EL BALON DE GAS A 12 SOLES por Juan M. Cayo

Hasta el día de hoy sigue habiendo una confusión mayúscula a nivel del “peruano de a pie” y de otros ciudadanos supuestamente bien informados (incluyendo muchos políticos) acerca de la diferencia entre el gas licuado de petróleo (GLP) y el gas natural (GN). El GLP es una mezcla de dos hidrocarburos, propano y butano que se envasa a presión en balones y se vende por todo el país sobre todo para uso doméstico (cocinas y termas), industrial y vehicular. El GN en cambio es un hidrocarburo gaseoso mezcla de metano y etano, que solo se puede distribuir por cañería (se puede comprimir y comercializar en líquido pero sólo para volúmenes muy grandes). Este es el gas que se extrae desde la selva de Camisea y que se transporta por ductos hasta Lima y que se distribuye por cañerías a casas e industrias. Se trata pues de dos “animales” distintos.

El GN proviene directamente desde los campos en Camisea y se transporta por un ducto hasta Lurín, desde donde el distribuidor de gas natural (Cálidda) distribuye a sus clientes en Lima y Callao. En el caso del GLP, éste tiene dos fuentes de producción: el GLP se puede producir a partir de la refinación de petróleo que es como lo obtienen las refinerías nacionales (La Pampilla propiedad de Repsol y Petroperú) o también se puede obtener a partir de los líquidos que se extraen junto con el gas de Camisea. Cuando se extrae el gas de Camisea, junto con el gas seco se extraen otra serie de hidrocarburos líquidos (propano, gasolinas en estado natural, diesel) que se transporta por un poliducto hasta Pisco donde está la planta de fraccionamiento de Pluspetrol donde – como su nombre indica – se fraccionan los distintos líquidos para su posterior venta en el país y en el exterior.  Entonces, actualmente en el Perú, Pluspetrol (operador de Camisea) es el principal productor de GN acompañado de productores locales más pequeños como Aguatía en la selva central y Olympic en Piura. En el mercado de GLP también Pluspetrol es el principal productor (a partir del fraccionamiento de los líquidos de Camisea), siendo Petroperú y La Pampilla otros dos importantes productores pero estos dos obtienen el GLP a partir del proceso de refinación de petróleo crudo.

Ahora bien, ¿cómo se fijan los precios de estos hidrocarburos? De acuerdo a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, los precios de los hidrocarburos en el Perú se fijan por el libre juego de la oferta y la demanda. La única excepción es el GN proveniente de Camisea que tiene un precio regulado para sus distintos usos (eléctrico, industrial, vehicular, etc.). En el caso particular del GLP, los productores son dueños de su GLP y pueden fijar el precio que deseen en un ambiente de total libertad de mercado. De esta manera, Pluspetrol, Petroperú y La Pampilla fijan el precio que quieren y compiten por venderle a los envasadores de GLP quienes compran el GLP a granel y lo envasan para su posterior comercialización en balones.

Se menciona que Pluspetrol abusa de una posición de dominio en el mercado al ser el mayor productor de GLP (proveniente de los líquidos de Camisea). Lo cierto es que Pluspetrol tiene el menor costo de producción y fija su precio en relación al precio que fijan sus competidores Petroperú y La Pampilla que tienen costos más altos al producir GLP a partir de petróleo. Eso no tiene nada de extraño y es lo que haría cualquier empresa que tiene menores costos de producción que su competencia. Pero el poder de Pluspetrol está acotado: en un mercado de libre importación, Pluspetrol tiene un límite natural que viene dado por el precio de importación de GLP. Empresas como Zeta Gas importan directamente el GLP del mercado internacional y por tanto, Pluspetrol no puede alejarse de tales precios a riesgo de perder mercado. Hay que señalar también que la cadena de comercialización en GLP es larga y por ello a menudo una reducción en el precio a nivel de productor no se traslada al consumidor final porque se queda en el camino entre los varios agentes comercializadores mayoristas/minoristas existentes.

Entonces, cuando se anuncia que el balón de gas bajará a 12 soles ello me genera mucha preocupación pues bajo el marco legal/regulatorio y la estructura de mercado vigente es IMPOSIBLE tener balones de gas a 12 soles. Veamos por qué:

·         Precios libres. – Ley Orgánica de Hidrocarburos dice claramente que los hidrocarburos tienen precios libre, y por tanto, el Gobierno no puede fijar un precio para el GLP o cualquier otro combustible, a menos que cambien la Ley para lo cual requieren mayoría calificada en el Congreso.

·         Estado no es dueño ni operador de campos/plantas de GN ni GLP (sólo marginalmente a través de Petroperú).- Este ha sido el elemento fundamental de la reforma de la explotación de los recursos naturales llevada a cabo en la década del 90’.   A menos que se opte por estatizar Camisea y el resto de la industria refinera no hay forma que el Estado pueda controlar el precio del GLP.

La única alternativa bajo el actual marco legal para obtener un balón de GLP a 12 soles es que el Estado subsidie todo el consumo de GLP (hoy día ya se subsidia marginalmente a través del Fondo de Combustibles). ¿Cuánto costaría este subsidio? Haciendo números gruesos: para que un balón de 10 kg. baje de S/.32 a S/.12 habría que subsidiar 2 soles por kilo. Como en el Perú se consumen unos 870 millones de kilos de GLP al año, esto representa unos US$ 622 millones anuales. Creo sinceramente que hay mejores usos para esos US$ 622 millones (0.43% del PBI) que un subsidio indiscriminado a un commodity.  En Bolivia el balón de GLP cuesta - al cambio – alrededor de 12 soles gracias a un subsidio monumental y precios congelados desde el 2004. ¿Cuál es el resultado de esto? Que Puno y el sur del Perú gozan de este GLP subsidiado mientras que en Bolivia incluso escasea a menudo el GLP porque el contrabando hacia el sur del Perú es incontrolable, merced a este diferencial de precios.

Ahora los voceros de Gana Perú están diciendo que nunca se dijo lo del balón de gas sino que se referían al GN...aún cuando todos hemos visto, leído y oído que se hablaba claramente del GLP e incluso se decía que el gas no bajaba porque estaba en manos de extranjeros (Pluspetrol y el resto del consorcio  de Camisea) y no del Perú (supongo que referían a Petroperu). [Nota al margen: Además, si se hubieran referido al GN… ¿de qué unidad estarían hablando? ¿El metro cúbico, el pie cúbico, el millar de BTU? ¿Qué? Si hoy mismo, el gas natural se vende en los grifos a S/.1 sol por metro cúbico… entonces qué es lo que bajaría a 12 soles (¿?)]

En suma, el tema del gas y del GLP se ha venido manoseando durante mucho tiempo, las campañas de desinformación y las verdades a medias han marcado una discusión muy politizada a lo largo de los últimos años. Lo que está detrás de todo esto es el afán (de algunos políticos) de que el Estado retome el control directo de los recursos naturales y la modificación definitiva de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, así como la nacionalización de Camisea y su control por parte de Petroperú. Si ese es el camino para cumplir con la promesa electoral del balón de gas a 12 soles, entonces no quiero gas barato.

