EL CUENTO DE. INFORME COMISIÓN de energía. Por John Hartley Morán

Transcripción

1 EL CUENTO DE CAMISEA Por John Hartley Morán Director y Past Presidente de la Comisión de Energía de la Sociedad Nacional de Industrias. Presidente de la Asociación de Consumidores Intensivos de Energía-ACIDE. Past Presidente de la Asociación de Consumidores del Gas en el Perú-ACG.

2 El mercado del gas natural Tramo de 32 pulgadas de diámetro y 210 km de longitud desde Las Malvinas (Camisea) hasta Chiquintirca en Ayacucho. Este tramo tiene una capacidad máxima de 1,600 MM p.c.d. Tramo de 24 pulgadas de diámetro desde Chiquintirca hasta Humay en el km 521 del gasoducto. Según el contrato Boot este tramo debe tener una capacidad de 450MM p.c.d. Gasoducto de 18 pulgadas de diámetro desde Humay (km521) hasta el City Gate de Lurín (km732). Este tramo tiene una capacidad máxima de 400MM p.c.d. Principales temas de conflictos El mercado del gas natural se ha desarrollado a un ritmo inesperado, tanto que actualmente está faltando gas natural para generación eléctrica, para ampliación de plantas industriales y nuevos proyectos, pese a que se está reinyectando al subsuelo ingentes cantidades de gas natural previamente extraído, después de separar la fracción gaseosa (metano y el propano) de los líquidos. En este escenario surge la pregunta Cómo es que vamos a exportar gas natural si no se pueden atender las nuevas y crecientes demandas del mercado interno? Para tratar de entender este complejo tema hay que tener en cuenta las varias etapas que esta industria tiene hasta llegar al consumidor final y los diferentes actores que intervienen en este proceso. La primera etapa es la de producción de campo o up stream a cargo del Consorcio Camisea, cuyo operador es la empresa Pluspetrol que se encarga del proceso de exploración y explotación de los yacimientos en Camisea (Cuzco). Los hidrocarburos extraídos del subsuelo son procesados en la planta de fraccio- namiento en los llamados trenes de separación en Las Malvinas que separa los hidrocarburos en sus 2 fracciones: - La fracción de líquidos constituida por GLP o gas licuado de petróleo, diesel y gasolinas, que se transportan desde Las Malvinas a la refinería localizada en Pisco, mediante un ducto de 18 pulgadas de diámetro y 550 km de longitud, para su refinación. - La fracción gaseosa que se denomina gas seco constituida por metano y etano, que Pluspetrol entrega en Las Malvinas para su traslado a la costa, a la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP). El punto de entrega es el inicio del gasoducto y hasta este punto el gas se denomina en boca de pozo. - La siguiente etapa es el transporte del gas natural (gas seco). Esta operación está a cargo de la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP). El transporte se realiza mediante un ducto que tiene 3 tramos: - Y la tercera etapa es la de distribución en el departamento de Lima a cargo de la empresa Cálidda con una capacidad de 255 MM p.c.d. hasta Cementos Lima, 200 MM p.c.d. hasta la Central Térmica Santa Rosa de Edegel y 150 MM p.c.d. hasta la Central Térmica de Ventanilla. MM.p.c.d. = Millones de pies cúbicos diarios. Otro actor importante es la empresa Perú LNG S.R.L. (LNG = Liquid Natural Gas) que es la encargada del proyecto de exportación de gas, que está construyendo un gasoducto de 34 pulgadas de diámetro desde Ayacucho (localidad de Chiquintirca) hasta Melchorita en Cañete, localidad donde está construyendo una planta de licuefacción de gas con una capacidad para procesar y exportar 640 MM p.c.d de gas natural licuefactado y un terminal marítimo para exportación, del que saldrán los llamados barcos metaneros que llevaran el gas natural licuado a los mercados de destino. También es importante precisar que los contratos de concesión de transporte (TGP) y de distribución en Lima (Cálidda), se han suscrito en la modalidad Boot (built, own,operate and transfer) que significa que el concesionario hace las obras necesarias con sus propios recursos, es dueño y opera por un período de años las instalaciones y, al fin del período, las transfiere al Estado.

