ESTADO Y MERCADO PARA EL GAS NATURAL - …sisbib.unmsm.edu.pe/.../economia/15/pdf/estado_gas_natural.pdf · 24 REVISTA DE LA FACULTAD DE CIENCIAS ECONÓMICAS, AÑO V, Nº 15 JORGE

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* Economista, con estudios de Maestría en Historia Económica. Profesor de laFacultad de Ciencias Económicas de la UNMSM., miembro del Instituto deInvestigaciones Económicas. E-mail: [email protected]

Son múltiples los problemas quedesde el punto de vista de la ener-gía caracterizan la economía y

sociedad peruana en las últimas déca-das, en particular desde los años noventa.El problema principal es la ausencia deuna identidad y cultura nacional en eluso y consumo de los recursos energé-ticos. La falta de identidad, es más queun problema económico, tiene que ha-cer con la autoestima, con una revalori-zación de nuestra historia y su contribu-ción universal. En los tiempos actualessu carencia no permite responderexitosamente en términos de integracióna la economía-mundo, en el marco del

actual proceso de globalización. Des-pués de todo, la modernidad, que asu-me los valores de la democracia, justi-cia e igualdad, y la modernización, queconstituye su expresión material, de-bieran ser para todos los peruanos y noprivilegio de una minoría.

Este es a mi criterio el principalreto para construir una verdadera de-mocracia en nuestro país, y el punto departida para la construcción de una al-ternativa a este modelo económico, ex-cluyente para la gran mayoría de pe-ruanos. En tal sentido, constituye unprincipio fundamental de la economía

ESTADO Y MERCADOPARA EL GAS NATURAL

JORGE MANCO ZACONETTI *

RESUMENSe analizan los problemas relativos a la construcción del mercado

enegético en el país, su relación con el Estado y la política nacional a esterespecto.

24 REVISTA DE LA FACULTAD DE CIENCIAS ECONÓMICAS, AÑO V, Nº 15

JORGE MANCO ZACONETTI

energética, la utilización masiva e inten-siva de los recursos energéticos natu-rales más abundantes, el gas natural, lahidroenergía y el carbón, que subyacenen nuestro territorio. Esta es una condi-ción material previa, sine qua non paraasegurar un crecimiento autosostenido.Por ello, se puede afirmar que a la he-terogeneidad estructural, que caracte-riza a la economía peruana, le corres-ponde una diversidad de recursos natu-rales, distribuidos geográficamente, losque lamentablemente son escasamenteutilizados a pesar de su abundancia.

Por principio, el fundamento deuna política nacional, en materia de ener-gía, debiera ser la racional utilización delos recursos energéticos más abundan-tes que posee el país. Constituye, pues,un “absurdo económico” que residen-tes o empresas, que operan internamen-te, generen energía consumiendo diesel,petróleo residual, o carbón importado.Es decir, si las reservas más abundan-tes están constituidas por los recursosde gas natural, la hidroenergía y el car-bón, éstos debieran ser utilizados a ple-nitud, respetando la diversidad regionalen el marco de una integración energé-tica y eléctrica entre los diversos siste-mas que existen en el Perú.

Como resulta evidente en el Cua-dro Nº 1, existe un notorio desbalanceentre la “Producción y las Reservas deEnergía Comercial”, expresadas en to-neladas equivalentes de petróleo (TEP).El petróleo, siendo un recurso cuyas re-

servas apenas representan el 10 porciento, determina el 68,2 por ciento dela energía comercial. En cambio el gasnatural y los líquidos de gas, que signifi-can el 49,2 de nuestras reservas, deter-minan apenas una producción equiva-lente al 14 por ciento. Es evidente queexiste un desequilibrio entre los recur-sos energéticos utilizados y las reser-vas. Ésta es, pues, la expresión palma-ria del perverso patrón de consumo ener-gético que caracteriza la economía pe-ruana.

Hoy, contra toda lógica, depen-demos del petróleo y derivados, en es-pecial del diesel y gas licuado que, des-de 1990 a diciembre de 1999, han derepresentar por importaciones, es decirpor compras al exterior, cifras astronó-micas que tranquilamente superan losUS$ 4 637 millones de dólares, valoresque casi duplican las inversiones origi-nalmente comprometidas en el proyec-to integral de Camisea. Éstas en las dis-tintas fases de producción, transportey distribución, en el fracasado contratoShell-Mobil, eran estimadas en US$ 2500 millones de dólares. Ver CuadroNº 2 “Importación de Petróleo y Deri-vados 1990-1999”.

Se debe tener presente que el pe-tróleo es un recurso natural, escaso, norenovable, que constituye, hasta ahora,la base fundamental del patrón de con-sumo energético a nivel comercial. Sinlos derivados del petróleo no podría fun-cionar la economía del país. Más del 50

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PRODUCCIÓN RESERVAS

PETRÓLEO 5.716 44.775 68,2 10,0

GAS NATURAL + LÍQUIDOS 1.171 219.121 14,0 49,2

CARBÓN MINERAL 15 39.173 0,1 8,8

HIDROENERGÍA 1.484 142.583 17,7 32,0

TOTAL 8.386 445.652 100,0 100,0

(*) Diciembre 1997

FUENTE: Balance Nacional de Energía. Ministerio de Energía y Minas (MEN)

CUADRO Nº 1

PRODUCCIÓN Y RESERVAS DE ENERGÍA COMERCIAL 1998

(103 TEP)

FUENTE PRODUCCIÓN RESERVAS (*)ESTRUCTURA (%)

AÑOS CRUDO DIESEL - 2 GLP

1990 149.566 111.393 19.820

1991 246.926 68.958 22.033

1992 200.841 118.468 21.097

1993 154.605 88.045 18.995

1994 122.730 110.115 26.962

1995 294.982 200.002 34.964

1996 421.032 224.610 34.785

1997 565.232 205.841 26.665

1998 473.744 114.556 19.263

1999 361.615 149.797 30.087

TOTAL 2.991.273 1.391.785 254.671 US$ 4.637,729FUENTE: MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS (MEM)

CUADRO Nº 2

IMPORTACIÓN DE PETRÓLEO Y DERIVADOS

1990 - 1999

(MILES DE US$ CIF)

% de la capacidad eléctrica está con-formada por centrales térmicas que uti-lizan diesel 2; la industria, la pesquería yla minería consumen el llamado petró-

leo industrial y el diesel; el transportecon un parque automotor cercano al mi-llón de unidades utiliza las diversas ga-solinas que son producidas internamen-

ESTADO Y MERCADO PARA EL GAS NATURAL


te y el diesel; los restaurantes y los ho-gares peruanos consumen el gas licua-do de petróleo.

