ROL DEL ESTADO Y EL  MERCADO PARA EL GAS NATURAL 

Perverso patrón de consumo 
energético y el gas de Camisea*

Son múltiples los problemas que desde el punto de vista de la energía caracterizan la economía y sociedad peruanas en las últimas décadas, en particular desde los años noventa. El problema principal es la ausencia de una identidad y cultura nacional en el uso y consumo de los recursos energéticos. La falta de identidad es más que un problema económico, tiene que hacer con la autoestima, con una revalorización de nuestra historia y su contribución universal. Y, en los tiempos actuales su carencia no permite responder exitosamente respecto a los términos de una integración a la economía-mundo en el marco del actual proceso de globalización. Después de todo, la modernidad que asume los valores de la democracia, justicia e igualdad, y la modernización, que constituye su expresión material, debieran ser para todos los peruanos y no privilegio de una minoría.

éste es a mi criterio el principal reto para construir una verdadera democracia en nuestro país y el punto de partida para la construcción de una alternativa a este modelo económico, excluyente para la gran mayoría de peruanos. En tal sentido consti tuye un principio fundamental de la economía energética, la utilización masiva e intensiva de los recursos energéticos naturales más abundantes, el gas natural, la hidroenergía y el carbón, que subyacen en nuestro territorio. Ésta es una condición material previa, sine quo non para asegurar un crecimiento autosostenido. Por ello se puede afirmar que a la heterogeneidad estructural que caracteriza a la economía peruana, le corresponde una diversidad de recursos naturales, distribuidos geográficamente que lamentablemente son escasamente utilizados a pesar de su abundancia.
Por principio, el fundamento de una política nacional en materia de energía debiera ser la racional utilización de los recursos energéticos más abundantes que posee el país. Constituye, pues, un “absurdo económico” que residentes o empresas, que operan internamente, generen energía consumiendo diesel, petróleo residual o carbón importado. Es decir, si las reservas más abundantes están constituidas por los recursos de gas natural, la hidroenergía y el carbón, éstos debieran ser utilizados a plenitud, respetando la diversidad regional en el marco de una integración energética y eléctrica entre los diversos sistemas que existen en el Perú.

Como resulta evidente en el Cuadro Nº 1, existe un notorio desbalance entre la “Producción y las Reservas de Energía Comercial”, expresadas en toneladas equivalente de petróleo (TEP). El petróleo, siendo un recurso cuyas reservas apenas representan el 10%, determina el 68,2% de la energía comercial. En cambio el gas natural y los líquidos de gas significan el 49,2 de nuestras reservas y determinan una producción equivalente al 14%. Es evidente que existe un desbalance entre los recursos energéticos utilizados y las reservas. Éste es pues la expresión palmaria del perverso patrón de consumo energético que caracteriza la economía peruana.

Hoy, contra toda lógica, dependemos del petróleo y derivados en especial del diesel y gas licuado que desde 1990 a diciembre de 1999 han de representar por importaciones; es decir, por compras al exterior, cifras astronómicas que tranquilamente superan los US$ 4 637 millones de dólares, valores que casi duplican las inversiones originalmente comprometidas en el proyecto integral de Camisea. Éstas en las distintas fases de producción, transporte y distribución, en el fracasado contrato Shell-Mobil eran estimadas en US$ 2 500 millones de dólares (Ver cuadro Nº 2).

Se debe tener presente que el petróleo es un recurso natural, escaso, no renovable, que constituye hasta ahora, la base fundamental del patrón de consumo energético a nivel comercial. Sin los derivados del petróleo no podría funcionar la economía del país. Más del 50% de la capacidad eléctrica está  conformada por centrales térmicas que utilizan diesel 2; la industria, la pesquería y la minería consumen el llamado petróleo industrial y el diesel; el transporte con un parque automotor cercano al millón de unidades utiliza las diversas gasolinas que son producidas internamente y el diesel; los restaurantes y los hogares peruanos consumen el gas licuado de petróleo. 

Frente a esta realidad, las reservas de gas y líquidos de gas, contenidas en Camisea y en los lotes adyacentes, asumen una importancia vital en la economía nacional, pues, en términos relativos, multiplican por más de ocho veces nuestras alicaídas reservas de hidrocarburos en cuanto al despliegue de energía calorífera. A ello, deben sumarse los más de 650 millones de barriles de condensados o líquidos de gas natural, que con un precio promedio de US$ 20 el barril, representan una riqueza potencial de más de US$ 12 mil millones. De explotarse racionalmente, éstos podrían durar hasta el año 2 015 generando importantes ingresos de exportación y por tanto revertir los crónicos déficit en la balanza de hidrocarburos.
En verdad, la explotación de Camisea debería cambiar el perverso patrón de consumo energético, que caracteriza el mercado interno de combustibles en el país. Sólo a nivel de combustibles, habrían importantes excedentes exportables de gas licuado de petróleo, sobraría en demasía el residual 500, cuyo productor básicamente es la refinería La Pampilla, operada por Repsol. Se sustituiría la utilización del diesel-2 y carbón importado en la generación eléctrica y habrían pequeños sobrantes de gasolinas y kerosenes. Es más, si hubiera una política energética se tendería a sustituir el consumo de gasolinas contaminantes del medio ambiente por el gas licuado en el parque automotor, haciendo la vida urbana respirable y soportable.