3 Industriales vs. generadores En el contrato Boot de transporte de gas natural se define la capacidad mínima como la que deberá tener como mínimo el sistema de transporte durante la vigencia del contrato, según se señala en la cláusula 3.1 que a su vez dispone que la verificación del cumplimiento de la capacidad mínima se realizará conforme a lo dispuesto en el anexo 2ª que a su vez establece: Primer conflicto El primer gran conflicto es entre consumidores industriales y generadores eléctricos que surgió el 22 de julio pasado con motivo de la décima primera oferta pública para la contratación del servicio de transporte. En esta oportunidad TGP ofertó en el City Gate de Lurín una nueva capacidad de transporte de hasta 100 millones de pies cúbicos por día (100MM p.c.d.) que, con los volúmenes ya comprometidos (280 MM p.c.d.) se alcanza una capacidad total de 380 MM p.c.d. En esta oportunidad concurrieron tanto industriales como generadores eléctricos, demandando en conjunto entre solicitudes de transformación de servicio interrumpible a servicio firme (470 MM p.c.d) y de nuevas capacidades (57 MM p.c.d) unos 527 MM p.c.d. vs. los 100 MM p.c.d. ofertados. Como la capacidad demandada fue 5.7 veces la capacidad ofertada, la adjudicación se resolvió prorrateando los 100 millones de pies cúbicos ofertados en proporción a los volúmenes solicitados por las empresas, resultando que lo asignado, en algunos casos, solo alcanzó al 10% de lo solicitado y en otros casos no se asignó nada. Según el contrato Boot de transporte, la sociedad concesionaria está obligada a realizar semestralmente un proceso de oferta pública, ofertando una capacidad igual a 450 MM p.c.d. menos las capacidades contratadas a firme en la fecha. Las suma de las capacidades solicitadas será considerada la nueva demanda y la suma de las capacidades contratadas mas la nueva demanda constituirá la capacidad mínima, que será exigible a los 12 meses de concluido el proceso de oferta publica. En el presente caso, si interpretamos estrictamente el contrato, como la oferta pública se llevó a cabo el 22 de julio de 2008, luego el 22 de julio de 2009 será exigible la capacidad mínima que resultó de esta oferta pública. El acápite 1.1 del anexo 2ª dispone que para efectos de determinar la capacidad mínima la sociedad concesionaria está obligada a realizar semestralmente, un proceso de oferta pública de capacidad de la red de transporte, ofertando una capacidad igual a 450 MM p.c.d. menos la suma de las capacidades contratadas a firme. - que la capacidad mínima será la suma de la capacidad contratada referida en el numeral 1.1 (del anexo 2ª del contrato) más la nueva demanda - que la suma de las capacidades solicitadas resultantes del proceso de oferta pública será considerada la nueva demanda, y - que la capacidad mínima será exigida a los 12 meses de concluida la oferta pública. En conclusión el 22 de julio próximo, Osinergmin deberá exigir al concesionario del transporte, una capacidad mínima de 800 MM p.c.d. para satisfacer los volúmenes contratados más la nueva demanda. Además la cláusula 3.1 del contrato Boot precisa que la capacidad mínima a partir del año 12 y siguientes (agosto de 2016) debe ser: 3

4 - En el Punto de Derivación (Humay) 450 MM p.c.d. y - En el City Gate (Lurín) 400 MM p.c.d. Por un lado, el contrato se refiere a la capacidad mínima, pero sobre la capacidad máxima no se establece ningún límite y por otro, la capacidad mínima establecida según la última oferta pública, puede ser exigida antes de las fechas indicadas dados los resultados de la última oferta. Consumidores nacionales vs. exportación No obstante lo dicho, lo que se conoce hasta el momento es un compromiso de Transportadora de Gas del Perú de ampliar su capacidad en el City Gate a 380 MM p.c.d. para el mes de agosto y a 400 MM p.c.d. para diciembre entrante. Corresponde a Osinergmin demandar el cumplimiento del contrato y la consiguiente ampliación de la capacidad de transporte a la luz de las nuevas demandas surgidas en el Open Season de julio de Por último, el MEM con un criterio cortoplacista, mediante el Decreto de Urgencia ha resuelto hasta el 2012 este conflicto a favor de las generadoras térmicas duales de