Para bien del país se ha aprobado por mayoría en la Comisión de Energía y Minas del Congreso de la República, el primero de octubre un dictamen que promueve la inversión en la industria petroquímica. Este se verá en el próximo pleno según el orden de prioridades del poder legislativo. Aunque lo ideal sería que antes del 25 del presente mes sea aprobado el referido dictamen de suma importancia para el Perú.
El proyecto enviado por el ejecutivo en el mes de abril ha experimentado una serie de aportes y modificaciones propio de la labor legislativa, pues no solamente se declara de “interés nacional y de necesidad pública”, el desarrollo de la industria petroquímica básica, intermedia y final a partir del gas natural de Camisea y de otros lotes hidrocarburíferos, sino también se reconoce una tímida intervención del Estado. También se amplía el campo de acción de Petroperú para que pueda participar en la industria petroquímica básica e intermedia, y se apuesta por una industria naciente que exige la mejor tecnología con maquinaria nueva, rechazando los lobbies rentistas que querían desempacar maquinaria de segunda.
En el artículo primero se expone, declárese: “interés nacional y de necesidad pública el fomento, la promoción y el desarrollo de la Industria Petroquímica, bajo criterios de responsabilidad socio-ambiental y de competitividad, priorizando el uso de avanzada tecnología y economías de escala competitivos internacionalmente. Todo ello en el marco de un desarrollo integral y equilibrado del país y mediante el apoyo a la iniciativa privada para el desarrollo y puesta en marcha de la infraestructura técnica, administrativa, operacional y de recursos humanos a través de los Polos de Desarrollo”.
En verdad, esto constituye un avance frente al proyecto original del ejecutivo que tenía una posición reacia a tal principio. Es más, contradictoriamente se han declarado de interés nacional proyectos mineros y reservas naturales, por tanto no se entendía las razones por las cuales existía una renuencia a declarar tal status a una industria que promueve el valor agregado a partir de la transformación del metano y etano, que inicialmente posibilite la producción de urea, fertilizantes, amoníaco para más tarde producir explosivos, plásticos, etc. Así, de importadores de fertilizantes y urea pasaríamos a realizar exportaciones una vez cubierto el mercado interno, capitalizando el país.
ESTADO Y REGULACIÓN
En la experiencia internacional el desarrollo de la industria petroquímica en la mayoría de países ha sido posible con la intervención del Estado. Es el caso de Argentina, Brasil, Trinidad y Tobago, México, Arabia Saudita por mencionar algunos. Por ello, es importante insistir en el rol regulador del Estado en la determinación del precio de no haber acuerdo entre las partes, es decir, entre el productor del gas natural (Pluspetrol) y las empresas que aspiran hacer petroquímica.
En una economía social de mercado, el rol del Estado debe superar el “corset” de la subsidiaridad en la economía que solamente existe en los manuales de economía. En la práctica el Banco Central de Reserva compra o vende dólares todos los días, en lo que se denomina flotación sucia. Es más, de no hacerlo así el precio de la divisa americana estaría por debajo de los 2.50 nuevos soles.
El ministerio de Energía y Minas todas las semanas aporta o compensa al Fondo de Estabilización de Combustibles para evitar trasladar el íntegro del incremento del precio internacional del petróleo a los consumidores, lo que hasta ahora constituye un subsidio encubierto que resulta más barato frente a la recaudación que realiza el MEF por rodaje, selectivo al consumo de combustibles y el impuesto general a la ventas (IGV) recaudado en el mercado de combustibles.
Es más, en el 2005 en la Comisión de Proinversión del Congreso de la República, el actual presidente del Consejo de Ministros convocó a los diversos actores del mercado del gas licuado de petróleo (GLP), empresas productoras, envasadoras, comercializadoras y distribuidoras para corregir las distorsiones del libre mercado, en el sentido que el precio del GLP en el mercado local no podía ser superior al precio de exportación que realizaba Pluspetrol en la forma de propano y butano. Es decir, no resultaba razonable que el precio interno del GLP fuera superior al exportado.
Por último, el actual ministro de energía y minas en agosto del 2006 negoció exitosamente con la empresa argentina Pluspetrol, la determinación del precio en el gas natural que estaba fijado a un factor de ajuste dependiente de los precios internacionales de los petróleos industriales, que se habían disparado con el precio del crudo internacional. Es más, fue una de las pocas negociaciones positivas promovidas desde el Estado frente a un contrato que podía ser perjudicial al interés social si se aplicaba al pie de letra, desmiente la monserga liberal de la inviolabilidad de los contratos.
