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Enap: “No será un fracaso si no ganamos contratos en las licitaciones”

Marcelo Tokman, gerente general de la estatal, dice que el objetivo de entrar a generación era dar mayor competencia al mercado, lo que ya está cumplido. Reconoce que 2016 será más desafiante para la empresa y proyecta que al 2020 la firma podrá cubrir sus inversiones con recursos propios y sin necesidad de recurrir a deuda.

Marcelo Tokman está viviendo un segundo buen año como gerente general de la Empresa Nacional del Petróleo (Enap). Pese a la trayectoria volátil que experimentó el precio del petróleo durante 2015, el que finalmente cayó un 30% en el año, la firma pública logró elevar la producción, reducir sus costos y completar un cierre de ejercicio con cifras históricas. Alcanzó utilidades por US$ 170 millones, las mayores en seis años, y un Ebitda de US$ 742 millones, la mejor cifra de los últimos 15 años. En el período, además, la compañía aumentó en 28% su patrimonio, hasta los US$ 701 millones, y también mejoró sus indicadores financieros.

La estatal hoy exhibe una relación deuda/ Ebitda de cinco veces, versus las casi 70 veces que tenía en 2012, destaca Tokman. A eso se suma una relación deuda/patrimonio que cerró en 5,3 veces y que se compara con las 48 veces registradas en los tres años anteriores. Pero, además, la deuda financiera de la petrolera llega a US$ 3.799, casi 9% inferior a lo que tenía en 2012.

“Hoy, Enap está más blindada para enfrentar la volatilidad externa. Hemos logrado fortalecer la compañía y estabilizarla financieramente”, subraya su gerente general. Una empresa, dice, que es clave para el país, considerando que el 100% de las gasolinas que se consumen en Chile son producidas por ella y también alrededor del 50% del diésel que se demanda.

La influencia de la estatal no se queda ahí, asegura Tokman: la firma tiene una alta capacidad de logística, de importación de combustible y distribución, además de la infraestructura de ductos y su participación en el terminal de gas natural licuado (GNL) de Quintero, en la V Región.

La compañía, sin embargo, tiene varias tareas por delante y para concretarlas deberá seguir recurriendo a financiamiento externo por los próximos tres años; tras esa fecha recién conseguiría cubrir su plan de inversión con recursos propios, asegura el ejecutivo.

“Estimamos que hasta 2019 debiéramos todavía seguir aumentando nuestro nivel de deuda para financiar la inversión. Ya a partir de 2020, la capacidad de generar mayores utilidades, más las iniciativas destinadas a aumentar la eficiencia y la producción, nos van a permitir no sólo financiar una cartera de US$ 800 millones con nuestros propios recursos, sino que ir generando excedentes”, detalla.

El año pasado, la petrolera invirtió US$ 635 millones, un 57% más de lo que desembolsó en el ejercicio anterior. Para este 2016, el presupuesto contempla inversiones por US$ 798 millones y, de ese total, la línea de negocios de Exploración y Producción captará unos US$ 496 millones. Para el área de Refinación y Comercialización se destinarán otros US$ 194 millones, mientras que en Gas y Energía se gastarán US$ 94 millones.

Este año, aclara Tokman, quien fue ministro de Energía en la anterior administración Bachelet, uno de los esfuerzos clave de la firma será continuar elevando la producción de los llamados “productos valiosos”, es decir, kerosene, gasolina y diésel. “Con ellos ganamos plata, al contrario de la producción de fuel oil, donde por cada barril perdemos cerca de US$ 16”, acota.

En 2015, la producción de ese tipo de productos aumentó 2%. “Si en 2010 de cada barril producido Enap lograba un 68% de productos valiosos, hoy es casi un 80%”, sostiene.

Su rol en las licitaciones

Este año, y por primera vez en su historia, Enap participará en el mercado de generación eléctrica para suministrar a terceros. Asociada con la japonesa Mitsui, la estatal chilena se apronta a participar del proceso de licitación de suministro, destinado a abastecer a los clientes regulados de las empresas distribuidoras para las próximas dos décadas.

En la petrolera afirman que si bien el objetivo principal de asegurar una mayor competencia ya está cumplido, esperan ser capaces de adjudicarse algunos de los bloques licitados. “Nuestra preocupación principal era lograr traer un nuevo actor y generar con ello más competencia en el mercado. Sin embargo, estamos preparando una oferta sumamente atractiva”, dice Tokman, e incluso asegura que “si los otros actores del sector creían que se podían llevar la licitación con precios elevados, con la amenaza de Mitsui eso ya no será posible”.

El ejecutivo desestima que la posibilidad de no adjudicarse los contratos sea un fracaso para su administración. “No será un fracaso si no ganamos contratos en las licitaciones”, enfatiza. Al contrario, refrenda el gerente general, “si no nos adjudicamos ningún bloque sería una noticia excelente para el país, porque significaría que habiendo nosotros presentado una oferta muy competitiva, habría habido alternativas incluso mejores. Y eso sería un éxito para las licitaciones”.

