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Retos y Oportunidades en el Sector de la Energía
Autor: Eleodoro Mayorga Alba, Socio
En colaboración con Ronald Martínez y Vladimir Sánchez, Profesionales Senior de L&Q Consultores y Abogados
Documento Confidencial
A ser expuesto en la segunda sesión del Día de la Energía 2013.
INTRODUCCION
El sector de la energía en el Perú nunca ha pasado un periodo tan confuso, con tan pocos logros y con tantos actores insatisfechos. Los proyectos de infraestructura energética no avanzan. Observamos el abandono o el retraso de proyectos, con el consiguiente riesgo que el sector se convierta en un cuello de botella para el crecimiento económico. No solo podría faltar electricidad, sino que seguramente su costo va aumentar. Al mismo tiempo, disminuiría la producción de hidrocarburos y aumentaría la importación de petróleo y combustibles, con el consiguiente deterioro de la balanza comercial.
Lo más lamentable es postergar los beneficios que estos proyectos pueden traer. En las decisiones parece ignorarse el costo de oportunidad, es decir el costo que tiene dejar de obtener los réditos esperados de un proyecto. Se postergan producción y empleos descentralizados. Se pierden regalías e impuestos, y por ende canon, así como utilidades que las empresas dejarían de percibir.
Nuestra economía no crecerá adecuadamente sin un abastecimiento de energía seguro y a buen precio. Sin nuevas infraestructuras seguiremos importando mas, centralizándonos y postergando oportunidades de desarrollar el interior del país.
Los hidrocarburos continuarán representando más de las dos terceras partes de nuestra matriz energética. Hoy vemos que su producción declina y las reservas no aumentan mientras un buen número de proyectos esperan licencias o están en situación de fuerza mayor. Todos los días la prensa comenta las posibles deficiencias del suministro eléctrico en una u otra ciudad.
Paradoxalmente nuestro país pasa por un buen momento. Disponemos de más recursos, las empresas pueden acceder a financiamientos adecuados y los precios de la energía, excepto del gas del lote 88, están a niveles correctos. Pareciera que nos faltan estudios técnicos, un plan sectorial y capacidad empresarial que sustenten decisiones políticas racionales que permitan llevar adelante los proyectos a los cuales empresas calificadas están dispuestas a comprometerse.
UNA PROYECCION DE MEDIANO PLAZO
Al 2016, según las autoridades del sector, el balance entre la demanda y la oferta de energía eléctrica no presenta déficits que podrían comprometer la actividad económica. Sin embargo, si no se aumenta la oferta, antes del 2020 no tendríamos energía suficiente para asegurar la continuación del crecimiento económico.
Las decisiones de inversión en el sector de la energía requieren varios años para materializarse. Sin embargo aun el sector de la energía no tiene un plan consensuado con los actores públicos y privados, responsables de las regulaciones y de los proyectos.
En nuestro país los plazos de ejecución de los proyectos se han alargado. La participación de nuevas entidades del Estado encargadas de permisos y licencias socio-‐ambientales no está siendo coordinada de manera eficiente. Estas entidades no están en manos de profesionales con criterio y
autoridad suficiente para entender, corregir de ser el caso, y aplicar correctamente las normas. Como resultado se alargan plazos para concluir contratos, cerrar financiamientos y empezar obras.
Una proyección al 2020 requiere identificar tendencias, darnos supuestos para variables que no controlamos y plantear escenarios contrastados para evaluar las decisiones. Con este fin proponemos los siguientes supuestos:
• El PBI – como todos deseamos -‐ que siga creciendo alrededor del 5%. • El precio del petróleo crudo de referencia (WTI) se mantiene cercano a 100 USD/Barril, y el
precio del gas en la región comienza a estar influenciado por el desarrollo del gas de esquistos en los Estados Unidos.
• La producción de hidrocarburos se proyecta solo en base a reservas probadas y probables. Todo nuevo descubrimiento podrá entrar en producción después del 2020.
• No hay en aplicación proyectos significativos de ahorro de energía, ni mejoras notables en la infraestructura del sector transporte
• La exportación de gas continúa según el contrato vigente de Perú-‐LNG. • Los calendarios para el desarrollo de nuevos proyectos siguen iguales a lo experimentado:
i.e. Un proyecto hidroeléctrico necesita de 4 a 5 años para obtener permisos y para completar los trabajos de exploración, y de 10 a 12 años para su puesta en explotación.