Estas son algunas lecciones prácticas del rol del Estado como regulador en la economía real, al margen de ideologías y fundamentalismos, que este gobierno debiera asumir como una forma inteligente de intervención del Estado con el mercado.
Estas son pruebas plenas del rol regulador del Estado cuando existe voluntad e interés político por superar las limitaciones o “fallas del libre mercado”. Por ello, se debe insistir en el rol regulador del Estado en la industria petroquímica en caso de no existir acuerdo entre las partes interesadas, en lo referente a la determinación del precio del gas natural.
Así, en el artículo 4 se afirma que: “Los precios del Gas Natural y Condensados en el Punto de Fiscalización de la producción que se destine como insumo para la Industria Petroquímica, serán el resultado de las negociaciones entre el Productor Industrial y el Contratista. Como resultado de dichas negociaciones, los precios pactados podrán ser menores a los que rigen para otros usuarios….
(…) En caso que las partes no lleguen a un acuerdo en el precio, el Estado podrá actuar como facilitador, en aras de coadyuvar al mejor entendimiento en beneficio del desarrollo del país.”
Desde nuestro punto de vista no resulta suficiente señalar que el precio del gas natural para la petroquímica podría ser menor al precio que pagan otros usuarios, sean empresas eléctricas o industriales. Esto resulta fundamental, ante la rigidez de la oferta, en el sentido que las empresas que están en el Lote 88 y 56 son casi las mismas y aspiran a vender el gas al mayor precio incluyendo en el mismo un mayor abono de regalías para el Estado. En verdad, se debe reconocer que el negocio de las mismas, sea Pluspetrol, Repsol/YPF, Hunt, SK de Corea, Sonatrach, es la exportación.
De otro lado, las empresas que desean realizar inversiones en la petroquímica quisieran el precio más bajo del insumo de acuerdo a los volúmenes de inversión requeridos. En tal sentido, el precio razonable “ni muy caro ni muy barato”, está en función al precio de exportación del gas natural, pues sería absurdo que el gas que se exporte del Lote 56 y del Lote 88 sea más barato que el gas para la petroquímica que genera un mayor valor agregado. De allí, ¡la importancia del rol regulador del Estado!
Por tanto, el Estado no puede ni debe claudicar a su rol regulador que no resulta equivalente al de “facilitador” entre las partes interesadas. El primero tiene un carácter vinculante y de obligatoriedad, en cambio el rol “facilitador” es propio de los conciliadores extra judiciales. El papel del Estado no podría ser reducido al de un agente que facilite una negociación donde están de por medio intereses nacionales, y en juego una estrategia de desarrollo que como lo ha señalado el señor Presidente de la República resulta fundamental para el país: el fomento de políticas de valor agregado a los recursos naturales.
¿A QUÉ PRECIO SE DEBE VENDER?
En la presente coyuntura existen varias formas en nuestro país para la determinación del precio del gas natural. La primera data de los inicios de los noventa cuando se fijó el precio del gas natural como equivalente al 10 % del precio internacional del petróleo industrial 6, como fue el contrato de venta de gas para la electricidad en Talara, entre el lote Z-2B bajo responsabilidad de Petrotech y la Empresa Eléctrica de Piura S.A. Este fue un mecanismo válido mientras el precio del crudo y derivados se mantuviesen relativamente bajos, a menos de 30 dólares el barril del petróleo industrial.
Así, por ejemplo el 10 % de 30 dólares era el valor o precio de un millón de BTU (MMBTU unidad de calor) aproximadamente 1,000 pies cúbicos (volumen). Es decir, pagar US $ 3 dólares por millón resultaba aceptable para la empresa eléctrica. Mas cuando el precio del petróleo industrial bordeo los 50 dólares el barril, el millón de BTU subía a 5 dólares. Por ello, se buscó otros sustitutos más económicos e incluso se firmaron otros contratos que debieran ser materia de investigación por la Comisión de Energía y Minas del Congreso de la República ante la inopia del organismo supervisor de los contratos: PerúPetro .