Producción decreciente

Por donde se le mire, utilizamos el petróleo y derivados, sin contar con los productos de la petroquímica. Mas la tragedia del país apunta hacia una mayor dependencia del petróleo, pues, cada día producimos menos y se impone la necesidad de mayores compras en el exterior. La cruel paradoja consiste en que el petróleo no constituye ni el 9% de nuestras reservas energéticas, y sin embargo genera el 68% de la energía comercial (Ver Cuadro N° 1).

En 1999, la producción promedio diaria fue de 106 mil barriles de petróleo, de los cuales más de 40 mil barriles están constituidos por un crudo pesado, producido por la OXY y comercializado por PerúPetro. Este petróleo se tiene que exportar a bajos precios, pues, las refinerías locales no están calibradas para procesar este petróleo pesado, con API menor a los 19°, medida que estima su densidad en términos internacionales. Por tanto, la importación de crudo es de más de 80 mil barriles diarios que se necesitan para satisfacer la demanda interna de combustibles, la que bordea los 150 mil barriles diarios (Ver Cuadro Nº 3 y Gráfico 1).

Lamentablemente las inversiones en exploración petrolífera, para el descubrimiento de nuevas reservas, han tenido resultados negativos. En los últimos años, los organismos oficiales, señalan invariablemente que las reservas probadas de crudo bordean los 300 millones de barriles. Sin embargo, entre 1993-1998, las inversiones en exploraciones para descubrir nuevas reservas, lamentablemente no han tenido éxito, pues los pozos han resultado secos, con agua, o no eran económicamente rentables. De allí, que resulten poco confiables las estadísticas oficiales al respecto.1

Por tanto, estamos consumiendo reservas, lo que nos hace más dependientes y vulnerables de las variaciones internacionales de los precios del petróleo, y el Estado no tiene ninguna estrategia de mediano y largo plazo para enfrentar dicho problema. 

Camisea: Frente a la dependencia de hidrocarburos

La pobre economía peruana, ha tenido que desembolsar US$ 4 638 millones de dólares, tanto por concepto de petróleo crudo (US$ 2 991 millones), gas licuado (US$ 255 millones) y diesel (US$ 1 392 millones). Es decir, en una década se han gastado más que los supuestos montos de inversión, que hubiese realizado el consorcio Shell/Mobil, aproximadamente US$ 2500 millones, para el desarrollo de la segunda etapa de Camisea.

Ante tanta improvisación, y ausencia de planeamiento estratégico, de parte de este gobierno que prometió “Honradez, Tecnología y Trabajo”, urge presentar propuestas que tengan como objetivo central resolver los problemas más apremiantes del Perú.

Por ello, para entender las posibilidades que representa el desarrollo integral de las ingentes reservas de gas de Camisea, resulta perentorio y de necesidad nacional presentar propuestas para la utilización de una riqueza que cambiaría el perverso patrón de consumo energético de la economía peruana, basado en el petróleo y derivados, recurso escaso, no renovable, que cada día tenemos que importar en cantidades crecientes. 

Con Camisea se revertirían los saldos negativos de la balanza comercial de hidrocarburos, en la medida que dejaríamos de importar significativas cantidades de petróleo, de gas licuado de petróleo (GLP) y de diesel. Además, se posibilitaría la exportación de líquidos de gas natural y la generación de energía eléctrica en términos más económicos desplazando al diesel como combustible, sumando a ello las bondades de un combustible limpio, no contaminante, que aseguraría el abastecimiento energético por varias décadas.
Es de público conocimiento que las reservas de gas natural y condensados existentes en Camisea han sido recalculadas, como producto de las exploraciones realizadas por el consorcio Shell-Mobil, superando los 13 trillones de pies cúbicos de gas y más de 650 millones de condensados, que constituyen dicho sea de paso, la «carnecita» del yacimiento. Ello, sin contar con las reservas de gas en el Lote 75 a cargo de la Shell, contiguo al redimensionado Camisea, que en la década pasada conformaba un solo lote con los yacimientos de Cashihiari, San Martín y Mipaya de Camisea, conformando el antiguo Lote 42. Ver Cuadro N° 4 sobre Reservas de Camisea y la gráfica de la Importancia Relativa de Camisea, a nivel de América Latina, que estaría determinando una vida útil de 169 años ante la escasa utilización de este recurso natural.