ciclo combinado que entren en operación hasta el 31/12/2011 lo que significa que vamos a tener electricidad barata pero no vamos a tener inversiones en industria y tampoco inversiones en cogeneración por que estas están en última prioridad. La solución definitiva a este conflicto es hacer que se amplíe la capacidad de transporte a los niveles exigidos por la actividad económica. Segundo conflicto El segundo gran conflicto se ha hecho evidente al negar Pluspetrol las solicitudes de 12 empresas generadoras y de algunos industriales Qué pasa? Si Pluspetrol actualmente con cuatro trenes de separación de líquidos del gas natural, tiene capacidad para abastecer, en boca de pozo, millones de pies cúbicos diarios de gas. Como todos sabemos, Pluspetrol tiene un compromiso con Perú LNG (Peru Liquid Natural Gas) para venderle 620 millones de pies cúbicos diarios para la exportación, hasta completar 4.2 trillones de pies cúbicos; lo que sumado a los compromisos y/o solicitudes para con el mercado interno de casi 600 millones de pies cúbicos diarios hacen un total de MM p.c.d. que es exactamente lo que pueden entregar en boca de pozo y en consecuencia, no tienen capacidad para atender las 12 solicitudes denegadas, y tampoco para las ampliaciones de las plantas existentes ni para nuevos proyectos. Habría que esperar la instalación del un quinto tren de separación previsto para el 2012; luego, para el consumidor nacional actualmente esta faltando gas natural, no por déficit de producción de Camisea, pues actualmente un volumen muy importante de gas natural que es extraído del subsuelo se reinyecta al yacimiento, sino por que existe el referido compromiso para exportación. En lo referente al denominado up stream hay que considerar las reservas de gas existentes en Camisea y la capacidad de los trenes de fraccionamiento. 4

5 Reservas de Camisea Según el informe de la consultora Gaffney, Cline & Associates Inc del 15 de mayo último, sobre la base de una auditoría de reservas realizada en febrero de 2009, las reservas probadas en los lotes 88 y 56 son: trillones de pies cúbicos (T.C.F.), sin considerar futuros desarrollos en curso, y sin considerar el lote 57 de Repsol. CERTIFICACIÓN RESERVAS REMANENTES DE GAS NATURAL EN LOS LOTES 88 Y 56 EN TRILLONES DE PIES CÚBICOS (T.C.F.) Reservas Probadas Reservas Probables Reservas Posibles TOTAL LOTE 88 LOTE 56 TOTAL Luego las reservas probadas a la fecha serían: =8.795 T.C.F La cláusula 5.11 del contrato de licencia del lote 88, según la modificación aprobada mediante el D.S EM del 10 de enero del 2006 precisa que: La exportación de gas natural se podrá realizar siempre que el abastecimiento del mercado para los siguientes 20 años se encuentre garantizado, de acuerdo a los pronósticos de demanda de gas natural, así como con los niveles de reservas de gas natural del país, publicados en el Plan Referencial de Hidrocarburos del MEM.. vigente en la fecha de suscripción del contrato de compra venta de gas natural para exportación El Plan Referencial indicado que forma parte del contrato de compra venta de gas entre Pluspetrol y Perú LNG pronostica para el 2025 un consumo interno de 938 MM p.c.d. y un consumo acumulado para los próximos 20 años ( ) de 3.97 TCF correspondientes al área de influencia de Camisea. Luego según el nivel de reservas probadas indicadas, quedaría un excedente para exportación de T.C.F que supera ligeramente el volumen comprometido de 4.2 T.C.F para un período de 18 años. Sin embargo tomando en cuenta los desarrollos en curso en los lotes 88 y 56, la consultora Gaffney, Cline & Associates hacen un pronóstico realista de reservas (pronostican pero no certifican) y si a estos pronósticos sumamos las presuntas reservas del lote 57 se podría decir que en Camisea, podrían haber las siguientes reservas: RESERVAS RECUPERABLES GAS NATURAL En T.C.F. (1) LOTE 88 LOTE 56 LOTE 57 (Repsol YPF) Total Reservas Estimadas San Martín Cashiriari Pagoreni Lote 88 Cashiriari y San Martín (2) (2) (2) (3) (1) IT.C.F.= Trillion cubic feet (por sus siglas en inglés). IT.C.F.= 10.