En un segundo término, en el contrato de Camisea el precio del gas natural tenía dos tarifas, según se tratara del consumo para la generación eléctrica o para uso industrial, multiplicado por un factor de ajuste que dependía de la canasta de petróleos residuales industriales de Rótterdam, New York, y Costa Oeste de USA. Este contrato fue firmado en el 2001 durante el gobierno de transición, y en verdad nadie tenía una “bola de cristal” para predecir la tendencia alcista a partir de fines del 2003.
Así, el precio del gas natural para la electricidad era de US$ 1 dólar por millón de BTU multiplicado por el factor de ajuste referido. Esta determinación fue renegociada positivamente en agosto del 2006, por una fórmula más previsible y razonable, sustituyendo la canasta de petróleos industriales por el índice de precios de la maquinaria y equipo de la industria de la energía en los Estados Unidos que solo podrá incrementarse hasta un 5% anual.
Como producto de estas negociaciones el precio del gas natural es uno de los más bajos del mundo, pues en boca de pozo es decir, sin contabilizar el costo del transporte por el gaseoducto, la tarifa del gas para el consumo eléctrico es de menos de un dólar cincuenta, exactamente US$ 1.47 por MMBTU. Y, las empresas industriales están abonando menos de US$ 2.40 por MMBTU. El precio de transporte del gaseoducto suma en promedio un adicional de US $0.90 centavos por MMBTU que resultan más o menos equivalentes a mil pies cúbicos.
Es decir, con precios de US $ 2.37 por MMBTU que incorpora el precio de boca de pozo más transporte en el caso de la energía eléctrica se tiene un precio sumamente bajo en la generación eléctrica, que estaría por ejemplo desestimulando la construcción de centrales hidráulicas que resulta la forma más eficiente de generación eléctrica.
En Perú, los precios en “boca de pozo” por el gas natural son mayores a los vigentes en Bolivia, donde en el mercado eléctrico se abona US $ 1.1 por MMBTU y US $ 1.30 para el gas de uso industrial. En lo referente a las ventas externas del gas boliviano para la exportación las tarifas en boca de pozo han sido reajustadas por el gobierno de Evo Morales, arribando a US $ 5.16 por MMBTU en el caso de Argentina por una venta de casi 200 millones de pies cúbicos y el precio de exportación para el Brasil supera los US $ 4.4 el MMBTU, estando en plenas negociaciones para que le precio aumente a los US $ 5 por MMBTU que es aproximadamente mil pies cúbicos.
Para muchos críticos al modelo peruano, que tienen simpatías con el gobierno boliviano y sus medidas nacionalistas para tener una mayor participación en la renta de los hidrocarburos habría que hacer la salvedad, que el precio de exportación hacia Brasil, incluye el gas húmedo con los líquidos que se podrían extraer mediante el proceso de separación de gas seco por un lado, los líquidos del otro. De allí, que las empresas brasileñas han reconocido que con una participación del 18 % están obteniendo importantes ingresos y utilidades.
Por último, tenemos la fijación del precio hacia atrás “net back price” tomando como ejemplo lo que realizaría Repsol/YPF en el abastecimiento hacia los Estados Unidos de México. Así, por información correspondiente a setiembre del presente, la Comisión Federal de Energía compraría a precios muy conveniente durante 15 años por un valor de 15 mil millones, más de 500 millones de pies cúbicos diarios aproximadamente, el gas natural proveniente de Camisea a un precio que será tres centavos menor al 91% del marcador Henry Hubb, que fija el precio en los Estados Unidos que puede estar a 6 dólares por MMBTU o 11 dependiendo la estación.
Para saber cuánto le queda al Perú, a ese precio habría que descontarle el precio de la regasificación en México, el costo del transporte en buques metaneros, el costo de la licuefacción en Pampa Melchorita, los costos del transporte de Camisea a Pampa Melchorita. Se debe precisar que los costos de licuefectación, de transporte en buques metaneros, la regasificación en México, son todos costos controlados por las empresas transnacionales.
Es decir, toda una serie de costos que en gran parte están manejados por las empresas, en la teoría del “net back price” o precio hacia atrás.
Se debe tener presente que los ingresos del Estado (regalías) están en función a precio en “boca de pozo” que se tomaría en cuenta para la exportación y no del precio que se abone en México. Así, por contrato del Lote 56 (Pagoreni) el gas que se exporte no podría ser menor a los 0.62 centavos por mil pies cúbicos más o menos un millón de BTU, en unidades caloríficas. ¿Cuánto están pagando las empresas eléctricas? Menos de un dólar cincuenta, exactamente US$ 1.47 por MMBTU. ¿Cuánto están pagando las empresas industriales? US$ 2.40, aproximadamente, un poquito más que Bolivia.
