] Interoil siempre había presentado el yacimiento de gas Elk-Antelope como un hallazgo original de su propiedad. Eso no es cierto; ya había un equipo de exploración anterior en la zona que encontró gas, pero dudaba de que el yacimiento fuera explotable. Un denunciante del Departamento de Energía volvió a sacar a la luz este asunto en el momento de la firma del acuerdo. ^[103] Según el informe, el yacimiento tenía cinco problemas importantes: el gas probablemente no era tan extenso como se había previsto, no era fácilmente extraíble, tenía un alto contenido de agua, el gas era de baja calidad, requería un tratamiento costoso y la geología del yacimiento era sospechosa. ^[104]

La respuesta del gobierno

Fok, el Ministro de Minería, respondió al Gobernador de la provincia de Hela , Philip Undialo, quien tenía una preocupación sobre el acuerdo del gas. Negó todas las acusaciones y las consideró mentiras con fines políticos. Subrayó que ninguno de los miembros del Equipo de Negociación del Estado había hablado públicamente de manera negativa sobre el acuerdo. ^[105]

Efectos del cambio de gobierno

El acuerdo sobre el yacimiento de gas Elk-Antelope se convirtió en el centro de las controversias políticas sobre las políticas de Papúa Nueva Guinea con respecto a los recursos naturales. Condujo a la dimisión de Peter O'Neill O'Neill. ^[106] Su sucesor, James Marape, anunció cambios en la gestión de los recursos naturales de Papúa Nueva Guinea en su discurso inaugural, aunque al mismo tiempo estaba dispuesto a tranquilizar a los inversores: "No tenía intención de ahuyentar a la industria, pero afirmó que se necesitaban reformas para garantizar que los beneficios se distribuyeran de manera más equitativa". ^[107] Peter Botten de Oil Search proclamó inmediatamente después del nombramiento de Marape que era probable que nada cambiara y que los acuerdos seguirían siendo los mismos cuando entrara en producción el tercer yacimiento de gas Pn'yang. Botten no esperaba ninguna nueva concesión significativa en el acuerdo, ^[108] lo que provocó una respuesta irritada de Marape, aunque se mantuvo vago en lo que respecta a los cambios previstos. ^[109] El Ministro de Petróleo y Energía Kerenga Kua anunció dos meses después del cambio de gobierno que una revisión de los "términos regulatorios y comerciales del llamado acuerdo de GNL estaba lista para la aprobación política". Las empresas involucradas no simpatizaron con los cambios propuestos. Total declaró que no se consideraría ningún cambio en el acuerdo. Oil Search advirtió que las revisiones podrían retrasar el FID hasta 2021 y que los proyectos en otras partes del mundo podrían tener prioridad sobre Papua-LNG. ^[110] Tres prestamistas respaldados por el gobierno - el Banco Japonés para la Cooperación Internacional (JBIC), la Corporación de Inversión Privada en el Extranjero de los Estados Unidos (OPIC) y Export Australia Finance, también llamada Export Finance and Insurance Corporation (EFIC) - anunciaron un compromiso inicial de prestar a Papua-LNG. ^[110] Kua negoció con Total en Singapur en agosto de 2019 para recibir mejores términos, lo que resultó en una serie de declaraciones de intención no vinculantes. Su declaración más importante fue que en el futuro, los contratos se realizarían sobre la base de un acuerdo de producción compartida que conduciría a flujos de efectivo libres tempranos en contratos de petróleo y minería. ^[111] Kua declaró a su regreso de Singapur que el proyecto Papua-LNG continuaría según lo planeado. De hecho, las anotaciones se interrumpieron y la preparación para el proyecto se suspendió.

