GASODUCTO Y PETROQUIMICA MAS ALLA DE LOS SUEÑOS

“La realidad es el funeral de las ilusiones”Pablo Picasso

CUESTIONES PREVIAS:

Toda industria e incluso toda actividad humana si quiere ser exitosa debe tener presente fundamentalmente, entre otros aspectos:El recurso o materia prima a utilizar: cantidad, costos y tecnología.La demanda o mercado existente o futuro.Costos y beneficio. (Tasa de retorno de la inversión)Los factores sociales y políticos.El medio ambiente.La facilidades en cuanto a medios de transporte y/o logística.

LA PETROQUIMICA Y GASODUCTO EN ILO

Resumen Histórico: Han pasado más de 30 años desde que se descubrió el gas de Camisea, lapso en el cual se han esbozado una serie de proyectos, de los cuales tan solo se ha hecho realidad el ducto hasta Ica, (Melchorita), desde donde se le traslada esencialmente para uso domestico a Lima, donde a la fecha se dice que hay cerca de 90 mil conexiones domiciliarias. (En Colombia, has más de 2 millones). En la última década, se comenzó a perfilar una serie de proyectos, como la exportación de gas a México, la posibilidad que Suez hiciese un ducto entre Melchorita e Ilo y el gasoducto denominado Sur Andino (Kuntur) cuyo destino final y principal justificación económica se encontraba en su consumo en Ilo, tanto por la SPCC como por ENERSUR. También, es en dicho lapso que se dicta un dispositivo señalando que en Ilo estaría un Polo Petroquímico

Sin embargo, en el Gobierno actual, se ha dictado otro dispositivo designando una nueva zona petroquímica en Matarani. Cabe indicar, que en ninguno de los dos casos se toma en cuenta los riesgos ambientales. (Tanques de PetroPerú). Por otra parte, en lo que va del actual Gobierno, el Ministerio de Energía y Minas ha presentado tres proyectos distintos sobre el mismo objeto, y en todos los casos, sin adjuntar los informes técnicos, legales y económicos , del propio Ministerio y de las entidades competentes sobre la materia. El Pre-dictamen alcanzado en cuanto al denominado “Gasoducto Sur Peruano”, adolece de la misma deficiencia: no acompaña estudios ni opiniones técnicas, económicas y legales. Esta es una situación grave, respecto al principal proyecto de inversión publica y privada del país, como lo es el gasoducto y la petroquímica en el sur del país.

El Primer Proyecto del MEM fue el 1396 del 10 de Agosto 2012. Este proyecto descuartizaba el proyecto del gasoducto y la petroquímica del sur andino. Establecía un Etano-ducto costero ( Pisco-Ilo), ductos en el Tramo I ( Malvinas-Quillabamba), dos ductos de gas de 8 pulgadas a Cusco y a Puno, al abastecimiento de gas al sur sobre todo por camiones cisternas, y un complejo petroquímico del etano en el Sur abastecido por el etano ducto costero. Dicho esquema, como lo escribí en su momento, era inviable y solo mantenía el actual monopolio centralista exportador en torno al ducto central. El Segundo Proyecto del Ministro Merino es del 04 Diciembre 2012. En el Congreso, el Ministro Merino formuló una nuevo proyecto de ley, presentándolo en una exposición en power point , sin estudios al respecto. Dejaba de lado aspectos fundamentales del 1396, como el ducto de etano sobre la costa sur, los dos miniductos de 8 pulgadas hacia Cusco y Puno y le daba prioridad efectiva al gasoducto surandino y al complejo petroquímico, así como ampliarbael tramo I del Gasoducto hasta Anta con un ducto de 24 pulgadas. Pero el esquema básico que formulaba, era cambiar el uso principal del gas para destinarlo a ser quemado con el fin de generar energía eléctrica en el llamado “Nodo Energético del Sur”, lo que sería la nueva base de rentabilidad del gasoducto surandino. De esta forma, se dejaba de lado el complejo petroquímico del gasoducto, dejando de lado la opción de sustentar la rentabilidad del gasoducto.

Pues bien, hace pocos días el MEM ha presentado un nuevo proyecto, en el cual se habla de un nuevo ducto que esta vez toma el nombre de “Gasoducto Sur Peruano”, el cual presenta un esquema que se reduce a tramos de seguridad energética parcial y a un ducto al sur solo de gas natural para el nodo energético, es decir, no se cuenta con el ducto de líquidos, postergando hasta no se sabe cuando la petroquímica.¿Cuál es la razón de ello?...Intentemos hallar la respuesta y para conseguirlo, más allá de los deseos e ilusiones, tenemos que precisar algunos datos:

Precisemos en primer lugar un hecho innegable desde un contexto técnico económico, en el cual, --sobre todo para la empresa privada--, priman el análisis costo-beneficio. Y en dicho esquema, papel fundamental juegan el mercado y el acceso a las materias primas o servicios a ofrecer. Y en ese espacio, tenemos un claro ejemplo en Ilo: ORICA, empresa que no ha necesitado tener el recurso (el amonio, que es un producto químico intermedio), para –previo estudio de costos y mercado--, haber decido instalarse a la brevedad posible en la provincia de Ilo. El factor predominante: la posibilidad de acceder a tasas de rentabilidad adecuadas a los mercados mineros tanto del sur del Perú, como de Bolivia e incluso el norte chileno. Y en dicho espacio, tan solo puedo vislumbrar o esperar, –considerando costos y mercado, insisto--, que se pueda instalar en la provincia de Ilo, otro componente petroquímico derivado del amonio: los fertilizantes derivados de la urea. Industria que al igual que ORICA podría interesarse, dado el mercado tanto de la región sur del Perú, como de las zonas soyeras de Bolivia, Brasil y Argentina, sin olvidar a Paraguay.