Frente a esta realidad, las reser-vas de gas y líquidos de gas, contenidasen Camisea y en los lotes adyacentes,asumen una importancia vital en la eco-nomía nacional, pues, en términos rela-tivos, multiplican por más de ocho ve-ces nuestras alicaídas reservas de hi-drocarburos en cuanto al despliegue deenergía calorífera . A ello deben sumar-se los más de 650 millones de barrilesde condensados o líquidos de gas natu-ral que, con un precio promedio de US$20 dólares el barril, representan una ri-queza potencial de más de US$ 12 milmillones dólares. De explotarse racio-nalmente éstos podrían durar hasta elaño 2015 generando importantes ingre-sos de exportación y, por tanto, revertirlos crónicos déficits en la balanza de hi-drocarburos.

En verdad, la explotación deCamisea debería cambiar el perversopatrón de consumo energético, que ca-racteriza el mercado interno de com-bustibles en el país. Sólo a nivel de com-bustibles, habrían importantes exceden-tes exportables de gas licuado de petró-leo, sobraría en demasía el residual 500,cuyo productor básicamente es la Refi-nería La Pampilla, operada por Repsol-YPF. Se sustituiría la utilización deldiesel-2 y carbón importado en la gene-ración eléctrica, y habrían pequeños so-brantes de gasolinas y kerosenes. Es

más, si hubiera una política energéticase tendería a sustituir el consumo degasolinas contaminantes del medio am-biente por el gas licuado en el parqueautomotor, haciendo la vida urbana res-pirable y soportable.

PRODUCCIÓN DECRECIENTE

Por donde se le mire, utilizamosel petróleo y derivados, sin contar conlos productos de la petroquímica. Masla tragedia del país apunta hacia unamayor dependencia del petróleo, puescada día producimos menos y se impo-ne la necesidad de mayores compras enel exterior. La cruel paradoja consisteen que el petróleo apenas constituye el10 por ciento de nuestras reservas ener-géticas, y sin embargo genera el 68 porciento de la energía comercial. VerCuadro Nº 1 Producción y Reservas deEnergía Comercial.

En 1999 la producción promediodiaria ha sido de 106 mil barriles de pe-tróleo, de los cuales más de 40 mil ba-rriles estaban constituidos por un crudopesado, producido por la OXY y comer-cializado por PerúPetro. Este petróleose tiene que exportar a bajos precios,pues las refinerías locales no están cali-bradas para procesar este petróleo pe-sado, con API menor a los 19º, medidaque estima su densidad en términos in-ternacionales. Por tanto, la importaciónde crudo es de más de 80 mil barrilesdiarios que se necesitan para satisfacerla demanda interna de combustibles, la


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que bordea los 150 mil barriles diarios.Ver Cuadro Nº 3 y gráfica de la “Pro-ducción de Petróleo 1993-1999”.

Lamentablemente las inversionesen exploración petrolífera, para el des-cubrimiento de nuevas reservas, han te-nido resultados negativos. En los últimosaños, los organismos oficiales señalan,invariablemente, que las reservas pro-badas de crudo bordean los 300 millo-nes de barriles. Sin embargo, entre 1993-1998, las inversiones en pozos explora-torios, necesarias para descubrir nue-vas reservas, no han tenido éxito, pueslos pozos han resultado secos, con agua,o no eran económicamente rentables.De allí que resulten poco confiables lasestadísticas oficiales al respecto. Véa-se el artículo del autor “Balance de laPrivatización en Hidrocarburos” Revista

de la Facultad de Ciencias Económicasde la UNMSM Nº 13, Set. 1999.

Por tanto, estamos consumien-do reservas, lo que nos hace más de-pendientes y vulnerables de las varia-ciones internacionales de los precios delpetróleo, y el Estado no tiene ningunaestrategia de mediano y largo plazo paraenfrentar dicho problema.

CAMISEA:FRENTE A LA DEPENDENCIADE HIDROCARBUROS

Ante tanta improvisación y au-sencia de planeamiento estratégico, departe de este Gobierno que prometió“Honradez, Tecnología y Trabajo”, urge

AÑOS MB/DC

1993 126,28

1994 127,44

1995 122,15

1996 120,30

1997 119,90

1998 115,60

1999 105,90

FUENTE: MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO 1993 - 1999

MILES DE BARRILES/ DÍA CALENDARIO

CUADRO Nº 3



presentar propuestas que tengan comoobjetivo central resolver los problemasmás apremiantes del Perú.

Por ello, para entender las posi-bilidades que representa el desarrollo in-tegral de las ingentes reservas de gasde Camisea, resulta perentorio y de ne-cesidad nacional presentar propuestaspara la utilización de una riqueza quecambiaría el perverso patrón de consu-mo energético de la economía peruana,basado en el petróleo y derivados, re-curso escaso, no renovable, que cadadía tenemos que importar en cantida-des crecientes.

Con Camisea se revertirían lossaldos negativos de la balanza comer-cial de hidrocarburos, en la medida que

dejaríamos de importar significativascantidades de petróleo, de gas licuadode petróleo (GLP) y de diesel. Además,se posibilitaría la exportación de líqui-dos de gas natural y la generación deenergía eléctrica en términos más eco-nómicos, desplazando al diesel comocombustible. Sumando a ello, las bon-dades de un combustible limpio, no con-taminante, que aseguraría el abasteci-miento energético por varias décadas.