Al margen del atractivo por los condensados de gas que constituyen una especie de gasolina natural y que fraccionados en altas temperaturas se transformarían en gas licuado de petróleo, diesel, kerosenes y algo de gasolinas, ésta es de fácil transportación por vía marítima, además, de su mayor valor respecto al gas seco pues tiene referentes internacionlaes. Con estos volúmenes de reservas de gas se multiplicarían por 8 veces nuestras alicaídas reservas probadas de petróleo y se resolvería por un largo periodo nuestra dependencia energética de este recurso natural. De allí, la importancia, para la economía peruana, de la explotación de las reservas de gas y condensados de Camisea.

Frente a esta realidad, las reservas de gas y líquidos de gas, contenidas en Camisea y en los lotes adyacentes, asumen una importancia vital en la economía nacional, pues en términos relativos, multiplican por más de ocho veces nuestras pobres reservas de hidrocarburos en cuanto al despliegue de energía calorífera. A ello deben sumarse los más de 600 millones de barriles de condensados o líquidos de gas natural, que con un precio promedio de US$ 18 dólares el barril, representan una riqueza potencial de casi US$ 10,8; es decir, diez mil millones ochocientos mil dólares que de explotarse racionalmente podrían durar hasta el año 2015 generando importantes ingresos de exportación y por tanto revertir los crónicos déficit en la balanza de hidrocarburos.

El desistimiento del consorcio Shell-Mobil en julio de 1998, para el desarrollo de la segunda etapa, ha sido como afirmó el ministro de Energía y Minas de ese entonces, Ing. Daniel Hokama, una desa-gradable “sorpresa inesperada”, que puso al desnudo la precariedad de las negociaciones internacionales del gobierno fujimorista frente a las empresas transnacionales. 

El retiro del consorcio, conformado por dos grandes empresas transnacionales de primer orden, constituyó en su momento un durísimo golpe al modelo económico. Las inversiones, en la etapa más importante, implicaban la perforación de los pozos de explotación, tendido de ductos hacia la costa, instalaciones varias, la construcción de plantas de tratamiento y fraccionamiento de los ricos yacimientos de gas natural y líquidos de gas, que yacen en el subsuelo de Camisea. 

A pesar de los mejores deseos, la renuncia de la Shell-Mobil, debe sumarse a las postergaciones de inversión de los megaproyectos mineros, tales como La Granja y Quellaveco. Se debe tener presente que la capacidad de pago de la economía peruana a partir del año 2 002, estará en función de los ingresos tributarios captados por el Estado, al margen de sus efectos en las inversiones esperadas, la balanza comercial y de cuenta corriente. 

Hasta cierto punto, Camisea era para el gobierno, la “niña bonita” de los grandes proyectos, pues significaba según los voceros oficiales, inversiones directas superiores a los US$ 2 700 millones, de los cuales, teóricamente, no menos de US$ 800 millones constituían compras a la industria local. Éstas consideraban la estimación de la reinyección del gas y la no reinyección del mismo, lo cual significaría la “quema” de tan valioso recurso (Ver Cuadro Nº 5).

Al respecto, las inversiones necesarias se elevaban por encima de los US$ 5 163 millones, si se consideraban las inversiones para el transporte del gas al Brasil, que fue la consideración y el interés de la Shell ante la insuficiencia del mercado interno.

En verdad, hoy resultan pueriles las lamentaciones sobre la no firma de la segunda etapa del proyecto y las razones oficiales llegaron tarde. Nadie se la esperaba en el fujimorismo, pues estaban llevados por un triunfalismo vano, que incluso supuso el viaje del mandatario a Holanda y Londres, “para convencer” a los altos directivos de la Shell, sobre las bondades del proyecto. Incluso, los voceros gubernamentales lamentaron que el consorcio haya presentado observaciones y demandas fuera del contrato, firmado en mayo de 1996, soslayando la fama y antecedentes de la Shell, como empresa “dura” en los negocios.

Más de lo mismo

Desde un inicio, según el Ministerio de Economía y Finanzas de ese entonces, Ing. Baca Campodónico, el llamado “Contrato del Siglo”, firmado en mayo de 1996 con el consorcio Shell-Mobil, estuvo mal planteado. En sus palabras: “Esa es la verdad, hasta antes del desistimiento (cursivas del autor) el proyecto no era del gobierno peruano sino de la Shell, se ha negociado con la empresa que era la dueña del yacimiento, lo había explorado y había un acuerdo que contemplaba la explotación y la transmisión, en cierta forma estábamos amarrados, pero ahora no, el gobierno peruano tiene US$ 250 millones más USS 200 millones de antes invertidos durante la época de Alan García” (Expreso, 18/07/98).

