La quimera de Camisea III

César Gutiérrez, autor de estas líneas

En diez años de operación comercial de los yacimientos gasíferos de Camisea, como es conocido el lote 88, se han conseguido dos logros: la llegada del gas natural (GN) a la costa, Lima eminentemente, que se le denominó Camisea I; la exportación del GN licuado, llamado Camisea II y ha quedado pendiente  uso del energético como insumo para la industria de valor agregado, bautizado como Camisea III.

En Octubre del año 2007, parecía que estábamos cerca de un Camisea III, (Camisea II ya estaba en marcha), cuando se asignó un volumen de gas para petroquímica de los fertilizantes y del metanol. La estadounidense CFI Industries (CFI) y la mexicana Proteksa, ganaron un concurso diseñado desprolijamente por las Empresas Contratistas del Lote 88 (ECL88), más conocidas como el Consorcio Camisea. En dicho proceso  se asignó la cuota de gas para producir amoníaco y urea por parte de la primera y metanol por la segunda.

Al final de cuentas, ninguna de las dos cristalizó sus proyectos.  En el caso de CFI  el alto precio ofrecido por el GN y el comportamiento del mercado y en el de Proteksa porque consideró que no había una garantía de continuidad de suministro; fueron las razones para que los proyectos no se iniciasen. Quedó en agenda desde el mismo 2007, la inversión en una petroquímica derivada del etano, para producir etileno y polietileno, entre otros. Ya desde esa época se mencionaba que hasta dos corporaciones de gran envergadura internacional, como la brasileña Braskem y la surcoreana SK, estaban interesadas. Han pasado siete años y se sigue repitiendo el discurso pero no hay ningún avance significativo.

Para que una petroquímica de los derivados del etano sea viable hay tres factores: la ubicación para abastecer mercados relevantes, la capacidad de producción y el precio del principal insumo, el etano.

En cuanto a la ubicación, no existe un solo proyecto de una planta de la misma naturaleza en la costa del Pacífico de América, es decir, desde Alaska hasta Tierra del Fuego. El Perú está casi en el centro geográfico, una planta que se ubicaría en las cercanías de Ilo, en la región Moquegua; se encuentra a 17° de latitud sur. De esta manera hay una posición privilegiada para abastecer el mercado del Pacífico americano, donde los principales consumidores serían Canadá y los Estados Unidos en primer término; pero también lo serían Chile, Colombia y Ecuador.

Sobre la capacidad de producción, en este tipo de proyectos prima la economía de escala para ser competitivos y una “planta de tamaño mundial”, es capaz de producir entre 0.8 a 1.5 millones de toneladas anuales, entre etileno y polietileno. Los ejemplos más significativos los tenemos en: Emiratos Árabes Unidos, con la planta de Borouge II, que tiene una capacidad de 1.5 millones de toneladas/año, que es la mayor magnitud y en Singapur, con la planta de Shell Eastern Petrochemichals, de 0.8 millones de toneladas/año. En el caso de los proyectos anunciados en Perú, tanto por Braskem como por SK, el tamaño es de no menos de 1.0 millones de toneladas/año. Es decir no tendríamos nada que envidiar a los principales productores del mundo. 

El tema central será el precio del etano, pues si bien es cierto tenemos ubicación privilegiada y capacidad de producción competitiva; tenemos que competir con plantas que compran el etano en México, a la estatal Pemex, y el “shale gas” en los Estados Unidos.

En el caso mexicano, se han instalado las petroquímicas principalmente en el estado de Veracruz, en las costas del Mar del Caribe, con suministro de etano a cargo de la estatal Pemex. Más allá de las plantas existentes: Escolín y Cangrejera;  está el caso del Complejo Etileno XXI, a cargo del consorcio Braskem-Idesa, programada  para iniciar operaciones el 2015. Claro que todas estas productoras tienen ventajas comparativas para suministro en la costa este de los Estados Unidos y Canadá; no descartándose abastecimientos a la costa oeste. Obviamente el precio de venta del etano, será el factor determinante para que la aspiración tan cacareada por el gobierno de Ollanta Humala se convierta en realidad.

Dada que la ley del etano (29690), establece que el operador de los yacimientos de GN, estará a cargo de la inversión de la planta de separación, que conlleva también a la licuación del gas, en este caso las ECL 88; la formación del precio de compra en planta petroquímica, tendrá cuatro componentes: precio del etano en boca de pozo, pago de la anualidad de la inversión, más los costos de operación y mantenimiento de la planta de  separación; costo del transporte de líquidos por el poliducto a construir paralelo al gasoducto sur peruano y pago por uso de red de distribución de la zona, a cargo de la empresa Gas Natural de España.

Haciendo las cuentas, se tiene que en un horizonte de 20 años para la planta de separación, y para una inversión estimada en cerca de 300 millones de dólares,  la anualidad correspondiente ascenderá a 1.5 dólares por millón de unidad británica de energía ( US $/MMBTU). A esto hay que sumarle el transporte que bordeará 1.0 US $/MMBTU y la distribución que puede llegar a 1.0 US $/MMBTU. La suma de todas estas variables asciende a la cifra de 3.5 US $/MMBTU, sin contar con el precio del etano.

Obviamente que las ECL 88, no tienen razones para invertir en una planta de separación, ni de vender el etano a precio que permita competencia; con lo cual al momento de poner condiciones para la venta del insumo para una petroquímica, ya sea en trato directo o proceso de competencia, el precio base puede resultar nada atractivo. En estas condiciones corresponde al estado, interesado en una industria de valor agregado para el uso de un recurso natural no renovable,  no solo el derecho de fijar un precio máximo, como lo indica el artículo 4 de la ley 29690, sino el deber de hacerlo.

Han aparecido críticos del mencionado dispositivo legal, argumentando que es inconstitucional, hacen referencia al artículo 62 de la Constitución de 1993, donde se refiere a la libertad de contratar, pero se olvidan de dos cosas: el artículo 61 de la Constitución, sobre el rol del estado de evitar abusos de posiciones dominantes y que en el caso del desarrollo de la planta de licuación de Pampa Melchorita, de Perú LNG SRL (Km 169 de la Panamericana Sur), el estado ha permitido pagos de regalías por el GN utilizado hasta por un valor de 0.20 U $/MMBTU, por precio en boca de pozo, cifra muy menor a los 3.18 US $/MMBTU que pagan el resto de consumidores, que no pertenecen al rubro de generación de energía eléctrica.

El gobierno sin dudas ni murmuraciones de una vez por todas debe tomar posición en este tema, hasta el momento hemos visto solo retrocesos timoratos del Ministro de Energía y Minas, Eleodoro Mayorga; con lo cual el famoso Camisea III será solo un sueño frustrado.