martes, 29 de diciembre de 2015

FRENTE A LAS ABUSIVAS TARIFAS DEL GLP - El Reto de la Masificación del Gas Natural en Piura.

Escribe: Jorge Manco Zaconetti (Investigador UNMSM)

Piura es un departamento dotado con una serie de recursos naturales renovables y no renovables que debieran ser racionalmente aprovechados para eliminar la pobreza, la extrema pobreza y financiar la construcción de ventajas competitivas, con inversiones en infraestructura, salud, educación de calidad con seguridad ciudadana. En el subsuelo norteño no solamente yacen importantes reservas de petróleo que tienen más de 100 años de explotación y de las cuales apenas se han aprovechado alrededor del 15 por ciento en razón de las particularidades geológicas de la Cuenca Talara y el Zócalo Continental. 

También subyacen abundantes reservas y recursos gasíferos asociados al petróleo, que históricamente se ventean, se queman o se reinyectan por falta de un mercado que monetice es decir, haga rentable la explotación del gas natural, recurso hasta ahora no aprovechado lo suficiente, pues se tiene que construir el mercado para el gas, para que los usuarios y empresas de la región tengan un energético más barato en relación a los derivados del petróleo en particular gasolinas y GLP. 
Durante el siglo XX se privilegió la explotación del petróleo crudo con la IPC, Belco, PetroPerú y desde la privatización de los campos de la petrolera estatal    empresas  como Savia, CNPC, Sapet, Olympic, Graña y Montero y Petrolera Monterrico tienen importantes reservas y recursos gasíferos que debieran ser utilizados en la masificación del gas natural en Piura y por extensión al norte del país, para depender lo menos posible de las fluctuaciones del precio internacional del crudo y derivados.

Con la masificación del gas natural también se deben  superar las distorsiones en la distribución mayorista y minorista de combustibles que limitan en las condiciones actuales la satisfacción al consumidor con precios competitivos, es decir baratos con un servicio de calidad y reconocida seguridad.
Sí, se trata que los ciudadanos de a pie, las amas de casa, los pequeños comercios y la pequeña industria de Piura y por extensión los departamentos del norte del Perú se beneficien de las bondades de la cultura del gas natural. Si se tiene en cuenta que en la presente coyuntura los precios del  petróleo en menos de un año se han derrumbado de 100 dólares el barril a menos de 40 dólares el barril, sin embargo los consumidores en el país pagamos por el barril del gas licuado (GLP), haciendo las debidas conversiones, un promedio de 67 dólares por el mismo barril de GLP, a los precios de noviembre del año que termina.

Es más, en Piura abonamos más de 37 soles por un balón de GLP más conocido como gas doméstico en razón de una serie de distorsiones y abusos al consumidor, pues gracias a la explotación de los líquidos de gas natural de Camisea que se constituyen en el insumo fundamental para la obtención del GLP en la Planta de Pisco, somos autosuficientes en este derivado, a diferencia de las gasolinas y diesel, pues dependemos del petróleo importado básicamente.
Con la información disponible, para el mes de noviembre del 2015 si los precios del petróleo WTI se fijaban en los 42.39 dólares el barril, los líquidos de gas natural de Camisea se valorizaban por los 24.19 dólares el barril, es decir 18 dólares menos, y sin embargo, el consumidor de Lima y Piura y en general del país abona más de 67 dólares por el barril de GLP beneficiándose además del Consorcio Camisea, las empresas envasadoras como Repsol, Solgas, Lima Gas, Zeta Gas, Delta Gas, Pecsa etc. Ver gráfica de la Evolución del WTI y los LGN del lote 88.

En tal sentido, cabe preguntarse la relación existente entre precio/costo en el proceso de fraccionamiento de los líquidos de gas natural (LGN), como en el  envasado, transporte  y distribución de GLP. Si se tiene en cuenta que el insumo para la obtención del gas licuado, es decir el LGN se valoriza en 24 dólares y el consumidor tiene que abonar más de 67 dólares por un barril de GLP que normalmente se expende en balones de 10 kilos. ¿Dónde está la magia que convierte lo que vale 24 dólares se transforme en 67 dólares?   

Con la propia información del organismo regulador Osinergmin si en promedio  el balón de GLP de 10 kilos se vende en 37 soles llegando a precios superiores a los 40 soles cuando se trata de provincias, una alternativa para superar estas distorsiones la constituye la masificación del gas natural, y Piura tiene esa posibilidad gracias a la II Propuesta Tarifaria presentada por la empresa Gases del Norte del  Perú filial de la colombiana Promigás, ante el organismo regulador Osinergmin cuyas observaciones del 22 de diciembre mediante el Informe N 0768-2015-GART  exponen una sustancial disminución de las tarifas en relación a la I Propuesta Tarifaria para los usuarios residenciales (61 % menos), del pequeño comercio (48 % menos) y gas natural vehicular (57 % menos) para bienestar de los consumidores. 



NO HAY PRIMERA SIN SEGUNDA
En relación a la primera propuesta tarifaria presentada por Promigás que fue observada por el organismo regulador en el Informe N 0509-2015-GART de fecha 25 de agosto del 2015, en lo referente a la tarifa que pagaría el consumidor residencial y el pequeño comercio fuimos aceradamente críticos pues pagar 22.8 dólares por un millón de BTU (Unidad de calor MMBTU) nos parecía un exceso, en especial si los productores de gas natural en Talara en promedio valorizan el MMBTU de este energético a lo sumo en 3 dólares.
Si se tiene presente que aproximadamente el 0.44 de un millón de BTU resulta equivalente en poder calorífero a un balón de 10 kilos de gas licuado de petróleo (GLP), el usuario hubiera pagado más de 10 dólares equivalente en gas natural lo que expresado en soles hubiese significado abonar más de 33 soles por el gas natural que frente al valor de un balón de GLP con precios promedio de 37 soles hacia poca atractiva la conversión, es decir, trasladarse del gas doméstico (GLP) que se vende en balón para acceder al servicio del gas natural que se distribuye por redes subterráneas a los domicilios significaba según el Osinergmin un ahorro apenas del 5 por ciento.

Sin embargo, entre agosto y diciembre a pedido del organismo regulador por razones técnicas y económicas, pero también hay que decirlo a la campaña mediática que sensibilizó a la opinión pública en especial piurana, Promigás ha presentado una II Propuesta Tarifaria donde la tarifa del gas natural para el consumidor residencial y pequeño comercio se valoriza en 8.89 dólares por MMBTU, es decir, se constata una sensible disminución de casi 14 dólares en relación a la primera propuesta que tenía un valor de 22.8 por MMBTU, es decir se verifica una variación hacia abajo del 61 por ciento, que favorece al usuario.
¿Qué significa para el consumidor residencial pagar 8.89 dólares por millón de BTU? Según el propio organismo regulador equivale a un ahorro en relación al precio del GLP del 54 por ciento, lo cual beneficia la masificación del gas natural en la región  y por ende del norte del país, pues el gas que yace en el subsuelo de Piura debe satisfacer a futuro los requerimientos del gran mercado del norte del Perú. Esto podría ser realidad antes del 2021 celebrando el Bicentenario de nuestra independencia.

Aplicando el mismo ejercicio para la comparación frente al balón de GLP. Si el 0.44 de un millón de BTU resulta equivalente al poder en calor de un balón de 10 kilos, se tiene que el 0.44 de 8.89 dólares es igual a  3.9 dólares al cual se suma el 18 por ciento por concepto de IGV, lo cual resulta aproximadamente en 4.6 dólares, los que convertidos al tipo de cambio de 3.40 soles por dólar, se obtiene una cifra cercana a los 16 soles.
Es decir, de ser realidad el proyecto de masificación en Piura el usuario residencial pagaría mensualmente en gas natural a lo mucho 16 soles que resultan por muy debajo a los 37 soles o más que pagaría en su equivalente en un balón de 10 kilos de GLP.

Si  a ello se agrega que los 16 soles mensuales en gas natural incluido en ese precio el impuesto general a la venta (18 % de IGV) que capta el fisco, permanecerán sin cambio en los próximos ocho años, con la posibilidad de disminuir después si la demanda de los consumidores residenciales se incrementa lo cual supone la más amplia difusión de las ventajas de la cultura del gas natural.
Por ello, frente a los termocéfalos y oportunistas de la política que ofrecieron el balón de GLP a un precio de 12 soles repitiendo la campaña del 2011, que sin fundamento técnico alguno cuestionan la tarifa del gas a 16 soles mensuales se les recuerda lo que sucedió con el Proyecto Punta Lagunas (Sechura) como experiencia frustrada de la masificación del gas natural a partir del gas proveniente del lote Z-2B que desde el 2010 no se aprovecha lamentablemente. ¿Cuánto ha perdido la región por no contar con un energético barato, seguro y ambientalmente limpio?