Resultaba inusual la posición del ex ministro de economía, por decir lo menos, pues Shell nos pasaría la factura en algún momento. El alto funcionario afirmaba que: “en estos momentos el gobierno peruano es por lo menos US$ 500 millones más rico, lo que era de la Shell ahora es nuestro”.
Al margen de lo discutible de estas afirmaciones, cabe preguntarse ¿cuál ha podido ser la capacidad negociadora del Estado y sus representantes? Si, como lo reconocían autorizados expertos y consultoras, se desconocían los elementos básicos que deberían negociarse, tales como el precio del gas extraído del yacimiento, conocido como el “precio en boca de pozo”, el nuevo volumen estimado de las reservas de gas y condensados de gas, y el mon- to de las inversiones, que fueron curiosamente aumentando de US$ 1000 millones en la década pasada a US$ 2718 millones en 1996, para fijarse por encima de los 4000 millones en las conversaciones finales entre los representantes del consorcio y el Estado peruano, a mediados de 1998.
Con el retiro de Shell-Mobil, en julio de 1998, para el desarrollo de la segunda etapa, los yacimientos, instalaciones, los varios estudios de mercado, los proyectos, son ahora propiedad del Estado que con la información disponible, está buscando nuevos inver-sionistas. Sin embargo, es interés de la Comisión de Alto Nivel, reestudiar, rediseñar, comprobar y verificar la información transferida por el Consorcio.
Para hacer ello posible, se contrató los servicios de viejos conocidos como la consultora Booz Allen & Hamilton, la misma que recomendaba, contra toda lógica, la privatización fragmentada de la empresa petrolera PetroPerú en 1993, para venderla lo más rápidamente posible. Esta consultora, tendría que asesorar en la definición del desarrollo del proyecto en los aspectos legal, técnico y económico-financiero. 
Como banco de inversión, se contó con los servicios del “Roberts Flemings”, donde destacan personajes de la talla de Carlos Mon-toya y Emilio Zúñiga, ex responsable del proceso de privatización y ex Presidente del Directorio de PetroPerú, respectivamente. Este banco además de contrastar las propuestas de la consultora Booz Allen & Hamilton, tendría que asesorar en la promoción y elaboración del plan de venta del proyecto, asesorar en la selección de los posibles inversionistas, preparación de las bases, roadshow, modelo de contrato, etc. 

A ello se deben sumar consultores estrictamente técnicos de reservorios, como la empresa Degoller & McNaughton, que tendría la responsabilidad de verificar las reservas probadas de campo en Camisea; y la compañía Stone & Webster Overseas, encargada de asesorar en los aspectos concernientes a la distribución y transporte de gas. Es decir, se estaría nuevamente diseñando la mejor estrategia de lo que alguna vez se denominó “El Contrato del Siglo”, para traer el gas a Lima el año 2003. 
Lo evidente es que la subasta de los yacimientos de Camisea, realizada en febrero del año 2000, donde resultaron ganadores el consorcio conformado por Pluspetrol, con un 40% de participación y operador del proyecto, la empresa Hunt de los Estados Unidos, con un 40% y la coreana S.K. con el 20% restante, nos confirmaría que Camisea se ha convertido de un Megaproyecto de Gas en un proyecto más pequeño y menos ambicioso, en razón de las dificultades propias del mercado interno y las fuertes limitaciones para una exportación significativa al Brasil, en razón de los nuevos y significativos descubrimientos de gas natural en Bolivia.

Gas natural: Inversiones en América Latina

Si se toman en consideración las inversiones en América Latina, es evidente que Camisea puede ser importante para el Perú, pero en la estrategia de las transnacionales tendría que competir con otros proyectos, muchos de los cuales ya están terminados o en ejecución, mientras Camisea está  en factibilidad hace más de una década. En tal sentido, es ilustrativo el Cuadro N° 6, citado por el profesor sanmarquino Humberto Campodónico. En dicho trabajo se exponen los diversos proyectos de inversión entre ejecutados, en ejecución y factibilidad, llevados a cabo por las empresas privadas y empresas estatales asociadas con empresas transnacionales (Campodónico, 1997).

Es evidente que Camisea, a pesar de los años transcurridos desde su descubrimiento en 1984 hasta febrero del año 2000, estuvo en la condición de factibilidad, en particular desde hace más de una década, concretamente desde 1988, cuando fracasaron las primeras negociaciones entre la Shell y el gobierno del Dr. Alan García, para una explotación integrada del yacimiento. Al respecto puede analizarse la bibliografía de la década de los ochenta.

Al margen de la integración regional a través de los proyectos del gas, entre países tales como Chile, Argentina, Brasil, Bolivia, Uruguay; es evidente que para 1997, la mayoría de Proyectos de Integración Regional y de los Proyectos nacionales están terminados y/o en ejecución, con inversiones superiores a los US$ 15 355 millones de dólares.

Lamentablemente en nuestro país se insiste en que el Estado no tendría  intervención directa en el desarrollo de Camisea, a diferencia de la exitosa experiencia colombiana, donde la responsable de ampliar el número de consumidores para el gas es la empresa estatal Ecopetrol. Y, en el caso de la experiencia boliviana-brasileña donde dos empresas estatales YPF de Bolivia y Petrobrás de Brasil, concertan y se asocian con empresas transnacionales como la Enron y la Shell, con financiamiento del propio Banco Mundial, para hacer posible la construcción de un gasoducto de más de 3 000 kilómetros de extensión que permite trasladar el gas desde Santa Cruz a Sao Paulo, el corazón industrial de Brasil.