Y aquí cabe señalar que tanto en el caso del “Gasoducto Sur Andino”, del cual, se viene hablando casi un lustro, con puesta de primera piedra incluso a cargo del Presidente Humala, como del nuevo propuesto “Gasoducto Sur Peruano”, lo real es, que hasta la fecha el gas del lote 88 continua prendado en garantía, por lo cual no se puede disponer de la cantidad de gas necesaria para hacer factible técnica y económicamente su construcción. Y aquí cabe resaltar algo: dichos Gasoductos tenían y tienen, --si alguna vez se construyen--, como punto final de llegada a Ilo. ¿Por qué?...Por una simple razón de índole económica: en su ámbito se encuentran los dos más grandes consumidores de gas, (¡Ojo: digo gas y no líquidos!), que son la SPCC y ENERSUR. Y ambas empresas en la actualidad, cada cual por su lado, tiene más posibilidades de comprar y consumir dicho elemento, en mayor cantidad que todas las ciudades en conjunto de la Macro Región Sur del Perú. Una vez más, lo determinante de acuerdo al producto a comercializar es el mercado, factor que por citar un ejemplo obligó a la Leche Gloria a emigrar a Lima.

Y EN CUANTO AL MERCADO DE LA PETROQUIMICA Y EL GASODUCTO CABE PRECISAR ALGUNOS DATOS

GDF Suez compraría activos de gas de RepsolLunes, 03 de diciembre del 2012

El interés que la empresa francesa había mostrado por dichos activos desde octubre ha llegado a buen puerto. Se estima que la transacción se sitúe entre los 2,000 y los 3,000 millones de euros en breve. La empresa francesa GDF Suez está a punto de comprar los activos de gas natural licuado (GNL) puestos en venta por Repsol como parte de su plan estratégico y de su determinación de fortalecer su perfil crediticio, reveló el portal francés ‘WanSquare’, que cita fuentes bancarias.La información –reproducida también por la agencia Europa Press- recuerda el interés de Suez por el GNL de Repsol: a mediados de octubre, el presidente del grupo francés, Gerard Mestrallet, había anunciado que Suez estaba estudiando la posibilidad de presentar una oferta por estos activos.Repsol puso en venta en julio su negocio de GNL, que incluye activos como el 75% de la planta de regasificación de Canaport, en Canadá, un 20% del complejo de licuefacción de Perú (que tiene Perú LNG) y el 23% del de Trinidad y Tobago, desde donde la Argentina recibe importación de ese combustible.Los analistas esperan que el anuncio se formalice en breve. La transacción podría situarse en un importe entre los 2,000 y los 3,000 millones de euros, y ayudará a Repsol a mantener su ‘rating’ actual, uno de sus principales objetivos de su actual estrategia.

EL SHALE GAS Y LA PETROQUIMICAEl Shale Gas (SG) es un gas natural no convencional cuyas reservas equivaldrían, según los estudios más actualizados, a un incremento del 40% en las reservas técnicamente recuperables de Gas Natural (GN) a nivel mundial. Comenzó a ser producido comercialmente en Estados Unidos, pasando de representar el 5% de la producción doméstica de gas natural en 2005 al 24% en 2011.

El potencial del shale gas es tanto que podría romper el mercado del gas natural en el mundo si Estados Unidos aprueba la iniciativa de exportar este recurso lo que puede ocurrir en los próximos dos a cuatro años. Hay que precisar que los recursos técnicamente recuperables (RTR) ascienden a 6,622 billones de pies cúbicos, cantidad que duplica a las reservas probadas de gas natural.El shale gas técnicamente recuperable fuera de Estados Unidos es de 2,214 billones de pies cúbicos (TCF), mientras que de fuera de él se localizaría en 32 países, y ascendería a 5,760 TCF. China es el principal de ellos, con activos recuperables 50% mayores a los del país del norte. Argentina tiene un potencial de shale gas de 2,732 trillones de pies cúbicos (TCF) mientras México de 2,366 TCF, Brasil 906 TCF seguido de Chile con 287 TCF.En el caso peruano, hace tres años se localizaron reservas de este recurso en el lote 31 T en Aguaytía pero que aún falta que el Gobierno impulse su exploración y esto se daría a través de una legislación teniendo en cuenta que existen 18 cuencas con la probabilidad de encontrar este recurso.

ALGUNAS CONCLUSIONES O IDEAS SUELTAS

Es harto difícil que una empresa privada se arriesgue a invertir en un proyecto de elevada inversión inicial y largo horizonte de recuperación de la misma, como son los gasoducto o complejos petroquímicos si teme modificaciones en las reglas de juego, precios, cambios tecnológicos o el descubrimiento de sustitutos del producto como sucede en el caso del gas natural en relación al gas shale.Desde una perspectiva puramente económica, los países son exportadores o importadores netos en función de los precios domésticos versus los internacionales, y de la factibilidad y costo de comercializar internacionalmente. Atendiendo a la brecha actual entre el precio interno Henry Hub y el precio al que están importando gas diversos países, este análisis indicaría que Estados Unidos intentara colocar su producción excedentaria en los mercados internacionales, pasando a ser de importador neto a exportador neto, sobre todo de productos petroquímicos.Los precios del gas, que han descendido sustancialmente, ha ocasionado que a la fecha no sea rentable exportar el gas de Camisea, por lo cual se está comenzando a barajar la posibilidad de utilizar el mismo en nuestro país, fundamentalmente para consumo en los domicilios, para el reemplazo del diesel en procesos productivos, (Fundición de Ilo) y para generar energía eléctrica. (ENERSUR).

¡MUCHAS GRACIAS POR SU ATENCION!

César A. Caro Jiménez