Reanudación de la colaboración

La suspensión duró hasta mayo de 2021. La colaboración se reanudó después de un retraso de tres años como resultado de una reunión en París entre el director ejecutivo de Total y Sam Basil, como viceprimer ministro de Papúa Nueva Guinea. Anunciaron la removilización de los equipos del proyecto y otros recursos necesarios. En la reunión hubo una reconfirmación del Acuerdo de Gas LNG de Papúa en 2019, que había sido el tema polémico en la caída del gobierno de O'Neill/Abel. ^[112] La firma de un Acuerdo de Estabilidad Fiscal en febrero puede ser más importante a este respecto, ya que afecta a la cuestión más crucial: los ingresos del gobierno del proyecto. El gobierno ha cedido más al retirar las enmiendas de 2020 a la Ley de Minería. Estas enmiendas dieron, entre otras cosas, mayores poderes al ministro para determinar una PDL (Licencia de Desarrollo de Petróleo) y abolieron la opción de arbitraje en caso de conflicto. ^[113] El ministro destacó en el parlamento que estas retiradas solo eran aplicables a Papúa/LNG. ^[114] En febrero de 2021 también se concedió una prórroga de la Licencia de Retención de Petróleo. Dicha licencia permite actividades de financiación de proyectos y también estudios estratégicos de mercado, que las empresas participantes realizarán por separado o con otros participantes. El programa de trabajo para la prórroga incluye actividades técnicas de preparación para el trabajo de ingeniería y diseño inicial. ^[115] Un programa de Diseño de Ingeniería Inicial (FEED) previo no garantiza un permiso para un FEED. El objetivo sigue siendo anunciar un FEED en 2022 y una Decisión Final de Inversión (FID) en 2023. Se espera que la producción comience en 2017. ^[116] Los acuerdos alcanzados tienen una peculiar mezcla de ser definitivos y provisionales. Esto lo puso de manifiesto el Ministro de Petróleo Kerenge Kua cuando subrayó que las cuestiones en cuestión seguían siendo políticas en una reunión con un visitante de alto nivel de Total en Francia. ^[117]

El yacimiento de gas de Pn'yang

El yacimiento de gas de Pn'yang es el tercer proyecto de Papúa Nueva Guinea. Está situado en las tierras bajas al noroeste del yacimiento de gas de Hides. En un principio se pensó que era un yacimiento de gas relativamente pequeño, pero un ejercicio de certificación revisó esta información y determinó que su composición era de 4,37 billones de pies cúbicos de gas. ^[118] A modo de comparación, se estima que Hides tiene 7,1 billones de pies cúbicos y Elk-Antelope, 6,43 billones de pies cúbicos. ^[64] El desarrollo de este yacimiento de gas requeriría relativamente menos gastos: el gasoducto desde Hides hasta la costa sólo tendría que extenderse hacia el interior. En el punto de carga de Caution Bay se necesitaría un tren adicional para condensar el gas para su envío, lo que significaría construir un tren adicional además de los dos trenes adicionales para el yacimiento de gas de Elk-Antelope. Se esperan sinergias. ^[119]

ExxonMobil ha sido el principal actor en este campo y como operador principal posee el 49%, incluyendo su subsidiaria Ampolex. Oil Search fue originalmente un socio en el proyecto antes de que fuera comprado por Santos. Santos tiene después de absorber Oil Search el 28% de participación. JX Nippon opera a través de la compañía Merlin Petroleum, su subsidiaria, tiene un interés del 12,5% respectivamente. Exxon Mobil trabajará con el gobierno de Papúa Nueva Guinea en relación con su interés en capital adicional en el proyecto. ^[120]

Las negociaciones con el gobierno fracasaron en 2019, pero se reanudaron en 2021. El acuerdo se alcanzó en febrero de 2022: tres años después de romper las negociaciones. El gobierno de Papúa Nueva Guinea consideró muy favorable el acuerdo alcanzado. El Primer Ministro Marape afirmó que el gobierno participaría con el 63% en este acuerdo, en comparación con el 49% en el proyecto PNG/LNG y el 51% en el proyecto Papua LNG. El acuerdo otorga el 34,5% del capital social del proyecto al Estado de Papúa Nueva Guinea, significativamente más que el 22,5% del proyecto Papua LNG liderado por TotalEnergies o el 19,6% del primer proyecto de gas de Papúa Nueva Guinea, PNG LNG. Exxon dijo que trabajará con el gobierno de Papúa Nueva Guinea en relación con su interés en obtener capital adicional en el proyecto. ^[121] Venderá acciones para cubrir los intereses de los terratenientes. Se espera que la construcción comience cuando se complete la construcción de Papua LNG en 2228 y la producción podría comenzar en 2232. Exxon Mobil declaró que el acuerdo establece un marco claro para el desarrollo, pero no es una garantía de que el proyecto siga adelante. ^[122]