Insuficiencia del mercado

En una perspectiva latinoamericana, el proyecto de Camisea, es un proyecto más, que a mi entender está lamentablemente desfasado, por obra y gracia de una falta de estrategia nacional negociadora con empresas transnacionales. Como diría el congresista de la mayoría parlamentaria y experto en hidrocarburos Ing. Carlos Reátegui, el proyecto de Camisea “fue concebido por ingenieros eléctricos para generar electricidad, supuestamente más barata, perdiendo de vista la perspectiva petrolera y petroquímica”.
Las razones del retiro del consorcio Shell-Mobil de Camisea fueron varias, pero, evidentemente, la principal está en relación a lo reducido del mercado interno. Además éstas se hubiesen podido deducir, así como de las varias notas informativas expuestas en múltiples oportunidades, y las declaraciones de sus altos funcionarios; un mínimo de análisis de la coyuntura internacional, y un estudio semiótico, que ayuda en la comprensión de una doble lectura, o mejor aún “leer entre líneas”.

Para el consorcio Shell-Mobil, resultaba fundamental superar la principal limitación para el desarrollo de Camisea: la insuficiencia y debilidad del mercado interno, en relación al potencial de las reservas y montos de inversión supuestamente comprometidos. Así, el Sr. Dick de Jong, Director de Estrategia y Servicios de Shell Internacional (Londres), señalaba que: “Considerando que el gas va a ser una nueva industria en el Perú, el Gobierno tiene el importante rol de crear un adecuado régimen tributario y reglamentario bajo el cual todas las partes puedan beneficiarse con el gas de Camisea” (Conferencia de la Sociedad de Minería y Petróleo, 1996).

Aunque la versión integral de Camisea planteaba una producción de 1000 millones de pies cúbicos diarios de gas y 65 mil barriles diarios de líquidos de gas, el planteamiento por etapas resulta más realista, dada la insuficiencia del mercado para el gas y la ausencia de una cultura gasífera. Así, se estimó una disminución hacia una producción diaria de 450 millones de pies cúbicos, que aun así resultaba sobredimensionada. Según la Shell: “El mercado existente es pequeño y geográficamente disperso”. Por otro lado: “Los combustibles competitivos están bien establecidos, tienen canales de distribución establecidos y sus activos se han depreciado”.

En tal sentido, en la creación del mercado, la generación eléctrica en base a la utilización del gas, resultaba un mecanismo importante, de allí el atractivo inicial para la Shell, de construir en un principio una planta de generación en el sur. Mas, la decisión de la empresa Enersur (Tractebel) responsable de la generación eléctrica para la transnacional Southern Perú Copper Corporation, de ampliar su oferta eléctrica usando carbón importado, para asegurar el aumento de su producción de cobre en los próximos años, resultaba una decisión legítima desde el punto de vista empresarial y microeconómico, pero irracional desde el punto de vista del patrón de consumo energético, pues utilizaría un recurso que no producimos y se importaría de los Estados Unidos de Norteamérica.

Por ello, el Consorcio Shell/Mobil, señalaba la falta de mercado y su desinterés, para el establecimiento de la Planta de Energía de 300 Megavatios interconectada al Sistema Centro-Sur, utilizando el gas de Camisea, en razón que “...Es improbable que esto ocurra si es que los planes para una nueva central que utilize carbón como combustible entra en operación en el sur del Perú” (Shell/Mobil Nota Informativa, Nº 6). Esta posición de ser comprendida en toda su dimensión, constituía una señal premonitoria.
De allí el atractivo inicial para la Shell, de construir una planta de generación en el sur. Mas la decisión de la empresa Enersur (Tractebel) responsable de la generación eléctrica para la trans-nacional Southern Perú Copper Corporation, de ampliar su oferta eléctrica en su Planta Ilo II, usando carbón importado, y/ o gas proveniente del norte de Chile, desestimulaba el mercado potencial para el gas de Camisea. A ello, evidentemente se sumarían los nuevos proyectos hidroenergéticos privados y estatales que se encontraban en marcha, estimulados por la ley de Concesiones Eléctricas de 1992. 

Por lo menos así lo exponía el Sr. Alan Hunt, gerente general de Shell Prospecting and Development Perú (SPDP), cuando señalaba: “Mientras más proyectos hidroenergéticos se desarrollen habrá  menos posibilidades de que el gas se venda al sector eléctrico” (Entrevista en Gestión, 27/11/98).