LA AGENDA GASIFERA DEL PROXIMO GOBIERNO por Juan M. Cayo

Al próximo gobierno le toca resolver asuntos pendientes y urgentes en el tema gasífero.  A continuación propongo una agenda de temas a resolver o definir que resultan fundamentales para promover el desarrollo sano y sostenible de esta importante actividad:

1.       Ratificación del modelo de desarrollo establecido en el Ley General de Hidrocarburos (LGH).

Para empezar, el próximo gobierno debería ratificar que el modelo de la LGH – basado en la iniciativa privada, la propiedad y libre disponibilidad del recurso por parte del concesionario, libertad de precios de los combustibles, rol promotor y regulador del Estado cuando es necesario, etc.  – es el modelo a seguir. Los ajustes que sean necesarios deben darse dentro de este marco y no cambiarlo.

2.       La exportación de gas y el abastecimiento del mercado interno

Problema: Hoy existe un aparente dilema entre la exportación de gas y la necesidad de abastecer el mercado interno. Desde el punto de vista legal, tal dilema no existe pues tanto la LGH  como las leyes que regulan a los lotes 88 y 56 (Camisea) son claras en el sentido de que el contratista siempre puede disponer libremente del recurso extraído y lo puede exportar. Camisea es el único caso en que la Ley establece una restricción: solo se puede exportar luego de haber garantizado el abastecimiento del mercado interno, pero nada restringe a todos los demás lotes del territorio nacional de proceder a la exportación y no se exige ningún ejercicio de comparación contra la demanda interna. El concepto de “garantía de abastecimiento” involucra en principio a todas las reservas del país y no sólo debería aplicarse a un lote en particular.

Propuesta: Urge disponer la obligación de abastecer el mercado local como condición previa a todo contrato de exportación para cualquier lote en el territorio nacional. Es decir, hace un espejo de la Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural (hecha expresamente para el lote 88 y 56) y extender ese principio a todos los demás lotes en el país. La condición de “garantía de abastecimiento” debe ser la vigente actualmente, es decir, se contrasta contra la proyección de la DGH al momento de firmarse cada contrato de exportación y ello fija el derecho en el concedente. De manera que cada sucesivo proyecto de exportación debe requerir realizar el mismo ejercicio de contrastación que hizo Camisea. De esta manera, la proyección de la demanda se convierte en un parámetro móvil (como era su espíritu original) y se garantiza siempre el abastecimiento adecuado del mercado nacional pero no se afecta al exportador que ya obtuvo su derecho, sino a los nuevos exportadores (es decir, a la oferta marginal).

3.       Resolver las distorsiones del mercado: lote 88 vs. el resto

Problema: El mercado interno de gas está sumamente distorsionado y esto se debe a cómo el Estado diseñó su estructura. El principal operador del país (Consorcio de Camisea) es el único operador que tiene un régimen de excepción a la LGH: (i) no dispone libremente del recurso sino que debe priorizar el mercado doméstico antes de proceder a exportar; (ii) tiene precios fijados en su contrato. En cambio, todos los demás operadores existentes no solo pueden hacer con el gas lo que quieran, sino que gozan de precios libres. Esta es una profunda distorsión porque genera un mercado multi-monopólico. Debido a las restricciones físicas de transporte y distribución, el mercado de gas genera varios pequeños monopolios locales (caso Olympic en el norte y Aguaytía en la Selva Central), que no compiten uno con el otro. Sin embargo, sus clientes  -particularmente industriales y eléctricos - sí compiten entre ellos y pueden verse muy afectados por el poder de mercado que cada monopolio local pueda ejercer. En el caso del área de Camisea, el próximo agente entrante – digamos Repsol – se va a convertir prácticamente también en un monopolio, pues en la medida que el consorcio Camisea comprometa la venta de todas sus reservas, Repsol se erigiría en la práctica como un agente monopolista, pues no tiene competencia real. Pero además, mientras Camisea tiene un precio regulado, el nuevo monopolista tiene precio libre.  

Propuesta: Urge reconocer que el mercado de gas en el Perú es un mercado muy distorsionado, con competencia prácticamente inexistente, clientes cautivos, con soluciones alternativas muy costosas (costos de reversibilidad) y declarar el fin a la libertad de precios para el mercado local.  Una Ley debería establecer que el precio en boca de pozo de toda venta de gas natural para el mercado interno será regulado con precios máximos de la misma forma como se regula los precios del lote 88. Si se quiere vender localmente para usos eléctrico, industrial, vehicular o residencial se atiene a precios regulados. Todo otro uso (LNG, exportación por ductos, petroquímica, etc.) sigue teniendo precio libre. Obviamente, los contratos existentes tendrían la opción más no la obligación de migrar tales contratos a este nuevo régimen, pero todo nuevo contrato que ellos realicen deberá regirse por los precios regulados. Cabe anotar que esta regulación de precios no debería ser permanente. Cuando el mercado de gas se encuentre en una etapa de mayor madurez y se cuente con una red interconectada de gasoductos a nivel nacional que permita a varios ofertantes ofrecer el gas bajo un marco de competencia y donde los usuarios pudieran optar entre más de un ofertante, entonces se podrían dar las condiciones para una desregulación del mercado.

4.       Resolver el tema de las regalías de la exportación

Problema: Hay un Decreto Supremo que dice que las regalías de exportación no pueden ser menores que las pagadas en las ventas para el mercado interno. De acuerdo a la última modificación del contrato del Lote 88, se establece que las regalías por el gas natural destinado a la exportación se pagarán en base a un porcentaje que se encuentra en función del precio del gas en el mercado internacional valorizando el gas al mayor valor entre el Precio Realizado (PR) y el Valor Mínimo de Valorización (VMV). El PR es el precio real al cual el consorcio de Camisea le vende el gas a la planta de LNG y se determina descontando al precio de referencia en el mercado internacional “Henry Hub” (precio del gas natural en la Costa del Golfo), los costos de distribución, transporte y regasificación en el punto de destino, el transporte marítimo del LNG, el costo de embarque y licuefacción y el costo transporte por ducto de Camisea a la Costa. El VMV es un valor piso de referencia para cada nivel de Henry Hub (HH).  Para efectos de la regalía, se toma el mayor valor entre el VMV y el PR y se le aplica el porcentaje de regalía. Este porcentaje se establece en función del precio del mercado internacional tomando como base el “Henry Hub” de acuerdo a los siguientes valores: (i) si el HH es menor o igual a US$ 4/MMBTU la tasa de regalía es de 30%, (ii) si el HH es igual o mayor a US$ 5/MMBTU la regalía es 38%, (iii) para el rango entre US$ 4 y US$ 5 se extrapola el porcentaje. Con el hallazgo de nuevas reservas de gas en EEUU y otras partes del mundo, los precios del gas natural se han  desplomado. Por tanto, a los precios de hoy - alrededor de US$ 4/MMBTU - la regalía es del 30% y se aplica sobre un precio bajo, con lo cual el ingreso fiscal por la exportación termina siendo mucho menor que el cobro de regalías por la producción destinada al mercado interno (US$ 0,16 vs US$0,63 aproximadamente).