¹² Cubic feet (1billon de pies cúbicos). (2) Cifras tomadas del informe de GCA. (3) Noticias periodísticas. Como se ha indicado, de acuerdo a la modificación del 10 de enero de 2006 de la cláusula 5.11 del Contrato de Licencia para explotación del lote 88, se establece que el contratista tendrá libre disponibilidad de los hidrocarburos provenientes del lote 88, pero la exportación del gas natural sólo se podrá realizar siempre y cuando el abastecimiento del mercado interno para los siguientes 20 años se encuentre garantizado de acuerdo a los pronósticos de demanda y los niveles de reserva publicados en el Plan Nacional Referencial de Hidrocarburos vigente a la fecha del contrato de compra-venta de gas natural para exportación. Como se ha indicado, adjunto al referido contrato se consigna el Plan Nacional Referencial de Hidrocarburos vigente cuando fue suscrito el contrato el 12/5/2006, el mismo que prevé un consumo interno correspondiente al área de influencia de Camisea de 3.97 T.C.F. acumulado al Pese a que esta cifra se fijó cuando las demandas de gas natural del país eran poco importantes y a la luz de las reservas probadas y certificadas por la consultora GCA respecto del lote 88 (6.851 T.C.F.) solo se podría exportar T.C.F de este lote en los siguientes 18 años de iniciada la exportación. No obstante, el Ministro de Energía y Minas ha manifestado que hará las negociaciones necesarias para que no se exporte gas proveniente del lote 88. En el supuesto de que se logre lo manifestado por el ministro y que las reservas probadas del Lote 88 que a la fecha alcanzan los T.C.F. se dediquen exclusivamente al mercado interno, sobre la base de un consumo interno de 810 MM p.c.d (los 280 MM p.c.d. de consumo actual MM p.c.d. de la nueva demanda que surgió en la última oferta publica), tendríamos asegurado el abastecimiento del mercado interno sólo para los próximos 23 años, esto sin considerar nuevas demandas adicionales que son las que van a apoyar el desarrollo del país. Lote 56 Pagoreni La cláusula 5.11 del contrato de licencia para explotación del Lote 56 se establece: 5.11 de conformidad con el Artículo 39 de la Ley N las empresas que conforman el contratista tendrán libre disponibilidad de los hidrocarburos que les correspondan conforme al contrato. Así mismo tienen el derecho de vender la totalidad de gas natural a la planta LNG para la exportación. Si el íntegro de las reservas probadas de gas del lote 56 se dedicarán a la exportación, a un ritmo de 620 millones de pies cúbicos diarios, estas reservas alcanzarán para exportar los próximos 8.7 años. Precios en boca de pozo y regalías Los precios iniciales del gas natural para el mercado interno, pactados en el contrato original de licencia para la explotación del lote 88 son: - Para generadores eléctricos US$ 1.00/MM.BTU. - Para los demás usuarios US$ 1.80/ MM. BTU. Estos precios están sujetos a una fórmula polinómica de reajuste por lo que a la fecha (todo el 2009), los precios vigentes en boca de pozo son: - Para generadores eléctricos: US$ / MM.BTU - Para los demás usuarios: US$ / MM.BTU Nota: MM BTU= Millón de B.T.U. (Millon de British Thermal Unit) 5

6 Sobre estos precios se acota la regalía pactada a razón de 37.24% o sea que el gas natural deja al estado actualmente por cada millón de BTU (British Termal Unit): - Los generadores eléctricos: US$ /MM.BTU. - Los demás: US$ / MM.BTU. Para la exportación del lote 88, según la cláusula del contrato original de licencia para explotación del lote 88 actualmente modificado, el precio para calcular la regalía era el establecido en el respectivo contrato de compra-venta pero precisado, según la cláusula en el sentido que el precio para calcular la regalía será el mayor valor entre US$ 0.60 /MM.BTU y el precio pactado en el respectivo contrato de compra-venta el que resulte mayor. Es decir el valor mínimo de exportación para calcular la regalía del gas natural del lote 88 era de US$ 0.60/ MM.BTU reajustado por la fórmula polinómica vigente. Así de acuerdo a los valores del contrato original reajustado por la fórmula polinómica el precio mínimo de exportación para el Gas natural del lote 88 sería de US$ / MM.BTU y la regalía de US$ / MM.BTU. Pero la última modificación del contrato de licencia del lote 88 aprobado por el D.S EM del 10 de enero del 2006 que modifica la cláusula 8.1 en el sentido que, el gas