En tal sentido, el organismo regulador Osinergmin en el cumplimiento de sus funciones ha pedido a la empresa Gases del Norte reajustar su presupuesto de inversiones, mejorando el trazado de los ductos que atravesarán el desierto piurano, de allí esta II Propuesta Tarifaria que resulta favorable al consumidor en especial residencial, de la pequeña industria y de manera especial del gas natural vehicular cuya tarifa modificada será de 6.67 dólares el MMBTU lejos de los 15.5 dólares planteados inicialmente.

En síntesis, la relación entre el Estado y el mercado sobre todo en “industrias nacientes” exige que la regulación beneficie a todas las partes. En primer lugar, a los usuarios residenciales que normalmente representan una mínima porción de la demanda, pues el “lomo fino” es el mercado de las empresas. En segundo lugar, el estado nacional y gobiernos locales pues tendrán más recursos por concepto de canon y sobrecanon al margen del impuesto a la renta, y la demanda adicional de mano de obra directa e indirecta, con las ganancias competitivas de contar con un energético más barato. 
Y lo que es más importante, estamos apostando desde Piura por el cambio de la matriz energética para depender lo menos posible de las oscilaciones en los precios del petróleo y superar las distorsiones en el envasado, transporte y distribución del GLP que perjudican al consumidor; en ese sentido los termocéfalos debieran responder sobre lo que resulta más favorable al usuario ¿Abonar 16 soles mensuales en gas natural o 37 soles en su equivalente de GLP en un balón de 10 kilos? Frente a ello, lo más efectivo es la masificación del gas natural en el norte del Perú.    




lunes, 14 de diciembre de 2015

El petróleo sigue en caída libre, pero en Perú no bajan los precios

Escrito por: Javier Contreras
Publicado en La República*
Domingo 13 de Diciembre  del 2015

Combustibles. Precio del barril de crudo bajó a US$ 35,39, un mínimo en seis años, pero en el país las refinerías y los grifos no trasladan esa reducción a los usuarios. En EEUU la gasolina regular se vende en US$ 1,97 por galón y en el Perú en casi el doble.

La gasolina "regular" (similar a la de 90 octanos) se vende en US$ 1.97 por galón en Virginia 
Este viernes, el precio del Petróleo West Texas Intermediate (WTI), utilizado como referencia para la fijación de precios en el mercado peruano, cayó a US$ 35,39, con lo cual alcanzó su menor precio desde hace seis años (jueves 15 de enero del 2009), cuando se vendió en US$ 35,41.

Esto, en una economía de libre mercado como la peruana, debe impulsar a que el precio de los combustibles baje significativamente.

Como muestra un botón. En Estados Unidos, país cuyas leyes también consagran el libre mercado, sí se registra una considerable baja en el precio de los carburantes.

En Lorton, Virginia (EEUU), la gasolina “regular” (similar a la de 90 octanos) se vende en US$ 1,97 por galón (S/. 6,65 al cambio) y las de mayor octanaje en US$ 2,79 y US$ 2,89. Es decir, un precio muy bajo.

Sin embargo, en los grifos de Lima y del interior del país, el precio de las gasolinas apenas bajó algunos puntos o se mantiene en el mismo nivel desde semanas atrás.

UNA DURA REALIDAD
En San Juan de Lurigancho, distrito de mayor población del país, los precios son muy caros. La gasolina de 84 octanos se vende hasta en S/. 12,04 (grifo Baktun en la avenida Gran Chimú Nº 1412). La misma estación vende la de 90 octanos en S/. 12,77 y la de 95 en S/. 17,33.

Si comparamos el precio del galón de gasolina regular en EEUU (S/. 6,65 al cambio) con la de 90 octanos, los usuarios de ese grifo pagan S/. 6,12 de sobreprecio (US$ 1,81).

El portal “Facilito” (de Osinergmin) señala que en el grifo Alaspe, ubicado en la avenida Venezuela Nº 3343, Cercado de Lima, la gasolina de 84 octanos se vende en S/. 9,89, la de 90 octanos en S/. 10,29 y la de 95 octanos en S/. 12,29.

En Lima Norte, los conductores pueden encontrar la gasolina de 84 octanos en S/. 11,17 en el grifo F.J. Service (Los Olivos), la de 90 en S/. 11,57 y la de 95 en S/. 13,47.


Dichos precios son muy superiores a los de enero del 2009, cuando el carburante de 84 octanos costaba en promedio S/. 7,95, el de 90 octanos S/. 8,50 y el de 95 octanos S/. 11.

Solo en Lima, más de 2 millones 200 mil personas poseen un vehículo y a diario deben tanquear sus unidades pagando precios muy elevados. Ellos son los más perjudicados.

¿Quiénes deben intervenir para regular la venta de los combustibles a precios justos? La tarea recae sobre el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), instituciones que en más de una oportunidad afirmaron que en una economía de libre mercado el precio de venta de los carburantes se regula por la oferta y la demanda, es decir, no hacen nada.

LA VOZ DEL EXPERTO

Jorge Manco Zaconetti, investigador de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, recuerda que el crudo WTI está por debajo de los US$ 50 desde hace varios meses y en el Perú las refinerías (Petroperú y La Pampilla) no trasladan esos menores precios a los usuarios.

También influye el componente fiscal, pues los combustibles tienen que pagar 8% de Impuesto al Rodaje, ISC e IGV. Pero sobre todo tienen que ver los costos de distribución mayorista y minorista.

“Petroperú no tiene grifos propios, todos son privados, los que –cuando los precios suben– hacen el reajuste inmediatamente, pero cuando hay baja de precios no lo trasladan aduciendo que tienen sus reservas llenas”, comentó.

Lamentó que Indecopi no esté trabajando en el tema, pues en Estados Unidos los precios están muy por debajo de lo que están en el Perú.

“Según la Ley de hidrocarburos, los combustibles no son bienes públicos que deben regularse, más bien se rigen por la oferta y la demanda, y es el mercado el que debe asignar los precios”, puntualizó.

Pero el libre mercado solo beneficia a las refinerías y a los griferos.

(*) Puede ver la publicación en:



miércoles, 2 de diciembre de 2015

DURA REALIDAD EN LUGAR DE LOS BUENOS DESEOS EN GUERRA DE ELÉCTRICOS

Escrito por: César Gutiérrez.
Publicado en Utilities Perú*
Miércoles 2 de Diciembre  del 2015

Reemplacemos el discurso genérico e impreciso por propuestas serias
Han bajado los bríos mediáticos de la confrontación entre un grupo de empresas operadoras del sector eléctrico peruano y el Ministerio de Energía y Minas, con la presencia de la no mencionada explícitamente pero que obviamente es la concesionaria Luz del Sur SA, empresa de propiedad mayoritaria de la californiana Sempra Energy. Esto no significa que las aspiraciones de los reclamantes hayan sido satisfechas, lo que pasa es que los titulares se agotaron y el discurso también. Lo importante es escudriñar en los temas de fondo porque las implicancias de lo que se decida las cargaremos todos los peruanos.

LA AGENDA PENDIENTE DEL MINISTERIO

En la bandeja de entrada del Ministerio de Energía y Minas hay muchos archivos que ni siquiera han sido abiertos. Los interesados inmediatos, las empresas operadoras, de acuerdo a sus intereses pugnan por llevar agua para su molino, es su rol; mientras que el del gobierno es buscar que confluyan en armonía los intereses de todos los agentes, dentro de los cuales estamos los consumidores. Siendo la agenda prolífica lo que es de interés inmediato, es el Reglamento del Mercado de Corto Plazo (MCP), que según la legislación (artículo 2 del DS 032-2012 del 29.08.2012), debería ponerse en vigencia a partir del próximo 01 de enero del 2016.