Propuesta: El precio de referencia internacional fluctúa alrededor de los precios internos sin ninguna posibilidad de manejo por parte del Gobierno y por tanto, no tiene ningún sentido pretender que el monto de regalías por exportación deba ser igual o mayor al monto de regalías internas. Lo que sí parece razonable es que el porcentaje de regalías no deberían en ningún caso ser menores a las del consumo interno (37,24%).  Se propone establecer regalías flat del 38% para cualquier exportación de gas proveniente de lotes con las reservas probadas (56 y 88). Esto no podría ser una modificación en la Ley ni un DS pues no tienen efecto retroactivo, así que hay que lograrlo por la vía de la negociación con el Consorcio, negociación que está en curso y que debería terminar satisfactoriamente pero en estos términos, fijando porcentajes y no montos.

5.       Resolver el problema de los precios para generación eléctrica

Problema: Actualmente, los precios del gas proveniente del lote 88 para la generación eléctrica se encuentran en niveles muy bajos y ello genera distorsiones: (i) es un factor que imposibilita el desarrollo de plantas hidroeléctricas, pues no pueden competir con el gas barato [Nota: últimamente se está promoviendo hidroeléctricas pagándoles un sobreprecio por su energía frente a otras tecnologías, con lo cual se pretende arreglar una distorsión con otra distorsión…], (ii) desincentiva la construcción de plantas térmicas de ciclo combinado (CC) frente a las más ineficientes plantas de ciclo abierto (CA), pues la ganancia de eficiencia del CC no compensa su mayor inversión al precio actual del gas. Por tanto, se fomenta el uso ineficiente – despilfarro- del recurso gasífero en plantas de menor eficiencia técnica.

Propuesta: Es necesario ir corrigiendo esta distorsión haciendo que el precio del gas para la generación eléctrica vaya alcanzando un nivel más acorde con su real valor económico. Se propone imponer un cargo adicional para el precio en boca de pozo del gas destinado a la generación eléctrica para acercar su precio al valor real económico. Los recursos provenientes de este cargo se podrían destinar exclusivamente a un Fondo de Promoción del Transporte de Gas que promueva el crecimiento de la red nacional de ductos mediante distintos mecanismos como garantías de red principal, por ejemplo.

6.       Resolver la problemática del transporte

Problema: El Perú necesita incrementar tanto la capacidad de transporte en el ducto actual de Camisea, así como construir una red de gasoductos regionales que abastezcan de gas el resto de territorio nacional (actualmente sólo Lima goza de este beneficio). En el caso de los ductos regionales, el Gobierno ha promovido la construcción de ductos al Sur (Cusco, Ilo y Puno) y se habla de futuros ductos hacia el Centro (Huancayo) y Norte (por la costa hasta Trujillo).   El problema es que el marco legal actual no asegura la rentabilidad de los ductos regionales ni que exista demanda suficiente para hacerlos viables.  Un tema que se requiere solucionar es el de las tarifas de transporte. El ducto de Camisea tiene una tarifa de transporte de US$ 0,89 por MMBTU, pero los nuevos ductos, particularmente el de la Sierra Sur tendría un peaje mucho mayor por tratarse de un ducto “caro” que no sólo es largo sino que atraviesa la selva, la cordillera y que además tiene ramales hacia Puno, Cuzco e Ilo. Si la tarifa requerida para hacer viable este ducto fuera – digamos US$ 1,40 por MMBTU – surge la pregunta de ¿qué industria se va a localizar al final del tubo para competir con la industria en la zona de Lima? ¿Será posible que una central térmica pueda pagar un precio de transporte mucho mayor que las establecidas en Lima y competir con las plantas que usan el ducto más barato de Camisea? ¿O que se instalen plantas de industria petroquímica y compitan en igualdad con plantas que se construyan el Pisco y que usen el ducto a Lima?

Propuesta: Urge modificar el marco regulatorio del transporte de gas para ir hacia un esquema de tarifa estampilla (es decir, independiente de la distancia transportada) y única a nivel nacional por un periodo de - digamos- 20 años. De esta manera, se socializan los mayores costos de los ductos regionales y permite nivelar el terreno entre las industrias o plantas que se instalen en el país, independientemente de su localización, y por tanto, independientemente de cuál ducto estén utilizando. De esta manera, cada nuevo ducto genera un recálculo de peajes de transporte sobre todos los demás ductos existentes, igualando automáticamente el peaje de transporte a nivel nacional. Pasado este periodo de 20 años, se podría empezar a desregular progresivamente, transitando hacia un esquema de peaje por distancia. En consecuencia, si alguien quisiera construir un ducto “caro” su costo ya no sería cargado a todos los usuarios del sistema sino solo a los usuarios directos en función de su localización geográfica.

[Nota: Pido disculpas por lo extenso del post, pero quería decir muchas cosas y explicar algunos antecedentes para los que no están familiarizados con estos temas.]

PARCHANDO LOS ERRORES DE LA REGULACION EN EL SECTOR ELECTRICO por Juan M. Cayo

Cuando sobreviene una crisis en el sector eléctrico, generalmente - diría que en un 95% de los casos - hay que buscar las causas en errores en la regulación de precios. Los precios deberían reflejar la escasez relativa de los recursos y en un mercado totalmente libre - casi por definición - no ocurrirían crisis en la medida que los precios se ajustaran para brindar las señales adecuadas a los inversionistas y a los consumidores.  En el Perú, la reforma eléctrica ya cumplió la mayoría de edad - se inició en 1992 - y a pesar de contar con una regulación moderna, el sistema eléctrico peruano no ha estado exento de problemas y episodios de cuasi-crisis. Y todas han estado estrechamente relacionadas a deficiencias en la regulación de precios, ya sea en el propio marco o en su aplicación.

Tomemos un primer ejemplo: la sequía de inversión en transmisión de los años 90’s. Luego de la promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) a fines de 1992 y su posterior reglamentación, se esperaba que el nuevo marco de promoción de la iniciativa privada atrajera inversionistas para expandir y reforzar el sistema de transmisión eléctrico del país, una condición necesaria para contar con un sistema eléctrico confiable y eficiente. Sin embargo, el marco de la LCE no era adecuado para promover inversiones pues le otorgaba al regulador (CTE luego Osinerg hoy Osinergmin) demasiada discrecionalidad para revisar las tarifas de transmisión, reclasificar líneas y valorizarlas.  De manera que la percepción del “riesgo regulatorio” era muy alta. En consecuencia, nadie invertía en líneas de transmisión. ¿Cuál fue la solución? Sacarle la vuelta a la Ley a través del recurso de Proinversión que tenía entonces  - y hasta ahora mantiene - poderes exorbitantes para hacer y deshacer al margen de las leyes sectoriales en el Perú. Es así que Proinversión le sacó las castañas del fuego al Ministerio de Energía y Minas a través de los famosos contratos BOOT (Build, Operate, Own and Transfer) que permitieron atraer inversionistas bajo esquemas ad-hoc, fuera del marco de la ley general. Gracias a estos procesos, se construyeron todas las líneas de transmisión importantes de la última década y gracias a otro recurso ad-hoc, los contratos RAG (Remuneración Anual Garantizada) se concesionó casi el 100% del sistema de transmisión a operadores privados (en realidad la mayor parte del sistema la opera ISA que es una empresa pública de Colombia). Finalmente, en la reforma eléctrica del 2006 se reconoce que estos esquemas BOOT y RAG son los mejores para atraer inversión y se les hizo parte de la ley general.