natural para el cálculo de la regalía se valorizará de acuerdo a las cláusulas 8.3, 8.4 y Anexo I y agrega al contrato la cláusula 8.8 que establece que para el suministro de gas natural a la planta de gas natural licuefactado se aplicará el régimen de regalía de acuerdo a un nuevo anexo, el anexo I el que a su vez establece: - un valor de referencia que podría ser el Henry Hub Natural Gas Spot prices que registra los precios de Nebraska y de la región este de U.S.A. (cláusula 1.2 del anexo i) y - según la cláusula 1.4 del anexo i establece la siguiente escala para fijar el valor mínimo para valorización : VR (US$/MM BTU) /3.5 /4.0 /5.0 /6.0 /7.0 /8.0 /9.0 /10.0 VMV (US$/MM BTU) /0.50 /0.53 /0.63 /0.89 /0.97 /1.18 /1.47 /1.76 VR = valor de referencia. VMv= valor mínimo para valorización. MM.BTU =Millón de Brish Thermal Unit. NOTA. Estos valores rigen entre el gobierno y el contratista del lote 88 y sirven para establecer el valor de la regalía que son diferentes a los precios del contrato de compra venta entre Pluspetrol y Perú LNG. En dicho anexo también se establece una nueva escala de regalía: cuando el valor de referencia es igual o mayor de US$ 5.00/MM.BTU la regalía es 38.0% y cuando el precio es menor US$ 4.00 / MM.BTU la regalía es 30% para valores intermedios se efectuará una interpolación lineal. Así mismo, el contrato de licencia del lote 56 establece una escala diferente 6

7 para calcular el precio del contrato como veremos más adelante. En ambos contratos (lotes 88 y 56) han desaparecido el precio mínimo de exportación de US$ 0.60/MM.BTU que establecía la cláusula 5.25 en el contrato inicial. En promedio el marcador Henry Hub en el último mes de abril fue de US$ 3.50 /MM.BTU. Luego con las escalas y valores indicados, el valor del gas natural para exportación sería de US$ 0.50/ MM.BTU (ver cuadro de precio del contrato mas adelante) y la regalía que correspondería sería de US$ 0.15/MM.BTU exportados que se compra con US$ que pagan actualmente los generadores eléctricos y US$ que pagan los demás consumidores. Contrato compra-venta lote 88 Contrato celebrado el 28 de febrero de 2006 entre El Consorcio Camisea y Peru Liquid Natural Gas S.R.L. (Perú LNG). En este contrato, el Vendedor deberá entregar al Comprador 620 millones pies cúbicos diarios por un lapso de 18 años o un total de 4.2 trillones de pies cúbicos, lo que ocurra primero. La fuente de abastecimiento de este volumen de gas es el contenido en las reservas del lote 88 hasta 3.0 T.C.F. menos el ajuste del lote 56 (reservas probadas del lote 56 menos 1.2 T.C.F.); es decir como las reservas probadas del lote 56 actualmente son T.C.F. menos 1.2 T.C.F. según contrato: el ajuste del lote 56 sería de T.C.F. y consecuentemente el lote 88 deberá suministrar T.C.F para exportación. Así tenemos que de los 4.2. T.C.F. que el operador de Camisea debe suministrar a Perú LNG: T.C.F. serían del lote 88 y T.C.F. del lote 56. En cuanto al precio, en este contrato es fijado según la siguiente tabla en la que el valor de referencia será el que establece la cláusula del contrato de licencia del lote 88, es decir el Henry Hub. PRECIO DEL CONTRATO US$ / MM. BTU VALOR DE REFERENCIA (1) $ 2.00 $ 2.50 $ 3.00 $ 3.50 $ 4.00 $ 4.40 $ 4.50 $ 5.00 $ 5.50 $ 6.00 $ 6.50 $ 7.00 $ 7.50 $ 8.00 $ 8.50 $ 9.00 $ 9.50 $ (1) Henry Hub PRECIO DEL CONTRATO $ $ $ $ O.150 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Como hemos dicho, el Henry Hub en el mes de abril último ha estado en promedio en US$ 3.50 / MM BTU. Sobre la base de este precio de referencia tenemos: a) La regalía que pagaría Pluspetrol sería el 30% de US$ 0.50/MM.BTU= US$ 0.15/ MM BTU, y b) El precio que pagaría Peru LNG a Pluspetrol sería de US$ 0.15/MM.BTU, que se compara con los US$ / que pagan los generadores y con los US$ 2.673/MM.BTU que pagan los industriales. Resulta que con estos precios de referencia lo que cobrará Pluspetrol solo le alcanzará para pagar la regalía y le sería mucho más rentable vender su gas a las generadoras nacionales que están solicitando más de 800 millones de pies cúbicos diarios como veremos más adelante, o a los industriales, entonces Por qué exportarlo? Volúmenes demandados al año 2012 En base a la información de la