GSP: la falta de gas en el sur impactará en el costo de vida

El proyecto Gasoducto Sur Peruano (GSP) sigue estancado. Y esa paralización –originada en el caso Lava Jato y las promesas inconclusas de una nueva licitación– perjudicará a la macrorregión sur, encareciendo el costo de vida de sus ciudadanos cuando se eleve el precio de energía eléctrica.

El reporte del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) de enero último estipula que el 2023, debido a la falta de energía eficiente en el sur, las generadoras térmicas recurrirán a la energía ineficiente, como el diésel, que cuesta el doble.

¿Qué significa eso? El ingeniero y docente de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos (UNMSM) Humberto Campodónico explica a La República que la energía eficiente proviene de las hidroeléctricas y el gas. “Se llaman así porque son baratas”, dijo. En cambio, agregó, la ineficiente es la cara. Entre esas se encuentran las que usan diésel. “O sea, electricidad va a haber, no va a faltar, pero va a ser más cara”, sostuvo.

Campodónico agregó que, cuando las centrales térmicas usen diésel, el primer efecto se verá reflejado en el Mercado Spot. Ergo, en los clientes libres. “Por ejemplo, a un centro comercial. Ahí le subirán la tarifa, y luego se lo van a cargar al consumidor. Igual sucederá en las fábricas”, agregó.

Es decir, mientras no se concrete el proyecto GSP, actualmente llamado SIT Gas, es una sentencia inminente contra los pobladores del sur –y probablemente de todo el país–, la falta de oferta de gas que habrá dentro de dos años y el encarecimiento a su acceso.

Preocupación en el sur

La semana pasada, la preocupación de los especialistas en Cusco y Arequipa se agudizó. El miércoles 26, en Cusco, se realizó el foro “Gas y nuestra soberanía energética”. El fundador del Instituto Regional del Gas, Carmelino Pinto, alertó que la población cuzqueña está indignada porque aún se desconoce cuándo se concretará la licitación de SIT Gas.

En el sur serán las centrales térmicas del Nodo Energético, de Matarani e Ilo (Moquegua), las que recurrirán al diésel, debido a la falta de oferta de gas dentro de dos años. Tendrá que producir energía eléctrica con ese hidrocarburo.

En Arequipa, el ingeniero industrial Antonio Gamero consideró que eso significará un grave atentado a la economía del sur. Si bien la solución es que el SIT Gas prospere, Gamero acotó que el proyecto de trasladar gas por camiones cisterna, operado hoy por la española Naturgy (ver recuadro), solo abarca trasladar gas para fines domiciliarios y comerciales.

“El Gobierno trata de solo cumplir con el gas. Necesitamos que se haga como la propuesta original”, enfatizó. Pino recuerda que inicialmente el proyecto GSP abarcaba llevar gas natural también para producir petroquímica.

“Eso es el impulso, que no vengan al sur con paliativos, como si solo quisiéramos el gas para consumo domiciliario e industrial. Aquí el margen de la minería que hay no es muy intensivo en puestos de trabajo. La petroquímica es necesaria”, exclamó Gamero.

El 26 de enero, el presidente del COES, César Butrón, propuso que, de no agilizarse la construcción del SIT Gas, la alternativa era trasladar el gas por mar. “Si se decide por el transporte en barco, esta opción podría tomar tres años”, refirió.

Pero la exministra de Energía y Minas Rosa María Ortiz refutó que eso implicará mayores costos. “Para llevar por barco tendrá que salir de la Planta de Melchorita (Cañete). Y el gas que sale de allí está destinado a la exportación y, además, habría que convencer a Perú LNG de esa operación. Supongamos que aceptan. Tendríamos que asumir el costo de licuefacción y gasificación”, acotó ella.

Ortiz agregó que, por ejemplo, el gas que llega al norte y sur con ductos virtuales –es decir, mediante camiones–, cuesta tres o cuatro veces más. “Por otro lado, así no damos seguridad energética. Solo sería una solución temporal”, sentenció.

Tal apreciación es compartida por Gamero. “Qué ocurre: una cosa es llevarlo por GSP y otra traerlo en camiones cisternas. Hay un costo adicional por el licuado en Melchorita, y transportarlo y volverlo a regasificar cuesta. Es 40% más caro de lo que pagan en Ica”, indicó.

“Las empresas tienen un costo energético mucho mayor en Arequipa –añadió Gamero–. Y así están induciendo que Lima sea quien reconcentre las industrias”.

A largo plazo, además, cuando las centrales del sur usen diésel, las demás compañías competidoras que trabajan con gas incrementarán sus precios para “nivelarse”. Con ello, el problema no solo sería en las regiones de Arequipa, Cusco, Puno, Apurímac y Moquegua, sino en todo el Perú.

En el 2016 se estimó que las compañías generadoras de energía con hidroeléctrica y gas que serían beneficiadas con la paralización del GSP serían el Grupo ENEL, Engie Suez, Kallpa, Termochila y Fénix Power, de acuerdo con el anuario estadístico 2016 del MEM.

Promesa fallida

Pino recordó que el exministro de Energía y Minas Gonzalo Tamayo prometió en tres ocasiones que el GSP iba a tener nuevo concesionario. Pero hasta ahora eso no se cumple.