El Proyecto de Gas Occidental

El Proyecto de Gas Occidental es el cuarto proyecto de GNL. En esta propuesta son fundamentales cuatro yacimientos de gas perforados en la provincia occidental. Horizon Oil es el socio principal en ellos. La mayoría de estos intereses se han comprado a Repsol , una empresa española. La empresa china Balang también compró intereses en los campos a Repsol . Repsol mantuvo su participación en el campo después de vender acciones. Kumul Petroleum Holdings, la empresa estatal de Papúa Nueva Guinea, es otro socio. Brent Emmer, director ejecutivo de Horizon, declaró en 2017 que los estudios previos a la alimentación (ingeniería conceptual y diseño) estaban listos. Implica la construcción de una planta de procesamiento (acondicionamiento) en las cabezas de pozo para separar el petróleo (condensado) del gas, un oleoducto separado a Daru y la construcción de una planta de licuefacción en Daru. ( ^{[123] [124]} No ha habido un seguimiento significativo. Es un punto discutible si debería ser un proyecto independiente o si debería integrarse en las operaciones de LNG-PNG y Oil Search en las tierras altas. La expectativa es que el proyecto también genere mucho condensado, petróleo que viene con la extracción de gas. El proyecto ha sido objeto de un conflicto con el gobierno porque se cancelaron los permisos. ^[125] Esto se resolvió en medio de acusaciones de corrupción. ^[126] Una investigación concluyó que no había sucedido nada inapropiado y el gobierno de PNG no dio seguimiento a las acusaciones. ^[127]

El yacimiento de gas de Pasca

El yacimiento de gas de Pasca es el primer proyecto de gas offshore en el Golfo de Papúa Nueva Guinea. Implica una plataforma de producción, así como capacidades de carga offshore. Twinza Oil posee la licencia. El campo se conoce desde 1988, pero la capacidad técnica para desarrollar el campo es, según Twinza, reciente. Se emitió un permiso de prospección en 2011. La empresa se ha mostrado muy optimista sobre la etapa de preparación: el trabajo previo al FEED se completará en 2020. ^[128] Las negociaciones con el gobierno de Papúa Nueva Guinea para una Licencia de Desarrollo Petrolero (PDL) comenzaron en mayo de 2020 y concluyeron con un acuerdo no vinculante en septiembre de 2020. No era vinculante porque todavía había un desacuerdo fundamental sobre la aceptación de los beneficios por parte del gobierno. ^[129] Las negociaciones se prolongaron nuevamente: la firma prevista de un contrato se canceló en julio de 2021. ^[130] Kua, el ministro a cargo, exigió entonces un acuerdo de confidencialidad con Twinza Oil. También insistió en que la alta dirección de la empresa residiría en Port Moresby en lugar de volar desde Australia. La fecha límite se fijó para el 9 de septiembre de 2021. Twinza Oil no estaba dispuesta a cumplir. ^[131] El director ejecutivo de Twinza Oil dejó su trabajo debido a la frustración con las negociaciones gubernamentales en octubre de 2021. ^[132] Los beneficios propuestos para el gobierno de Papúa Nueva Guinea varían entre el 50 y el 60% y son multifacéticos, incluido el impuesto de sociedades, la producción retenida para el consumo local, el impuesto al desarrollo, etc. No hay indicaciones precisas sobre el tema de las futuras negociaciones. La expectativa era en julio de 2021 antes de que las negociaciones volvieran a romperse para llegar a una decisión final de inversión en 2022 y la primera producción en 2025. Ahora es seguro que eso se retrasará considerablemente. ^[133] Otro tema polémico surgió en el yacimiento de gas de Pandora. Twinza Oil quería alinear el yacimiento de gas de Pasca con el vecino yacimiento de gas de Pandora. Sin embargo, el gobierno recuperó la licencia para Pandora Garfield y se la dio a la paraestatal Kumul Petroleum Holdings. ^[134]