El Viceministro de Energía, funcionario a “part time”, con consentimiento de la Ministra Rosa María Ortiz; declaró en Radio Programas del Perú (RPP) en días pasados, que en la presente semana se prepublicaría el proyecto de Decreto Supremo con el reglamento, hay que anotar que no es ningún favor que no es hacen, sino que el propio DS-032-2012 , en su artículo 3, refiere que habrá prepublicación, la que estaba programada según esta norma, para fines de febrero del 2013. Superando el “ligero” retraso estamos ávidos por leer la propuesta ministerial.

EL PUNTO ÁLGIDO DEL REGLAMENTO DEL MCP

Los puntos a desarrollar en el reglamento del MCP; que no viene a ser sino el mercado donde se hacen transacciones diarias de compra y venta de potencia y energía para conciliar los déficits transitorios de algunos con los excedentes de otros, son diversos, pero para iniciar, me referiré a las compras que están autorizados a realizar los distribuidores para sus clientes libres (los que consumen más de 2.5 Megavatios) y los grandes usuarios (los que consumen más de 10 Megavatios), según lo establece el artículo 11.1 de la Ley 28832 del 23.07.2006.


 ministra con Humala 


 El problema es que en el mercado de contratos, donde se hacen transacciones de compra y venta de energía para plazos de 10 años, el precio por todo concepto (monómico) es en promedio del orden de 59 dólares/megavatio-hora (US $/MWH), mientras que en el MCP, conocido también como mercado spot, el precio monómico asciende a la cifra de 24 US $/MWH. El temor de los generadores es que los distribuidores o los propios grandes usuarios salgan a comprar en el MCP, y con los valores actuales, se tendría un ahorro del 59%, cantidad importante para solicitar por parte de los grandes usuarios la resolución de contratos que tienen con los generadores. Teniendo en cuenta que la penalidad por resolver un contrato en caso extremo significa el pago de tres facturas mensuales, con el ahorro señalado en 5 meses se recupera la penalidad y a partir del mes 6, se tendrá un ahorro mensual de 59%.

CIFRAS REALES DE UNA MIGRACIÓN DE UN GRAN USUARIO AL MCP

Para que tengan una idea de los montos, un cliente de 12 MW (pequeño dentro de los grandes consumidores), se ahorraría mensualmente por una transacción de este tipo la suma de 242 mil US $, más de 1.2 millones de dólares (MM US$) en 5 meses. Obviamente es muy atractivo desde el punto de vista de un consumidor. Sin embargo para tomar una decisión de este tipo hay otras consideraciones adicionales que se tienen en cuenta: garantía que el precio del MCP se mantendrá muy por debajo del mercado de contratos durante varios años, que haya la cantidad de energía suficiente y la ponderación del costo de la energía en los costos de producción. Con todas estas variables resueltas favorablemente las empresas pueden tomar una decisión que tendrá siempre algunos riesgos, por ejemplo que haya un crecimiento desmesurado de la demanda o años hidrológicos muy secos o ambos escenarios en simultáneo.

CENTRAL TERMOELECTRICA FENIX POWER EN CHILCA

Si se echan todas las cartas del Tarot de Marsella en la mesa, con sus arcanos mayores y menores, con una posición conservadora se prevé lo siguiente: el crecimiento de la demanda eléctrica anual será del orden del 5% y con ese crecimiento la situación de excedencia será similar a la actual por lo menos en los próximos tres años, y el precio monómico esperado del MCP en caso extremo no excederá los 30 US$/MWH. Con esa cifra el ahorro será de 49%, es decir será siendo igual de atractivo que ahora.

CENTRAL TERMOELÉCTRICA FENIX POWER EN CHILCA

Puestas así las cosas, el temor es que el esperado reglamento del MCP otorgue carta libre o muy laxa a las compras de distribuidores para sus clientes libres o la de los grandes usuarios. Piensan los generadores que podría haber un éxodo comparable con el liderado por Moisés ofreciendo la tierra prometida a los hebreos. No soy tan pesimista, los grandes usuarios que pueden hacer transacciones directamente o a través de los distribuidores, son conservadores por naturaleza; sin embargo más vale prevenir.

LA PROPUESTA PARA EL REGLAMENTO DEL MCP

La gran discusión será cuantificar que cantidades de potencia y energía podrán contratar distribuidores y grandes clientes en el MCP. Opino que hay dos puntos a tomar en cuenta: primero, que siempre se conceptualizó este mercado como el de oportunidad para operaciones transitorias, no de relaciones de largo plazo y segundo que hay una referencia para establecer la cantidad y ella está contenida en la Ley 28832, en el Capítulo Segundo: Contratos, Licitaciones e Incentivos para el abastecimiento oportuno de energía eléctrica; artículo 5: Plazo para iniciar el proceso de licitación, acápite 5.2. Aquí se refiere a los mecanismos para cubrir desviaciones de la demanda que se han estimado con anticipación y establece que las distribuidoras para atender a sus usuarios regulados, como consecuencia de las desviaciones, pueden contratar hasta el 10% de la demanda de ellos, convocando a concursos con menos de tres años de anticipación. Es decir se ha establecido que el margen de error en que se puede incurrir al hacer estimados a futuro son del 10% como máximo, por tanto si en el MCP se pueden atender diferencias entre oferta y demanda, la cifra autorizada no deberá exceder del 10% de lo que tienen contratado los distribuidores para los clientes libres.




Si queremos ser más precisos aún, podemos utilizar los Boletines Estadísticos del Mercado Libre elaborados por Osinergmin, allí encontraremos que a septiembre de este año y esa es la tendencia de los últimos años, los distribuidores atienden una máxima demanda no coincidente de hasta 2,909.85 MW, una demanda coincidente con la máxima demanda del mercado libre de 2,309.66 MW y una demanda coincidente con la máxima demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) de 2,294.34 MW. El caso extremo sería que el mayor valor se consuma simultáneamente, con ello el error que se podría contratar en el MCP en potencia sería de 290.99 MW y la energía asociada al factor de demanda de 0.7385, que es la registrada en el mercado libre, ascendería a 154.73 GWH mensuales. Estas cifras no tienen que significar preocupación alguna para los generadores pues solo representan del mercado total el 5% en potencia y el 4% en energía.

En conclusión en cuanto al límite de contratación en el MCP para toda la atención del mercado libre a través de distribuidores, este no tendrá razón alguna para exceder el 10% de la demanda transada en dicho mercado por los distribuidores. Aún hay otros aspectos que deberá tener el reglamento que serán materia de otras publicaciones.

(*) Ver publicación en:


martes, 1 de diciembre de 2015

TAMBORES DE GUERRA EN EL SECTOR ELECTRICIDAD

Escrito por: César Gutiérrez.
Publicado en Utilities Perú*
Martes 1 de Diciembre  del 2015

Rompiendo el clima de abulia en el mercado eléctrico peruano, la semana que pasó se han escuchado tambores de guerra de siete empresas generadoras contra la Ministra de Energía y Minas, Rosa María Ortiz, que se está labrando a pulso el título de la Tatcher del sector energía, al menos ya despidió de diversas dependencias de su sector, a un buen número de funcionarios de carrera, quedándose con “pulpines” para una tarea normativa compleja como le corresponde a su cartera. No contenta con la razia ahora va al ajuste de cinturones de las empresas, aunque repiten los guerreros la trillada frase: “para sus amigos todo, para sus enemigos la ley”.  Vamos por partes para entender la naturaleza del problema

 EL TEMA DE COYUNTURA: LA NORMATIVA DEL MERCADO DE CORTO PLAZO

 En el pliego de reclamos, palabra que suena al ámbito sindical, pero que ahora se aplica a la patronal, hay diversos temas, algunos de ellos que corresponden al pasado cercano y lejano, de difícil solución porque para ello habrá que pasar por las horcas caudinas del Congreso, pero hay uno que está por ocurrir durante el mes de diciembre que está por iniciarse y se refiere al llamado Mercado de Corto Plazo (MCP), que corresponde a las transacciones diarias de compra y venta de energía entre agentes del mercado eléctrico.



Los reclamantes aducen que habían presentado un proyecto legislativo para que sea considerado en las medidas que se emitieron por la delegación de facultades que otorgó el Legislativo al Ejecutivo en meses pasados, donde aspiraban que sean excluidos a tranzar en el MCP, tanto los distribuidores como los grandes usuarios (consumidores mayores a 10 MW). La preocupación reside en que a partir del 01 de enero del 2016, deberá contarse con un Reglamento del MCP, en cumplimiento al artículo 2 del DS-032-2012 (29.08.2012); que ya significaba una prórroga a lo que indicaba el artículo 3 del DS-027-2011-EM (10. 06.2011), donde se esperaba que el reglamento estuviese expedito el 01.01.2012. Es decir que en un mercado tan importante está operando sin reglas definidas desde hace 4 años. Es más el origen  de la necesidad de reglamentación nace en la Ley 28832, denominada “Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, que fue publicada en el diario oficial 23.07.2006. Más de 9 años de dilaciones ya es demasiado tiempo para andarse a tumbos.