Si la visión es de exportar el gas licuefactado, el argumento es que el Estado va a recibir más regalías si se vende el gas en el mercado interno incluyendo la demanda adicional para la industria petroquímica que si se exportara. De allí la necesidad urgente de confirmar como reservas probadas en el menor tiempo posible, el gas natural y condensados de los lotes 56, 57, 58 para desarrollar el mercado interno y exportar en mejores condiciones.
Debe ser claro que para los ingresos del Estado no es lo mismo recibir el 38 por ciento de 62 centavos que recibir el 37.24% sobre US$ 1.41 en la generación eléctrica o US$ 2.40 para las industrias, o de la tarifa que se fije para la exportación. De allí que el Estado debiera tener un rol regulador, pues como reconoce la empresa Pluspetrol si no existe gas suficiente para todas las empresas interesadas en hacer petroquímica, las empresas antes del 25 de octubre tendrían que presentar propuestas económicas asumiendo los niveles de precios del gas que estarían dispuestas a pagar.
En resumen, frente a un dictamen aprobado por la Comisión de Energía y Minas que supera las limitaciones del proyecto enviado por el ejecutivo, es de necesidad de una mayor presencia del Estado. Resultaría inaceptable a los altos intereses del país, que las empresas que están en los lotes 88 y 56 asuman que pagando las regalías correspondientes al Estado, las “moléculas del gas natural” les corresponde en propiedad.
Por tanto, el Estado no puede ni debe claudicar a su rol regulador que no resulta equivalente al de “facilitador” entre las partes interesadas. El primero tiene un carácter vinculante y de obligatoriedad, en cambio el rol facilitador es propio de los conciliadores extra judiciales. Si bien el proyecto aprobado reconoce la prioridad de abastecimiento del mercado interno incluida la demanda de la petroquímica. También resulta positivo en el dictamen aprobado la posibilidad para que PetroPerú pueda participar en la industria petroquímica “sin muletas” como un actor más, de manera asociada o independiente, pues ello le daría mayor estabilidad a la inversión en una industria naciente que multiplica por “n” veces el valor del gas natural. Capitalizar el Perú con responsabilidad social y ambiental es el mandato de la historia.
*Escribe: Jorge Manco Zaconetti (Investigador UNMSM y Consultor)
El proyecto enviado por el ejecutivo en el mes de abril ha experimentado una serie de aportes y modificaciones propio de la labor legislativa, pues no solamente se declara de “interés nacional y de necesidad pública”, el desarrollo de la industria petroquímica básica, intermedia y final a partir del gas natural de Camisea y de otros lotes hidrocarburíferos, sino también se reconoce una tímida intervención del Estado. También se amplía el campo de acción de Petroperú para que pueda participar en la industria petroquímica básica e intermedia, y se apuesta por una industria naciente que exige la mejor tecnología con maquinaria nueva, rechazando los lobbies rentistas que querían desempacar maquinaria de segunda.
En el artículo primero se expone, declárese: “interés nacional y de necesidad pública el fomento, la promoción y el desarrollo de la Industria Petroquímica, bajo criterios de responsabilidad socio-ambiental y de competitividad, priorizando el uso de avanzada tecnología y economías de escala competitivos internacionalmente. Todo ello en el marco de un desarrollo integral y equilibrado del país y mediante el apoyo a la iniciativa privada para el desarrollo y puesta en marcha de la infraestructura técnica, administrativa, operacional y de recursos humanos a través de los Polos de Desarrollo”.
En verdad, esto constituye un avance frente al proyecto original del ejecutivo que tenía una posición reacia a tal principio. Es más, contradictoriamente se han declarado de interés nacional proyectos mineros y reservas naturales, por tanto no se entendía las razones por las cuales existía una renuencia a declarar tal status a una industria que promueve el valor agregado a partir de la transformación del metano y etano, que inicialmente posibilite la producción de urea, fertilizantes, amoníaco para más tarde producir explosivos, plásticos, etc. Así, de importadores de fertilizantes y urea pasaríamos a realizar exportaciones una vez cubierto el mercado interno, capitalizando el país.