Al 2020, la falta de decisiones nos estaría conduciendo al Escenario 1, mientras si hacemos lo adecuado terminaremos la década en el Escenario 2, que es lo óptimo.
Escenario 1: • Sin Gasoducto al Sur y por consiguiente sin nodo energético e industria petroquímica; la
producción de gas y de LGN queda restringida a lo que puedan transportar los ductos de TGP. • La modernización de las refinerías continua pendiente, y • La producción de petróleo continúa a declinar.
Escenario 2: • Con Con el Gasoducto al Sur abasteciendo el nodo energético y una naciente industria petroquímica
en base a una mayor producción de gas y de LGN. • Completada la modernización de las refinerías. • Con un aumento en la producción de petróleo en base a un aporte significativo de crudos pesados
y de nuevas inversiones en el Noroeste y Aguaytia (Horizontes Profundos).
Se trata de escenarios contrastados. La verdad estará en el medio, dependiendo de las decisiones que se tomen para ejecutar uno u otro proyecto. Sería muy lamentable quedarnos en la inacción y ver que el Escenario 1 prevalece con todos los proyectos retrasados. Lo óptimo es lograr que el Escenario 2 se cumpla plenamente.
Evaluaremos en ambos escenarios las inversiones y discutiremos si realistamente existen opciones de financiamiento tanto para aquellas inversiones que son responsabilidad de empresas privadas como aquellas que corresponden al Estado. Los impactos que vamos a cuantificar son:
• El costo de la electricidad, que en el Escenario 1 aumentaría al tener que generarse con centrales a diesel con el riesgo adicional de tener que restringir el suministro con un impacto negativo en la actividad económica.
• Las menores rentas, pues no se puede hablar de desabastecimiento de productos derivados del petróleo, pues siempre se les puede importar. Una menor producción de petróleo, gas y LGN significaría menores regalías, impuestos y canon.
• Un consumo adicional de combustibles líquidos, la demanda que el gas dejaría de abastecer en sectores como la minería y la industria provocaría un mayor consumo de diesel, que sin haber modernizado las refinerías se tendría que importar.
LA DEMANDA Y LA OFERTA DE ELECTRICIDAD
El Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Nacional (COES) analiza varios escenarios de crecimiento de la demanda; adicionando los requerimientos de electricidad que corresponden a un crecimiento tendencial de la economía de 5% y los requerimientos específicos de nuevos proyectos industriales y mineros. El COES considera el caso base aquel remarcado en color verde.
EL COES define como generagenera ciónción ef ic ienteefic iente aquella de bajo costo, sea hidroelectricidad o sea térmica a gas. Al horizonte del 2020, asume que entre los proyectos que conformarían la oferta eléctrica, junto con proyectos hidroeléctricos en ejecución como Chaglla, Cerro del Águila y Pucará, estará la central térmica de Quillabamba con 200 MW. Comparada con la demanda del caso base, esta oferta nos estaría dejando un déficit de generación del orden de 980 MW. EL COES en su proyección al 2020 incluye las etapas siguientes de la central de San Gabán y la central de Molloco que sabemos corren el riego de estar operativas más tarde.
De no concluirse a tiempo los proyectos de generación eficiente tendremos que recurrir a una generación de más alto costo incluyendo la contribución de nuevas centrales solares, eólicas y la que provendrá de centrales a diesel que forman parte de la reserva fría.
Nos preguntamos entonces:
¿Cuánto costaría la electricidad al 2020 en ambos Escenarios?
El costo promedio actual del MWh está en menos de 50 USD. En el Escenario 1, tendremos un SEIN en stress que va a tomar en horas de punta una electricidad cada vez más cara. El Costo Marginal de Corto Plazo estaría alrededor de 200 a 250 USD/MWh. Con el Gasoducto del Sur y el nodo energético, el costo promedio se mantendría probablemente alrededor de 60 USD/MWh.
¿Cuál sería la tasa de crecimiento del PBI que se podría alcanzar con una menor oferta?
El crecimiento del PBI se reduciría a 4% o menos.