 El temor hoy en día es que se permita el acceso al MCP para satisfacer demandas de mediano plazo, dado el bajo precio que se viene registrando en este mercado, por los excedentes de oferta existentes y donde se espera que la media anual de los próximos años no exceda la cifra de 30 US $/MWH (50% del precio del mercado de contratos). Según la Ley 28832, pueden acceder al MCP los distribuidores para atender demandas de sus usuarios libres (consumidores de más de 2.5 MW) o directamente los grandes usuarios (consumidores de más de 10 MW).  En este tema, conociendo el comportamiento de los usuarios libres, difícilmente ellos acudirán al MCP para tener abastecimiento de energía. Los pequeños, que son el 64% (213 clientes libres), no tienen la capacidad técnica para negociar en esas ligas y los grandes 36% (121 clientes libres), donde predominan las mineras, son demasiados conservadores en este aspecto y si bien es cierto sus facturas mensuales pueden ser millonarias, en términos relativos a su estructura de costos no son tan significativas como para tomar riesgos de desabastecimiento.

 En cuanto a los distribuidores, el tomar potencia y energía para atender a los clientes libres, que es lo máximo que podrían hacer porque solo a eso los faculta la Ley 28832 (artículo 11.1 del Capítulo III: El Mercado de Corto Plazo), tampoco le veo que vayan a tomar mayor riesgo. Mi impresión es que se está sobredimensionando las expectativas negativas, lo cual no significa que no se debe estar atento, porque de perpetración de barbaridades ya tenemos experiencia.

EL PASADO INMEDIATO: LA LAXITUD EN EXIGENCIAS A LAS DISTRIBUIDORAS EN EL DL 1221

Haciendo uso de las facultades legislativas, el pasado 24.09.2015; el Ejecutivo promulgó el DL 1221, donde en el artículo 1 se modifican diversos artículos de la Ley de Concesiones Eléctricas (DL 25844), entre ellos el 34.b) donde antes se establecía que las distribuidoras deberían tener contrato con las generadoras para garantizar la demanda del servicio público de electricidad (usuarios regulados), ahora solo se dice que el distribuidor deberá garantizar la demanda. Aún no se sabe cómo será esa garantía, se espera que en el reglamento se precise y en eso se debe trabajar. No hay vuelta atrás por el momento porque la única forma de cambiar el DL 1221, es pasando por el Congreso, tarea nada fácil, pues ahora los legisladores andan preocupados para auparse a algún lista para intentar la reelección. 

LA MALA INTERPRETACIÓN DE LA INTEGRACIÓN VERTICAL CON EL VICEMINISTRO RAÚL PÉREZ REYES A LA CABEZA.

 Otro de los temas que ha estado en la crítica de los operadores ha sido en la posición tomada por Luz del Sur SA, a quien no han querido mencionar, error porque para hacer frente hay que encarar al adversario. El tema viene por la central Santa Teresa construida por la distribuidora Luz del Sur SAA, sin constituir una persona jurídica para tal efecto, como si lo tiene su par el grupo italiano Enel, donde para la distribución tiene a Edelnor SAA y para la generación las empresas Edegel SAA y Eléctrica de Piura SAA.



Aquí hay poco raciocinio, los usos y costumbres han llegado a hacer pensar que un mismo titular no puede hacer las operaciones de Generación y Distribución. El segundo párrafo del artículo 122 de la Ley de Concesiones Eléctricas indica que no hay tal prohibición, si es que en los actos de integración vertical no implican reducción a la competencia.
 La central de Santa Teresa se construye cuando Luz del Sur SAA obtiene la buena pro del concurso organizado por Proinversión, el 13.07.2010; ofreciendo entregar el 15% de la energía producida por las unidades generadoras de potencia no menor a 90.73 MW. A esas alturas era obvio que la ganadora no tenía el 5% de participación del mercado que exige el Reglamento (DS-017-98-ITINCI del 16.10.1998) de la Ley Antimonopolios y Antioligopolios del Sector Eléctrico, Ley 26876 (05.11.1997).

El reglamento de la ley es claro, el porcentaje se mide respecto a los ingresos brutos de las actividades a desarrollar comparándolos a los del mercado total de los rubros distribución y generación en este caso. Es meridianamente transparente que en esa oportunidad, ni actualmente, Luz del Sur SAA está en condición de superar el 5% de integración. Mal hace el Viceministro de Energía Raúl Pérez Reyes, el único viceministro que trabaja a tiempo parcial, para afirmar en una entrevista a RPP que si él hubiese estado a cargo no hubiera dado la autorización. Todo indica que no conoce bien ni la ley ni sus dos reglamentos: DS-087-2002-EM (21.05.2002) , donde justamente se refiere a la evaluación previa que debe hacer Proinversión para estos casos y el ya citado DS-017-98-ITINCI, donde se establece como se evalúa la concentración. 

EN RESUMEN

La confianza en la Ministra no existe, hay demasiadas suspicacias en torno a su accionar y a nombre de ello hemos entrado a una etapa del “vale todo”. Diciembre será agitado, hay que proponer en público si se quieren respuestas públicas. El tema es árido para la prensa diaria pero hay que buscar por todos los actores que se haga docencia y tengamos normativas que orienten convenientemente el mercado, es lo que está faltando hace mucho tiempo. Más personas deben dar opinión técnica valedera, y evitar que esto solo sea una guerra en las alturas con expresiones públicas plagadas de generalidades.




(*)Puede verlo también en:

viernes, 27 de noviembre de 2015

MASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL Y PETROQUÍMICA AHORA

PRECIOS BAJOS Y SOBREPRODUCCIÓN DE GAS NATURAL

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)

En razón del debate suscitado sobre los problemas de la distribución del gas natural en el departamento de Piura, donde a las empresas productoras se les valoriza en el punto de fiscalización a un precio promedio de US$ 3.0 dólares el millón de BTU, y la empresa colombiana Promigas pretende facturar por encima de los US$ 22 dólares el mismo millón de BTU al consumidor residencial. Por ello cabe interrogarse ¿Tanto costaría la distribución de gas natural en Piura?

Si se tiene presente que aproximadamente el 0.44 de un millón de BTU (unidad de calor British Thermal Unit) resulta equivalente en poder calorífico a un balón de 10 kilos de GLP, podemos afirmar que los consumidores del país estamos pagando sobreprecios, precios abusivos por el gas licuado de petróleo, de allí la necesidad de una política de masificación del gas natural sobre todo en los departamentos del sur y norte del Perú, pues el consumidor en lugar de estar pagando más de 36 soles por un balón de GLP debiera estar abonando a lo sumo 12 soles en su equivalente en gas natural.

En tal sentido, lo que está aconteciendo sobre la realidad del gas natural nos debiera preocupar de sobremanera pues se está definiendo el futuro de la industria y poniendo en riesgo su masificación en un contexto de cambio de gobierno donde las empresas transnacionales están decidiendo en última instancia sobre el futuro energético del Perú, en función de su rentabilidad soslayando la masificación.

Así, los representantes empresariales señalan que existe una sobreoferta del gas natural sobre todo de los campos de Camisea, lotes 88, 56, 57 y 58 pero el abastecimiento para el Gasoducto Sur Peruano no está asegurado, pues no contaría con las reservas probadas certificadas.

También se reconoce que lo consumido desde el 2004 a la fecha tanto por el mercado interno y la exportación no supera los 2.5 trillones de gas natural (TFC) y que hay gas en demasía para los próximos 50 años…. pero el Gasoducto Sur Peruano no tiene reservas aseguradas de gas natural. Es decir, existen reservas probadas de gas natural pero las mismas no estarían disponibles para el gasoducto del sur. ¿Cómo entender esta compleja y contradictoria realidad?

