Gasoducto del Sur: ¿Es el cofinanciamiento la mejor alternativa para culminar el proyecto?

Así, la construcción del GSP, inicialmente valorizado en US$ 7,300 millones, se paralizó en el 2017 con un nivel de avance físico de obras de 37% y con una inversión aproximada de US$ 1,500 millones. Desde su paralización en ese año, el Gobierno permanece evaluando cómo retomar y culminar el ducto.

Lo último fue el anuncio del ministro de Economía, Carlos Oliva, quien, tras la presentación del Plan Nacional de Infraestructura, sostuvo que existe una gran posibilidad de que el GSP se culmine bajo la modalidad de cofinanciamiento.

“Lo que sí va a cambiar es el método con el cual se adjudicó. Lo más probable es que sea una iniciativa cofinanciada, a diferencia de antes. Ojalá que (el financiamiento) sea lo menos posible para el Estado pero hay que hacer una verdadera estructuración del proyecto”, dijo Oliva a la prensa a inicios de setiembre.

Con los estudios en curso de la consultora británica Mott Macdonald en curso, ¿es el cofinanciamiento la mejor alternativa para terminar el GSP? ¿Es aún viable y necesario el proyecto? ¿Se logrará despertar el interés del sector privado bajo con el aporte del Estado?

En el siguiente artículo intentaremos abordar las aristas pendientes del proyecto y los escenarios a evaluar para lograr su culminación de forma cofinanciada, como lo anunció el ministro Carlos Oliva.

Las fortalezas y debilidades para GSP

Un primer aspecto es la fortaleza macroeconómica del país. Álvaro Ríos, socio director de Gas Energy Latin America, sostiene que Perú sigue siendo una plaza atractiva para el desarrollo de Alianzas Público Privadas (APP) en América Latina.

“Cuánto quisiera Argentina poder financiar proyectos en APP. Lastimosamente el riesgo país de Argentina ha superado 800 puntos. La solidez y robustez financiera de Perú es extremadamente atractiva”, señala.

Sin embargo, entre las debilidades para desarrollar el proyecto -aislando la situación jurídica y legal en curso- se encuentra la incertidumbre sobre la infraestructura ya construida. Con una fuerte inversión ya realizada y con un tramo avanzado en base a una demanda de gas determinada, ¿será posible culminar el proyecto sobre lo avanzado?

“¿Qué va a pasar con el gasoducto actual? ¿Qué va a pasar con la infraestructura que ya existe ahí? ¿Se va a repagar? ¿Se va a recomprar? ¿Se va a devolver? ¿Se va a usar ese mismo tramo? ¿Vamos poder utilizar algún instrumento como el Estudio de Impacto Ambiental?”, se pregunta Anthony Laub, socio de Laub & Quijandría.

Mientras que para el economista Manuel Romero Caro, la situación es más crítica aún y asegura que el proyecto “no es viable, nunca fue viable en el pasado, ni lo será en el futuro”.

“El proyecto integrado decía que no hay gasoducto sin petroquímica y sin petroquímica no hay gasoducto. En un inicio se planteó que Petrobras tendría el pozo (lote 58), el gasoducto lo construiría Odebrecht y la petroquímica la tendría Braskem. Estamos dándole vueltas a un problema que está muy claro”, asevera Romero Caro.

¿Existe demanda suficiente el GSP?

Con una demanda de 500 millones de pies cúbicos diarios, el GSP contemplaba la construcción de un tubo de 1,000 kilómetros desde Cusco hasta el Puerto de Ilo para abastecer no solo a los domicilios y a las industrias de las regiones del sur del país. La viabilidad económica del GSP estaba garantizada en el abastecimiento a las centrales termoeléctricas de Ilo y Mollendo, y la futura planta petroquímica que se construiría en la zona.

“Este proyecto estaba diseñado para atender un ancla de demanda. Por ejemplo un complejo petroquímico, una planta de exportación de gas licuado o un contrato de exportación a largo plazo. Ninguna de esas cosas las tiene el gasoducto”, cuestiona Manuel Romero Caro, quien no cree que la demanda del nodo energético del sur (centrales termoeléctricas) sea suficiente para declarar la viabilidad del proyecto.

No obstante, para Álvaro Ríos el proyecto sí es viable y estratégico. Aclara que esta viabilidad estaría sujeta a la posibilidad de que el gas transportado por el GSP pueda ser exportado.

“Se ha puesto un mito de que la exportación de gas es detrimental para el Perú. Sin embargo, es tremendamente beneficioso para bajar la tarifa y que el aporte público sea mucho menor. Si se permite anclar un tren de gas, que son aproximadamente 15 millones de metros cúbicos de gas, eso sube el volumen y se diluye el costo fijo, lo cual baja la tarifa”, señala Ríos.