¿Qué cantidad de gas natural se requeriría para cubrir el déficit?
Los 980 MW de déficit del SEIN pronosticado por el COES, y los 200 MW de la central térmica de Quillabamba requieren un suministro de gas del orden de 200 millones de pies cúbicos al día (mmpcd), el cual junto con el consumo de la petroquímica y el de otros usuarios deberá ser abastecido por el Gasoducto al Sur.
LA DEMANDA DE GAS NATURAL
Internacionalmente el sector de la energía transita el llamado cic lo de oro del gascic lo de oro del gas . La adición de recursos convencionales y no-‐convencionales (shale gas) y el número creciente de proyectos de LNG permiten pensar que el gas – el combustible fósil más limpio -‐ será el energético clave para la transición energética a cumplirse en las dos o tres próximas décadas. El disponer de gas de bajo costo nos ofrece una gran ventaja de competitividad.
En el proceso de implementación de la Nueva Matriz Energética Sostenible (NUMES), para la década en curso la nueva capacidad de generación debería comprender un máximo número de centrales hidroeléctricas con la diferencia a cubrirse con centrales térmicas al gas. En la década de los 20 a los 30 se tendrá que hacer nuevas centrales hidroeléctricas y algunas centrales a gas en adición, dependiendo que se confirmen en esta década más reservas. Para la década subsiguiente, de los 30 a los 40 se debería poder operar un mayor número de centrales que hagan uso de energías renovables y que cuenten con un back-‐up adecuado de centrales a gas que compense las variaciones que normalmente tienen estas energías.
Un uso más intensivo de gas natural en las próximas décadas no debería significar sin embargo un deterioro del volumen de nuestras emisiones de CO2. Para reducirlas es crucial implementar políticas que reduzcan la deforestación y que aseguren mejoras de eficiencia energética en el sector transporte y en el sector residencial, incluido el beneficio que representa que el GLP siga sustituyendo la leña y otros combustibles tradicionales.
Entre los sectores de rápido crecimiento se proyecta el Gas Natural Vehicular tanto en el centro del país (Lima e Ica) como en los mercados de ciudades que se logre servir por ductos virtuales. En el
MMPCD 20122020 -‐ Escenario 1Sin Gasoducto
Andino
2020 -‐Escenario 2Con Gasoducto
AndinoResidencial-‐Comercial 3 16 17
Vehicular 53 72 73
Industrial 110 160 212
Petroquímico -‐-‐-‐ -‐-‐ 120
Sub Total 166 248 422
sector residencial -‐ comercial se incluye el impacto de proyectos de masificación de gas con gasoductos virtuales.
Una mayor disponibilidad de gas en el sur favorecería la realización de proyectos industriales y mineros y serviría a dar inicio al desarrollo de la petroquímica, elevando el consumo nacional de gas, fuera del sector eléctrico, a 422 mmpc/día. En nuestra proyección suponemos que al año 2020 se pondría en operación una planta petroquímica de base, sea de etileno – polímeros; o de amoniaco – urea/nitratos.
El desarrollo de una nueva infraestructura de transporte es indispensable para satisfacer la demanda del sector eléctrico y de la petroquímica. Sin un nuevo gasoducto la demanda de gas tendría que satisfacerse parcialmente con ampliaciones del gasoducto de TGP; incrementándose la vulnerabilidad del sistema y postergándose el desarrollo del interior del país. La oferta de gas disponible está limitada por la capacidad de los ductos existentes. La última ampliación de TGP permitió alcanzar una capacidad de transporte de 1150 mmpc/día. Se espera llegar con las ampliaciones en el tramo Malvinas – Chinquintirca a 1540 mmpc/día.
Este sería el aporte de los yacimientos de Camisea en el Escenario 1, a lograrse en base a la mayor producción de los lotes 56, 88 y 58. Para alcanzar la oferta de gas requerida en el Escenario 2 debemos contar con un nuevo gasoducto. El Gobierno ha decidido que este sea el Gasoducto al Sur y para ello ha pasado la Ley 29970 y está por lanzar una licitación.