ESTADO Y REGULACIÓN
En la experiencia internacional el desarrollo de la industria petroquímica en la mayoría de países ha sido posible con la intervención del Estado. Es el caso de Argentina, Brasil, Trinidad y Tobago, México, Arabia Saudita por mencionar algunos. Por ello, es importante insistir en el rol regulador del Estado en la determinación del precio de no haber acuerdo entre las partes, es decir, entre el productor del gas natural (Pluspetrol) y las empresas que aspiran hacer petroquímica.
En una economía social de mercado, el rol del Estado debe superar el “corset” de la subsidiaridad en la economía que solamente existe en los manuales de economía. En la práctica el Banco Central de Reserva compra o vende dólares todos los días, en lo que se denomina flotación sucia. Es más, de no hacerlo así el precio de la divisa americana estaría por debajo de los 2.50 nuevos soles.
El ministerio de Energía y Minas todas las semanas aporta o compensa al Fondo de Estabilización de Combustibles para evitar trasladar el íntegro del incremento del precio internacional del petróleo a los consumidores, lo que hasta ahora constituye un subsidio encubierto que resulta más barato frente a la recaudación que realiza el MEF por rodaje, selectivo al consumo de combustibles y el impuesto general a la ventas (IGV) recaudado en el mercado de combustibles.
Es más, en el 2005 en la Comisión de Proinversión del Congreso de la República, el actual presidente del Consejo de Ministros convocó a los diversos actores del mercado del gas licuado de petróleo (GLP), empresas productoras, envasadoras, comercializadoras y distribuidoras para corregir las distorsiones del libre mercado, en el sentido que el precio del GLP en el mercado local no podía ser superior al precio de exportación que realizaba Pluspetrol en la forma de propano y butano. Es decir, no resultaba razonable que el precio interno del GLP fuera superior al exportado.
Por último, el actual ministro de energía y minas en agosto del 2006 negoció exitosamente con la empresa argentina Pluspetrol, la determinación del precio en el gas natural que estaba fijado a un factor de ajuste dependiente de los precios internacionales de los petróleos industriales, que se habían disparado con el precio del crudo internacional. Es más, fue una de las pocas negociaciones positivas promovidas desde el Estado frente a un contrato que podía ser perjudicial al interés social si se aplicaba al pie de letra, desmiente la monserga liberal de la inviolabilidad de los contratos.
Estas son algunas lecciones prácticas del rol del Estado como regulador en la economía real, al margen de ideologías y fundamentalismos, que este gobierno debiera asumir como una forma inteligente de intervención del Estado con el mercado.
Estas son pruebas plenas del rol regulador del Estado cuando existe voluntad e interés político por superar las limitaciones o “fallas del libre mercado”. Por ello, se debe insistir en el rol regulador del Estado en la industria petroquímica en caso de no existir acuerdo entre las partes interesadas, en lo referente a la determinación del precio del gas natural.
Así, en el artículo 4 se afirma que: “Los precios del Gas Natural y Condensados en el Punto de Fiscalización de la producción que se destine como insumo para la Industria Petroquímica, serán el resultado de las negociaciones entre el Productor Industrial y el Contratista. Como resultado de dichas negociaciones, los precios pactados podrán ser menores a los que rigen para otros usuarios….
(…) En caso que las partes no lleguen a un acuerdo en el precio, el Estado podrá actuar como facilitador, en aras de coadyuvar al mejor entendimiento en beneficio del desarrollo del país.”
Desde nuestro punto de vista no resulta suficiente señalar que el precio del gas natural para la petroquímica podría ser menor al precio que pagan otros usuarios, sean empresas eléctricas o industriales. Esto resulta fundamental, ante la rigidez de la oferta, en el sentido que las empresas que están en el Lote 88 y 56 son casi las mismas y aspiran a vender el gas al mayor precio incluyendo en el mismo un mayor abono de regalías para el Estado. En verdad, se debe reconocer que el negocio de las mismas, sea Pluspetrol, Repsol/YPF, Hunt, SK de Corea, Sonatrach, es la exportación.
De otro lado, las empresas que desean realizar inversiones en la petroquímica quisieran el precio más bajo del insumo de acuerdo a los volúmenes de inversión requeridos. En tal sentido, el precio razonable “ni muy caro ni muy barato”, está en función al precio de exportación del gas natural, pues sería absurdo que el gas que se exporte del Lote 56 y del Lote 88 sea más barato que el gas para la petroquímica que genera un mayor valor agregado. De allí, ¡la importancia del rol regulador del Estado!