Por ello, en una nota periodística del diario de Negocios Gestión del 19 de noviembre el más alto representante de Pluspetrol, empresa responsable de las operaciones de los lotes 88 y 56 señalaba que:

“El gerente general de Pluspetrol, Germán Jiménez, afirmó que el reto genuino que tiene en estos momentos Camisea no es encontrar más gas, sino colocar el que ya produce. Esto  porque la planta de Malvinas tiene un exceso de 30% por reinyección de gas que no utilizan las generadoras eléctricas y que no pueden vender por tener contratos firmados.
“Los generadores eléctricos son nuestros mejores clientes, pero lamentablemente las reglas de juego que tienen en este momento hacen que no necesariamente estén preocupados en consumir el gas, sino de tener contratos. Nos estamos quedando con gas en estos momentos, tenemos recursos y reservas, una capacidad de planta en exceso para lo que se consume”, dijo
A esta situación se suma los bajos precios del gas, lo que impacta directamente en las inversiones que se deberían realizar y que incluso, de mantenerse, podrían influir en la sostenibilidad del negocio, más aún si existe un riesgo de 80% de fracasar en las exploraciones.

BAJOS PRECIOS DEL GAS NATURAL EN PIURA

Con la información disponible al mes de setiembre del 2015 del Reporte Mensual de Hidrocarburos publicado por PerúPetro se exponen los precios del gas natural de los principales lotes productores según la canasta referencial en el punto de fiscalización donde se fijan las regalías por abonar al estado.

Desde el punto geográfico los precios del gas provenientes de los lotes donde se extraen volúmenes de gas natural en el norte del país serían los correspondientes al lote I bajo responsabilidad de la empresa Graña y Montero Petrolera que bajo un contrato de servicios valoriza el precio en 2.91 dólares por millón de BTU.

Luego está el lote II que corresponde a la petrolera nacional Petromont que valoriza el millón de BTU a un precio de 3.03 dólares según la canasta referencial. Se debe tener presente que tanto el lote I como el lote II estarían comprometiendo los volúmenes de gas natural para la empresa Gases del Norte que resulta ser una filial de la colombiana Promigas, la misma que aspira a la distribución de gas natural en Piura y norte del país asumiendo una indeseable posición de dominio.

En la controversia por la distribución del gas natural en Piura debe tenerse en cuenta los precios del lote XIII donde opera la petrolera Olympic que manifiesta dos precios, donde el precio de 1.50 dólares por millón de BTU sería para la generación eléctrica de su planta que tiene una potencia superior a los 45 megavatios, con lo cual aprovecha el energético para sus propias operaciones y el resto lo destina al sistema eléctrico interconectado.

De otro lado, en el mismo lote XIII aparece el precio 1 de un valor de 2.56 dólares el millón de BTU que sería el precio del gas natural para las empresas industriales y pesqueras que le compran este energético que durante tanto tiempo se ha desperdiciado en el norte del país.

Por último, en la misma Cuenca de Talara aparecen los precios del gas natural correspondientes a los lotes VII-VI bajo responsabilidad de la empresa estatal china Sapet por valor de 2.24 dólares el millón de BTU, y los precios del gas del lote X por un valor de 2.16 dólares por millón de BTU, donde opera la también estatal china CNPC.

En resumen, los precios del gas natural fiscalizado que se extrae en Piura en promedio son menores a los 3 dólares el millón de BTU como se puede apreciar en el cuadro respectivo. Sin embargo, esto que debiera ser una ventaja se convierte en un problema pues la decisión sobre el destino final de los hidrocarburos resulta ser una decisión privada, de allí la importancia de apostar por la masificación e industrialización del gas natural en el país

PRECIOS DEL GAS DE CAMISEA: VENTAJA O MALDICIÓN

Con el cuadro en mención se puede observar el precio del gas natural del lote 88 según la canasta referencial donde el precio 1 por un valor de 2.15 dólares el millón de BTU constituye el precio del energético para la generación eléctrica, y el precio 2 equivalente a 3.19 dólares el millón de BTU estaría referido al precio del gas natural para el uso industrial.

Si se tiene presente que la producción fiscalizada al mes de octubre del presente correspondiente al lote 88 supera los 724 millones de pies cúbicos diarios, sea para uso de la generación eléctrica,  industrial, automotor y residencial, tiene un precio regulado, es decir un precio barato que debiera constituir una ventaja competitiva para la industria y los negocios en general.

Sin embargo debiera llamar la atención los niveles de precios del gas provenientes del lote 56 que se exporta en su integridad, y que resultan más baratos a los precios regulados del lote 88. Donde por la naturaleza de su determinación al precio final de destino de exportación se le deben restar los distintos costos asumidos, tal como lo determina la teoría del precio hacia atrás (Net Back Price) 

Sin una regulación explícita, es decir por la fuerza del libre mercado, los precios del gas natural proveniente del lote 56 para la exportación se constituyen en uno de los más baratos del mundo pues fluctúan entre 0.32 centavos de dólar por millón a 1.76 dólar el millón de BTU según sea el mercado final, como el deprimido mercado norteamericano que tiene como fijador el precio Henry Hub  y/o algún mercado asiático.

Lo cierto y evidente que con precios de 0.32 centavos por millón de BTU las regalías del 40 por ciento por percibir resultan francamente miserables, de allí la necesidad de renegociar los lesivos contratos de exportación que se asumieron durante  el gobierno del presidente Toledo.


Por el contrario, un nuevo gobierno que asuma  la defensa del interés público sobre el interés privado debe favorecer la masificación del gas natural a lo largo y ancho del país, apostando por políticas de valor agregado que permitan aprovechar el metano y etano contenido en el gas natural, las mismas que se desperdician en la generación eléctrica, haciendo realidad la petroquímica básica y avanzada.


viernes, 13 de noviembre de 2015

OSINERGMIN RECHAZA ASALTO TARIFARIO

OSINERGMIN RECHAZA ASALTO TARIFARIO
PIURA EXIGE TARIFAS BARATAS  CON GAS DE LA REGIÓN

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)

Respecto al problema de la masificación del gas natural en el departamento norteño de Piura, son cada vez más evidentes y graves los cuestionamientos al proceso de adjudicación de la distribución de gas natural a solicitud de la empresa Gases del Norte; éstos provienen de diversas instituciones, medios de comunicación, el colegio de Ingenieros de Lima y la región, frentes de defensa, federación de trabajadores petroleros y afines, alcaldes, regidores entre otras razones por los altos costos que tendrían las tarifas residenciales y del pequeño comercio, que pondrían en riesgo la esperada masificación.

En el mismo sentido, llama la atención la preferencia del Ministerio de Energía y Minas por medio de la Dirección de Hidrocarburos (DGH) para favorecer este lesivo proceso que violenta el ordenamiento legal, que acusa una falta clamorosa de competencia y la debida transparencia para el otorgamiento sí o sí de  la concesión de la distribución de gas natural  a favor de la empresa colombiana Promigas que adopta el nombre de Gases del Norte S.A.C. (Gasnorp). 

Frente a esta realidad el organismo regulador Osinergmin mediante el oficio Nº 1045-2015-GART dirigido a Gasnorp con fecha 06 de octubre se ratifica en el contenido de las 58 observaciones efectuadas. Así, en un lenguaje técnico y edulcorado, el regulador le dice a la empresa colombiana : “De la revisión de la documentación señalada se evidencian nuevos criterios e información que no corresponde con los supuestos considerados en la propuesta presentada por su representada a este organismo, por lo que resulta necesario que la nueva información sea evaluada y tomada en consideración por su empresa para la formulación de una nueva propuesta tarifaria, la misma que será evaluada de conformidad con el procedimiento previsto(…) En tal sentido, este organismo reiniciará el procedimiento el procedimiento de evaluación de la propuesta tarifaria a la presentación del estudio tarifario solicitado que deberá considerar los nuevos criterios e información ya indicados”.

En el fondo se cuestionan la falta de base y sustento de la propuesta tarifaria presentada ante dicho organismo; sea por la ausencia de reservas aseguradas de gas natural, el alto costo de las tarifas finales que asumirían los usuarios residenciales y del pequeño comercio, por los altos montos de inversiones injustificados que encarecen indebidamente el proyecto de construcción que finalmente será repagado por los consumidores. Las notorias diferencias entre la propuesta original anualada en competencia con Sechura Oil & Gas y la propuesta final de Gasnorp como único participante ante el ministerio del sector en el proceso de solicitud de la concesión.

