Una entrevista publicada ayer por diario Pulso sorprendió al sector de los hidrocarburos a nivel nacional. El protagonista, Marcelo Tokman, ex ministro de Energía y ex presidente de la Comisión Nacional de Energía durante el anterior mandato de la Presidenta Michelle Bachelet y actual gerente general de la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP).
Tokman recibió hace unas semanas un informe que ratificó todas las hipótesis que tenía la empresa sobre las reservas de gas en la zona más austral del país.
Hace 15 días, el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS), dio a conocer los resultados de un estudio que estima en 8 TCF (trillones de pies cúbicos) las reservas de gas no convencional en la Región de Magallanes. En 2014 Chile importó a través de los terminales de Quintero y Mejillones un total de 0,13 TCF.
Es por ello que el gerente de ENAP se muestra optimista y asegura que, si bien esto ratifica que estamos en presencia de un reservorio de gas de enormes características, el mayor desafío es asegurar que eso se puede extraer a costos razonables.
A continuación algunas de las respuestas que entregó Tokman en la entrevista de Pulso:
“Es una magnitud muy grande y por eso estamos trabajando también en analizar formas de salir de Magallanes con ese gas. Pero para hacer realidad todo esto se requiere optimizar la producción para convertir este recurso en reservas económicamente explotables”, dijo Tokman.
– ¿Cómo están viendo el mercado petrolero?, ¿se ve un repunte en algún momento?
“Estamos en un período de mucha volatilidad e incertidumbre. No deja de sorprenderme la cantidad de consultoras especializadas que han ido cambiando de un mes para otro las proyecciones y siempre dando razones atendibles. Mucha de esta información está surgiendo día a día. Una gran duda, incluso si se logran incluir a Irán en un acuerdo y contener la oferta, es a qué precio comienza a aumentar la producción en Estados Unidos. Si el precio repunta en el corto plazo, hay una cantidad importante de pozos en EE.UU. a la espera de precios más altos para comenzar a producir. Incluso si sube más, hay un importante inventario de pozos por facturar. Pero sin duda, el consenso es que las expectativas de recuperación más rápida que se esperaban hoy se ven menos probables”.
– ¿Eso es bueno o malo para ENAP?
“Primero que todo, es bueno para el país. Nosotros producimos sólo el 2% del petróleo que se consume y evidentemente una baja en el precio nos ayuda. Ahora, desde la perspectiva de ENAP, somos una empresa bastante integrada, entonces tenemos por un lado la actividad de producción de petróleo en Magallanes, Argentina, Ecuador y Egipto y en eso no hay forma de arrancar y la baja del precio nos pega negativamente. En el negocio de la refinación hay varios impactos. Hay uno que nos provocó una pérdida de casi US$1.000 millones en 2008, pero que a través de las políticas de cobertura se ha logrado aislar por completo. Pero hay otros impactos positivos, como los costos de la energía. Y en el GNL, si bien podemos comprar más barato, el precio de venta está determinado por otros combustibles y, además, por la mejora de la hidrología. Parte de nuestras ventas de GNL iban al sector eléctrico, y con las mayores lluvias ha sido más complicado colocar ese gas. Mirando como un todo, el efecto es negativo para ENAP porque le pega en su línea de exploración y producción, pero a diferencia de las petroleras tradicionales, el impacto es mucho más leve debido a que somos una empresa integrada”.
– ¿Cuál es el efecto financiero de la baja del petróleo para ENAP?
“Vamos a anunciar el cierre definitivo de 2015 y como un todo a la empresa le fue muy bien. Y eso es porque efectivamente tenemos resultados muy positivos en la refinación que más que compensaron los resultados del upstream. Eso no significa que no tengamos que estar muy atentos y como no podemos darnos el lujo de tener pérdidas, tenemos que estar atentos a las condiciones de mercado y tomar decisiones que nos permitan minimizar esas pérdidas. En esa línea, lo que anunciamos hace algunos días va en esa dirección. En parte de nuestros pozos petroleros, 49 pozos, nos resultaba más conveniente detener la producción mientras los precios están bajos, generando un importante ahorro de costos. Y tal como hicimos eso, vamos a estar permanentemente revisando nuestra actividad petrolera en Chile y el extranjero para ver si hay una mejor forma de optimizar y capear de la mejor forma posible este ciclo adverso”.
– ¿Están analizando tomar medidas similares en los demás países en que operan?
“Estamos permanentemente analizando opciones. Pero una vez que uno ya perforó un pozo, ya fluye naturalmente y el lifting cost o costo asociado solamente a la producción, está muy por debajo de los precios actuales. El problema es que se hace más difícil tomar la decisión de hacer nuevas perforaciones porque ahí sí hay un costo fijo que tienes que rentabilizar”.
– ¿Van a volver a operar en algún momento?
“Nosotros hemos hecho un inventario de los 49 pozos, identificando cuál es el precio que se requiere para que cada uno de estos pozos vuelva a ser rentable e irlos poniendo en operación nuevamente. Esto además significa que estamos reubicando a la gente a otras actividades y para estar listos para volver a destinarlos a la operación de estos pozos cuando los vayamos poniendo en operación. Hay que aclarar que la producción de esos pozos es marginal incluso para Magallanes y muy marginal para Chile como un todo”.
– ¿Hay un cambio de foco en Magallanes desde el petróleo hacia el gas?
“El foco ha sido el tight gas. El año pasado tuvimos inversiones récord, sobre US$300 millones, y este año vamos a estar sobre los US$250 millones. Si bien, los recientes ajustes muestran lo que corresponde hacer, que es que ante una baja del precio, hay que reducir algunas actividades. Pero no hay que perder la perspectiva, esto es en un contexto en que estamos y seguimos invirtiendo mucho más que lo que se había invertido en Magallanes, con el foco puesto en el gas”.
Entrevista completa en edicion impresa del diario El Pinguino.