Financiación mediante participación accionaria

La proyección de la financiación de la participación accionaria en proyectos de GNL es un tema importante en la política que rodea a dichos proyectos. La Ley de Minería de Papúa Nueva Guinea permitió que el gobierno participara con una participación máxima del 30 por ciento en proyectos de recursos naturales; en el caso de Papúa Nueva Guinea, se proyectó que sería del 19,4 por ciento. Se aportaron unos 800 millones de dólares a la construcción del proyecto y a los derechos mineros. Este pago se debía realizar después de la FID. Una fase concurrente del proyecto fue el diseño de ingeniería inicial (FEED), que elevó el coste del proyecto, lo que requirió que la participación se financiara con capital. Como resultado, el gobierno de Papúa Nueva Guinea tuvo que encontrar 1.000 millones de dólares cuando se realizó la FID el 12 de agosto de 2008. ^[135] A principios de marzo de 2009, el gobierno de Papúa Nueva Guinea adquirió la suma a través de un préstamo de IPIC (Corporación Internacional de Inversión Pública; parte de Mubadala Investment Company ), un fondo soberano del gobierno de Abu Dhabi . No se trataba de un préstamo ordinario, sino de un bono canjeable . IPIC adquirió el derecho a que se le reembolsara en efectivo o mediante la garantía del préstamo: el capital de Papúa Nueva Guinea en Oil Search Limited. Lo ideal sería que, en el momento del reembolso, estas acciones equivalieran al menos al valor del préstamo, que se designó en un valor de acción de 8,55 dólares australianos. Si el valor de las acciones era inferior al del préstamo, el gobierno de Papúa Nueva Guinea tendría que pagar el efectivo faltante. Si el valor de las acciones era superior al del préstamo e IPIC quería comprar las acciones, el gobierno de Papúa Nueva Guinea tenía derecho al valor adicional en efectivo. Se esperaba que el préstamo venciera después de cinco años, pero IPIC podía optar por un período más corto. El interés era del 5%. ^{[136] [137]} Cuando el préstamo venció en 2014, el precio de las acciones rondaba los 8,55 dólares australianos e IPIC quería las acciones como pago del préstamo. El gobierno de Papúa Nueva Guinea envió una delegación a Abu Dabi en un intento de disuadirlos y aceptar dinero en efectivo. Se negaron y las acciones de Oil Search se transfirieron del gobierno de Papúa Nueva Guinea a IPIC. El precio de las acciones también cayó y Papúa Nueva Guinea tuvo que añadir 70,8 millones de dólares. ^[138] Esta construcción financiera fue defendida por Arthur Somare cuando se cerró el acuerdo. Argumentó que el gobierno no quería que el préstamo aumentara el endeudamiento del gobierno. Se trataba fundamentalmente de la venta de un activo –las acciones de Oil Search– en primer lugar. 2008 también fue el año de la crisis financiera mundial que dificultó la recaudación de fondos. ^[138] "El bono canjeable implicaba efectivamente un intercambio futuro de acciones en poder de Oil Search por financiación inmediata para una participación directa en el capital de la empresa de GNL". ^[139]Se esperaba que este último fuera mucho más rentable: el gobierno también esperaba recaudar más dinero de la participación accionaria en LNG-PNG que de los dividendos de Oil Search. Se esperaba que el flujo de ingresos del proyecto de GNL redimiera el préstamo. Arthur Somare era el ministro del gobierno a cargo de las empresas públicas (IPBC) y el proyecto de GNL. Morauta cuestionó a Somare cuando concluyó el préstamo de IPIC; criticó la posición de Arthur Somare como ministro a cargo de IPBC y el uso de su posición para monopolizar las negociaciones sobre el préstamo. Desde el principio, criticó las hipotecas de los activos nacionales (las acciones del gobierno en Oil Search). ^[140] Morauta se convirtió en ministro de IPBC en 2011 y reiteró sus críticas: "Un préstamo en el que el Tesoro no estuvo involucrado; un préstamo que nunca tuvo la aprobación del NEC; un préstamo que nunca se presentó en el Parlamento. Fue negociado y firmado a puertas cerradas por personas sin experiencia en el complejo mundo de las altas finanzas internacionales". Criticó los tecnicismos del préstamo: "El préstamo se obtuvo medio año antes de que fuera necesario para la financiación y esto condujo a una pérdida de interés. Tampoco se cubrió el riesgo cambiario. La crítica más fundamental fue que un plazo más largo del préstamo podría haber dado lugar a que se financiara con el flujo de ingresos de Papúa Nueva Guinea/LNG. Esto se debió a que el vencimiento temprano del préstamo no era realista". ^[141]