Segundo ejemplo: la crisis de contratos regulados del 2004-2006. Cuando las tarifas reguladas que reciben los generadores se alejan mucho de los precios que reciben en el mercado mayorista (spot), entonces los generadores van a preferir vender en el mercado mayorista antes que venderle a los distribuidores a precios regulados. Osinergmin nunca ha querido reconocer que presionaba hacia abajo los precios regulados (la llamada “tarifa en barra”) con el consiguiente desincentivo a las empresas generadoras, que no solo dejaban de invertir sino que dejaban de venderle energía a las distribuidoras.  Como las distribuidoras no podían dejar de servir a sus clientes (millones de usuarios del servicio público de electricidad como nosotros), empezaron a retirar energía del sistema sin contratos, y como nadie quería reconocer esa energía como suya - pues al hacerlo se les imponía la tarifa regulada - en la práctica no había a quien pagar por la energía retirada. En consecuencia, se rompió la cadena de pagos del sector eléctrico y se estuvo al borde de una crisis de mayúsculas proporciones. [Nota al margen: en plena crisis de contratos (allá por el 2005) cuando se discutía cómo salir del problema, Osinergmin redujo el precio de la potencia que se paga a los generadores, echando más leña al fuego (!) Claro que sólo aplicaron la fórmula pre-establecida, pero ello demuestra la desconexión entre la regulación y la realidad que se vivía entonces.]

La solución a esta crisis desembocó en la reforma del 2006 en la que se introdujeron las licitaciones de energía para el mercado regulado, con el fin de tener cada vez más un precio que refleje condiciones de mercado y cada vez menos un valor fijado administrativamente. Sin embargo, la reforma del 2006 dejó abiertas dos “ventanitas” para que prosiguieran los errores regulatorios. Primero, el regulador mantenía la potestad de fijar el precio tope de las subastas (lo cual es razonable en un mercado oligopólico como el nuestro). Lo que pasó en muchos casos, es que Osinergmin impuso precios tope muy bajos que ocasionaron que muchas de las subastas realizadas entre el 2006 y 2009 resultaran desiertas total o parcialmente. Y segundo, se excluyó de las licitaciones el precio de la potencia que seguiría siendo fijada administrativamente y no sería sometida a subasta.

Desde hace años se le ha venido diciendo al regulador que la remuneración de la potencia es insuficiente. En teoría, la remuneración de la potencia debería ser suficiente para recuperar el capital de una nueva planta térmica aunque no genere electricidad nunca y sea simplemente una planta de reserva. En la práctica, esto no sucede y por tanto, en los últimos años ha habido una falta de inversión en nuevas plantas de generación que sirvan de reserva eficiente. Pero no solo es un tema de nivel de precio sino también de incertidumbre, pues el regulador revisa anualmente ese pago de potencia que reciben todos los generadores en el país. ¿Cuál ha sido la solución más reciente a este problema? Pues el Ministerio de Energía y Minas ha procedido a convocar (a través de Proinversión, otra vez) a una subasta para construir plantas de reserva fría en Talara, Puerto Eten e Ilo. El “caramelo” de estas licitaciones es que el inversionista puede ofertar el precio que quiera para el pago de potencia y el precio resultante además, estará estabilizado por el plazo del contrato (20 años). En esta licitación  se adjudicó tanto la planta de Talara (EEPSA) como la de Ilo (Enersur) a un precio de potencia de 31% y 21% por encima de la remuneración de potencia del régimen general, respectivamente. De manera, que nuevamente las deficiencias de precios regulados no se arreglan de la manera natural: subir el pago por potencia del régimen general, sino a través de una medida de parche que tienen el inconveniente de crear un régimen paralelo y discriminatorio. Ahora sólo dos empresas tendrán un pago de potencia más alto y estable, mientras el resto de las decenas de plantas generadoras existentes seguirán recibiendo el pago determinado por Osinergmin.

¿Hasta cuándo vamos a seguir parchando errores con soluciones de corto plazo que al crear tratos discriminatorios pueden generar incluso mayores problemas en el futuro? ¿Hasta cuándo vamos a seguirle “sacando de vuelta” al régimen general creando legislaciones paralelas vía Decretos de Urgencia para solucionar problemas que debieron solucionarse mucho antes por la vía correcta? Lo sano es aceptar que si hay falta de capacidad instalada, las tarifas deben subir para atraer inversiones, pero para todos no para unos cuantos.

¿Cuál debe ser la cuota para las energías renovables en el parque generador de electricidad? por Raúl García Carpio

Actualmente, una de las preocupaciones a nivel mundial es el tema del cuidado al medio ambiente. La actividad de generación eléctrica, junto con la actividad de transporte y otros procesos industriales, son los mayores contribuyentes a la contaminación ambiental. Es por ello que en los últimos años, se han implementado una serie de políticas públicas destinadas incorporar consideraciones ambientales en los diferentes sectores, particularmente, en el sector energético, tales como la cuota del 5% fijada por el MINEM para las energías renovables no convencionales en el parque generador peruano (eólicas, fotovoltaica, biomasa, geotérmica y centrales hidroeléctricas pequeñas) o la obligatoriedad de la mezcla de la gasolina y el diesel con biocombustibles. Sin embargo, encontrar justificaciones técnicas de estas medidas no es algo usual debido en parte a la complejidad de estos problemas y surge la interrogante si este tipos de medidas tienen un costo – beneficio positivo para la sociedad.

En este sentido, en discusiones con la Alta Dirección de OSINERGMIN, se consideró necesario realizar un análisis de hacia donde debería orientarse el parque generador de electricidad si se introducen los impactos ambientales, lo cual servirá para seguir discutiendo y evaluando las políticas que ya se vienen implementando en el sector. Este análisis se presenta en el Documento de Trabajo Nº 28 de la Oficina de Estudios Económicos de OSINERGMIN elaborado por mí conjuntamente con Raúl Pérez – Reyes y Tatiana Nario.

En este documento, que seguramente es perfectible y generará alguna discusión, que se debió quizá realizar antes pero nunca es tarde, se intenta una primera aproximación metodológica que permita calcular el parque generador óptimo incluyendo costos sociales para analizar el espacio de diferentes tecnologías de generación. Para ello, primero se valorizaron las externalidades (positivas y negativas) producidas por las tecnologías de generación, usando el proyecto Externe de la Comunidad Europea, y otros estudios en Latino América mediante el enfoque de transferencia de valores. Luego se sumaron estos costos a los costos privados estándares y se resolvió el problema de minimización de costos de generación eléctrica tomando en cuenta las restricciones de capacidad máxima y factores de planta, teniendo en cuenta adicionalmente la existencia de un costo de costo de racionamiento de la electricidad y la necesidad de reserva teniendo en cuenta la aleatoriedad de la oferta disponible de las centrales.

Los resultados indican que es justificable la introducción de energías renovables, en particular de las centrales eólicas (el parque óptimo contiene algo más de un 6% de participación en la potencia en un escenario base) y de centrales a biogás partir de rellenos sanitarios (cuya participación alcanza un 2% limitada por el potencial existente). Sin embargo, las centrales solares no tendrían mayor participación dentro de un sistema interconectado por lo menos en el escenario base. En este nuevo parque se instalaría centrales en base a derivados petróleo solo para mantener la reserva por razones técnicas y de disponibilidad de recursos.. Las centrales que usan gas natural también tendrían una participación menor respecto a una situación como la actual. También se encuentra que aún es predominante la participación de las centrales hidráulicas (65%), porcentaje mayor a la que se obtiene considerando solamente los costos privados, donde su participación alcanza un 50%. Otras centrales, como las de carbón, aparecen en la combinación de tecnologías usando costos privados, pero son dominadas en el de costos sociales.