Es de público conocimiento quelas reservas de gas natural y condensa-dos, existentes en Camisea, han sidorecalculadas, como producto de las ex-ploraciones realizadas por el consorcioShell-Mobil, superando los 13 trillonesde pies cúbicos de gas y más de 650millones de condensados. Ello, sin con-

GRAFICO Nº 1PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO 1993 - 1999

126,28 127,44122,15 120,3 119,9

115,6

105,9

0

20

40

60

80

100

120

140

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

AÑOS

MILES DE BARRILES/DÍAS CALENDARIO


Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM)

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tar con las reservas de gas en el Lote75 a cargo de la Shell, contiguo al redi-men-sionado Camisea, que en la déca-da pasada conformaba un solo lote conlos yacimientos de Cashihiari, San Martíny Mipaya de Camisea, conformando el

antiguo Lote 42. Ver Cuadro Nº 4 sobreReservas de Camisea y la gráfica de laImportancia Relativa de Camisea, a ni-vel de América Latina, que estaría de-terminando una vida útil de 169 años

ante la escasa utilización de este re-curso natural.

Al margen del atractivo por loscondensados de gas que constituyen unaespecie de gasolina natural y que frac-cionados en altas temperaturas se trans-formarían en gas licuado de petróleo,diesel, kerosenes y algo de gasolinas.Ésta es fácilmente transportable por víamarítima y de mayor valor respecto al

gas seco, pues tiene referentes interna-cionales. Con estos volúmenes de re-servas de gas se multiplicarían por 8veces nuestras alicaídas reservas pro-badas de petróleo, y se resolvería porun largo período nuestra dependenciaenergética de este recurso natural. Deallí la importancia, para la economíaperuana, de la explotación de las reser-vas de gas y condensados de Camisea.

* EL potencial de la Cuenca podría duplicarse

- San Martín y Cashiriari 13,0 TCF

- Pagoreni 3,5 TCF

- Otros de Lote 75 4,0 TCF (posibles)

- Otros de Lote 52 3,0 TCF (posibles)

* Más de 20 TCF

TCF: Trillones de pies cúbicos

FUENTE: PROYECTO CAMISEA. EXPOSICIÓN AL CONGRESO DE LA REPÚBLICA

08/DE JUNIO/1999

RESERVAS DE GAS NATURAL

CUADRO Nº 4

IMPORTANCIA RELATIVA DE CAMISEA



CAMISEA: EL FRACASO DELMEGAPROYECTO SHELL-MOBIL

El desistimiento del consorcioShell-Mobil en julio de 1998, para el de-sarrollo de la segunda etapa, ha sido,como afirmó el ministro de Energía yMinas de ese momento Ing. DanielHokama, una desagradable “sorpresainesperada”, que pone al desnudo la pre-cariedad de las negociaciones interna-cionales de parte de este gobierno fren-te a las empresas transnacionales.

El retiro del consorcio, conforma-do por dos grandes empresas transna-cionales de primer orden, constituyó, ensu momento, un durísimo golpe al mo-delo económico. Las inversiones, en laetapa más importante, implicaban la per-

foración de los pozos de explotación,tendido de ductos hacia la costa, insta-laciones varias, la construcción de plan-tas de tratamiento y fraccionamiento delos ricos yacimientos de gas natural ylíquidos de gas, que yacen en el subsuelode Camisea.

A pesar de los mejores deseos,la renuncia de la Shell-Mobil debe su-marse a las postergaciones de inversiónde los megaproyectos mineros, talescomo La Granja y Quellaveco. Se debetener presente que la capacidad de pagode la economía peruana, a partir del año2002, estará en función de los ingresostributarios captados por el Estado, almargen de sus efectos en las inversio-nes esperadas, la balanza comercial yde cuenta corriente.

(1) EN EL CASO PERUANO LA PRODUCCIÓN DEL AÑO 1996 ES MUY PEQUEÑA Y LA CIFRA DE 169 NO ES REPRESENTATIVA

GRÁFICO Nº 2IMPORTANCIA RELATIVA DE CAMISEA

VIDA ÚTIL DE LAS RESERVAS PROBADAS DE GAS EN EL CONO SURReservas año 1997; Producción año 1996

19

54

16

27

169

28

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

ARGENTINA BOLIVIA BRASIL CHILE PERÚ (1) TOTAL


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Hasta cierto punto, Camisea erapara el gobierno la “niña bonita” de losgrandes proyectos, pues significaba, se-gún los voceros oficiales, inversiones di-rectas superiores a los US$ 2 700 millo-nes, de los cuales, teóricamente, no me-nos de US$ 800 millones constituíancompras a la industria local. Éstas con-sideraban la estimación de la reinyeccióndel gas y la no reinyección del mismo,lo cual significaría la “quema” de tanvalioso recurso. Ver Cuadro Nº 5 sobrelas “Inversiones para Camisea”.

Al respecto, las inversiones ne-cesarias se elevaban por encima de losUS$ 5 163 millones, si se consideraban

las inversiones para el transporte del gasal Brasil, que fue la consideración y elinterés de la Shell ante la insuficienciadel mercado interno.

En verdad, las razones oficialespara el desistimiento del ConsorcioShell-Mobil, para continuar la segundaetapa del proyecto, se conocieron tar-de. Nadie esperaba en el gobierno lanegativa del consorcio, y fueron lleva-dos por un triunfalismo vano, que inclu-so supuso el viaje del mandatario a Ho-landa y Londres, “para convencer” a losaltos directivos de la Shell sobre las bon-dades del proyecto. Incluso, los voce-ros gubernamentales lamentaron que el

CON SIN

REINYECCIÓN REINYECCIÓN

Upstream 1.323 504

Transporte de gas 560 550

Distribución 210 210

Transporte de líquidos 260 200

Fraccionamiento de líquidos 365 90

Total Lima 2.718 1.554

Transporte de gas a Brasil

En el Perú 288 288

En Brasil 2.112 2.112

Inversión adicional upstream 45 500

Total transporte de gas a Brasil 2.445 2.900

TOTAL PROYECTO 5.163 4.454

FUENTE: SEMANA ECONÓMICA, 20 DE DICIEMBRE DE 1998

INVERSIONES PARA CAMISEA

(Estimaciones en millones de US$)

CUADRO Nº 5



consorcio haya presentado observacio-nes y demandas fuera del contrato, fir-mado en mayo de 1996, soslayando lafama y antecedentes de la Shell, comoempresa “dura” en los negocios.