Asociación de Consumidores de Gas en el Perú y al estudio de demandas de gas realizado por Cálidda para sustentar sus tarifas (dic.2008). Los volúmenes de gas natural que se requerirán para el año 2012 son las siguientes: VOLUMENES EN BOCA DE POZO AÑO 2012 CONSUMIDORES INICIALES: *FIRME * INTERRUMPIBLE CEMENTOS LIMA GENERADORES ELÉCTRICOS * PRE CITY GATE * POST CITY GATE * HUMAY RESIDENCIAL COMERCIAL SEGMENTO VEHICULAR RESERVA PROY. PETROQUÍMICA RESERVA RAMAL ICA SEGMENTO INDUSTRIAL M3 / DIA , ,464 5,935,700 4,000, ,000 40,000 30,700 1,167,000 70, ,000 1,800,000 MM p.c.d SUBTOTAL MERCADO INTERNO EXPORTACIÓN TOTALGENERAL , Volumen que se compara con la capacidad actual de Pluspetrol de suministro en boca de pozo de MM p.c.d. y arroja un excedente para año 2012 de 65 millones de pies cúbicos que estarían de libre disponibilidad. 7

8 Este volumen aparentemente de libre disponibilidad es solo el 8% de los volúmenes que han sido solicitados a Pluspetrol por las siguientes empresas: CANTIDADES SOLICITADAS A PLUSPETROL Y NO ATENDIDAS A LA FECHA EN MM p.c.d. TERMOCHILCA ELECTRO PERÚ SN POWER C. PACASMAYO MITSUI SHOGESA DUKE ENERGY FENIX HOLEK ENERGIA EDEGE EXPANSIÓN GAS Y L'ENERGIE TOTAL Si Pluspetrol instala el quinto tren en Las Malvinas como estaría previsto para dic se elevaría su capacidad en boca de pozo de MM p.c.d. a MM p.c.d. En este caso aún se dejaría de atender demandas del mercado nacional por 410 millones de pies cúbicos por día (MM p.c.d.) en el Las prioridades del Decreto de Urgencia promulgado el 13 de febrero de 2009 establece que para la celebración de los nuevos contratos de venta de gas natural, cuyo suministro se inicie durante la vigencia del referido Decreto de Urgencia (del 19 de febrero 2009 al 31 de diciembre de 2011), la asignación de los volúmenes seguirá el siguiente orden de prioridad: 1. Gas natural destinado al servicio público 2. Centrales térmicas duales (de gas y otro combustible) de ciclo combinado. 3. Centrales térmicas duales de ciclo abierto y 4. Otros clientes. Este D.U. resuelve los conflictos entre generadores e industriales hasta diciembre del 2011 pero sólo sobre el saldo disponible en boca de pozo que estima- mos en unos 200 MM p.c.d. respetando los 620 MM p.c.d. comprometidos para exportación. En resumen, la capacidad de abastecimiento de gas natural en boca de pozo que actualmente es de MM p.c.d. se podría incrementar a MM p.c.d. si Pluspetrol instala el quinto tren. Para el año 2012 el consumo en boca de pozo sería de MM p.c.d. y habría un excedente por subastar de 65 MM p.c.d. pero si se instala el quinto tren el volumen disponible sería de 415 MM p.c.d. Estos volúmenes incluyen 620 MM p.c.d. para la exportación, 3.5 MM p.c.d. para el ramal de Ica y 2.5 MM p.c.d. para la industria petroquímica. La gran incógnita que hay que despejar es la rentabilidad social del proyecto de exportación en términos de crecimiento del PBI, de creación de empleos y rendimiento fiscal en función del monto de las regalías que recibirá el fisco cuando se exporte el gas vs. cuánto se consume en el mercado interno. 8

9 La capacidad de distribución A mediados del año 2008 Cálidda presentó al Osinergmin una propuesta de ajuste de las tarifas de distribución que no fue aprobada; pero mediante el D.S. N EM del 19 de enero último se estableció un procedimiento para la suspensión del proceso de fijación de tarifas y se precisó que dentro del plazo de suspensión el concesionario podrá presentar a Osinergmin una nueva solicitud, para la realización de un nuevo proceso para la fijación de Tarifas Únicas de Distribución, que considere la integración de la red principal de distribución con las otras redes de distribución, con lo cual se dejó sin efecto el proceso de fijación de tarifas que se encontraba en trámite. En este caso Osinergmin deberá establecer un procedimiento especial de regulación y el concesionario deberá presentar una propuesta tarifaria en un plazo máximo de 60 días, la misma que se presentó a fines de febrero de En dicha propuesta Cálidda propone 2 alternativas: - Alternativa 1 creación de una tarifa única que incluya la tarifa de distribución en alta presión y la tarifa de otras redes. Tercer conflicto Actualmente se está