El gobierno de Papúa Nueva Guinea perdió su participación en Oil Search después de que se redimiera el préstamo de IPIC y lo cambiara por acciones de LNG Papúa Nueva Guinea. O'Neill quería corregir esta situación con un nuevo accionista en Oil Search, ^[142] que buscaba capital fresco para comprar una participación en el próximo proyecto de GNL: el campo de gas Elk-Antelope. Necesitaban 900 millones de dólares para comprar la participación del grupo Pac LNG en ese campo. Oil Search emitió nuevo capital accionario para financiar esta adquisición. Estas acciones fueron compradas por el gobierno de Papúa Nueva Guinea y financiadas con un préstamo de la sucursal australiana del banco UBS. ^[143] Este préstamo era similar al préstamo de IPIC para financiar acciones de LNG Papúa Nueva Guinea: las acciones que Papúa Nueva Guinea compró en Oil Search eran la garantía del préstamo; era un "préstamo con collar", que implicaba cubrir las apuestas sobre el movimiento de los precios de las acciones (el máximo y el mínimo eran el collar) para garantizar un préstamo que comprara las acciones. ^[144] Los riesgos para el banco se redujeron porque el préstamo se pagaría directamente desde una cuenta de depósito en garantía en Singapur, donde se abonarían los ingresos de Papúa Nueva Guinea procedentes del GNL. UBS tenía derecho preferente a acceder al dinero, ^{[145] [146]}

Las finanzas fueron controvertidas desde el principio y fueron similares al debate en torno al préstamo de IPIC. En primer lugar, el préstamo concluyó eludiendo los canales legalmente requeridos y la poca consulta que se llevó a cabo fue descuidada. Por ejemplo, se presentó a la junta directiva de la organización estatal de petróleo una decisión que se esperaba que siguiera y se ignoraron las preocupaciones. ^[144] El Consejo Ejecutivo Nacional (NEC) de Papúa Nueva Guinea también se enfrentó a una declaración preparada. El tesorero, Don Polye , se negó a firmar y fue despedido como resultado. ^[147] Sin embargo, hubo más ministros que se opusieron a la decisión. ^[148] La decisión probablemente haya pasado de alguna forma por el Banco Central y el Ministerio de Finanzas, pero destacados economistas de Papúa Nueva Guinea argumentaron desde su inicio que "el préstamo de UBS se solicitó al margen de las leyes de gestión fiscal sólida y la gobernanza legal". ^[149] Esto fue confirmado por un informe de la Comisión del Defensor del Pueblo que recomendó un tribunal de liderazgo para Marape y O'Neill. La Comisión encontró quince infracciones de procedimiento. ^[150] La violación más importante puede ser que no se le pidió al parlamento que aprobara el préstamo como lo exigía la constitución. ^[151]