MÁS DE LO MISMO

Desde un inicio, según el Minis-tro de Economía y Finanzas de ese en-tonces, Ing. Baca Campodónico, el lla-mado “Contrato del Siglo”, firmado enmayo de 1996 con el consorcio Shell-Mobil, estuvo mal planteado. En suspalabras, “Esa es la verdad, hasta an-tes del desistimiento (cursivas del au-tor) el proyecto no era del gobierno pe-ruano sino de la Shell, se ha negociadocon la empresa que era la dueña del ya-cimiento, lo había explorado y había unacuerdo que contemplaba la explotacióny la transmisión, en cierta forma está-bamos amarrados, pero ahora no, elgobierno peruano tiene US$ 250 millo-nes más US$ 200 de antes, invertidosdurante la época de Alan García” (Ex-preso 18/07/98).

Resultaba inusual la posición delex-Ministro de Economía, por decir lomenos, pues Shell nos pasaría la factu-ra en algún momento, el alto funciona-rio afirmaba que : “en estos momentosel gobierno peruano es por lo menosUS$ 500 millones más rico, lo que erade la Shell ahora es nuestro”.

Al margen de lo discutible de es-tas afirmaciones, cabe preguntarse,¿cuál ha podido ser la capacidad nego-ciadora del Estado y sus representan-tes? Si, como lo reconocían autorizadosexpertos y consultoras, se desconocíanlos elementos básicos que deberíannegociarse, tales como el precio del gasextraído del yacimiento, conocido comoel “precio en boca de pozo” , el nuevovolumen estimado de las reservas de gasy condensados de gas, y el monto delas inversiones, que fueron curiosamenteaumentando de US$ 1 000 millones enla década pasada, a US$ 2 718 en 1996,para fijarse por encima de los US$4 000 millones en las conversaciones fi-nales entre los representantes del Con-sorcio y el Estado peruano, a mediadosde 1998.

Con el retiro de Shell- Mobil, enjulio de 1998, para el desarrollo de lasegunda etapa, los yacimientos, instala-ciones, los varios estudios de mercado,los proyectos, son ahora propiedad delEstado que, con la información disponi-ble, está buscando nuevosinversionistas. Sin embargo, es interésde la Comisión de Alto Nivel, reestudiar,rediseñar, comprobar, verificar la infor-mación transferida por el Consorcio.

Para hacer ello posible, se con-trató los servicios de viejos conocidoscomo la consultora Booz Allen &Hamilton, la misma que recomendaba,contra toda lógica, la privatización frag-mentada de la empresa petrolera Petro-


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Perú en 1993, para venderla lo más rá-pidamente posible. Esta consultora, ten-dría que asesorar en la definición deldesarrollo del proyecto en los aspectoslegal, técnico y económico-financiero.

Como banco de inversión se contócon los servicios del “RobertsFlemings”, donde destacan personajesde la talla de Carlos Montoya y EmilioZuñiga, ex-responsables del proceso deprivatización y ex-Presidente del Direc-torio de PetroPerú, respectivamente.Este banco además de contrastar laspropuestas de la consultora Booz Allen& Hamilton, tendría que asesorar en lapromoción y elaboración del plan deventa del proyecto, asesorar en la se-lección de los posibles inversionistas,preparación de las bases, roadshow,modelo de contrato, etc.

A ello se deben sumar consulto-res estrictamente técnicos dereservorios, como la empresa Degoller& McNaugh-ton, que tendría la respon-sabilidad de verificar las reservas pro-badas de campo en Camisea; y la com-pañía Stone & Webster Overseas, en-cargada de asesorar en los aspectosconcernientes a la distribución y trans-porte de gas. Es decir, se estaría nue-vamente diseñando la estrategia de loque alguna vez se denominó “El Con-trato del Siglo”, para traer el gas a Limael año 2003.

Lo evidente es que la subasta delos yacimientos de Camisea, realizados

en febrero del presente año, donde re-sultaron ganadores el Consorcio confor-mado por Pluspetrol, con un 40 por cien-to de participación y operador del pro-yecto, la empresa Hunt de los EstadosUnidos, con un 40 por ciento, y lacoreana S.K. con el 20 por ciento res-tante, nos confirmaría que Camisea seha convertido de un Megaproyecto deGas en un proyecto más pequeño y me-nos ambicioso, en razón de las dificulta-des propias del mercado interno y lasfuertes limitaciones para una exporta-ción significativa al Brasil, en razón delos nuevos y significativos descubrimien-tos de gas natural en Bolivia.

GAS NATURAL: INVERSIONESEN AMÉRICA LATINA

Si se toman en consideración lasinversiones en América Latina, es evi-dente que Camisea puede ser impor-tante para el Perú, pero en la estrate-gia de las transnacionales tendría quecompetir con otros proyectos, muchosde los cuales ya están terminados o enejecución. En tal sentido, es ilustrativoel Cuadro Nº 6, “América Latina : Pro-yectos de Gas Natural”, citado por elprofesor sanmarquino HumbertoCampodónico, en su trabajo publicado“Regulación de Mercados de Gas Na-tural en América Latina UNMSM, 1997.En éste se exponen los diversos proyec-tos de inversión entre ejecutados, en eje-cución y factibilidad, llevados a cabo porlas empresas privadas, empresas esta-



tales asociadas con empresastrasnacionales.

Es evidente que Camisea, a pe-sar de los años transcurridos desde sudescubrimiento en 1984 hasta febrerodel presente año, estuvo en la condi-ción de factibilidad, en particular desdehace más de una década, concretamentedesde 1988, cuando fracasaron las pri-meras negociaciones entre la Shell y elgobierno del Dr. Alan García, para unaexplotación integrada del yacimiento. Alrespecto puede analizarse la bibliogra-fía de la década de los ochenta.