Consecuentemente, el Gobierno debe estar dispuesto a participar en la cobertura de costos adicionales y deberá por lo tanto entender las incertidumbres de los precios en los distintos mercados. En la práctica, el Gobierno tiene un rol central para llevar adelante los procesos de licitación para seleccionar nuevos concesionarios y colaborar en la estructuración de tarifas, precios y esquemas de financiamiento, y con ello balancear geográficamente el acceso al gas, a la generación de electricidad y a oportunidades de industrialización.
En el Escenario 2 la oferta de gas al 2020 debe bordear los 1800 mmpc/día y ser capaz de alcanzar unos 2200 mmpc/día en los años subsecuentes. A más largo plazo, una vez que se disponga de reservas adicionales que puedan sustentar una producción de gas del orden de 2500 mmpc/día por 20 años, se podrá licitar un nuevo gasoducto, esta vez al centro norte del país y posteriormente completar una red nacional de gasoductos.
El consumo del mercado interno más los compromisos de exportación en los próximos años van a demandar 20 TCF, es decir la suma de las reservas de gas probadas y probables al 31 de Diciembre del 2011. Los expertos del sector estiman sin embargo que nuestros recursos de gas son al menos iguales al doble de las reservas actualmente identificadas (40 TCF). Consecuentemente, el Estado debería evaluar las oportunidades que abre la integración gasífera regional. Como parte de ella, una alianza estratégica con Bolivia permitiría a ambos países desarrollar infraestructuras de transporte de gas interconectadas y con ello la posibilidad de encarar proyectos de exportación con compromisos de reservas más seguros en los mercados del Cono Sur dispuestos a pagar mejores precios o en su defecto en proyectos de GNL. Entre Puno y La Paz hay solo 300 Kilómetros.
LA DEMANDA DE PRODUCTOS DERIVADOS DEL PETROLEO
Nuestra proyección al 2020 es que la demanda total pase de 200 mil barriles por día (MBPD) actualmente a más de 250 mil barriles por día.
• El producto cuyo consumo ha aumentado más en la última década es el GGas as LL icuado de icuado de PPetróleo (GLP)etróleo (GLP) a una tasa anual de 11% en promedio. El crecimiento en Lima fue de 5% mientras que en provincias fue por encima del 18%. Proyectamos de manera conservadora que el consumo de GLP continúe en aumento a una tasa inferior (5%), sobre todo en provincias en remplazo de los combustibles biomasa tradicionales.
• Las gasolinasgasolinas en el Perú se expenden innecesariamente en cinco niveles de octano (84, 90, 95, 97 y 98). A mediano plazo podría reducirse estos niveles a dos (90 y 95). En la medida que no se desarrolle una mejor infraestructura vial, ni se construyan mas soluciones de transporte de masas, y el crecimiento del ingreso se refleje en un mayor número de vehículos habrá un aumento del consumo de gasolinas y otros combustibles motor.
• La demanda de turboturbo jetjet – combustible de aviación -‐ debería seguir la tendencia positiva del crecimiento de la economía.
• El dieseldiesel usado tanto en industrias como combustible motor es un combustible clave en la matriz energética. El diesel B5 contiene 5% de biodiesel, y es en su mayoría importado. La norma actual obliga a comercializar en Lima y en algunas ciudades diesel con menos de 50 partes por millón de azufre. La norma sería aplicada en todo el país en el 2016 y por ello la urgencia de las inversiones para modernizar las Refinerías de Talara y La Pampilla.
• Los residualesresiduales han sido casi por completo sustituidos por el gas natural, y se espera tengan un crecimiento nulo.
En nuestra proyección el consumo de combustibles líquidos tendrá el siguiente comportamiento:
LA OFERTA DE COMBUSTIBLES LIQUIDOS
La oferta de combustibles líquidos comprende la producción de las refinerías, loslos condensadoscondensados (GLP, nafta y diesel)(GLP, nafta y diesel) provenientes de las plantas de tratamiento de gas natural y los bio-‐combustibles. La fuente más importante de condensados es la planta de separación de Malvinas cerca a los campos de Camisea, que ha crecido por módulos hasta alcanzar con una última ampliación una capacidad del orden de 1600 mmpc/día.
De aumentarse según el Escenario 2 la producción de gas con la finalidad de abastecer el mercado del Sur se necesitará ampliar una vez más la capacidad de la Planta Malvinas para procesar la producción adicional de los lotes de esta zona (88, 56, 58, y 57).
