Escribe. Ing.
César Gutiérrez Peña (*)
El
2012, el gobierno tuvo el mérito de estructurar el esquema del hoy en
construcción “gasoducto sur peruano” (GSP). El principal cambio estructural fue
crear condiciones de demanda en el extremo costero del gasoducto, mediante la
creación del “Nodo Energético del Sur”, con una potencia efectiva de 1.000 MW,
en dos unidades de 500 MW, cada una, con derecho de ejecutarlo con una
ampliación de capacidad del 20%, que los ganadores Kallpa y Enersur, lo han
ejercido, estando previsto que el primero efectivice su operación comercial
(POC) en marzo del 2016, mientras que el segundo está programado para la POC en
mayo del 2017.
El
esquema en teoría es impecable, pero solo será un buen deseo si es que no se
garantiza el abastecimiento del energético. La intención estatal desde un
inicio fue de otorgar la certeza que se contaría con él, es más, en las
versiones del contrato del GSP, en plena licitación, hubo un anexo para tal
fin. Sin embargo, ahora grande es la sorpresa que en lugar de una garantía se
tenga tan solo un “Acuerdo de Entendimiento entre Electro Perú y los
productores del lote 88”. En este documento queda clarísimo que los
productores, liderados por sus accionistas, Pluspetrol Perú Corporation SA y
Pluspetrol Camisea, no se comprometen a nada. La gran interrogante es ¿por qué
hay esta actitud de los productores? Para responderse hay que analizar diversas
aristas.
La
primera duda es la disponibilidad de reservas de GN, es decir que exista la
cantidad de gas necesario para abastecer por lo menos el volumen de 500
millones pies cúbicos diarios (MMPCD) en un período de 30 años, eso significa
que deberían haber no menos de 5.5 TCF disponibles. Ante tanto anuncio de
decenas de trillones de reservas, ¿qué hacen los Ministros de Energía y Minas
de turno?
La
segunda interrogante es la capacidad de la planta de separación de Malvinas, su
capacidad actual es de 1.680 MMPCD y su producción de 1.259 MMPCD, según los
reporte del operador Pluspetrol Perú Corporation SA. Esto significa que la
disponibilidad no usada en la planta es tan solo 421 MMPCD, cantidad insuficiente
para los 500 MMPCD que se ha comprometido garantizar para el sur.
La
tercera interrogante será el comportamiento del precio, teniendo en cuenta que
existe una fórmula de actualización vigente desde noviembre del 2011, que
reemplazó a la que se planteó a la firma original del contrato en diciembre del
2000. La fórmula actual utiliza dos variables de inflación americana; una
referida a la maquinaria de la industria de oil & gas y otra referida a
combustibles y productos relacionados a la generación. Lo destacable es que en
cuando se hizo la modificación contractual en el 2006, se planteó que en el
2013-2017, el crecimiento tope de los precios actualizados por la fórmula no
debería exceder el 7% anual. El tema es ¿qué ocurrirá a partir del 2018? El
análisis en los últimos 10 años, nos muestra que entre el 2006 y el 2009, los
precios del GN en el Perú, estaban muy por debajo del mercado relevante, pero
de allí hacia delante ha ocurrido lo inverso, mientras que el precio
internacional se cayó; en nuestro país, debido al relacionamiento a las
variables mencionadas de inflación americana, se hizo un reajuste anual del
orden del 3%, al alza. A la fecha, el precio en Perú es de 3.20 US $/MMBTU
mientras que en el mismo período ha sido de 2.83 US $/MMBTU en el HH. Así que
los productores no tienen razones para la queja en este punto, y la tendencia
en el largo plazo debería ser la misma que la actual.
En
conclusión, no hay razón valedera para que Proinversión haya reculado de una
garantía de abastecimiento a un acuerdo de entendimiento, que son varias
páginas de buenas intenciones pero con declaración explícita de no haber
compromiso alguno.
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(*) Expresidente
de Petro Perú.
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