Al margen de la integración re-gional, a través de los proyectos del gas,

entre países tales como Chile, Argenti-na, Brasil, Bolivia, Uruguay; es eviden-te que, para 1997, la mayoría de Pro-yectos de Integración Regional y de losProyectos nacionales están terminadosy/o en ejecución, con inversiones su-periores a los US$ 15 355 millones dedólares.

Lamentablemente en nuestropaís, se insiste en que el Estado no ten-dría una intervención directa en el de-sarrollo de Camisea, a diferencia de laexitosa experiencia colombiana, dondeel responsable de ampliar el número deconsumidores para el gas natural resul-ta la empresa estatal Ecopetrol. Y, en el

PROYECTOS DE INTEGRACI ÓN PAÍSES INVERSI ÓN LONGITUD SITUACI ÓNREGIONAL TOTAL Kilometros

Gas Andes (1) Argentina / Chile 350 450 EjecutadoAtacama (2) Argentina / Chile 900 914 En ejecuciónGas Sur (3) Argentina / Chile 400 530 En ejecuciónTierra del Fuego / Cabo NegroArgentina / Chile 70 1999GAUCHO (4) Argentina / Brasil 200 440 En ejecuciónBuenos Aires / Montevideo Argentina / Uruguay 135 200 En ejecuciónMEGA (5) Argentina 500 600 En ejecuciónMERCOSUR Argentina/Paraguay/Bolivia/Brasil 3.100 1500 FactibilidadSanta Cruz / Sao Paulo Bolivia / Brasil 2.000 1350 En ejecuciónBolivia / Paraguay Bolivia / Paraguay 300 1000 Factibilidad

SUB TOTAL 7.955PROYECTOS NACIONALES

Petroquímica Bahía Blanca Argentina 700 En ejecuciónPOLISUR Argentina 250 En ejecuciónPlan de Masificación Colombia 3.000 En ejecuciónDistribución de Gas Natural México 4.000 En ejecuciónCamisea Perú 2.500 FactibilidadAguaytía Perú 250 215 EjecutadoTrinidad y Tobago Trinidad y TobagoProyecto Cristobal Colón Venezuela 5.500 Factibilidad

SUB TOTAL 16.200TOTAL 24.155

(1) Mendoza / Santiago(2) Salta / Atacama/ Mejillones(3) Neuquén / Bio Bio(4) Entre Ríos / Uruguaiana / Porto Alegre(5) Neuquén / Bahía BlancaContempla exportación a BrasilFUENTE: CAMPODÓNICO HUMBERTO; REGULACIÓN DE MERCADOS DE GAS NATURAL EN AMÉRICA LATINA, UNMSM 1997

AM ÉRICA LATINA: PROYECTOS DE GAS NATURAL(en US$ millones de dólares)

CUADRO Nº 6


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caso de la experiencia boliviana-brasi-leña, dos empresas, YPF de Bolivia yPetrobrás, concertan y se asocian conempresas transnacionales como laEnron y la Shell, con financiamiento delpropio Banco Mundial, para hacer posi-ble la construcción de un gasoducto demás de 3000 kilometros de extensión,que permite trasladar el gas desde San-ta Cruz a Sao Paulo, el corazón indus-trial del Brasil.

INSUFICIENCIA DELMERCADO

En una perspectiva latinoameri-cana, el proyecto de Camisea es un pro-yecto más, que a mi entender ha esta-do lamentablemente desfasado, porobra y gracia de una falta de estrategianacional negociadora con empresastransna-cionales. Como diría el congre-sista de la mayoría parlamentaria y ex-perto en hidrocarburos, Ing. CarlosReátegui, el proyecto de Camisea, “fueconcebido por ingenieros eléctricos paragenerar electricidad, supuestamentemás barata, perdiendo de vista la pers-pectiva petrolera y petroquímica”.

Las razones del retiro del consor-cio Shell-Mobil de Camisea fueron va-rias, pero, evidentemente, la principalestá en relación a lo reducido del mer-cado interno. Además, éstas se hubie-sen podido deducir, así como de las va-rias notas informativas expuestas en múl-tiples oportunidades, y las declaraciones

de sus altos funcionarios; un mínimoanálisis de la coyuntura internacional, yun estudio semiótico, que ayuda en lacomprensión de una doble lectura, omejor aún “leer entre líneas”.

Para el Consorcio Shell-Mobil,resultaba fundamental superar la prin-cipal limitación para el desarrollo deCamisea: la insuficiencia y debilidad delmercado interno, en relación al poten-cial de las reservas y montos de inver-sión supuestamente comprometidos. Así,el Sr. Dick de Jong, Director de Estra-tegia y Servicios de Shell Internacional(Londres), señalaba que: “Consideran-do que el gas va a ser una nueva indus-tria en el Perú, el Gobierno tiene el im-portante rol de crear un adecuado régi-men tributario y reglamentario bajo elcual todas las partes puedan beneficiarsecon el gas de Camisea” (Conferenciade la Sociedad de Minería y Petróleo1996).

Aunque la versión integral deCamisea planteaba una producción de1 000 millones de pies cúbicos diariosde gas y 65 mil barriles diarios de líqui-dos de gas, el planteamiento por etapasresulta más realista, dada la insuficien-cia del mercado para el gas y la ausen-cia de una cultura gasífera. Así, se esti-mó una disminución hacia una produc-ción diaria de 450 millones de pies cúbi-cos, que aun así resultaba sobredimen-sionada. Según la Shell: “ El mercadoexistente es pequeño y geográficamentedisperso”, y de otro lado “Los combus-tibles competitivos están bien estableci-



dos, tienen canales de distribución esta-blecidos y sus activos se han deprecia-do”.

En tal sentido, en la creación delmercado, la generación eléctrica, enbase a la utilización del gas, resultabaun mecanismo importante, de allí elatractivo inicial para la Shell, de cons-truir en un principio una planta de gene-ración en el sur. Mas, la decisión de laempresa Enersur (Tractebel) responsa-ble de la generación eléctrica para latransnacional Southern Perú CopperCorporation, de ampliar su oferta eléc-trica usando carbón importado, paraasegurar el aumento de su producciónde cobre en los próximos años, resulta-ba una decisión legítima, desde el puntode vista empresarial y microeconómico,pero irracional, desde el punto de vistadel patrón de consumo energético, puesutilizaría un recurso que no producimosy que se importaría de los Estados Uni-dos de Norteamérica.