A ello debe sumarse la débil penetración en el mercado de combustibles a través de las estaciones de gas natural vehicular (GNV) ofreciendo la construcción a lo mucho de cinco estaciones en más de 10 años, cuando en el proceso anulado con la debida competencia ofertaban por lo  menos el levantamiento de diez estaciones.
Si a ello se agrega la posible violación del derecho de propiedad sobre el uso y usufructo de los ductos de gas natural que serían transferidos a Promigas lo cual también significaría un incremento del costo de las tarifas eléctricas para el sufrido consumidor piurano, afectando de paso la competitividad de la refinería de Talara bajo responsabilidad de PetroPerú, cuyos ductos de gas también serían transferidos.

Se debe tener presente que los ductos de gas natural que son utilizados para la generación eléctrica por la empresa EEPSA más conocida como Eléctrica de Piura S.A. perteneciente al Grupo Endesa, la cual es una unidad de generación que asumió como activos las instalaciones, centrales térmicas de Malacas y Verdún con  los ductos de gas respectivos  mediante el proceso de privatización en 1996. 
Es decir, la cuestionada concesión de la distribución de gas natural tiene tantas observaciones, vacíos, inconsistencias técnicas, económicas siendo las más graves a mí entender la falta de las reservas disponibles de gas natural para alimentar la distribución en la región, es decir no hay seguridad de suministro, pues la colombiana Promigas  no cuenta con campos propios de hidrocarburos. Y en segundo lugar, si se comprometen las reservas de gas natural del lote I y V bajo responsabilidad de la empresa Graña y Montero Petrolera S.A. las condiciones de su venta exigen la autorización de PerúPetro S.A. empresa estatal de derecho privado que a nombre del estado resulta el titular, es decir, propietario del gas natural, por la naturaleza de ser ambos “contratos de servicios”.

En tal sentido, el gas ofrecido por la empresa Graña y Montero para alimentar la distribución es  propiedad del estado a través de PerúPetro que tiene entre sus objetivos según ley de Organización y Funciones Nº 26225 en el artículo 3 inciso f)” Comercializar, exclusivamente a través de terceros…. Y bajo los principios de libre mercado, los Hidrocarburos provenientes de las áreas bajo Contrato, cuya propiedad le corresponda”

Por tanto, el gas natural proveniente de los lotes I y V que alimentaría la distribución por ductos en la pretendida concesión de Promigas debería ser licitado respetando los principios de la libre competencia. Al respecto ¿Qué opina PerúPetro sobre estas anomalías?.

 En tercer lugar, y tal vez el más importante para el consumidor se relaciona con las abusivas tarifas eléctricas residenciales que se pretendían cobrar, que como se analizó en un artículo anterior, no resultan promocionales ni competitivas para sustituir la demanda del gas licuado de petróleo (GLP) que sería el combustible al cual el gas natural distribuido por ducto debería remplazar.

SIN SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO

Al respecto cabe señalar que tanto el Ministerio de Energía y Minas como el Osinergmin señalan reiteradamente que Promigas no tiene ni asegura las reservas de gas natural para la pretendida concesión de la distribución por ductos en la región Piura que a diferencia de Huaraz, Chimbote, Trujillo, Pacasmayo, Chiclayo y Lambayeque, sí cuenta con reservas de gas natural y por tanto no dependería del transporte del gas de Camisea.

Dicho sea de paso la distribución de gas natural por ducto para dichas regiones que también son responsabilidad del Consorcio Promigas-Surtigas bajo la denominación de “Proyecto de Masificación del Uso de Gas Natural a Nivel Nacional Concesión Norte” que se suscribió el 31 de octubre del 2013 tenía como fecha estimada para la puesta en operación comercial el 31 de octubre del 2015. Es decir, ya debería estar inaugurada y operando comercialmente, y los organismos responsables callan en todos los idiomas esta falta de cumplimiento. ¿Así, pretenden la distribución por ductos para Piura para tener un poder de dominio del mercado de distribución?

Por ello, para el caso de Piura la observación fundamental del organismo regulador al respecto  era que “El volumen de gas contratado con los productores, Petrolera Monterrico S.A. y Graña y Montero Petrolera S.A., no cubriría, a partir del segundo año, la demanda total de la concesión”…
Es más, tal como se puede observar en el párrafo y  cuadro respectivo del informe Técnico-Legal de la DGH Nº 012-2015 del MEM se señala la insuficiencia del suministro sea esta medida en volúmenes de millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) o metros cúbicos diarios frente a la demanda de gas natural, donde es evidente el desbalance entre la oferta y demanda:

“…No obstante la aceptación de la modalidad contractual empleada, según lo señalado en el párrafo precedente; habiéndose efectuado la comparación de los volúmenes de Gas Natural comprometidos en el referido Contrato de Opción para los años 2017 a 2021, se aprecia que estos no resultan suficientes para cubrir la demanda proyectada a partir del año 2018, según los estimados anuales contenidos en el Anexo I de la documentación presentada con el expediente de la referencia b), tal como se muestra a continuación:





Se trata de alcanzar la competitividad con energía a precios razonables que sustituyan nuestra dependencia del petróleo para favorecer el gas natural que tenemos en abundancia no solamente en Camisea sino también en el norte del país. En especial el interés de los consumidores residenciales y del pequeño comercio cuya demanda es una fracción de la demanda total es la vigencia de una tarifa barata que sustituya con creces la dependencia del gas licuado de petróleo (GLP), cuyo precio en una zona productora como Piura supera los S/ 36 soles el balón de 10 kilos.

El interés de las empresas privadas en especial de la colombiana Promigas es la maximización de las utilidades por medio de un poder de dominio del mercado privilegiando la demanda de las grandes empresas de la región y realizando pingues negocios. En esa disyuntiva se tiene que privilegiar el interés público sobre el privado.

Por ello, si en verdad se demanda una real masificación del gas natural en la región más que una nueva propuesta tarifaria que reproducirá los vicios y vacíos por la falta de suministro de gas natural, se recomienda anular el presente proceso de adjudicación a solicitud de parte llevado a cabo contra viento y marea por la colombiana Promigas y que sea un organismo experimentado con capacidad  técnica como Proinversión el responsable de convocar a una licitación abierta y transparente donde la condición fundamental sea la competencia, es decir que existan dos o más postores, y en segundo lugar que aseguren seriamente el suministro de gas natural en el largo plazo.



viernes, 6 de noviembre de 2015

LECCIONES A PARTIR DE PETROPERÚ Y EL LOTE 192

Escrito por Pedro Maldonado Santiago*

Publicado en la Revista IDL (noviembre 2015)**


Muchas idas y venidas se siguen dando entorno a Petroperú y la posibilidad de que retome la actividad de exploración y producción de petróleo (el llamado upstream de la industria petrolera). Lo cierto y evidente es que en cada gobierno de turno, desde la dictadura de Fujimori, hasta la fecha, han ido desmantelando y orquestando toda una campaña de desprestigio desde el MEF, MEM, Perupetro y toda la prensa de la concentración de medios, contra la empresa pública, para terminar de liquidarla, favoreciendo intereses ajenos al país. Este es el contexto en el que se desarrolla todo el debate sobre si debe explotar o no Petroperú el Lote 192 (antes 1-AB); ¿cuáles son las lecciones de todo este proceso?

La predica liberal de que el Estado per-se es ineficiente es sólo una excusa para impedir la modernización y fortalecimiento de Petroperú, es decir impedir la integración de las operaciones de refino con la producción de petróleo, sobre todo que pueda explotar lotes petroleros con reservas probadas porque de esta forma minimiza el riesgo de la inversión, para lo cual no necesariamente asumiría el control de los yacimientos sino que puede ir de manera asociada. Pero bajo el ropaje del tecnicismo, los tecnócratas del Ejecutivo, los Ministros y demás especialistas lobistas han impedido la participación de Petroperú en el upstream, actuando al servicio del capital privado, o de capitales particulares, favoreciendo a cualquier inversionista menos a Petroperú, como lo ocurrido en los casos de los lotes III y IV que fuera operado por Interoil y pasaron luego casi a dedo al Grupo Graña y Montero con el favor del Ministerio de Energía y Minas. En el caso del lote 64 bajo control de la empresa estatal desde el 2013, ahora está en “stand by” y con riesgo de ser devuelta, pues la última palabra para aprobar el plan de explotación y desarrollo de ese lote la tiene el MEF.