Además de los condensados, en la oferta de derivados está la producción de las la producción de las refineríasrefinerías . Las tendencias del mercado de combustibles y la calidad de los crudos disponibles obligan a pensar en la urgencia de inversiones para su modernización. Si se desea tener una industria de refinación
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50
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2000 2005 2010 2011 2012 2015 2020
Demanda de productos derivados (MBPD)
Turbo
GLP
Residuales
Gasolinas
Diesel
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MMPCD
Escenario 1 Escenario 2
hay que pagar el costo de estos proyectos, así sean elevados. Políticamente nadie considera aceptable cerrar las refinerías.
Hoy ya es imposible completar al 2016 los proyectos de reducción del azufre en el diesel en nuestras refinerías. Si se desea acelerar los proyectos, habrá quizás que considerar algún soporte de parte del Estado que ayude a financiarlos; soporte que, a fin de cuentas hubiera que pasar a los consumidores. Un incremento a S/. 0.20 por galón del Impuesto Selectivo al Consumo de las gasolinas y el diesel puede generar un fondo, que podría llamarse Fondo del Aire Limpio, que anualmente reditúe entre USD 160 a 200 millones. Es conveniente -‐ de darse esta subvención -‐ que se monitoree cuidadosamente las cuentas de las refinerías de manera a limitar el uso del Fondo a solventar los flujos de caja que permanezcan negativos y que provengan de los proyectos de reducción del azufre. Las normas de calidad de los combustibles seguirán siendo más estrictas y de seguro aparecerán otras aplicaciones para tal Fondo.
Es difícil decidir la creación de un nuevo impuesto por imperceptible que sea. El incremento propuesto representa el 1.5% del precio al público, incremento que a menudo se da por variaciones en los precios internacionales sin que lo note el público consumidor. La dificultad de tomar tal decisión se incrementa con la voluntad expresada por REPSOL de querer vender su parte (51%) en la Refinería La Pampilla y la decisión del Gobierno de dejar que esta refinería siga siendo propiedad exclusiva de privados.
Sumando el volumen de condensados extraídos del gas con la producción de las refinerías podríamos alcanzar una oferta de hidrocarburos líquidos comercializables que en el Escenario 2 se eleve de 270 mil barriles por día a por encima de 350 mil barriles por día al 2020.
Conviene precisar que esta proyección, así como la proyección de la producción de petróleo crudo (desarrollada en la sección que sigue) parten del supuesto que se mantiene la actual política de precios de la energía, así como la actual norma de uso de bio-‐combustibles (7.8% de etanol en las gasolinas y 5% de biodiesel en el diesel). Los esquemas de subsidio restan marginales y las empresas reciben pagos en relación a costos de oportunidad por importación y/o exportación.
El único ajuste de precios al consumidor que convendría hacer, además del Fondo del Aire Limpio propuesto, es un incremento en el precio del gas del lote 88 que mejore la competitividad de las hidroeléctricas y que ayude al financiamiento de los gasoductos y a la puesta en aplicación de programas de ahorro en la industria y el sector transporte.
LA OFERTA DE PETROLEO CRUDO
La producción petrolera declina porque no ha habido un descubrimiento de petróleo importante en los últimos treinta años. Las reservas más importantes con las que contamos son de crudos pesados concentradas en la Selva Norte, que esperan inversiones de confirmación y desarrollo significativas. En el Nor Oeste es muy poca la inversión exploratoria obtenida con los contratos en las diferentes áreas en que se subdividió en los años 90 esta cuenca petrolera. De más de 120 mil barriles al día que producíamos a comienzo de los 90, actualmente producimos 62 mil barriles. Es decir la mitad!
La producción de petróleo corre el riesgo de continuar disminuyendo si no se dan los incentivos para relanzar inversiones en exploración y sobretodo en desarrollo. En todas las áreas productoras del país hay posibilidades de aumentar la producción. En el NoroesteEn el Noroeste empresas como Interoil y Olympic han demostrado que es posible poner en producción áreas vecinas consideradas fronteras en la región. Se puede intensificar la perforación en las áreas tradicionales (Lote 10 – Petrobras), o aun se pueden explorar Horizontes Profundos como en el Lote 31-‐ C Aguaytia. Idem en el Zócalo Continental. El Noroeste espera una decisión crucial: Cómo va a continuar la explotación de los viejos campos que están revirtiendo al Estado, incluido el rol que podría jugar Petroperú?