Gran parte del préstamo estuvo rodeado de misterio y hubo sospechas de que algunas partes se beneficiaban entre sí. Las sospechas estaban justificadas, ya que había un préstamo puente de 335 millones de dólares australianos que cubría los costos de adquisición de las acciones, además del importante préstamo con garantía prendaria de 904 millones de dólares australianos para cubrir el precio de las acciones de Oil Search. ^[152] El informe de la Comisión del Defensor del Pueblo concluyó que "se trataba de contratos diferentes firmados entre al menos ocho partes diferentes, entre ellas el Estado de Papúa Nueva Guinea, UBS AG, UBS Nominees Pty Ltd, UBS Securities Australia Limited, la National Petroleum Company of PNG (Kroton) Limited y su matriz, la Independent Public Business Corporation, la Papua New Guinea Liquefied Natural Gas Global Company LDC y, por último, Oil Search Limited". ^[153] La Comisión de investigación sobre el préstamo de UBS prestaría atención a los honorarios pagados a los corredores y negociadores. ^[154]

En tercer lugar, se suponía que el préstamo se iba a amortizar mucho antes de que se pudiera esperar que los ingresos del yacimiento de gas Elk-Antelope lo amortizaran. Se esperaba que se pagara con los ingresos del GNL de Papúa Nueva Guinea. Sin embargo, según el secretario del Tesoro, Diari Vele, el gobierno de Papúa Nueva Guinea solo podía esperar que los ingresos fluyeran después de 2020, cuando se recuperaran los costos de inversión. Los costos de inversión tuvieron que liquidarse con cargos por depreciación para pagar los préstamos al proyecto altamente apalancado. ^[155] El préstamo tuvo que ser reembolsado en 2016 y Morauta se preguntó cómo debía reembolsarse. ^[156] Finalmente, el préstamo se pagó mediante la transferencia de acciones a Oil Search. El reembolso se realizó con pérdidas: el gobierno de Papúa Nueva Guinea las había comprado a 8,20 dólares australianos y el precio era de 6,70 dólares australianos en el momento del reembolso. Cuando concluyó el acuerdo, el gobierno de Papúa Nueva Guinea esperaba que el precio de las acciones se duplicara, lo que habría resultado en una ganancia inesperada para el gobierno de Papúa Nueva Guinea. Kumul Petroleum Holdings, la empresa estatal propietaria de las acciones, estimó la pérdida en 254 millones de dólares. ^{[157] [158]}

El debate político

Según instituciones autorizadas ( OCDE , FMI e IETI Extractive Industries Transparency Initiative ), los ingresos procedentes de los recursos naturales en los proyectos de Papúa Nueva Guinea estaban muy por debajo de los estándares internacionales. ^{[159] [160] [161] [162]} Por lo tanto, era comprensible que la renegociación del acuerdo Papúa/GNL fuera una prioridad para el gobierno de Marape después de llegar al poder. Kua reabrió las negociaciones. Sin embargo, las compañías energéticas sólo estaban dispuestas a otorgar concesiones menores. Kua tuvo que aceptar los términos del acuerdo Papúa-GNL, pero insistió en que el acuerdo para el yacimiento de gas de P'nyang debería ofrecer condiciones considerablemente mejores: "En las conversaciones de P'nyang, el gobierno parece estar buscando una mejor recaudación de impuestos, más contenido local y oportunidades de empleo, más información del proyecto por parte del operador y un compromiso firme con el desarrollo de P'nyang en un plazo definido". ^[163] Las empresas energéticas no estaban dispuestas a tomar esto en consideración y las conversaciones entre el gobierno y las empresas fracasaron el 31 de enero de 2020. ^[164] El Primer Ministro Marape se mostró confiado en que el progreso en el proyecto Papua LNG con el desarrollador principal ExxonMobil continuaría. ^[165] Se planearon tres nuevos trenes para convertir el gas natural en GNL para tratar el gas de Papua-LNG así como de P'nyong. Las empresas energéticas solo querían proceder con la ingeniería y el diseño preliminares para la expansión de su plan de GNL de Papua con nuevos trenes después de que se otorgara una Licencia de Desarrollo Petrolero para el campo P'nyang. ^[166] El resultado fue un punto muerto.