evaluando la solicitud de reajuste tarifario presentada por Cálidda y está pendiente de aprobar, por parte del MEM, el plan de inversiones hasta el Según el contrato Boot de concesión de distribución en Lima y Callao, la empresa concesionaria Cálidda está obligada a ofertar la siguiente Capacidad Garantizada : - Del 1 al 7 año 225 MM p.c.d., y - A partir del 7 año 255 MM p.c.d. (7 año comienza en agosto de 2011). En el mes de enero de 2009 el máximo volumen diario despachado fue de 5 414,287 m3 std/día = 191 MM p.c.d. Pero si tenemos en cuenta que los 255 MM p.c.d. son exigibles a la altura de Cementos Lima (al comienzo de Lima), pero que a la altura de la Central Térmica de Ventanilla debe llegar con 150 MM p.c.d. vemos que la capacidad de distribución considerada en el contrato ya ha sido superada. El programa de inversiones que forma parte del estudio tarifario de Cálidda, propone la ampliación de la capacidad hasta 540 MM p.c.d. mediante la construcción de 2 Loop s (ramales paralelos) así como la ampliación del City Gate a 640 MM p.c.d., con una inversión de US$ millones, que está pendiente de aprobación por el MEM el mismo que es requisito indispensable para que se apruebe las nuevas tarifas. - Alternativa 2 que modifica sólo la tarifa de otras redes, respetando la tarifa actual de distribución en alta presión que tiene vigencia hasta abril de En ambas alternativas se considera que las generadoras de Chilca, que actualmente no contribuyen a los costos de distribución de la concesión pero que utilizan más de la mitad del gas que se consume en toda el Área de Concesión de Lima y Callao, vendan a Cálidda las inversiones realizadas en sus respectivas acometidas y pasen a ser clientes de Cálidda como corresponde, y contribuyan a los costos de distribución del área de concesión. Debemos precisar que la cláusula 3.1. del contrato Boot de distribución señala que la concesión tendrá carácter de exclusivo en toda el área de concesión la misma que está definida en el contrato como: la extensión geográfica comprendida dentro de la delimitación política del departamento de Lima y la provincia constitucional del Callao. Las alternativas propuestas consideran las siguientes categorías de clientes: - Categoría A- Consumidores de hasta 300 m3/mes. 9

10 - Categoría B- Consumidores entre 301 y 17,500 m3/mes. - Categoría C- Consumidores entre 17,501 y 300,000 m3/mes. - Categoría D- Más de 300,000 m3/ mes incluye generadores clientes libres y consumidores iniciales. - Categoría E - Gas natural vehicular. Las diferentes tarifas propuestas por categoría de consumidores según las alternativas de tarifa única o modificación de otras redes, comparadas con las tarifas vigentes se muestran en los cuadros siguientes: No obstante, con fecha 4 de junio de 2009, Osinergmin ha emitido la resolución que suspende el Procedimiento de Fijación Tarifaria hasta que Cálidda remita el Plan Quinquenal de Inversiones debidamente aprobado por la Dirección General de Hidrocarburos. A la fecha están pendientes de aprobación tanto el Plan Quinquenal como las nuevas tarifas, lo que mantiene en suspenso los planes de inversión de los industriales, sea para ampliaciones como para nuevos proyectos, en especial proyectos de cogeneración. Conclusiones Las conclusiones son obvias, pero las soluciones son difíciles: En primer lugar, el artículo 4 inciso a) de la ley del 3/07/1999 establece que el otorgamiento de derechos de explotación en todos los casos deberá tener en cuenta lo siguiente: Garantizar el abastecimiento al mercado nacional por un período mínimo definido en el contrato Este artículo fue posteriormente modificado por la ley del 16/06/2005 que reitera que para el otorgamiento de derechos de explotación de reservas de gas natural se deberá tener en cuenta: Garantizar el abastecimiento al mercado nacional. Esto significa que en ningún caso los compromisos de exportación pueden posponer o dejar sin atender las demandas internas de gas ALTERNATIVA 1 TARIFA ÚNICA CATEGORÍAS DE CONSUMIDOR DISTRIBUCIÓN ALTA PRESIÓN (¹) TARIFAS VIGENTES US$/1,000M3 OTRAS REDES (²) TOTAL TARIFAS PROPUESTAS US$/1000M³ (³) INCREMENTO % A B C D (GNV) D (OTROS) GEN. ELECT CONS INICIALES (¹) Tarifas vigentes del 1 