Por ello, el Consorcio Shell/Mobil,señalaba la falta de mercado y mani-festaba su desinterés, para el estableci-miento de la Planta de Energía de 300Megavatios interconectada al SistemaCentro-Sur, utilizando el gas deCamisea, en razón que “... Es improba-ble que esto ocurra si es que los planespara una nueva central que utilice car-bón como combustible entra en opera-ción en el sur del Perú” (Shell/MobilNota Informativa Nº 6). Esta posiciónde ser comprendida en toda su dimen-sión, constituía una señal premonitoria.

De allí el atractivo inicial para laShell de construir una planta de genera-ción en el sur. Mas, la decisión de laempresa Enersur (Tractebel) responsa-ble de la generación eléctrica para latransnacional Southern Perú CopperCorporation, de ampliar su oferta eléc-trica en su Planta Ilo II, usando carbónimportado, y/ o gas proveniente del nor-te de Chile, desestimulaba el mercadopotencial para el gas de Camisea. A ello,evidentemente se sumarían los nuevosproyectos hidroenergéticos privados yestatales que se encontraban en mar-cha, estimulados por la ley de Conce-siones Eléctricas de 1992.

Por lo menos así lo exponía el Sr.Alan Hunt, gerente general de ShellProspecting and Development Perú(SPDP), cuando señalaba: “Mientrasmás proyectos hidroenergéticos se de-sarrollen habrá menos posibilidades deque el gas se venda al sector eléctrico”(Entrevista en Gestión 27/11/98)

DÓNDE ESTÁ EL MERCADO

Sirva para ello los cálculos pre-sentados, por el ex ministro Sr. DanielHokama y su equipo de asesores, en suexplicación a los miembros del honora-ble Colegio de Ingenieros del 22/Set/1998, sobre los entretelones de las ne-gociaciones entre PerúPetro y el Con-sorcio Shell-Mobil. Allí, se expuso elcuadro, sobre el “Mercado Interno para


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el Gas Natural”, en millones de pies cú-bicos, estimado por los estudios de laShell. Se suponía entonces que para elaño 2002, inicio comercial de Camisea,si el consorcio hubiese proseguido en lasegunda fase en julio de 1998, la deman-da de gas natural estaría en el orden delos 136 millones de pies cúbicos diarios(MMPCD), de los cuales 75 millonesresponderían a la utilización de 2 o 3centrales térmicas para la generaciónde electricidad, y 61 millones de piescúbicos se explicarían por la demandade 15 a 20 empresas industriales que

hubiesen firmados contratos previos.Ver Cuadro Nº 7, “Mercado Interno parael Gas Natural en Lima”.

En total, en el primer año, el mer-cado interno demandaría un volumen de136 millones lejos de los 450 millonesde pies cúbicos, que supondría la capa-cidad máxima de transporte de losductos que traerían el gas desdeCamisea al centro de distribución, en lascercanías del sur de Lima.

Más tarde, 8 años después el mer-cado interno aumentaría a 242 millones

de pies cúbicos diarios de gas natural.Sin embargo, pese al incremento el po-tencial productivo de Camisea, que su-pera los 1 500 millones de pies cúbicosdiarios y que puede ser regulado a me-nos de 500 millones, supuestamente nosatisfacía las expectativas de rentabili-

dad en razón de los altos montos de in-versión que se comprometerían en elnegocio.

Por ello, resultaba vergonzosoobservar a los altos funcionarios de laShell dándonos lecciones de “economía

AÑO 2,002 AÑO 2,010

(MMPCD) (MMPCD)

GENERACIÓN ELÉCTRICA 2 A 3 75 155

INDUSTRIA 15 A 20 61 87

TOTAL 136 242

FUENTE: EXPOSICIÓN MINISTRO DE ENERGÍA Y MINAS, EN COLEGIO DEPARTAMENTAL DE INGENIEROS DE LIMA 22/09/98

CUADRO Nº 7

MERCADO INTERNO PARA EL GAS NATURAL EN LIMA

(MILLONES DE PIES CÚBICOS POR DÍA MMPCD)

CLIENTES



energética”, cuando afirmaban que cadapaís debía utilizar los recursos más abun-dantes que posee. Es decir, si el paístiene reservas de gas, debiera utilizar di-cho recurso como combustible en lasdiversas actividades y ramas económi-cas.

Es evidente, que la concesiónotorgada el 16 de febrero del 2000, parala explotación de los yacimientos deCamisea, al Consorcio ganador confor-mado por Pluspetrol de Argentina, Huntde los Estados Unidos y SK de Corea,desmentiría aparentemente la baja ren-tabilidad del proyecto con el ofrecimien-to del 37,5 por ciento de regalías al Es-tado. Este tema será materia de análi-sis en otro artículo, mas consideramosque el otorgamiento de la concesión noanula el problema fundamental sobre lanecesidad del desarrollo del mercado in-terno para el gas natural en nuestro paísy el rol del Estado en dicho proceso.

EL ROL DEL ESTADO

La experiencia demuestra que sifuera por las propias leyes del mercadoy la filosofía de los filisteos liberales, lasreservas de gas seguirían durmiendo enel subsuelo el sueño de los justos. Paraque esto no suceda, ha sido imperativala intervención del Estado, a través delotorgamiento de una serie de beneficiosespeciales para hacer atractivo el pro-yecto de Camisea. Éstos son múltiples,destacando el beneficio de “arrastre de

pérdidas” hasta por ocho años mientrasse recupera la inversión, la devoluciónanticipada del impuesto general a lasventas en la fase preoperativa del pro-yecto, el fraccionamiento en el pago delas importaciones necesarias en el pro-yecto, la postergación de la construc-ción de hidroeléctricas en un horizontede cinco años, el aumento del impuestoal carbón importado, la disminución delas regalías al 10 por ciento, etc.