La opción más importante para incrementar la producción está en la Selva Nortela Selva Norte . . Una explotación integrada de las reservas de crudos pesados traería una contribución muy significativa. Esto en un proyecto que involucre los lotes 1AB, 8 y 64 además de las reservas de PERENCO en el lote 67 y las de REPSOL en el lote 39, y que saque provecho a la infraestructura de transporte que ofrece el oleoducto norperuano.
Vecinos a esta zona hay lotes del lado del Ecuador que están siendo licitados y cuya eventual producción necesita un acceso a los mercados. Petroperú ha concedido la opción de utilizar la capacidad ociosa del Oleoducto y podría poder participar en la licitación asociándose a una empresa privada. Actualmente la selva norte produce menos de 30 MBD de los cuales transitan por el oleoducto 20 a 22 MBD solamente, con lo cual las tarifas han subido y la operación es difícil.
Una buena parte de la responsabilidad de aumentar la producción de crudo esta basculando a manos de PERUPETRO y Petroperú al seguir sin decisión el futuro de los lotes que revierten en el Noroeste, al haberse concretado la cesión de posición contractual de Talisman y Hunt del Lote 64 y estando próxima también la reversión del Lote 1AB – convertido en Lote 192. Este lote es el mayor productor y probablemente también el lote con mas pasivos ambientales.
Predecir la evolución de la producción de petróleo no es fácil. Lo que si en la industria se sabe muy bien que una vez caída la producción de un campo cuesta mucho recuperarla. En el escenario 1, pesimista, al esperarse menos inversiones en todas las regiones se tendrían bajas de la producción. Esto podría revertirse – en especial si Petroperú juega su rol eficientemente y consigue socios que aporten tecnologías y financiamiento – tal cual se muestra en el escenario 2. La producción puede bajar a menos de 50 MBD o puede al 2020, en el caso óptimo, volver a alcanzar los 120 MBD.
RESULTADOS A NIVEL DEL SECTOR
Bajo estas premisas veamos de aquí al 2020 que inversiones se necesitan y que resultados obtendríamos en términos de ingresos (Government Take: suma de regalías e impuestos) y de balanza comercial.
11 -‐-‐ Las inversiones requeridasLas inversiones requeridas en el escenario 2 en el escenario 2 son obviamente superiores a aquellas requeridas en el escenario 1escenario 1 ; la diferencia tal cual muestra el cuadro adjunto es bastante significativa.
0
20
40
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80
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140
MBPD
Escenario 1 Escenario 2
Escenario 1 2
Electricidad Generación 6,700 7,300
Transmisión y distribución 1,700
Gas Upstream 785 2,365
Gasoductos y distribución 500 3,500
Petroquímica -‐ 3,500
Petroleo Upstream 2,684 4,165
Downstream (refinerías) 240 4,000
Total (MM US$) 12,609 26,530
Tomando en cuenta que el Gobierno ha definido su participación como minoritaria en distintos proyectos (aprox. 20% en los lotes que revierten y en el gasoducto al Sur, el nodo energético y la petroquímica) y conservado una responsabilidad de 100% en la inversión de modernización de la Refinería de Talara, el monto de la inversión total a cuenta de las empresas estatales ascendería a USD 5,500 millones en el Escenario 2.
Las inversiones en el sector de la electricidad deberán en su mayoría ser financiadas por empresas privadas. ELECTROPERU por su lado tendrá que contribuir a la construcción de la central térmica de Quillabamba proyecto con un buen avance, y tendrá además una participación minoritaria – en el llamado nodo energético del sur, es decir en las centrales a colocar al final del gasoducto del sur. Adicionalmente conviene que lleve adelante un proyecto que permita la inspección e incremente la confiabilidad de la central hidroeléctrica del Mantaro. ELECTROPERU dispone de recursos financieros propios y puede obtener el financiamiento para desarrollar a tiempo estos proyectos.