El Gasoducto Sur, de acuerdo con su contrato de concesión, debió comenzar a operar desde mediados del 2017. Sin embargo, han transcurrido tres años y la historia tuvo un desenlace caótico que se acrecentará dentro de dos años en el precio de la electricidad.

El proyecto sufrió un duro golpe en diciembre del 2016, cuando Odebrecht admitió en Nueva York que cometió actos corruptos en 8 países, incluido el Perú. Los destapes del caso Lava Jato implicaron a la concesionaria, formada por Odebrecht y Enagás. La obra, como se sabe, tuvo una oferta económica de US$ 7,300 millones.

Cuando en el tercer trimestre del 2016 el consorcio GSP quiso vender sus activos, SEMPRA y Techint –sus anteriores competidores por la licitación– intentaron comprarlos, aunque sin éxito. Posteriormente, el Gobierno de Pedro Pablo Kuczynski promulgó el Decreto de Urgencia 003 que congeló todo.

El 2017, la infraestructura estaba avanzada en un 37%. Pero Odebrecht no había cumplido con el cierre financiero. Entonces, la gestión de PPK dio por culminada la concesión. La constructora brasileña había incumplido con el contrato. A partir de ahí, el Estado gasta anualmente US$ 40 millones por el mantenimiento de los tubos del GSP.

El 24 de enero del año pasado, el entonces titular del Minem, Francisco Ísmodes, calculó que la formulación del proyecto SIT Gas estaba siendo evaluado por la consultora Mott McDonald, encargada de elaborar el informe que defina el diseño técnico y el esquema de financiamiento. Ísmodes calculó ese día que la licitación de la obra se iba a concretar el primer trimestre de este año.

Lo cierto es que, en la agenda de los 23 megaproyectos priorizados por Proinversión hasta mediados del 2021 no figura el Gasoducto Sur. Para la exministra Ortiz, es evidente que la gestión del presidente Martín Vizcarra no sacará a flote la nueva licitación.

Ortiz precisó que impulsar la licitación del Gasoducto permitirá que “quien aparezca y asuma va a adquirir los ductos y, de acuerdo con el contrato, se pagará a Odebrecht. Ahí el Estado tendrá la oportunidad de poder obtener parte del pago. Tendríamos ingreso. Una cosa es entrar en sociedad con ellos y otra que, con un proceso transparente y abierto (las empresas) asuman la continuación de un proyecto caducado”, aclaró.

Pero el 18 de febrero, el mandatario dijo que su Gobierno “no negocia con empresas corruptas”. Hoy el Estado y Odebrecht afrontan un proceso de arbitraje ante el CIADI. Los brasileños demandan US$ 1,200 millones. La procuradora del caso Lava Jato, Silvana Carrión, dijo el último miércoles que evalúan solicitar que Odebrecht retire la demanda.

En medio de las pugnas entre el Ejecutivo y la constructora, y la investigación fiscal, ¿el Gasoducto para cuándo? La nueva licitación, de concretarse el próximo año, demandará que la infraestructura quede lista en tres años, siempre y cuando se parta desde los tubos edificados por Odebrecht. Caso contrario, la espera sería más larga. Y las centrales, mientras tanto, usarán diésel.

Claves

Arbitraje. El consorcio Gasoducto Sur Peruano (GSP) estaba integrado, desde junio del 2014, por Odebrecht y Enagás. Los brasileños ya presentaron una demanda de arbitraje al CIADI. Enagás hizo lo mismo. La compañía española pide US$ 1,980 millones. El presidente de Enagás, Antonio Llardén, dijo el 18 de febrero que espera salir victorioso en el arbitraje y calcula que el proceso esté culminado el 2022.

GYM. Graña y Montero ingresó en agosto 2015 como asociado de Enagás y Odebrecht en GSP, luego de que el proyecto fuera adjudicado a brasileños y españoles. Fiscalía investiga a exejecutivos de estas empresas

“El gas puede desarrollar la industria petroquímica”

La exministra de Energía y Minas Rosa María Ortiz explicó que el gas "puede desarrollar una gran industria petroquímica en nuestro país, como se desarrolla en Asía y Estados Unidos (EEUU).

"No hay una (planta de petroquímica) en el Pacífico Sur. En el 2009 vinieron dos empresas interesadas en realizar petroquímica. Y propusieron proyectos. Pero variaron los precios de la energía y estas empresas miraron hacia otro lado. No hay que descartar que esta industria podría desarrollarse tranquilamente en el sur. La petroquímica es el plástico y genera industrias de segundo desarrollo y genera fuentes de trabajo", detalló Ortiz.

Pero según Ortiz existen “muchos detractores” contra las reservas de gas que hay en Cusco. “¿Por qué un proyecto que trae desarrollo, que ayudaría a abaratar la energía y la masificación del gas, puede tener detractores?”, acotó.

El precio de city gate de gas natural para las concesiones son Calidda con US$ 4.39 por BUT, Contugás (Ica) con US$ 2.19, Quavil (Noroeste) con US$ 8.58 y Naturgy (Suroeste) con US$ 8.64. Quavil y Naturgy utilizan transporte virtual (camiones cisterna).