En tal sentido, la intervenciónestatal se ha limitado al establecimientode subsidios indirectos a las determina-das fases del proyecto, como ha suce-dido con la Ley de Fomento a la Indus-tria del Gas, que en la práctica recono-ce un subsidio a la fase del transporte.Y todo indica que para incentivar el con-sumo del gas en las potenciales empre-sas, existirían importantes descuentos enel precio por pagar.

Sin embargo, el proyecto al per-sistir en la fragmentación de las distin-tas fases entre explotación del yacimien-to, transporte y distribución operadas pordistintas empresas, ignora la presenciadirecta del Estado, y a nuestro entenderno enfrenta el real problema para el de-sarrollo de un mercado interno para elgas, y sesga su uso en función de unaincierta demanda para la generacióneléctrica, asegurándole una rentabilidada través de un Fondo de Garantía parael transporte por el gaseoducto.


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Así, con el fin de “asegurar losIngresos Garantizados” a las empresa(s)responsables del transporte del gas porgaseoducto, la Comisión de Tarifas Eléc-tricas (CTE) incorporará periódicamen-te a la tarifa eléctrica en el rubro co-rrespondiente al peaje del Sistema Prin-cipal a que se refiere el art. 59 de laLey de Concesiones Eléctricas, un car-go que se denominará Garantía por RedPrincipal.

Y, ¿qué dice el art. 59 de la leyde Concesiones?: “Los generadores co-nectados al Sistema principal, abonaránmensualmente a su propietario, unacompensación para cubrir el Costo To-tal de Transmisión. El Costo Total deTransmisión comprende la anualidad dela inversión y los costos estándares deoperación y mantenimiento del SistemaEconómicamente adaptado”. En otraspalabras, ello significa que las empre-sas de generación pagarán un montomensual que, en última instancia, lo fi-nanciarán los consumidores. Ingenioso,pero viejo mecanismo para rentabilizarla fase del transporte.

En el mismo sentido, para asegu-rar una demanda mínima de gas natu-ral, en la producción y explotación delos yacimientos que serán operados porla empresa argentina Pluspetrol, el Es-tado dispone la intervención de la em-presa estatal ElectroPerú, ante la nega-tiva de las empresas privadas Edegel yEtevensa, cuyo mayor accionista es latrasnacional española Endesa, de com-

prar el gas natural. Ésta sería la demos-tración evidente de los defectos delmodelo planteado para el desarrollo deCamisea. El argumento lógico y respe-table de la empresa privada, es que nole pueden obligar a comprar una deter-minada cantidad de gas natural, si es queno está seguro de poder generar y ven-der energía eléctrica con una rentabili-dad que satisfaga sus expectativas. Enverdad, si esto es válido para una em-presa privada, ¿por qué no debe serlopara ElectroPerú? Se debe tener pre-sente que esta empresa opera gene-rando energía fundamentalmente con lasunidades hidroeléctricas de Antúnez deMayolo, con una potencia instalada de798 megavatios (MW), y Restitucióncon 210 (MW).

En tal sentido, el contrato firma-do entre la Cepri de Camisea y la ren-table empresa estatal ElectroPerú, a ini-cios de año supone la compra-venta de70 millones de pies cúbicos diarios(MMPCD) de gas natural durante lospróximos 15 años, que se contarán apartir del inicio de la operación comer-cial, que se supone sería a fines de 2003.Por dicha compra, Electroperú deberíapagar como mínimo el 80 por ciento deeste volumen, es decir 56 MMPCD, loque en realidad significaría ingresos me-nores a los US$ 20 millones de dólaresanuales.

El precio pactado en el contratosería equivalente a US$ 0.89 centavospor millón de BTU en boca de pozo



(British Termal Unit), unidad de medidacalorífica equivalente a un 0,9 mil piescúbicos de gas (unidad de volumen). Esde suponer, que no teniendo Electroperúcentrales térmicas operativas en su con-trol, la empresa estatal tendría que trans-ferir el contrato o vender el gas a terce-ros, bajo un sistema de “maquila”, y porúltimo, de no resultar ninguna de estasopciones, por decisión política, deberíaconstruir una central térmica que utiliceel gas natural.

En realidad, desde el fracaso delllamado “Contrato del Siglo” firmadocon la Shell-Mobil y los diversos acon-tecimientos así como las varias modifi-caciones para hacer atractiva y renta-ble la explotación de Camisea, todo nosdemuestra que si fuera por la lógica del“libre mercado” y el interés de las em-presas, en especial de lastransnacionales, los ricos yacimientos degas no se explotarían racionalmente enel mediano plazo y largo plazo. Todohace pensar que el Consorcio ganadorPluspetrol, Hunt y S.K privilegiarán laproducción de los rentables condensa-dos en desmedro del gas natural, antela incertidumbre y debilidad del merca-do interno.

Por ello, el Gobierno está crean-do las condiciones artificiales para eldespegue de Camisea, asumiendo de-terminados costos, y subsidios, soslayan-do lo que considero constituye el pro-blema central, en el marco de unplaneamiento estratégico : ¿Cuál debie-

ra ser el rol del Estado en Camisea, almargen de fundamentalismos ideológi-cos y de los intereses privados que,muchas veces, como afirmara AdamSmith, resultan contrarios al interés pú-blico?

TARIFAS PARA EL GAS

En una negociación de la magni-tud del yacimiento de Camisea, se des-conocía, hasta julio de 1998, el preciodel gas en “boca de pozo”, variable fun-damental para la elaboración de los flu-jos de ingresos y de la rentabilidad. LaShell sin demostración alguna, exigíaque el precio a pagar por el gas puestoen la costa, fuera de US$ 2,5 dólarespor un millón de BTU . Era de suponerque dicho precio incluiría el precio en“boca de pozo” más el costo del trans-porte.