De la fragmentación al desprestigio

Bajo las premisas de reestructurar la economía, desplazaron al Estado como motor impulsor de la economía con las reformas de 1990, decían que el inversionista privado era el único eficiente; “el que lo puede todo”, así el capital público era el malo de la película. Luego continuaron con “la construcción del segundo piso”, siguieron privatizando y a la par iban debilitando toda inversión pública que aún quedaba en pie. ¿Y la regulación?: Un saludo a la bandera!!!

Así, en el sector petrolero se privatizó mal barateando los activos públicos, primero en 1992 con la venta de los grifos, luego vendieron Solgas a precio subvaluado, a fines de 1993 fueron las operaciones en altamar con Petromar (hoy operado por Savia Perú) y Petrolera Transoceánica, en 1996 la Refinería la Pampilla, después transfirieron los lotes 8/8X, X/XI (con reservas probadas), continuaron con la venta de las plantas lubricantes (Petrolube); alquilaron a la norteamericana Maple la refinería de Pucallpa, vendieron los terminales marítimos (hoy operados por Graña y Montero); de esta forma redujeron a Petroperú a las operaciones de cinco refinerías siendo la principal la refinería de Talara, además de comercializar combustibles como distribuidor mayorista y tener el control del Oleoducto Norperuano.

Cabe destacar que el proceso de privatización de 1990 al 2001 fue investigado por La Comisión de Delitos Económicos y Financieros del Congreso de la República, concluyéndose que los activos públicos (de todos los peruanos) en el caso de Solgas, Refinería la Pampilla, Petrolera Transoceánica fueron subvaluados y que existen indicios en la transferencia de los lotes petroleros de información privilegiada, pero dicha comisión no logro continuar el trabajo.

Destacamos también que Petroperú, en la actualidad, a pesar de estar reducida en la práctica como empresa refinera, es líder en ingresos en la economía peruana (desplazando a su competidor directo La Pampilla y a las empresas mineras), donde el 98% de sus ingresos proviene de la producción y comercialización mayorista de combustibles, el 1% del transporte de crudo por el Oleoducto y otro 1% restante son ingresos por servicios (almacenamiento, arrendamiento, alquiler, despacho de combustibles, operaciones de terminales, entre otros). Aunque en algunos períodos ha registrado utilidades reducidas o pérdidas como en el 2008 y 2014, debe saberse que en líneas generales la empresa estatal mantiene una buena rentabilidad y sus ganancias netas serían mayores si es que desde el MEF no se ocuparan en descapitalizarla.



Así es, a pesar de la trabas que le ponen a Petroperú desde el MEF, abastece con eficiencia el mercado interno de combustibles, pero tiene que asumir una serie de «Partidas Inusuales» y «Cargas Excepcionales» por su naturaleza de Empresa Pública, como es el no recuperar el IGV por las Ventas en la Amazonía desde 1999 hasta la fecha, asumir las Cargas Pensionarias de las Unidades Privatizada (S/ 65 millones anuales en promedio) y mantener Contratos Anti-económicos con empresas privadas. Todo ello le resta rentabilidad a Petroperú, sin embargo genera excedentes económicos positivos posicionándose en el primer lugar entre las empresas del sector con mayores ingresos, ganancias operativas y netas. Entonces: ¿dónde queda eso de que Petroperú es ineficiente y sólo genera pérdidas, como algunos “especialistas” arguyen?.

Como se dice popularmente en cada gobierno le metieron uña a lo que iba quedando de Petroperú, siguiendo políticas de pirañas, usándola como caja chica (recuérdese la remodelación de Palacio de Gobierno a finales del 2001), cargándole una serie de costos y gastos que una empresa privada como Relapasa (dueña de refinería La Pampilla), por ejemplo, jamás aceptaría, con el objeto de mostrar a Petroperú como ineficiente, ¿para qué?, para alimentar la campaña de desprestigio y así tener la excusa para terminar de extinguirla.


Es en este debate que sale a la luz el IGV no devuelto a Petroperú por la venta de combustibles en la Amazonía, donde el MEF para lavarse la mano como Pilatos cede y acepta la devolución del IGV, pero a partir de octubre de este año, así lo estipulan en el Decreto Supremo 266-2015-EF, pero los S/ 1,900 millones que le deben a Petroperú en 15 años no serán devueltos, es decir el Estado “le tira cabeza a su propia empresa”, cuyos montos servirían para asumir en gran parte los compromisos de inversión para modernizar la Refinería de Talara o para cubrir los requerimientos de inversión en el Lote 64. 


¿Por qué insistir en Petroperú?

La defensa de Petroperú como empresa estratégica, es la defensa por la soberanía de nuestros recursos naturales, la defensa por el consumidor y por capitalizar al país, pero manteniendo en armonía Estado y empresa con el medio ambiente y respetando los derechos de las comunidades.

No se trata de ningún capricho ver a Petroperú en forma integrada. En un escenario de crisis mundial y de disputas por reservas energéticas, tener el control público de algunos lotes petroleros para producir de manera eficiente y oportuna combustibles limpios y a precios justos, aliviaría la dependencia energética de comprar crudo y combustibles del exterior, con lo cual se alivia a la economía del país la salida de divisas para dichas compras.

Así, la modernización de la Refinería de Talara y la producción de petróleo de parte de Petroperú van de la mano y es que “del mismo cuero sale la correa” Con el flujo de caja que se iría generando con la explotación del lote 64 y el lote 192 se garantizaría el cumplimiento de las obligaciones que se van generando para modernizar la Refinería de Talara. Además al producir crudo se dejaría de importar o comprar en el mercado interno, aumentando la renta petrolera.

Además produciendo petróleo Petroperú se hará más transparente la estructura de costos para la determinación de los precios finales de los combustibles y se evitaría la especulación de que a pesar de ocurrir bajas en el precio internacional del crudo los consumidores sigan pagando precios altos.

Debemos recordar que los titulares del MEF y el MEM se oponían a modernizar la refinería de Talara y a fortalecer las operaciones de Petroperú y al igual que ahora sostenían que la empresa estatal no tiene condiciones para asumir ese proyecto, incluso deslizaron la idea de venderla. Así es que desde el MEF sacan la Ley 30130 a fines del 2013 para modernizar la Refinería de Talara con una inversión de US$ 2,730 millones, pero con dos condiciones: que se aumente de 20% a 49% la cantidad de acciones a venderse en Bolsa (Art. 3) y que Petroperú no emprenda ningún proyecto que le genere pasivos (reales o a futuro), mientras no pague los préstamos de Talara (Art. 6). En el fondo restringieron más a Petroperú y sus propios accionistas y directorio negaron la Ley 28840 de Fortalecimiento y Modernización de Petroperú.

Es decir por ley Petroperú puede operar lotes petroleros, pero ideológicamente consideran que los capitales privados o de particulares son los que deben operar en los lotes hidrocarburíferos, cuando en los hechos la presencia de capitales estatales en el sector ya tiene 20 años y de eso no dicen nada. Muchos investigadores ya publicaron en diversos medios, la presencia estatal de terceros países en el sector de petróleo y gas, dicha información figura en los reportes del Ministerio de Energía y Minas, así como Perupetro, y eso lo sabe Pro-Inversión, lo sabe el MEF, pues han negociado diversos contratos de inversión no solo para la explotación de petróleo. Así, tenemos la presencia de grandes empresas estatales provenientes de países vecinos como Brasil, Colombia y del continente Asiático.

Más del 43% de compras realizadas por Petroperú a los principales contratistas que proveen de bienes y servicios, principalmente por la venta de crudo a Petroperú, son con empresas contratistas cuyos accionistas principales son empresas estatales de terceros países.

Aspectos Pendientes

La aprobación por insistencia de la Ley que incorpora una cuarta disposición complementaria final a la Ley 30130 (Ley que declara de necesidad pública e interés nacional la modernización de la refinería de Talara….), donde se estipula que Petroperú puede participar en la explotación del Lote 192, cuando culmine el contrato por dos años con la empresa canadiense Pacific Stratus Energy, es positivo, es un avance en el proceso de defensa de los intereses nacionales en la actividad petrolera, sin embargo la norma dice que debe haber una evaluación de Perupetro y debe exceptuarse la aplicación del artículo 6 en el caso de suscribir el contrato del Lote 192. ¿Y si Perupetro no da el visto bueno? ¿Cómo queda el lote 64? ¿Y la posibilidad de participar en otros lotes? ¿Por qué no se pidió la derogación del art. 6 de la Ley 30130?