de mayo 2008 al 30 de abril 2010 aprobadas pro resolución Osinergmin N (²) Tarifas vigentes del 20/2/97 al 30/7/2009 (aprox.) reajustadas según la resolución Osinergmin N (³) Tomado del cuadro 48 de la propuesta de tarifa única para el período presentada por Cálidda. ALTERNATIVA 2 OTRAS REDES CATEGORÍAS DE CONSUMIDOR TARIFAS VIGENTES US$/1,000 M3 OTRAS REDES (¹) TARIFAS PROPUESTAS US$/1000M³ (²) INCREMENTO A B C D G.N.V D OTROS GEN. ELECT N.A. CONS INIC IN.A. (¹) Tarifas vigentes del 20/2/97 al 30/7/2009 (aprox.) reajustadas según la resolución Osinergmin N (²) Tomadas del cuadro 47 margen de distribución para consumidores independientes y regulados de la propuesta de tarifa otras redes para el período de Cálidda 10

11 natural, luego el gobierno debe proveer los mecanismos necesarios para que los solicitantes, cuyas solicitudes sea denegadas por cualquier razón, puedan accionar ante los organismos competentes para hacer valer sus derechos y que sus solicitudes sea atendidas con prioridad sobre eventuales compromisos de exportación. No es aceptable y es ilegal posponer solicitudes internas por que se está reservando capacidad para atender compromisos de exportación. Así mismo resulta muy inconveniente que los consumidores del extranjero paguen al país un precio insignificante que es el 10% de lo que pagan los generadores nacionales y el 5% de lo que pagan los otros consumidores, y una regalía que es entre 24 y 12 veces menor que la que pagan los consumidores nacionales. En cuanto al transporte, se sabe desde la última subasta pública de julio de 2008 la existencia de una demanda que supera largamente la capacidad de transporte. La demanda interna actualmente supera los 600 MM p.c.d. y la solución ofrecida es de ampliar el gasoducto hasta 380 MM p.c.d. a partir de agosto de 2009, volumen ya totalmente asignado mediante un prorrateo que ignoró las mayores demandas surgidas en tal oportunidad y dejó muchas solicitudes sin atender. Es obvio que la solución es asegurar una mayor capacidad demandándola al concesionario, sea utilizando el gasoducto de 34 pulgadas de Perú LNG con un Loop de Melchorita a Lurín u otra solución que pase o no por la renegociación del contrato o la revisión de las tarifas, pero asegurar la capacidad necesaria y hacerla de conocimiento público para superar este largo período de incertidumbre para que los nuevos proyectos y ampliaciones actualmente en suspenso puedan fluir normalmente. También hay que definir el Plan quinquenal de inversiones y las tarifas de distribución, que constituyen otros factores de incertidumbre que frenan proyectos y ampliaciones. Un comentario final, se ha resuelto hasta el año 2012 el conflicto entre industriales y generadores, favoreciendo a estos últimos, solución que en nuestro criterio: para mantener tarifas eléctricas baratas se está afectando el desarrollo industrial que contribuye más significativamente al crecimiento del PBI, a la creación de empleos permanentes y bien remunerados y produce mayores rentas fiscales. En forma inmediata, si se da prioridad a la industria y se determina que las generadoras duales como Etevensa y Santa Rosa despachen con diesel cuando sea necesario, se tendría un cierto impacto en las tarifas eléctricas pero las industrias podrían continuar con sus planes de ampliación que ahora están detenidos. En cuanto a la exportación, las cifras que estamos exponiendo en este artículo son muy claras, no tenemos suficientes reservas ni capacidad de producción y transporte para atender un plan de exportación de 620 millones de pies cúbicos diarios por 18 años y además. Mención especial merece el caso de la empresa Kuntur, que está solicitando 150 millones de pies cúbicos diarios para el Gasoducto Sur Andino, que por la demora en atender su solicitud, está por abandonar el proyecto. En este caso lo que procede es que el gobierno que ha entregado la concesión a Kuntur, al amparo de la ley que otorga absoluta prioridad al mercado interno, exija al contratista de los lotes 88 y 56 atender esta solicitud, detrayendo los nuevos volúmenes a comprometer de los volúmenes reservados para la exportación, y así en todos los otros casos. 11

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