La política en vigor deja las inversiones upstream a la responsabilidad de los privados. La participación de PETROPERU será en los lotes que están revirtiendo, de manera minoritaria, sin incurrir en inversiones de riesgo. Aquí preocupan la obtención de licencias ambientales y en las áreas de selva los procesos de consulta previa. Existen empresas dispuestas a invertir en estos proyectos de darse las condiciones fiscales adecuadas y hasta de financiar inicialmente la parte de la empresa petrolera nacional.
En donde se tiene necesidad de mecanismos de financiamiento adecuados es para las inversiones en infraestructuras de transporte y procesamiento. Para los ductos se tiene el régimen de concesión que pasa la responsabilidad del financiamiento a las empresas privadas ofreciéndoles una garantía tarifaria. Al respecto, se espera que se ponga en práctica un régimen de tarifa estampilla única para todo el sistema de ductos tal cual existe para la operación del sistema eléctrico integrado.
Es en el financiamiento de las inversiones en refinerías en que la intervención del Estado aparece como cuasi-‐indispensable, y ello debería encararse cuanto antes. Para la petroquímica el tema sustancial es la definición de las condiciones suministro de la materia prima y la forma en que se construirá las facilidades comunes de un futuro complejo. Para cumplir su rol Petroperú ha recibido, según la Ley No 29970, un aporte de capital de hasta USD 400 millones. Las definiciones corresponden sobre todo a la localización y a la manera en que el estado está dispuesto a facilitar la fijación de precios para las materias primas de manera competitiva, frente a la perspectiva de precios bajos resultante del avance del gas de esquistos.
Sin lugar a dudas es en el sector de la energía en que la inversión pública debe tener un efecto multiplicador. Los privados solos tardaran varios años en implementar proyectos que el país requiere con urgencia.
2-‐ Al haber una menor producción se estaría comprometiendo el Government TakeGovernment Take , es decir de las regalías e impuestos que recibe el país y que se comparten bajo la ley del canon entre el Gobierno Central y los gobiernos regionales y las municipalidades. En el año 2012 los ingresos fueron del orden USD 3,500 millones, sumando las regalías y el impuesto a la renta de las operaciones de producción de petróleo y gas natural. De esta suma, USD 1,120 millones aproximadamente se transfirieron a los gobiernos sub-‐nacionales.
Suponiendo que los precios no cambian, los ingresos provenientes de la producción de hidrocarburos, y con ellos las transferencias del canon aumentarían aun en el 2013 como resultado de la mayor producción de gas y condensados de los lotes 56, 88 y 58 (estructura Kinteroni) y gracias a las inversiones de ampliación de las plantas de Malvinas y Pisco. De ahí en adelante, en el Escenario 1, el Government Take casi no va a incrementarse. Los volúmenes de producción de gas continuarían promediando los 1600 mmpc/día y aquellos de petróleo crudo declinarían; mientras que en el Escenario 2 la mayor producción de petróleo, gas y LGN elevaría el Government Take en más mil millones de dólares. Mientras que el escenario 1 las rentas en los anos subsecuentes continuarían a disminuir en el escenario 2 las rentas seguirían en aumento. La perspectiva del sector eléctrico en el Escenario 1 apunta a una electricidad más cara y a una posible falta de electricidad que de hecho tendrá un impacto sobre el crecimiento de la economía. La perspectiva del sector hidrocarburos apunta a obtener menores ingresos, con lo cual al disponerse de menos se hace más difícil repartir, y esto se traduciría en un deterioro del clima social. De continuar en el Escenario 1 estaríamos postergando la posibilidad de descentralizarnos y de empezar a crecer de manera armónica a nivel nacional.
33 -‐-‐ La balanza comercialLa balanza comercial del sector energía está actualmente en posición de superávit con la contribución de las exportaciones de gas licuado; pero podría en los años que restan a esta década caer a una posición de déficit si no se logran sacar adelante los proyectos claves del sector.
Si la exportación de gas no aumenta o no se logra mejores precios y seguimos sin relanzar la producción de crudo y gas natural y no modernizamos las refinerías tendremos que afrontar una caída en la balanza comercial de cerca de USD 3,500 millones al año pasando del confortable superávit actual a un costoso déficit.