Dónde está el mercado

El problema más importante para la viabilidad de Camisea es el referido a la insuficiencia del mercado interno. Sirva para ello los cálculos presentados, por el ex ministro Sr. Daniel Hokama y su equipo de asesores, en su explicación a los miembros del honorable Colegio de Ingenieros del 22/set/1998, sobre los entretelones de las negociaciones entre Perupetro y el consorcio Shell-Mobil. Allí, se expuso el cuadro, sobre el “Mercado Interno para el Gas Natural” en millones de pies cúbicos, estimado por los estudios de la Shell. Se suponía entonces que para el año 2 002, inicio comercial de Camisea, si el consorcio hubiese proseguido en la segunda fase en julio de 1998, la demanda de gas natural estaría en el orden de los 136 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD), de los cuales 75 millones responderían a la utilización de 2 ó 3 centrales térmicas para la generación de electricidad y 61 millones de pies cúbicos se explicarían por la demanda de 15 a 20 empresas industriales que hubiesen firmado contratos previos (Ver cuadro N° 7).
En total, en el primer año, el mercado interno demandaría un volumen de 136 millones lejos de los 450 millones de pies cúbicos, que supondría la capacidad máxima de transporte de los ductos que traerían el gas desde Camisea a centro de distribución en las cercanías de Lima.

Más tarde, 8 años después el mercado interno aumentaría a 242 millones de pies cúbicos diarios de gas natural. Sin embargo, pese al incremento el potencial productivo de Camisea que supera los 1500 millones de pies cúbicos diarios y que puede ser regulado a menos de 500 millones supuestamente no satisfacía las expectativas de rentabilidad en razón de los altos montos de inversión que se comprometerían en el negocio. 

Por ello, resultaba vergonzoso observar a los altos funcionarios de la Shell, darnos lecciones de “economía energética”, cuando afirmaban que cada país debía utilizar los recursos más abundantes que posee. Es decir, si el país tiene reservas de gas debería utilizar dicho recurso como combustible en las diversas actividades y ramas económicas. 

Es evidente que la concesión otorgada el 16 de febrero del 2000 para la explotación de los yacimientos de Camisea, al consorcio ganador conformado por Pluspetrol de Argentina, Hunt de los Estados Unidos y SK de Corea, desmintiría aparentemente la baja rentabilidad del proyecto con el ofrecimiento del 37,20% de regalías al Estado. Este tema será materia de análisis en otro artículo, mas consideramos que el otorgamiento de la concesión no anula el problema fundamental sobre la necesidad del desarrollo del mercado interno para el gas natural en nuestro país y el rol del Estado en dicho proceso.

Rol del Estado

La experiencia demuestra que si fuera por las propias leyes del mercado y la filosofía de los filisteos liberales, que son aquellos que asumen esta postura cuando les resulta conveniente, o en su contrario resultan mercantilistas (Camet, Hokama, Abusada, Boloña, etc.), las reservas de gas seguirían durmiendo en el subsuelo el sueño de los justos. Para que esto no suceda, ha sido imperativa la intervención enérgica del Estado, a través del otorgamiento de una serie de beneficios especiales para hacer atractivo el proyecto de Camisea. Éstos son multiples, destacando el beneficio de “arrastre de pérdidas” hasta por ocho años mientras se recupera la inversión, la devolución anticipada del impuesto general a las ventas en la fase preoperativa del proyecto, el fraccionamiento en el pago de las importaciones necesarias en el proyecto, la postergación de la construcción de hidroeléctricas en un horizonte de cinco años, el aumento del impuesto al carbón importado, la disminución de las regalías al 10%, etc.
En tal sentido, la intervención estatal se ha limitado al establecimiento de subsidios indirectos a las determinadas fases del proyecto, como ha sucedido con la Ley de Fomento a la Industria del Gas, que en la práctica reconoce un subsidio a la fase del transporte. Todo indica que para incentivar el consumo del gas en las potenciales empresas existirían importantes descuentos en el precio por pagar.
Sin embargo, el proyecto al persistir en la fragmentación de las distintas fases entre la explotación del yacimiento, transporte y distribución operadas por distintas empresas, ignora la presencia directa del Estado, y a nuestro entender no enfrenta el real problema para el desarrollo de un mercado interno para el gas, y sesga su uso en función de una incierta demanda para la generación eléctrica, asegurándole una rentabilidad a través de un Fondo de Garantía para el transporte por el gaseoducto. 
Así, con el fin de “asegurar los Ingresos Garantizados” a la empresa(s) responsables del transporte del gas por gaseoducto, la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) incorporará periódicamente a la tarifa eléctrica en el rubro correspondiente al peaje del Sistema Principal a que se refiere el art. 59 de la Ley de Concesiones Eléctricas, un cargo que se denominará Garantía por Red Principal.

Y ¿qué dice el art. 59 de la ley de Concesiones? “Los generadores conectados al Sistema principal, abonarán mensualmente a su propietario, una compensación para cubrir el Costo Total de Transmisión. El Costo Total de Transmisión comprende la anualidad de la inversión y los costos estándares de operación y mantenimiento del Sistema Económicamente adaptado”. En otras palabras, ello significa, que las empresas de generación pagarán un monto mensual, que en última instancia lo financiarán los consumidores. Ingenioso, pero viejo mecanismo para rentabilizar la fase del transporte.

