Sábado 20 de abril 2024 | Contáctenos
El despliegue intenso de noticas en la prensa de papel color salmón, sobre los proyectos en el sector energético, genera entusiasmos en los agentes productivos que continuamente están en la búsqueda de ser eficientes en sus costos por el servicio de suministro de electricidad y consumo de combustibles, conllevando a decisiones de inversión, que no necesariamente son las más apropiadas.
La razones por las que un proyecto basado principalmente en cambio de combustibles puede resultar fallido, no es porque la evaluación del beneficio-costo se realice incorrectamente, sino por los supuestos del comportamiento de precios a futuro de los derivados del petróleo crudo y del abastecimiento de gas natural. Otra variable es la disponibilidad de determinados energéticos en el corto y mediano plazo, en diversos lugares del país. En el caso particular del sector pesquero, hay muchas expectativas sobre el abastecimiento con gas natural de bajo costo en todo el litoral, que lamentablemente no se verán cristalizadas.
En el caso de la electricidad, la principal decisión está en definirse en usuario regulado o cliente libre, lo que es aplicable a plantas con consumos menores a 2. 5 megavatios (MW). Si este es el caso, lo más razonable es estar bajo el paraguas de los precios regulados, puesto que con el consumo de una planta típica del sector pesca, no hay mayor poder de negociación respecto a un proveedor que maneja cifras de venta de energía que en el caso más conservador son 40 veces superiores al de un consumidor.
Si de hacer una previsión para las variaciones de precios futuros de la electricidad se trata, hay que mencionar que como las tarifas a consumidor final, se generan por competencia entre diversos productores, que participan en subastas; la visión es que el precio por lo menos en el próximo quinquenio para una planta de cerca de 2.5 MW de consumo, será del orden de 75 US $/MWH, en el local del consumidor. La continuidad también estará garantizada, pues en la evaluación de oferta y demanda, la primera va exceder a la segunda por cerca de 50%. Sin embargo en los años 2013 y 2014, se va presentar singularidades, pues la ampliación del gasoducto Camisea-Lima, está retrasada en cerca de 2 años. Esto puede producir en los años indicados, algunos cortes, para lo que habrá que estar bien premunidos de los equipos de emergencia.
Sobre los combustibles, en los últimos 12 meses se ha producido una distorsión en el precio de los residuales, sobre todo del Residual N° 6, que históricamente tenía un precio de venta por barril, de cerca de 30% menor, respecto al crudo West Texas Intermediate (WTI); ha registrado cotizaciones de 1% por encima del WTI. Este hecho hay que tenerlo muy en cuenta sobre todo en las decisiones de conversión de combustible a Gas Licuado de Petróleo (GLP) o Gas Natural (GN) de plantas industriales.
En el mediano plazo la probabilidad que se retorne a las relaciones históricas, del Residual 6 respecto al WTI, haría onerosa cualquier inversión de conversión a GLP, si el margen de ahorro no excede el 15%.
En el caso del GN, el tema de fondo para una conversión está relacionado con la modalidad de suministro. No es lo mismo que sea por red de ductos, como gas natural licuefactado a pequeña escala (micro LNG) o como gas natural comprimido (GNC). Los precios al cliente son diferentes, llegándose hasta relaciones de 1 a 2.
Si de hacer proyecciones sobre la llegada de ductos que transportan GN a todo el litoral se trata, mi opinión es que el promocionado gasoducto sur no será realidad por lo menos al término del gobierno actual. Lo mismo ocurrirá con los gasoductos regionales. En el primer caso, la viabilidad económica no existe y si bien es cierto hay voluntarismo estatal, este va colisionar con la realidad del sistema financiero. En cuanto a la red regional, no hay incentivo económico suficiente por el bajo consumo en provincias para que se hagan realidad. El mejor ejemplo es el caso de la Región Ica, que ya tiene concesionario hace 5 años y aún no se ve avance significativo respecto al suministro.
En el orden de ideas expuestas, lo más probable es que de llegar el gas natural a las regiones será como GNC, aunque por la estacionalidad del consumo de las plantas pesqueras, las propuestas de un proveedor no resultarán nada atractivas.
Los proyectos con micro LNG caminan muy lentamente y dada que las inversiones para el mismo volumen son algo más del doble que el caso del GNC, ésta modalidad de suministro es la que veremos en el mediano plazo.
Si se hace una sectorización geográfica de potenciales suministros con GNC; tendríamos que en la costa norte; es decir entre Paita y Trujillo la probabilidad de llegar es alta, previa turbulencia que se va generar por el vencimiento de los contratos de los operadores de yacimientos de GN en la Región Piura. Una vez que esto quede definido se podrá contar con la seguridad de abastecimiento. Estimo que esto no va ocurrir hasta el primer semestre del 2013.
En el llamado norte chico, hay posibilidades de llegar con GNC desde Lima, durante el 2012, pero habrá que diseñar a un contrato imaginativo que resulte atractivo para vendedor y comprador.
En Paracas y Tambo de Mora, en la Región Ica, este año se podrá tener suministro este año desde la red del concesionario Contugas, el precio para un consumo estacional será el tema de discusión.
Donde sí habrá carencias será en las regiones del sur: Arequipa, Moquegua y Tacna, donde tendrá que esperarse mejor momento. El reciente proyecto de ley presentado al Congreso por el Ejecutivo sobre masificación puede ser una buena salida, pero aún solo ha sido visto para las zonas alto andinas, pero puede ser tomado también para esta parte del sur oeste sin ninguna dificultad.
Como se puede concluir, tomar decisiones sobre el sector energético para el sector industrial y sobretodo el pesquero, es un tema delicado, que amerita el análisis detallado de la información existente que es abundante.
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