Mientras que Laub considera que la demanda ancla de las centrales termoeléctricas del sur sí genera viabilidad para el proyecto. Sin embargo, plantea reducir el diámetro del GSP de 32 pulgadasd a 20 o 24 pulgadas teniendo en cuenta que la demanda ya no sería la misma de lo inicialmente proyectado. Esto deja la duda de si realmente se podrá utilizar la infraestructura ya construida.

“Se tendría que estar promoviendo una carga adicional que sea igual de grande que estas dos centrales termoeléctricas y que te permitan tener mayor demanda.(...)También puedes promover un tubo mucho más real respecto de lo que puedes tener como consumo. No sé si vaya a ser suficiente pero por los menos es un buen inicio. Lo lógico sería tener un tubo alrededor de las 20 pulgadas o 24 pulgadas. Con eso podrías empezar a proyectar algo (de demanda) que sea mucho más sensato”, señala Laub.

Entonces, ¿Autofinanciado o cofinanciado?

“Si el proyecto tuviera una demanda suficiente con la cual cobrar lo suficiente por la conexión de gas, sería autofinanciado. Sin embargo, el Estado va a tener que subvencionar una parte para el proyecto porque por lo visto no hay (demanda). Todo depende del modelo económico y la demanda”, esboza Juan Suito, profesor de la Universidad del Pacífico y experto en APP.

En la misma línea coincide Álvaro Ríos. El socio director de Gas Energy Latin América asegura que “el autofinanciamiento no va a funcionar porque necesita alguna garantía del Estado ya que al operador privado no se le permite la exportación de gas”.

“Mientras no se le ponga una exportación de gas a ese gasoducto, es muy difícil hacerlo rentable para el sector privado”, dice Ríos para quien el pago del Estado en el cofinanciamiento solo se reducirá si se permite que la molécula puede ser enviada al extranjero.

Aunque Laub no tiene claro cuál de las opciones debería ser la más conveniente con la información que se tiene hasta hoy, considera que lo ideal sería que el proyecto sea autofinanciado y que todos los riesgos sean asumidos por un actor privado. Este autofinanciamiento podría realizarse a través de la Garantía por Red Principal (GRP), explica.

Este es el mecanismo por el cual se hacían descuentos a los usuarios de energía eléctrica a través de sus recibos para financiar el GSP. Aunque plantea algunas variantes para evitar perjuicios en la población.

“Esta GRP incluso podría modificarse para que funcione como un pseudo préstamo: “Lo que te presto por delante, te lo devuelvo luego de una determinada cantidad de años con una tasa de interés adecuada”. Así no se comprometen los fondos públicos y se obliga al operador a desarrollar mercados para llenar el tubo y devolver el dinero”, dice Laub.

Sin embargo, Romero Caro difiere de volver a activar el GRP en los recibos de luz para financiar el proyecto: "Sabemos que es inviable económicamente y encima va a generar más subsidios para el consumidor. No tiene ningún sentido", asevera.

En todo caso, si se realiza bajo la modalidad de cofinanciamiento y el aporte de dinero público al proyecto, Anthony Laub considera que será vital determinar cuál será la participación del Estado.

“Hacer un cofinanciamiento puede gustar siempre y cuando el Estado sea minoritario. Al privado no le gusta ser minoritario y que el Estado sea el que decide”, apunta.

Bolivia, un nuevo actor para el GSP

¿El gasoducto que planea construir Bolivia hacia Ilo es un competidor del GSP? “Creo que sí porque vas a tener, en realidad, dos competidores. Por lo tanto tienes que financiar más. (Los gasoductos) No se complementan. Uno es más que suficiente", dice Juan Suito.

“No puede haber una conexión. Creo que primero el Perú debe hacer el GSP y exportar gas desde Ilo. Una vez hecho eso, podría permitirse que si los mercados de Argentina y Brasil se le complican a Bolivia, tener ahí una alternativa de exportación. De ninguna manera hay forma que se puedan interconectar”, agrega Álvaro Ríos, también ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia.

Romero Caro coincide que se trata de un competidor directo evidente, que podrá ganarle al GSP no solo por la expertise, sino también por tener una planta de gas licuado para exportar (por construir a futuro). “Aprovechemos que ellos van a hacer su ducto y que se establezca que primero se tiene que abastecer la demanda interna peruana antes de la exportación. Es cuestión de negociar bien. Nos ahorramos el subsidio”, indica.

“Si la idea era darle gas al sur, lo puede hacer el gasoducto boliviano. Encima va a tener GLP más barato. Entonces, ¿para qué vamos a cargar más a los consumidores eléctricos?”, agrega.

Entonces, el gasoducto boliviano se posiciona como un elemento más a tener en cuenta para un potencial actor privado que decida ir por la construcción del GSP, pues se trata de un competidor en el suministro de gas en la zona sur del Perú.

Así, con dudas y certezas sobre la demanda, el financiamiento y la viabilidad del proyecto, el Ejecutivo aún espera que culminen los estudios de Mott Macdonald para tomar decisiones. El primer tramo, sostienen, estará concluido para el 2022. ¿Será posible la masificación del gas natural en el Perú?