En el nuevo escenario, el costo total de generación sería mayor en aproximadamente 50% y las tarifas para cliente residencial final se incrementan en aproximadamente 7%. Finalmente, se realizan algunas sensibilidades sobre algunas variables relevantes como el costo de inversión de la central hidráulica, el precio del diesel y del gas natural. El documento termina con algunos alcances sobre mejoras que se pueden hacer, como la estimación del daño con encuestas realizadas en el país y que no hagan necesaria la transferencia de valores corregidos de otros estudios, la introducción de los costos de transmisión y reforzamiento del sistema que puede implicar la introducción de algunas tecnologías y un mayor detalle en el modelamiento de los efectos de incertidumbre sobre el parque óptimo. 

Es complicado sacar algunas conclusiones de política económica en base a estos resultados, pero lo cierto es que estas deberían basarse en estudios de este tipo. A modo de ensayo, lo que podría decirse es que el uso de la generación hidroeléctrica en un país con un importante potencial, se dice que solo se ha usado un 5%, sigue siendo una importante alternativa, complementada con las otras fuentes tradicionales en el sector y la paulatina introducción de energías renovables. El gas natural parece que debería tener un espacio limitado, teniendo usos potencialmente más atractivos en otros segmentos, donde reemplaza combustibles probadamente más contaminantes.

MITOS EN TORNO AL “ANILLO ENERGETICO”

A raíz de la notoriedad que viene registrando el proyecto de Gasoductos del Sur (más conocido como el “Anillo Energético”), se viene esgrimiendo diversos argumentos para oponerse a esta iniciativa. En momentos en que la discusión de la política energética del país viene cobrando un inusitado interés, considero indispensable hacer unas precisiones con respecto a este importante proyecto de integración.

Mito #1: No tenemos reservas suficientes para exportar

Actualmente las reservas probadas de la zona de Camisea (lotes 88 y 56) alcanzan los 10,9 TCF (trillones de pies cúbicos). Adicionalmente, existen 4,4 TCF que están catalogados como reservas probables. La diferencia entre una categoría y otra refleja la probabilidad de poder extraer tal volumen y está íntimamente ligada a la intensidad de los trabajos de perforación realizados en el área. La demanda nacional para los próximos 20 años alcanzará (aún en el escenario más optimista de crecimiento de gasificación) un acumulado de 4,0 TCF. Si se concretara la exportación de LNG a México, habría que comprometer 4,2 TCF adicionales, con lo cual, quedaría un remanente – hoy – de 2,7 TCF. El problema de asumir que nuestras reservas disponibles son sólo 2,7 TCF parte del error de creer que el concepto de reservas es un concepto estático, cuando es realmente dinámico. Las reservas irán creciendo en el tiempo conforme brindemos los incentivos para que venga mayor inversión en exploración. Y no existe mejor incentivo para explorar que saber que existe un mercado donde venderlo. Si cerramos la puerta a la exportación nadie vendrá a explorar porque no tiene sentido encontrar más gas si no hay mercado al cual vender. Hoy día, el lote 56 (Pagoreni) tiene 2,8 TCF probados sólo porque falta perforar más pozos que permitan completar la evidencia que se tiene por medios indirectos (sísmica y simulaciones). El próximo año se inician las perforaciones del lote 56, así como  las operaciones de exploración en los lotes aledaños a Camisea, tanto el lote 57 de Repsol como el lote 58 de Petrobras. En Camisea sólo se han perforado 6 pozos de los cuales 5 resultaron exitosos; esto brinda un coeficiente de éxito del 83% lo cual es realmente extraordinario a nivel internacional. En otras palabras, si no hay más reservas probadas en esa zona es por falta de actividad exploratoria, actividad que se inicia el próximo año y que tendrá como principal aliciente la posibilidad de exportar a otros mercados. El cerrar la posibilidad de exportar gas porque “sólo” tenemos hoy 2,7 TCF disponibles deriva de una visión cortoplacista.

Mito #2: No se está dando prioridad al mercado nacional

Esto tampoco es cierto. El Gobierno tiene claro que la prioridad es el mercado interno, y por ello,  ha anunciado un paquete de 25 medidas para modificar la matriz energética, siendo un ingrediente importante en este esfuerzo, la promoción del uso del gas, tanto a nivel industrial como residencial y vehicular. Se critica a Cálidda por no acelerar la instalación de gas en las industrias y domicilios. Pero lo cierto es que Cálidda enfrenta problemas de diversa índole que limitan su accionar, tales como la negativa de ciertas municipalidades de dar luz verde para que prosiga sus trabajos en la vía pública o el cobro irregular de parte de ciertos municipios a sus vecinos por cada conexión a gas.  El Ejecutivo ha aprobado una serie de medidas que permitirá acelerar significativamente el proceso de gasificación, ya sea a través del abaratamiento de las conversiones, la eliminación de barreras burocráticas y la introducción de esquemas de financiamiento de conversión de industrias y vehículos, entre otras medidas. Mención especial merece el esfuerzo del Gobierno por llevar el gas de Camisea a otras regiones del país a través de los ductos regionales.

Mito #3: Se quiere vender gas a Chile para que éste lo transforme y nos lo revenda como energía eléctrica

Esta no es cierto. No sólo porque entre Perú y Chile nunca se ha hablado de vender gas a cambio de comprar electricidad, sino además porque esta tesis no resiste el menor análisis. En el Perú, gracias al contrato de licencia de Camisea, las empresas eléctricas gozan de un gas muy barato para generación de electricidad. Si exportáramos gas a Chile, el gas le llegaría a las empresas eléctricas del vecino país a no menos que el doble de precio respecto del gas vendido internamente. En consecuencia, no sería posible importar electricidad de Chile simplemente porque ellos no podrían producir energía más barata que la que podemos producir internamente.

Mito #4: El Anillo Energético compite con el proyecto de exportación de LNG

Esta idea parte de la idea de que no tenemos reservas y, por tanto, o las destinamos a un mercado o al otro. Una vez que entendamos a las reservas como un concepto dinámico y que consideremos a Bolivia como un respaldo de nuestras reservas, esta concepción excluyente deja de tener sentido. Imaginemos este escenario futuro: en unos años más, el Perú está integrado a la red de gasoductos de la región y estamos vendiendo gas al norte de Chile y al norte de Argentina. Además, tenemos la planta de LNG de Melchorita exportando LNG a México. Los futuros trenes de exportación de LNG podrían ser con gas de Bolivia y para ello, ni siquiera sería necesario que se construyera un ducto de Tarija a las costas del Perú. Bastaría con hacer un “swap” (intercambio) de gas, por el cual nosotros entregamos gas de Camisea en México por cuenta de Bolivia y ellos nos entregan gas de Tarija en el norte de Chile o de Argentina por cuenta nuestra, sin que exista transporte físico de moléculas de gas. Este es el tipo de posibilidades que se abren al tener una red interconectada de infraestructura gasífera, permitiendo que los flujos financieros se separen de los flujos físicos, tal como sucede en los mercado eléctricos interconectados.