En el mismo sentido, para asegurar una demanda mínima de gas natural, en la producción y explotación de los yacimientos que serán operados por la empresa argentina Pluspetrol, el Estado dispone la intervención de la empresa estatal ElectroPerú, ante la negativa de las empresas privadas Edegel y Etevensa, cuyo mayor accionista es la transnacional española Endesa, de comprar el gas natural. Ésta sería la demostración evidente de los defectos del modelo planteado para el desarrollo de Camisea. El argumento lógico y respetable de la empresa privada es que no me pueden obligar a comprar una determinada cantidad de gas natural, si es que no estoy seguro de poder generar y vender energía eléctrica con una rentabilidad que satisfaga mis expectativas. En verdad, si esto es válido para una empresa privada ¿por qué no debe serlo para ElectroPerú? Se debe tener presente que ésta opera generando energía fundamentalmente con las unidades hidroeléctricas de Antúnez de Mayolo con una potencia instalada de 798 megavatios (MW), y Restitución con 210 (MW).

En tal sentido el contrato firmado entre la Cepri de Camisea y la rentable empresa estatal ElectroPerú a inicios de año supone la compra-venta de 70 millones de pies cúbicos diarios (MMPC/D) de gas natural durante los próximos 15 años, que se contarán a partir del inicio de la operación comercial, que se supone sería a fines de 2 003. Por dicha compra, Electro Perú debería pagar como mínimo el 80% de este volumen, es decir 56 MMPC/D, lo que en realidad significaría ingresos menores a los US$ 20 millones de dólares anuales.

El precio pactado en el contrato sería equivalente a US$ 0,89 centavos por millón de BTU en (British Termal Unit) unidad de medida calorífica equivalente a un 0,9 mil pies cúbicos de gas (unidad de volumen) “boca de pozo”. Es de suponer, que no teniendo ElectroPerú centrales térmicas operativas en su control, la empresa estatal tendría que transferir el contrato o vender el gas a terceros, bajo un sistema de “maquila”, y por último, de no resultar ninguna de estas opciones, por decisión política debería construir una central térmica que utilice el gas natural.

En realidad, desde el fracaso del llamado “Contrato del Siglo” firmado con la Shell-Mobil y los diversos acontecimientos así como las diversas modificaciones para hacer atractivo y rentable la explotación de Camisea, todo nos demuestra que si fuera por la lógica del “libre mercado” y el interés de las empresas, en especial las transnacionales, los ricos yacimientos de gas no se explotarían racionalmente ni en el corto ni en el mediano plazo y en el largo plazo como diría Keynes: “todos estaremos muertos”. Todo hace pensar que el consorcio ganador Pluspetrol, Hunt y S.K. privilegiarán la producción de los rentables condensados en desmedro del gas natural, ante la incertidumbre y debilidad del mercado interno.
Por ello, el gobierno fujimorista creó condiciones artificiales para el despegue de Camisea, asumiendo determinados costos, y subsidios, soslayando lo que considero constituye el problema central, en el marco de un planeamiento estratégico: ¿cuál debiera ser el rol del Estado en Camisea, al margen de fundamentalismos ideológicos, de intereses privados como las consultoras de inversión que no siempre coinciden con el interés nacional, que muchas veces como afirmara Adam Smith, resultan contrarios al interés público.