Por tanto, el Estado no puede ni debe claudicar a su rol regulador que no resulta equivalente al de “facilitador” entre las partes interesadas. El primero tiene un carácter vinculante y de obligatoriedad, en cambio el rol “facilitador” es propio de los conciliadores extra judiciales. El papel del Estado no podría ser reducido al de un agente que facilite una negociación donde están de por medio intereses nacionales, y en juego una estrategia de desarrollo que como lo ha señalado el señor Presidente de la República resulta fundamental para el país: el fomento de políticas de valor agregado a los recursos naturales.
¿A QUÉ PRECIO SE DEBE VENDER?
En la presente coyuntura existen varias formas en nuestro país para la determinación del precio del gas natural. La primera data de los inicios de los noventa cuando se fijó el precio del gas natural como equivalente al 10 % del precio internacional del petróleo industrial 6, como fue el contrato de venta de gas para la electricidad en Talara, entre el lote Z-2B bajo responsabilidad de Petrotech y la Empresa Eléctrica de Piura S.A. Este fue un mecanismo válido mientras el precio del crudo y derivados se mantuviesen relativamente bajos, a menos de 30 dólares el barril del petróleo industrial.
Así, por ejemplo el 10 % de 30 dólares era el valor o precio de un millón de BTU (MMBTU unidad de calor) aproximadamente 1,000 pies cúbicos (volumen). Es decir, pagar US $ 3 dólares por millón resultaba aceptable para la empresa eléctrica. Mas cuando el precio del petróleo industrial bordeo los 50 dólares el barril, el millón de BTU subía a 5 dólares. Por ello, se buscó otros sustitutos más económicos e incluso se firmaron otros contratos que debieran ser materia de investigación por la Comisión de Energía y Minas del Congreso de la República ante la inopia del organismo supervisor de los contratos: PerúPetro .
En un segundo término, en el contrato de Camisea el precio del gas natural tenía dos tarifas, según se tratara del consumo para la generación eléctrica o para uso industrial, multiplicado por un factor de ajuste que dependía de la canasta de petróleos residuales industriales de Rótterdam, New York, y Costa Oeste de USA. Este contrato fue firmado en el 2001 durante el gobierno de transición, y en verdad nadie tenía una “bola de cristal” para predecir la tendencia alcista a partir de fines del 2003.
Así, el precio del gas natural para la electricidad era de US$ 1 dólar por millón de BTU multiplicado por el factor de ajuste referido. Esta determinación fue renegociada positivamente en agosto del 2006, por una fórmula más previsible y razonable, sustituyendo la canasta de petróleos industriales por el índice de precios de la maquinaria y equipo de la industria de la energía en los Estados Unidos que solo podrá incrementarse hasta un 5% anual.
Como producto de estas negociaciones el precio del gas natural es uno de los más bajos del mundo, pues en boca de pozo es decir, sin contabilizar el costo del transporte por el gaseoducto, la tarifa del gas para el consumo eléctrico es de menos de un dólar cincuenta, exactamente US$ 1.47 por MMBTU. Y, las empresas industriales están abonando menos de US$ 2.40 por MMBTU. El precio de transporte del gaseoducto suma en promedio un adicional de US $0.90 centavos por MMBTU que resultan más o menos equivalentes a mil pies cúbicos.
Es decir, con precios de US $ 2.37 por MMBTU que incorpora el precio de boca de pozo más transporte en el caso de la energía eléctrica se tiene un precio sumamente bajo en la generación eléctrica, que estaría por ejemplo desestimulando la construcción de centrales hidráulicas que resulta la forma más eficiente de generación eléctrica.
En Perú, los precios en “boca de pozo” por el gas natural son mayores a los vigentes en Bolivia, donde en el mercado eléctrico se abona US $ 1.1 por MMBTU y US $ 1.30 para el gas de uso industrial. En lo referente a las ventas externas del gas boliviano para la exportación las tarifas en boca de pozo han sido reajustadas por el gobierno de Evo Morales, arribando a US $ 5.16 por MMBTU en el caso de Argentina por una venta de casi 200 millones de pies cúbicos y el precio de exportación para el Brasil supera los US $ 4.4 el MMBTU, estando en plenas negociaciones para que le precio aumente a los US $ 5 por MMBTU que es aproximadamente mil pies cúbicos.