Mito #5: El único que se beneficia con esto es Chile

Todos los países involucrados en esta iniciativa obtienen beneficios: (i) Perú porque monetiza sus reservas de gas y porque puede llevar el gas de Camisea a la zona sur del país, cosa que sería imposible si no hay una demanda suficiente en el otro extremo del ducto; (ii) Chile porque necesita una alternativa de abastecimiento seguro frente a los combustibles más caros y a los problemas que enfrenta con el gas proveniente de Argentina; (iii) Argentina porque también requiere cada vez mayor abastecimiento de gas y desarrollar la región del Noreste; (iv) Bolivia porque esto va a permitir mayor industrialización del gas y mayores exportaciones a la región y LNG a México a través de puerto peruano; (v) Brasil porque viene enfrentando problemas de abastecimiento en la región Sur y necesita el respaldo de nuevas reservas para consumos futuros; (vi) Uruguay para continuar con la expansión del mercado de gas; (vii) Paraguay para desarrollar la industria de gas y para convertirse en exportador si se confirmaran reservas de gas en la región del Chaco.

El Perú tiene una oportunidad única de convertirse en un protagonista del  futuro energético de la región. La disyuntiva mercado interno vs. exportación es un falso dilema. Tenemos que avanzar decididamente en ambos frente de manera simultánea. El propósito es incrementar nuestras reservas y monetizarlas lo antes posible, porque enterradas no valen nada. Debemos aprovechar nuestra riqueza mientras tiene valor. Como dicen los petroleros: “La era de piedra no se acabó porque se acabaran las piedras.”

¿ES ECONOMICAMENTE RENTABLE LA EXPORTACION DE GAS?

Recientemente se ha generado un debate en torno a si la exportación del gas natural de Camisea es una alternativa económicamente sensata o si no sería mejor reservar el gas para su consumo interno. Un elemento que se ha puesto sobre la mesa es un trabajo preparado por el profesor Jenkins de la Universidad de Queens (Canadá) para la ONG Environmental Defense, el cual supuestamente demuestra que exportar gas natural es un negocio muy poco rentable para el país. ¿Realmente es así?

Vale la pena explicarle al lector no iniciado en qué consiste el ejercicio teórico del profesor Jenkins. En términos sencillos el ejercicio consiste en preguntarse:

·     ¿Cuánto cuesta un barril de petróleo en soles hoy? Respuesta: 189 soles.

·     ¿Cuánto recibe el Fisco por concepto de regalías por exportar gas natural en la cantidad equivalente a 1 barril de petróleo (equivalente para producir la misma energía eléctrica)? Respuesta: 18,27 soles.

·     Entonces ¿cuántos años (n) se necesitan para que esos S/. 18,27 se conviertan en S/. 189 a una tasa de interés (i)?  Es decir, el ejercicio busca hallar n en la relación: 18,27 (1 + i)ⁿ = 189.

Jenkins obtiene valores de n para diferentes combinaciones de precios del petróleo (FV), precios del gas natural (PV) y tasas de interés (i) y muestra cómo los ingresos por exportaciones no compensarían la futura importación de petróleo en muchos años. Por ejemplo, obtiene valores de n para:

a) FV = 60; PV = 1; i = 12%        →       n sería 29 años

b) FV = 60; PV = 1,5; i = 12%     →       n sería 26 años

c) FV = 60; PV = 1,5; i = 5%       →       n sería 59 años

En consecuencia, Jenkins concluye que si existe el riesgo de que el Perú tuviera que importar petróleo para hacer frente a sus necesidades energéticas en los próximos 29 años (digamos en el ejemplo a), no tendría sentido económico exportar el gas hoy, pues los ingresos por exportaciones no compensarían los futuros costos de importar petróleo.

Es importante tener en consideración algunas de las limitaciones del ejercicio del profesor Jenkins:

1.    Asume que el diferencial de precios del petróleo y del gas natural (ambos en soles) se mantendrá en términos reales a los niveles actuales. Se puede modificar datos clave como inflación del Perú, inflación de EEUU o tipo de cambio nominal y no sucede nada con el valor n encontrado.

2.    No toma en cuenta los volúmenes exportados ni la evolución de la demanda interna. Esto es crucial porque si no se consideran los volúmenes involucrados, el ejercicio del valor presente carece de sentido económico y se vuelve un simple ejercicio financiero de precios relativos. Para realizar una adecuada comparación de valores presentes, uno debe comparar precios y cantidades (Pi x Qi), es decir, flujos de ingresos distintos en distintos momentos del tiempo y no sólo comparar precios. Esto es fundamental aquí porque los volúmenes involucrados en los flujos – exportaciones y consumo interno – pueden ser muy distintos.

Esto último resulta muy claro cuando Jenkins establece que si el valor presente  de los ingresos por la venta del gas natural es igual al valor presente del costo de importar una cantidad equivalente de petróleo en 40 años, “entonces si las reservas de gas natural del Perú cubren el consumo doméstico por 50 años, debería exportar gas sólo por 10 años”. Es decir, intercambia años de consumo doméstico con años de exportación como si fueran volúmenes idénticos.

Ahora bien ¿qué sucede si  - utilizando el propio método de Jenkins - en lugar de asumir que en el futuro el país tendría que importar petróleo para sustituir el gas natural exportado para generación eléctrica asumimos que las plantas eléctricas importarían gas natural (que es lo lógico pues ya hicieron la inversión para convertirse a gas)? En ese caso comparamos gas hoy con gas futuro - lo cual tiene más sentido - y para una tasa de i = 12% el ejercicio arroja un n de 8,5 años. Como no existe la más remota posibilidad de tener que importar gas dentro de ese plazo, el ejercicio resulta favorable a la exportación. Es decir, bajo supuestos más realistas, el propio método de Jenkins puede usarse para demostrar que exportar el gas hoy sería inmensamente beneficioso aun si tuviésemos que importar gas en el futuro.

Cargamontón en contra de Camisea

En las últimas semanas se viene observando una campaña de críticas y aseveraciones sin fundamento en contra de Camisea que llama la atención tanto por su virulencia, cuanto por provenir de distintos sectores de la sociedad. ONGs ambientalistas aparecen de la mano con cierto sector de la prensa que irresponsablemente hace eco de afirmaciones sin mayor sustento, campaña a la cual se aúpan algunos líderes políticos y candidatos a diferentes posiciones en el Estado. Golpear a Camisea se ha puesto de moda y pareciera que por esa vía, algunos líderes esperan cosechar aplausos y votos.

Presento a continuación algunas de las falsedades que se vienen diciendo últimamente y que a fuerza de repetirse una y otra vez, parecieran haberse vuelto verdades inobjetables. Pasemos revista rápidamente por algunas de estas afirmaciones carentes de sustento:

Camisea se construyó sin respetar estándares internacionales.- Falso. Pocos proyectos en el mundo han estado bajo tanto escrutinio nacional e internacional como Camisea. En su construcción, se respetaron todas las normas internacionales de construcción de ductos (normas de la American Petroleum Institute- API y de la American Society of Mechanical Engineers- ASME). Además, se contó permanentemente con supervisores externos como Gulf Interestate por parte de la empresa constructora, Stone & Webster por parte del BID y Embridge  Inc. de parte de OSINERG.