Tarifas para el gas

El problema de la determinación de las tarifas era otro de los graves problemas por resolver. En el contrato firmado en 1996 con la Shell-Mobil, en una negociación de la magnitud del yacimiento de Camisea, se desconocía hasta julio de 1998 el precio del gas en “boca de pozo”, variable fundamental para la elaboración de los flujos de ingresos y la rentabilidad. La Shell, sin demostración alguna, exigía que el precio a pagar por el gas puesto en la costa, fuera de US$ 2,5 dólares por un millón de BTU. Era de suponer que dicho precio incluiría el precio en “boca de pozo” más el costo del transporte.
En la experiencia latinoamericana, el caso de la explotación de los yacimientos gasíferos bolivianos de Santa Cruz de la Sierra, debiera resultar ilustrativo, no sólo por las dificultades que entraña una negociación de esta naturaleza, sino por la voluntad nacional de Brasil, a través de su empresa estatal Petrobrás y de Bolivia representada por su empresa, Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPFB), de asociarse en la construcción de un gaseoducto de 3000 Kilómetros de extensión, que llevaría el gas a Sao Paulo e incluso Porto Alegre.
En dichas negociaciones el precio pactado a veinte años, entre Petrobrás y Yacimientos, resultaba, de lejos, mucho menor al precio de gas exigido por Shell en Camisea. Según la agencia Reuter, “Brasil pagará  a Bolivia un precio promedio de un dólar por cada unidad termal británica (BTUs) durante los próximos 20 años” (Citado por Gestión, 5/09/96). Es decir, Petrobras pagará US$ 1 dólar por un millón de BTU; a ese precio Yacimientos Fiscales Bolivianos no sólo estaría ganando sino también amortizando, el préstamo brasileño de aproximadamente US$ 280 millones, que financiaron la parte boliviana del gaseoducto.
Se debe tener presente que en el Perú la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE), para la fijación de las tarifas eléctricas en barra, es decir que incluyen generación, transporte y pérdidas de energía, había estimado para el periodo mayo-octubre de 1998, un precio máximo para el gas puesto en la central eléctrica, equivalente a US$ 1,81 por millón de BTU, que correspondería al 10% del precio del petróleo residual. 
En nuestro país, al margen de tecnicismos, la diferencia entre lo exigido por Shell, US$ 2,5 por un millón de BTU y lo teóricamente reconocido por la Comisión de Tarifas, US$ 1,81 por millón de BTU, nos mostraba las distancias en la negociación y el escaso margen del Estado, por no saber cuál era el costo real de un millón de BTUs o de su equivalente en pies cúbicos. Se debe tener presente, que la British Thermal Units (BTU) es una unidad de medida de calor y los pies cúbicos una unidad de volumen, y se estima que un millón de BTU es equivalente a 0,9 mil pies cúbicos de gas.
A diferencia de los líquidos que tienen precios internacionales, y pueden ser fraccionados para obtener gas licuado de petróleo (GLP) y condensados que permitirían a su vez la obtención de gasolinas, kerosenes y algo de diesel, los precios concernientes al gas natural todavía no tiene referentes internacionales en cuanto a su precio. Y en nuestro país, excepto la miniexperiencia de la ciudad de Talara, no existe una “cultura del gas”.
En tal sentido, hasta cierto punto resulta arbitraria la fijación del precio del gas por millón de BTU en el mercado interno (el 10% del precio del petróleo residual industrial en su utilización en el mercado eléctrico) de allí la necesaria flexibilización que se impuso para hacer atractivo el consumo de gas por las centrales termoeléctricas existentes en el país. La situación era mucho más crítica con un precio como el que se proponía el consorcio Shell-Mobil, de US$ 2,5 por millón de BTU en “boca de pozo”. A esa tarifa, el gas natural no resultaba competitivo en relación a los precios del petróleo residual industrial ni mucho menos con el carbón importado.

Conclusión

El fracaso del llamado “Contrato del Siglo” para la explotación de los ricos yacimientos de gas en Camisea, resume la tragedia de un Estado que no supo negociar con grandes empresas transnacionales que controlan el 65% del comercio mundial. Nos muestra que el desarrollo de una cultura y mercado para el gas, inexistente por ahora en el país, supone una estrategia nacional de corto, mediano y largo plazo que planifique y estimule su consumo. Es decir, el futuro mercado del gas no se crea por la “libre oferta y demanda”. Este se construye en base a la promoción, concertación con el sector privado, difusión y educación en los consumidores, con una enérgica participación estatal que no debiera limitarse al establecimiento de una serie de subsidios, leyes promocionales, ventajoso marco tributario, que discrimina el existente para la mayoría de empresas que operan el país.
En países como el Perú, el desarrollo de una cultura y mercado para el gas, supone una estrategia nacional, de corto, mediano y largo plazo que planifique, que estimule el consumo del gas natural, como ha sido el caso colombiano. Éste creemos que constituye el reto actual, que se debe enfrentar con urgencia en la medida que ya estaría asegurada la fase de explotación por el consorcio formado por Pluspetrol, Hunt y S.K., faltando por ahora conocer a las empresas que se encargarían de las fases de la transmisión y distribución del gas natural.
El mercado, en países pobres y atrasados, se construye en base a la promoción, concertación con el sector privado, difusión y educación en los consumidores, con una enérgica participación estatal, asociada al capital transnacional. Éste debiera ser el fundamento de una política nacional en materia de energía, que haga uso racional de los recursos naturales más abundantes que yacen en el subsuelo. Está demostrado que constituye un “absurdo económico”, que residentes o empresas que operan en el país, generen energía consumiendo diesel, petróleo residual, carbón importado o peor aún gas proveniente de terceros países, por tanto, se impone la regulación del mercado por parte del Estado.
La participación activa del Estado no tendría que limitarse al establecimiento de subsidios indirectos para rentabilizar el transporte, y una serie de beneficios colaterales. Éste es el reconocimiento de una serie de dificultades para el desarrollo de una industria nueva, y de la construcción para el mercado del gas natural y de los condensados de gas, cuya utilización intensiva cambiaría el perverso patrón de consumo energético que caracteriza a la economía peruana. Se trataría de ser creativos y asumir una posición nacional y regional al servicio del país y del gran sur.