En la experiencia latinoamerica-na, el caso de la explotación de los ya-cimientos gasíferos bolivianos de SantaCruz de la Sierra, debiera resultar ilus-trativo, no sólo por las dificultades queentraña una negociación de esta natu-raleza, sino por la voluntad nacional deBrasil, a través de su empresa estatalPetrobrás y de Bolivia representada porsu empresa, Yacimientos PetrolíferosFiscales (YPFB), de asociarse en laconstrucción de un gaseoducto de 3 000km. de extensión, que llevaría el gas aSao Paulo e incluso Porto Alegre.


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En dichas negociaciones el pre-cio pactado a veinte años, entrePetrobrás y Yacimientos, resultaba, delejos, mucho menor al precio de gasexigido por Shell en Camisea. Según laagencia Reuter “Brasil pagará aBolivia un precio promedio de un dólarpor cada unidad termal británica (BTUs)durante los próximos 20 años” (Citadopor Gestión 5/09/96). Es decir, Petrobrás

pagará US $ 1 dólar por un millón deBTU, y a ese precio, Yacimientos Fis-cales Bolivianos, no sólo estaría ganan-do sino, también, amortizando el présta-mo brasileño de aproximadamente US$ 280 millones, que financiaron la parteboliviana del gaseoducto.

Se debe tener presente que en elPerú, la Comisión de Tarifas Eléctricas(CTE), para la fijación de las tarifas eléc-



tricas en barra, es decir que incluyengeneración, transporte y pérdidas deenergía, había estimado para el períodomayo/octubre de 1998, un precio máxi-mo para el gas puesto en la central eléc-trica, equivalente a US$ 1,81 por millónde BTU, que correspondería al 10 %del precio del petróleo residual.

En nuestro país, al margen de tec-nicismos, la diferencia entre lo exigidopor Shell, US$ 2,5 por un millón de BTU,y lo teóricamente reconocido por la Co-

misión de Tarifas, US$ 1,81 por millónde BTU, nos mostraba las distancias enla negociación y el escaso margen delEstado, por no saber ¿Cuál era el costoreal de un millón de BTU o de su equi-valente en pies cúbicos? Se debe tenerpresente que la British Thermal Units(BTU) es una unidad de medida de ca-lor y los pies cúbicos una unidad de vo-lumen, y se estima que un millón de BTUes equivalente a 0,9 mil pies cúbicos degas.


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A diferencia de los líquidos quetienen precios internacionales, y puedenser fraccionados para obtener gas licua-do de petróleo (GLP) y condensadosque permitirían a su vez la obtención degasolinas, kerosenes y algo de diesel, losprecios concernientes al gas natural to-davía no tienen referentes internaciona-les en cuanto a su precio. Y en nuestropaís, excepto la mini experiencia de laciudad de Talara, no existe una “cultu-ra del gas”.

En tal sentido, hasta cierto puntoresultaba arbitraria la fijación del preciodel gas por millón de BTU (BritishTermal Unit) en el mercado interno (el10 % del precio del petróleo residual in-dustrial en su utilización en el mercadoeléctrico), de allí la necesaria flexibili-zación que se impuso para hacer atrac-tivo el consumo de gas por las centralestermoeléctricas existentes en el país. Lasituación era mucho más crítica con unprecio como el que proponía el consor-cio Shell-Mobil, de US$ 2,5 dólares pormillón de BTU en “boca de pozo”. Aesa tarifa el gas natural no resultaba com-petitivo en relación a los precios del pe-tróleo residual industrial ni mucho me-nos con el carbón importado.

EPÍLOGO

El fracaso del llamado “Contratodel Siglo” para la explotación de los ri-cos yacimientos de gas en Camisea, re-

sume la tragedia de un Estado que nosupo negociar con grandes empresastransnacionales que controlan el 65 %del comercio mundial. Nos muestra queel desarrollo de una cultura y mercadopara el gas, inexistente por ahora en elpaís, supone una estrategia nacional decorto, mediano y largo plazo que plani-fique y estimule su consumo . Es decir,el futuro mercado del gas no se creapor la “libre oferta y demanda”. Éste seconstruye en base a la promoción,concer-tación con el sector privado, di-fusión y educación de los consumido-res, con una enérgica participación es-tatal que no debiera limitarse al estable-cimiento de una serie de subsidios, le-yes promocionales, ventajoso marco tri-butario, que discrimina el existente parala mayoría de empresas que operan enel país.

En países como el Perú, el desa-rrollo de una cultura y mercado para elgas, supone una estrategia nacional queplanifique y estimule el consumo del gasnatural, como ha sido el caso colombia-no. Éste creemos que constituye el retoactual, que se debe enfrentar con ur-gencia en la medida que ya estaría ase-gurada la fase de explotación por el con-sorcio formado por Pluspetrol, Hunt yS.K., faltando por ahora conocer a lasempresas que se encargarían de las fa-ses de la transmisión y distribución delgas natural.

El mercado, en países pobres yatrasados, se construye en base a la pro-



moción, concertación con el sector pri-vado, difusión y educación de los con-sumidores, con una enérgica participa-ción estatal, asociada al capital transna-cional. Éste debiera ser el fundamentode una política nacional en materia deenergía, que haga uso racional de losrecursos naturales más abundantes queyacen en el subsuelo. Está demostradoque constituye un “absurdo económico”que residentes o empresas, que operanen el país, generen energía consumien-do diesel, petróleo residual, carbón im-portado o peor aún gas proveniente deterceros países, por tanto, se impone laregulación del mercado por parte delEstado.

La participación activa del Esta-do no tendría que limitarse al estableci-miento de subsidios indirectos pararentabilizar el transporte, y una serie debeneficios colaterales. Éste es el reco-nocimiento de una serie de dificultadespara el desarrollo de una industria nue-va, y de la construcción para el merca-do del gas natural y de los condensadosde gas, cuya utilización intensiva cam-biaría el perverso patrón de consumoenergético que caracteriza la economíaperuana. Se trataría de ser creativos yasumir una posición nacional y regionalal servicio del país y del gran sur.

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ESTADO Y MERCADO PARA EL GAS NATURAL - …sisbib.unmsm.edu.pe/.../economia/15/pdf/estado_gas_natural.pdf · 24 REVISTA DE LA FACULTAD DE CIENCIAS ECONÓMICAS, AÑO V, Nº 15 JORGE