La experiencia nos enseña que desde el Ejecutivo una y mil veces han sacado la vuelta a las leyes, o han sorprendido con Decretos de Urgencia, desnaturalizando las normas originales. Además no hay garantías de que el MEF y el MEM muestren su apoyo, en este proceso de fortalecimiento.

Con este debate debe ponerse en agenda modificar los contratos petroleros para hacerlos más democráticos, donde la Ley de la Consulta, no sea una formalidad. No basta con un fondo del 0.75% del valor de la producción fiscalizada del lote 192, que beneficiará a las comunidades nativas del área de influencia, lo que debe exigirse es hacer más activo la labor reguladora del Estado, incorporando a las comunidades en buena parte del proceso del monitoreo ambiental. Así como se le exige a Petroperú las condiciones técnicas de operar lotes petroleros, ¿se encuentra preparada la empresa estatal para establecer políticas ambientales y sociales en el Lote 192 y en otras zonas del país?

(*) Investigador en energía, minas e infraestructura
pems.maldonado@gmail.com



sábado, 24 de octubre de 2015

ASALTO TARIFARIO AL USUARIO EN PIURA (Parte 1)

PAGARÍAN SOBRE PRECIO POR LA DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)

Siempre hemos apostado por la masificación del gas natural en nuestro país con un energético que tenemos en abundancia y que gracias a Camisea con la explotación del lote 88  ha cambiado el patrón de consumo energético disminuyendo en parte nuestra dependencia en relación al petróleo importado. Con el precio regulado  del gas de Camisea el país ha ganado competitividad en lo referente al costo de la energía, más de 300 mil vehículos se benefician del Gas Natural Vehicular (GNV) y Gas Licuado de Petróleo (GLP)  provenientes de dichos campos, adicional a ello más de 160 mil hogares en Lima se benefician de las bondades de un energético limpio y barato.

La misma realidad quisiéramos para Piura, un departamento rico en hidrocarburos donde se demanda la puesta en valor de los recursos naturales como el gas natural con responsabilidad pues hasta no hace mucho tiempo se quemaba y/o se ventea el gas natural con la autorización del Ministerio de Energía y Minas, lo cual constituye una aberración económica.

En tal sentido, el precio final que abonará el consumidor residencial, el pequeño comercio y el pequeño industrial de Piura  serán más del doble en relación a los precios finales que tiene que asumir su similar en Lima, que resulta abastecido por la empresa Calidda, que tiene como principal accionista a la empresa colombiana Promigas S.A., tal como se puede observar en el cuadro “Competitividad GasNorp vs Calidda” información obtenida de las observaciones realizadas por el organismo regulador Osinergmin en el Informe Nº 0509-2015-GART del 25 de agosto del 2015. El documento citado se denomina “Observaciones al Plan de Desarrollo Inicial y Propuesta de Tarifas Iniciales de la solicitud de concesión del servicio de distribución por red de ductos en Piura, presentada por la empresa Gases del Norte del Perú S.A.C.”

La empresa Promigas S.A. Esp y subsidiarias es una empresa que tiene como principal accionista a la Corporación Financiera Colombiana S.A. con el 34.22 por ciento de participación y la Empresa Eléctrica de Bogotá (EEBGAS S.A.S.) con el 15.84 por ciento de participación.

A su vez Promigas S.A. participa con el 40 por ciento de participación en Gas Natural de Lima y Callao S.A.C. más conocida como Calidda responsable de la distribución del gas natural proveniente del lote 88 de Camisea. Se debe tener presente que  Promigas también tiene una participación del 100 por ciento en Gases del Norte del Perú S.A.C. (GasNorp) y del 100 por ciento en Gases del Pacífico S.A.C., y tiene la concesión en la distribución de gas natural en Chimbote, Trujillo y Chiclayo.

Y, como si fuera poco en la “posición de dominio” aspira también a tener a su cargo la distribución del gas natural en Piura, gracias a un cuestionado proceso ausente de transparencia con la complicidad del Ministerio de Energía y Minas.

Como es evidente en el cuadro respectivo en la propuesta observada por el organismo regulador, Gas del Norte (Promigas) pretende cobrarle al usuario final de Piura sea éste residencial y del pequeño comercio un precio final de US$ 22.8 dólares por millón de BTU (Unidad calorífica aproximadamente equivalente a 1,000 pies cúbicos), cuando su similar de Lima con el gas que distribuye Calidda está abonando un valor de US$ 10.1 dólares por millón de BTU.

Como bien hace el organismo regulador al señalar en el documento citado, Promigas no demuestra las razones ni los determinantes de los costos de inversión por los cuales el consumidor de Piura tendría que pagar como precio final un valor de US$ 22.8 por millón de BTU más que duplicando los precios finales que asume el consumidor residencial de la capital.

Se debe  asumir que en dicho precio final está contenido el precio en boca de pozo, el precio al cual vende el productor del gas natural al interesado, el costo del transporte a través de ductos y el precio de distribución que abonará el consumidor final, tal como se puede apreciar en el cuadro respectivo.

En principio, se debe reconocer que el precio final que abona el consumidor residencial y del pequeño comercio de Lima y Callao corresponde a una tarifa regulada, y a pesar de recorrer del Campo Malvinas en Camisea más de 1,000 km hasta llegar al City Gate de Lurín y de allí distribuirse a través del anillo que rodea la ciudad capital para abastecer a los clientes libres y regulados.

VENDE LO QUE NO ES SUYO

El gas natural que estaría detrás de la distribución de GasNorp (Promigas) provendría  de los lotes de Graña y Montero (lote I) y Petrolera Monterrico (lote II), empresas que venderían el gas a precio de mercado, es decir a precios libres poniendo en riesgo la masificación en Piura, con el agravante que según el Libro de Reservas de Hidrocarburos (varios años) publicado por el Ministerio de Energía y Minas, no aseguran el abastecimiento seguro y oportuno para una concesión que tendría más de 20 años, lo cual resulta extraño con el beneplácito del ministerio del sector.

La empresa de hidrocarburos Graña y Montero Petrolera tendría en el lote I no más de 63 billones de pies cúbicos que resultan insuficientes para abastecer a los clientes libres y regulados a los cuales tendría que abastecer la distribución de GasNorp. Así, el  documento del Osinergmin entre sus 58 observaciones realizadas, las más relevantes en la propuesta de distribución de GasNorp (Promigas) enfatizan que:

1.  “El volumen de gas contratado con los productores, Petrolera Monterrico S.A. y Graña y Montero Petrolera S.A., no cubriría, a partir del segundo año, la demanda total de la concesión”
2.  “La Propuesta Tarifaria no cuenta con los sustentos de costos de inversión, es decir costos unitarios desagregados por materiales, equipos, instalación-tipo de terreno, gastos generales y utilidad del contratista entre otros”….
3.  “Las tarifas de distribución resultan elevadas respecto a las concesiones existentes, lo cual le quita competitividad al gas natural en la Región Piura, con el consiguiente riesgo de no concretarse las conversiones a este combustible.”

Al margen de los altos costos de distribución que no han sido explicitados, la empresa Graña y Montero Petrolera S.A. estaría ofreciendo un gas natural que no le pertenece pues por la naturaleza de “contrato de servicios” los hidrocarburos sea petróleo crudo y gas natural extraídos resultan propiedad del Estado; es decir, PerúPetro  le abona una retribución a la petrolera y el estado asume la titularidad sobre los recursos, por tanto el propietario de los hidrocarburos es PerúPetro a nombre del Estado.

Por ello resulta contradictorio que siendo Piura región productora de hidrocarburos, donde el principal abastecedor de gas natural para la distribución es el lote I bajo responsabilidad de Graña y Montero, en un “contrato de servicios”, el consumidor residencial y el pequeño comercio tengan que abonar abusivos precios finales por el gas natural, que están duplicando los precios de Lima.

Ello solamente se explicaría  por las anormalidades contractuales en un lesivo y nada transparente proceso de licitación que se ha cocinado en el Ministerio de Energía y Minas en los dos últimos años, carente de competencia donde se pretende asignar directamente, es decir “a dedo” a la empresa colombiana GasNorp, es decir Promigas S.A., la concesión del servicio de distribución por red de ductos en Piura, afectando como afirma el documento del organismo regulador la competitividad y los intereses de los consumidores.