Tal deterioro – resultante de pasar del Escenario 2 al 1 -‐ tendrá un efecto mayor en la posición macro-‐económica del país, haciendo que baje nuestra cotización frente a las instituciones crediticias y que se encarezcan las tasas de interés en general de algunos puntos.
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1000
2000
3000
4000
5000
2012 Escenario 1 Escenario 2
2020
MM US$ Goverment Take
Regalías -‐ Petróleo Impuestos -‐ PetróleoRegalías -‐ Gas Natural Impuestos -‐ Gas Natural
¿QUE NOS FALTA?
Por qué Colombia y Brasil están logrando aumentar su producción de petróleo y gas, y por qué Venezuela, Bolivia, Argentina y Ecuador con recursos geológicos tan o más significativos no logran aumentar su producción.
¿Por qué con los recursos geológicos, con las posibilidades de financiamiento de fuentes tanto privadas como públicas no logramos apuntar más decididamente al Escenario 2?
Además de declaraciones de voluntad política del Gobierno y de leyes y reglamentos que han aparecido últimamente, hace falta (i) un plan sectorial cuya preparación sea una práctica institucionalizada con participación privada, y (ii) elevar la capacidad del Estado para asociarse con las empresas de manera creativa, sin temores ingenuos de corrupción, sacando el máximo de provecho de los recursos que disponemos y de las posibilidades de financiamiento que hoy se nos ofrecen.
Estamos en L&Q convencidos que si se puede! Nos rehusamos a pensar que lo único que nos queda es aceptar pasivamente que el sector de la energía evolucione en el Escenario 1. Pensamos que el Escenario 2 no solo es deseable sino que es muy posible de alcanzar.
Es así que proponemos para la discusión tres temas:
1-‐ Hace falta una alianza con las empresas privadas serias que desean invertir en el país, en especial con aquellas dispuestas a tomar riesgos geológicos y riesgos comerciales. Institucionalizar y poner en práctica un mecanismo de planificación concertada donde el Estado y el sector privado examinen las mejores decisiones técnicas y establezcan los consensos que hacen falta. En L&Q estamos convencidos que apoyar a que a esto se logre es parte de nuestro compromiso como firma consultora dispuesta a servir al país.
2-‐ Tenemos que convertir a nuestras empresas estatales en instrumentos que agreguen sistemáticamente valor a nuestros proyectos. La inversión pública cumple en este sector un rol multiplicador. En cada uno de los segmentos de la industria en lugar de pasar días discutiendo en cómo cumplir con la Constitución, especulando si se está respetando el rol subsidiario definido por la constitución y leyes de hace más de 20 años; debemos pasar al pragmatismo y examinar cómo en el sector eléctrico, o en el upstream y en el downstream petrolero o en la petroquímica un ELECTROPERU y un PETROPERÚ reforzados pueden hacer que los proyectos avancen y que se tengan mayores utilidades, tanto para beneficio nacional como para las empresas que arriesguen con ellas.
De hecho un pre-‐requisito aquí es exigir a las empresas estatales un estricto cumplimiento de normas de buen gobierno corporativo y dotarlas de directorios independientes y de un personal calificado – que se tenga que atraer no solo en base a buenos sueldos sino igualmente en base a un trato más considerado.
3-‐ Necesitamos finalmente un entendimiento de ancha base entre ambientalistas, autoridades de gobiernos regionales y municipales, sociedad civil y otras partes interesadas en un manejo adecuado de los impactos socio-‐ambientales. Estamos seguros que en adelante las reglas ambientales solo van a ser más estrictas y vamos a tener que brindar respeto y una compensación cada vez mayor a las comunidades con las cuales conviven nuestras operaciones. Es también tarea del Estado representado por gente calificada y con capacidad de dirimir para que esto se logre. Pretender que de aquí en adelante todos los proyectos se ejecutarán bajo estándares ambientales y sociales estrictos a nivel óptimo es una utopía costosa que corre el riesgo de seguir paralizando las inversiones. Necesitamos aplicar criterios para asegurar la transición y dar tiempo para que se eleve el nivel de las autoridades en los distintos ámbitos del Gobierno. Las políticas ambientales solo tienen sentido si se aplican dentro de una estrategia de largo plazo.
Lima, 3 de Junio 2013