Para muchos críticos al modelo peruano, que tienen simpatías con el gobierno boliviano y sus medidas nacionalistas para tener una mayor participación en la renta de los hidrocarburos habría que hacer la salvedad, que el precio de exportación hacia Brasil, incluye el gas húmedo con los líquidos que se podrían extraer mediante el proceso de separación de gas seco por un lado, los líquidos del otro. De allí, que las empresas brasileñas han reconocido que con una participación del 18 % están obteniendo importantes ingresos y utilidades.
Por último, tenemos la fijación del precio hacia atrás “net back price” tomando como ejemplo lo que realizaría Repsol/YPF en el abastecimiento hacia los Estados Unidos de México. Así, por información correspondiente a setiembre del presente, la Comisión Federal de Energía compraría a precios muy conveniente durante 15 años por un valor de 15 mil millones, más de 500 millones de pies cúbicos diarios aproximadamente, el gas natural proveniente de Camisea a un precio que será tres centavos menor al 91% del marcador Henry Hubb, que fija el precio en los Estados Unidos que puede estar a 6 dólares por MMBTU o 11 dependiendo la estación.
Para saber cuánto le queda al Perú, a ese precio habría que descontarle el precio de la regasificación en México, el costo del transporte en buques metaneros, el costo de la licuefacción en Pampa Melchorita, los costos del transporte de Camisea a Pampa Melchorita. Se debe precisar que los costos de licuefectación, de transporte en buques metaneros, la regasificación en México, son todos costos controlados por las empresas transnacionales.
Es decir, toda una serie de costos que en gran parte están manejados por las empresas, en la teoría del “net back price” o precio hacia atrás.
Se debe tener presente que los ingresos del Estado (regalías) están en función a precio en “boca de pozo” que se tomaría en cuenta para la exportación y no del precio que se abone en México. Así, por contrato del Lote 56 (Pagoreni) el gas que se exporte no podría ser menor a los 0.62 centavos por mil pies cúbicos más o menos un millón de BTU, en unidades caloríficas. ¿Cuánto están pagando las empresas eléctricas? Menos de un dólar cincuenta, exactamente US$ 1.47 por MMBTU. ¿Cuánto están pagando las empresas industriales? US$ 2.40, aproximadamente, un poquito más que Bolivia.
Si la visión es de exportar el gas licuefactado, el argumento es que el Estado va a recibir más regalías si se vende el gas en el mercado interno incluyendo la demanda adicional para la industria petroquímica que si se exportara. De allí la necesidad urgente de confirmar como reservas probadas en el menor tiempo posible, el gas natural y condensados de los lotes 56, 57, 58 para desarrollar el mercado interno y exportar en mejores condiciones.
Debe ser claro que para los ingresos del Estado no es lo mismo recibir el 38 por ciento de 62 centavos que recibir el 37.24% sobre US$ 1.41 en la generación eléctrica o US$ 2.40 para las industrias, o de la tarifa que se fije para la exportación. De allí que el Estado debiera tener un rol regulador, pues como reconoce la empresa Pluspetrol si no existe gas suficiente para todas las empresas interesadas en hacer petroquímica, las empresas antes del 25 de octubre tendrían que presentar propuestas económicas asumiendo los niveles de precios del gas que estarían dispuestas a pagar.
En resumen, frente a un dictamen aprobado por la Comisión de Energía y Minas que supera las limitaciones del proyecto enviado por el ejecutivo, es de necesidad de una mayor presencia del Estado. Resultaría inaceptable a los altos intereses del país, que las empresas que están en los lotes 88 y 56 asuman que pagando las regalías correspondientes al Estado, las “moléculas del gas natural” les corresponde en propiedad.
Por tanto, el Estado no puede ni debe claudicar a su rol regulador que no resulta equivalente al de “facilitador” entre las partes interesadas. El primero tiene un carácter vinculante y de obligatoriedad, en cambio el rol facilitador es propio de los conciliadores extra judiciales. Si bien el proyecto aprobado reconoce la prioridad de abastecimiento del mercado interno incluida la demanda de la petroquímica. También resulta positivo en el dictamen aprobado la posibilidad para que PetroPerú pueda participar en la industria petroquímica “sin muletas” como un actor más, de manera asociada o independiente, pues ello le daría mayor estabilidad a la inversión en una industria naciente que multiplica por “n” veces el valor del gas natural. Capitalizar el Perú con responsabilidad social y ambiental es el mandato de la historia.
*Escribe: Jorge Manco Zaconetti (Investigador UNMSM y Consultor)
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