Los intereses de los propietarios de tierras son otro factor que complica aún más las cosas. Una organización que agrupa a grupos de propietarios de tierras que cubren la zona de operaciones de Papua/LNG acudió a los tribunales para pedir una orden judicial temporal contra la continuación del desarrollo de Papua-LNG. El tribunal permitió a los propietarios de tierras retrasar la emisión de una Licencia de Desarrollo de Producción hasta que se negociara un nuevo acuerdo y se promulgara una nueva Ley de Petróleo y Gas. Entre las demandas de los propietarios de tierras figuraban la participación en la producción y una propiedad de Papua del 50% como mínimo. ^{[167] [168]}

Las políticas no se reflejaron mucho en los intentos de ganar acciones en los proyectos. El gobierno de Papua-LNG perdió su participación en Oil Search y la cambió en la práctica por una participación en LNG PNG. Este intercambio se produjo con un costo sustancial de contratación y servicio de un préstamo y un pago adicional. El gobierno de Papua-LNG no ha adquirido una participación en Papua-LNG a través de Oil Search a pesar del costo de contratación y servicio de un préstamo más pagos adicionales desconocidos. Las compañías de energía se beneficiaron de una inyección de capital en PNG LNG a través de la participación del gobierno. Oil Search se benefició de una inyección de capital a través del intento fallido de obtener acciones a través del préstamo de UBS. El acuerdo sobre Papua-LNG esperaba una participación del 22,25 por ciento en Papua LNG que se espera que se pague con los ingresos del proyecto. Ken Ail Kaepai, de la Universidad Tecnológica de Papúa Nueva Guinea, esbozó el dilema de la siguiente manera: “Con este acuerdo, los dividendos se retrasarán durante períodos más prolongados necesarios para permitir que el Estado reembolse el capital social obtenido de instituciones crediticias externas o permitirá que el inversor recupere su costo de capital social equivalente internamente utilizando futuros flujos de efectivo positivos del proyecto”. ^[169] Kerenge Kua, el ministro de minas, hizo la declaración más completa sobre políticas mineras hasta el momento en un seminario web de la Cámara de Minas de Papúa Nueva Guinea. Abogó por pasar de una declaración concesional a una política de producción compartida. Lamentó el endeudamiento a cambio de capital social del pasado, pero no se pronunció en contra de la propiedad del capital social por parte del gobierno. Por el contrario, la declaración dejó abierta la posibilidad de una propiedad estatal del 100%. ^[170] La Cámara de Minas deploró las propuestas. También preguntó si la deuda del gobierno se debía a la participación en la minería. ^[171] Parecía que la política gubernamental en materia de recursos naturales se estaba volviendo menos confrontativa cuando el Primer Ministro Marape anunció un acuerdo “marco vinculante” con la mina de oro Barrick Niugini en Porgera después de una seria confrontación. Este nuevo acuerdo incluye una participación del 51% en la empresa. ^[172] Charles Abel, entró en la contienda nuevamente. Fue el vicepresidente del equipo negociador del gobierno sobre Papua/LNG y sostuvo que el acuerdo alcanzado por el gobierno de O'Neill con Papua LNG fue retratado erróneamente como mucho mejor de lo que se le dio a entender al público. Ese acuerdo también incluía una participación del 51% en el proyecto. Sin embargo, a pesar de esta mención, Abel dijo: “El objetivo debería ser un sistema de regalías con mayor ponderación basado en el valor de las exportaciones, ya que es mucho más fácil de monitorear y no está sujeto a las ganancias netas como lo están los dividendos y los impuestos. ^[173]En 2021, reiteró que no es prudente que el gobierno de Papúa Nueva Guinea dependa de la participación accionaria, sino que debería movilizar un flujo de ingresos a través de regalías e impuestos. “Como principal accionista, tendremos que satisfacer las demandas de capital cuando sea necesario y asumir los riesgos operativos como otros accionistas. No necesitamos hacer esto”. ^[174]

Véase también

• Portal de energía

• Lista de terminales de GNL
• Lista de gasoductos naturales

Referencias

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Enlaces externos

• Gas de Papúa Nueva Guinea