Los ductos utilizados en Camisea fueron sobrantes de otros proyectos.- Falso. Todos los ductos fueron construidos y traídos al Perú para este proyecto. Cada pedazo de tubo (de los varios miles de que consta el ducto) tiene un certificado de construcción, fecha de embarque, etc. Las ONGs que han difundido esta información carecen absolutamente de documentación sustentatoria, y sólo tienen como fuente de información “un chisme” de un ex trabajador de la empresa constructora. Existe en TGP un archivo completo de cada pedazo de tubo, así como radiografías de cada una de las más de 120,000 soldaduras realizadas en el tubo por soldadores certificados. La teoría de que los tubos fueron reciclados de otros proyectos, que vinieron al Perú con un alto proceso de corrosión y que se soldaron en forma deficiente por parte de soldadores no certificados, y que además todo esto pasó a vista y paciencia de las empresas supervisoras, no resiste el menor análisis.

Los recientes derrames en la selva han causado graves consecuencias en la salud de la población.- Falso. Hemos visto en la televisión “acuciosos” reportajes que muestran niños con graves lesiones en la piel, quemaduras y llagas que son supuestamente producto de los derrames de líquidos de gas natural. Lo que no han mostrado es a algún médico de prestigio que confirme la causalidad entre estas lesiones y los derrames sucedidos. Los líquidos de gas natural son muy similares a la bencina y nadie se quema por estar en contacto con una cucharada de bencina en una tina llena, que es aproximadamente la proporción entre los volúmenes derramados y los caudalosos ríos de la selva peruana.

A causa del contrato de Camisea, el GLP en el Perú es el más caro de Sudamérica, más caro incluso que en Chile que no es productor.- Falso. Por el contrario, justamente desde la llegada de los líquidos de Camisea el precio interno del GLP se ha reducido en 12% mientras que todos los demás combustibles han sufrido incrementos producto del alza en los precios internacionales del petróleo. Lo de Chile es emblemático: no sabemos de dónde salió esta información, pero se repite una y otra vez. Lo cierto es que el precio del GLP en el Perú es 35% menor que en Chile, es decir, un balón de 10 kg. en Santiago costaría 41 soles frente a los 32 soles promedio de Lima.

Se ha producido un quinto derrame en estos días.- Falso. OSINERG ha corroborado la inexistencia de un quinto incidente en los ductos de Camisea al visitar y supervisar las operaciones en el centro de control de Lurín. Sin embargo, este falso incidente generó incluso amenazas de paros y acciones de fuerza por parte de autoridades regionales que se apresuraron a darle crédito a un rumor falso.

Con la exportación de gas el país va a perder millones de ingresos en términos de regalías.- Falso. Esto ha sido demostrado hasta la saciedad en cuanto foro hemos participado y en el propio Congreso de la República. Si hoy exportáramos gas natural a México, el ingreso por regalías para el Perú sería el doble que lo obtenido en el mercado nacional.

Se está privilegiando exportación de gas, eso explica el lento avance en las conexiones domiciliarias y las bajísimas proyecciones de consumo doméstico del Gobierno.- Falso.  Se requiere 4,2 trillones de pies cúbicos (tcf) para exportar gas a lo largo de 20 años. El consumo domiciliario en ese mismo periodo se ha proyectado en 0,1 tcf. Aún si hiciéramos un esfuerzo por duplicar o triplicar las conexiones llegaríamos a 0,2 ó 0,3 tcf. Afirmar una cosa así implica no tener idea de las magnitudes involucradas. Con respecto a las proyecciones oficiales, éstas asumen que dentro de 20 años el Perú consumirá 900 millones de pies cúbicos al día. Colombia – que a menudo se pone como ejemplo de exitosa penetración del gas – alcanzó un consumo de 600 millones de pies cúbicos después de 20 años, de manera que nuestras proyecciones implican un ritmo de penetración más rápido que en Colombia.

Una cosa es criticar con fundamento, y otra muy diferente, es participar en una campaña mediática plagada de mentiras en contra del proyecto energético más importante de la historia del Perú.

ELIMINANDO LA GARANTIA POR RED PRINCIPAL (GRP): ¿SE BENEFICIA A LOS CONSUMIDORES?

La Comisión de Defensa del Consumidor del Congreso está presentando un proyecto de ley para eliminar la Garantía por Red Principal (GRP) que se paga al operador del ducto de Camisea y que constituye un recargo de aproximadamente el 7% en las tarifas eléctricas que pagamos todos los usuarios eléctricos del Sistema Interconectado Nacional. 

Mucho se ha venido diciendo en contra de la GRP, aunque la mayoría de los argumentos parten de un desconocimiento de qué es y cómo funciona esta garantía. Podemos citar entre ellos: (i) “se abona un monto por un servicio que no se recibe”; (ii) “es un subsidio a TGP para financiar un tubo del cual no nos beneficiamos”; (iv) “es un impuesto encubierto para financiar a la empresa privada”, entre otras. La realidad es la siguiente:

La Garantía por Red Principal se creó al amparo de la Ley N° 27133 y es un mecanismo muy ingenioso por el cual se crea la ficción de que el tubo de gas está “semi-lleno” para así pagar menor tarifa de transporte. En los primeros años de operación de Camisea, al no existir un mercado desarrollado de gas, la demanda no era suficiente para utilizar el ducto a plena capacidad, lo cual generaba que las tarifas de transporte resultasen elevadas e impidieran el crecimiento del mercado de gas en el Perú. En consecuencia, bajo consideraciones puramente económicas la construcción del ducto de Camisea era inviable.

Dada esta situación, fue necesario idear este mecanismo que permite fijar las tarifas “como si” el ducto de gas estuviera trabajando a su capacidad normal, a fin de que la tarifa de transporte en los primeros años no sea tan elevada y facilitar el crecimiento del mercado del gas natural. Sin este mecanismo la tarifa de transporte de gas en los primeros años hubiera tenido que ser mucho más alta, imposibilitándose así el uso de gas natural para la generación de electricidad, con lo que los usuarios eléctricos no se hubieran beneficiado con menores tarifas eléctricas.

De esta manera, el contrato le garantizó al concesionario un volumen mínimo de transporte de 380 MMPCD (millones de pies cúbicos por día) para los primeros 7 años y 450 MMPCD a partir del octavo año hasta el final del periodo de recuperación del costo del servicio, a fin de poder establecer una tarifa de transporte relativamente reducida - y estable - y que además permita al inversionista recuperar sus inversiones y mantener el servicio de transporte.

En la medida que el volumen real transportado resulte menor que la capacidad garantizada (aquella que sirve para calcular la tarifa de transporte),  el concesionario tiene derecho a que se le pague por la diferencia no transportada. A este pago se le denominó “Garantía por Red Principal”.  Por ejemplo, si el volumen real transportado en un año resulta ser de 100 MMPCD, la GRP cubre el costo del transporte de los 280 MMPCD restantes. La GRP disminuye en la medida que el volumen real transportado aumenta. De acuerdo a estimados oficiales, la GRP se extinguiría hacia el año 2015 o incluso antes si se logra exportar gas licuefactado.