Enap y Mitsui participarán en el proceso de licitación con dos proyectos que ya están tramitando: Luz Minera (Mejillones, II Región) y Nueva Era (Concón, V Región), que en conjunto suponen una capacidad instalada de 1.200 MW.

Pero el Concejo Municipal de Concón rechazó Nueva Era y solicitó a los socios que lo retiren del sistema de evaluación ambiental. En Enap desdramatizan esa oposición y descartan echar pie atrás con la iniciativa.

“No retiraremos el proyecto”, enfatiza Tokman. “Estamos en un proceso de participación ciudadana y estamos muy abiertos a recoger inquietudes, a responder las preguntas y a ir mejorando los proyectos. Esta es una central con la tecnología más limpia que existe en base a gas natural, que, sin duda, es bueno para el país. Esto es parte de las reglas del juego, para eso tenemos una institucionalidad y nos haremos cargo de los cuestionamientos”, responde.

El actual escenario eléctrico, que exhibe una demanda débil y costos marginales bajos, tampoco preocupa a la administración de la estatal.

La entidad a cargo de coordinar la operación del sistema central, el CDEC-SIC, proyectó costos de la energía de US$ 30 el Mw/h en un escenario de hidrología húmeda -el menor valor en 10 años- y un alza del consumo de apenas 1,6% para este año. “No nos preocupa. Es algo muy coyuntural. La demanda va a crecer y proyectos como los que estamos impulsando serán necesarios. El país requiere seguir creciendo en su oferta de generación”, aclara Tokman.

Lo que no harán es tomar riesgos. “Hay actores del mercado que no tienen problemas en enfrentar el riesgo de la variación del costo marginal y hay proyectos que se hacen sin contratos. Nosotros con Mitsui construiremos los proyectos sólo una vez que nos hayamos adjudicado contratos que nos den estabilidad en los precios de venta de energía y eliminen este riesgo”, dice.

La mejor hidrología del año pasado ha permitido al sistema eléctrico desplazar la generación en base a GNL por producción hidráulica. Enap vendía sus excedentes de GNL proveniente del terminal de Quintero en el mercado local, pero dada la menor demanda por gas, como alternativa, para no ‘sobreestockearse’, además enviará gas a Argentina, tras un acuerdo suscrito por ambos países en enero pasado. Enap será el agente coordinador del gas que exportarán, también, Endesa, Metrogas y Engie, los otros socios de los terminales de GNL. “El acuerdo, que implica exportar 5,5 millones de metros cúbicos diarios de gas durante todo el invierno, nos permitirá colocar los volúmenes excedentarios que antes vendíamos en Chile”, resalta Tokman.

El factor crudo

La caída del precio del petróleo el año pasado sorprendió a la firma que ajustó su plan 2015 a un escenario de US$ 50 el barril, pero quedó corta: el crudo rondó los US$ 30 y se ha estabilizado en esos niveles.

Para este año, indican en la compañía, el escenario es todavía incierto. “El mercado se tiene que balancear nuevamente. La demanda mundial de petróleo crece, en promedio, un millón de barriles día al año y los yacimientos existentes pierden producción en torno a tres millones de barriles día al año, promedio”, precisa Tokman. Su estimación es que se está acumulando una necesidad de cuatro millones de barriles día al año, “por lo cual el exceso de oferta tiene que disminuir. La pregunta es cuándo lo hará”. Agrega otro antecedente. En 2015, la inversión en el sector a nivel global cayó 25% y este inicio de año acumula un 17% de merma.

Si bien en algún momento el precio del crudo tiene que equilibrarse en el mercado, la recuperación del llamado oro negro tendrá un techo. “En torno a los US$ 80 pronostican los expertos”, dice Tokman.

Por lo mismo, si 2015 fue histórico para la estatal, este 2016 será de retos, anticipa: “Es un año bastante más desafiante, porque hay elementos que han agregado cuotas de incertidumbre”. Aunque de todas maneras esperan un primer trimestre con números azules.

Pero hay otras dudas respecto de la evolución del petróleo, pues en el inicio de este año la caída en los márgenes de refinación ha sido superior a lo que proyectaban en la estatal. “Hay un elemento estacional fuerte y habrá que ver la temporada de verano en Estados Unidos, donde crece la demanda y suben los márgenes”, explica el gerente general. Lo anterior, dice, implicará redoblar los esfuerzos para mejorar la gestión, reducir los costos y elevar la producción.

Con todo, la gran meta para 2016 “es continuar con la estabilización financiera y evitar que el Ebitda vuelva a caer bajo los US$ 600 millones”, apunta Tokman, y según como evolucionen las condiciones del mercado evaluarán ajustes a su hoja de ruta.

“Siempre estamos viendo las condiciones de mercado para hacer los ajustes que sean necesarios de hacer”, asevera. Vender activos, al menos por ahora, no está dentro de las opciones.
Fuente: La Tercera/Jessica Marticorena

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