¿Por qué la pagan los usuarios eléctricos? La razón es muy sencilla: son los principales beneficiados con la llegada del gas. Camisea se encuentra en el cálculo tarifario desde hace más de 5 años, permitiendo que los usuarios eléctricos de todo el país se beneficien incluso desde mucho antes de su inicio de operaciones.

Sin la GRP, Camisea no hubiese sido posible. Gracias a Camisea, los usuarios eléctricos han visto reducir su facturación en US$ 1,250 millones en los últimos 4 años y medio. Lo que estos mismos usuarios han pagado en GRP  hasta hoy promedia los US$ 250 millones. De manera que el pago de la GRP, lejos de ser un sobrecosto para los usuarios eléctricos, les ha generado un beneficio neto del orden de US$ 1,000 millones en los últimos años. De hecho, si hoy cerráramos Camisea, las tarifas eléctricas de generación (la llamada “tarifa de barra”) que pagamos en el Perú subirían al doble.

Ahora la Comisión de Defensa del Consumidor quiere eliminar la GRP. ¿Cuál sería el efecto de esta propuesta? Todos terminaríamos pagando más. Para el año 2006, los usuarios eléctricos pagarán US$ 79 millones por concepto de GRP; pero si se eliminara la garantía, las tarifas eléctricas subirían en US$ 146 millones debido a que el transporte de gas para la generación eléctrica sería mucho más caro (debido a la realidad de un tubo semi-vacío). En consecuencia, la relación beneficio/costo para el año 2006 sería de 1,85 veces  (146 vs. 79). Más aún, para todo el periodo de concesión, en términos de valor presente, los usuarios eléctricos tendrían que pagar unos US$ 1,711 millones de mayores tarifas eléctricas si se eliminara la GRP, versus un pago de US$ 394 millones por concepto de GRP, esto es, acabaríamos pagando 4,3 veces el supuesto “ahorro” de la GRP.

En estas circunstancias, cabría decirle a quienes supuestamente defienden los intereses de los consumidores: “no me defiendas compadre”.

¿Fortaleciendo Petroperú?

En medio del debate electorero que propició la llamada “Ley de Fortalecimiento y Modernización de Petroperú” y ante las exaltadas reacciones de uno y otro lado del debate, permítanme brindarles una opinión lo más objetiva posible en mi calidad de responsable del subsector energía, ex director de Petroperú y ex funcionario del MEF. El hecho de conocer los dos “monstruos” por dentro - Petroperú y el MEF - me permite evaluar la reciente ley desde una perspectiva distinta.

Debe quedar absolutamente claro que Petroperú ha entrado a una etapa crítica de su vida como empresa. O invierte en modernizarse o se le condena a su desaparición. El 1° de enero del 2010 deberá tener en funcionamiento una planta de desulfurización para producir diesel de bajo contenido de azufre o simplemente no podrá vender diesel (su producto más importante) en el país. Hace años que escuchamos acerca de la necesidad de modernizar Talara; pues bien, o se inicia este proceso hoy o mejor cerremos Petroperú.

La Ley recientemente aprobada contiene distintos aspectos a comentar:

1.    Sacarla de las normas de Consucode.- Esto es positivo. Petroperú tiene tantas trabas para comprar insumos y combustibles terminados que continuamente pierde oportunidades de negocio importantes y, por tanto, no puede competir con la empresa privada (Repsol). Resulta increíble que Petroperú no haya podido acceder a los líquidos de Camisea (diesel y GLP) que vende Pluspetrol en Pisco por problemas con las normas de Consucode. De igual modo, siendo Petroperú el comprador natural del GLP de la planta criogénica de Petrotech en Talara, nunca pudo comprarle a su vecino por las absurdas restricciones de Consucode (como exigir fianzas al vendedor). Las normas de Consucode están pensadas para regular las compras de lapiceros de los Ministerios, no para compras de empresas productoras. A menudo las oportunidades se presentan y se requiere tomar decisiones inmediatas. Esta libertad sí la tiene la empresa privada, pero mientras Petroperú intenta cumplir con las engorrosas exigencias de las normas de contratación del Estado, pierde toda oportunidad de competir en igualdad de condiciones.

2.    Sacarla del ámbito de FONAFE.- FONAFE es quien dicta las políticas generales de la actividad empresarial del Estado. Pueden resultar incómodas pues norman aspectos como las escalas salariales, la política de dietas de los directores y los presupuestos de la entidad, pero son necesarias para llevar un adecuado control de las empresas del Estado. Uno podría estar en desacuerdo con ciertas políticas del FONAFE y aún creo que cabría repensar el rol empresarial del Estado y la gestión del FONAFE, pero sacarlo de su ámbito para evitar controles, no parece lo más adecuado. Además ¿quién va a ser ahora el titular de las acciones de la empresa?

3.    Excluirla del Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP).-  – Hay que reconocer que los amigos del SNIP se deben contar entre los funcionarios menos “queridos” del aparato estatal. No creo que exista nadie que labore en el sector público y que haya requerido aprobar proyectos en el SNIP que no haya sentido frustración y enfado al toparse con esta verdadera pared burocrática. Pero hay que reconocer que el SNIP cumple una tarea fundamental: evitar que los escasos recursos públicos se despilfarren o malgasten en proyectos sin pies ni cabeza. Sólo nos queda aplaudir cuando el SNIP le dice NO a la compra de camiones cisterna por parte de Petroperú (cuando en el país sobra capacidad de transporte) o cuando evita obras sobredimensionadas de infraestructura. Pero la solución no es sacarla del SNIP, sino modificar el SNIP para que sea más ágil y eficiente. Lo otro es abrir la puerta a proyectos de dudosa racionalidad económica y al despilfarro de los escasos recursos públicos.

4.    Ampliar su ámbito de acción.- La norma propone el regreso de la empresa a actividades de exploración, explotación y hasta su incursión en petroquímica. Uno podría aceptar la idea de que es importante la integración vertical en las empresas petroleras (campo y refino), pero de ahí a realizar exploración de alto riesgo con el dinero de todos los peruanos o construir plantas de amoniaco o fertilizantes, hay un abismo. Antes de gastar 35 millones de dólares en un pozo seco (como el de Oxy el año pasado) preferiría dárselos a la Dra. Mazetti quien estoy seguro haría maravillas con ese dinero.

5.    Sacarlo del endeudamiento público.- Mientras Petroperú sea una empresa del Estado, sus deudas son endeudamiento público. Le pueden llamar como quieran, pero si la empresa es del Estado entonces su deuda forma parte del endeudamiento público, pues así mandan los normas internacionales de contabilidad pública. Y punto.

6.    Fusión con PERUPETRO.- PERUPETRO ha venido desarrollando su tarea de promoción petrolera con gran éxito. El año pasado batió record de contratación petrolera ¿y cómo se le retribuye? desapareciéndola. La empresa petrolera del Estado no puede ser la entidad pública que actúa en nombre de la Nación como concedente de los recursos hidrocarburíferos. Tiene que ser una entidad autónoma y equidistante de todas las empresas petroleras, incluyendo la estatal, no puede ser ella misma. La aprobación de esta fusión es una aberración conceptual.

En conclusión, urge que Petroperú realice las inversiones necesarias en Talara, pero esta Ley no garantiza ni eficiencia ni uso adecuado de recursos.