(La Tercera) Marcelo Tokman está próximo a cumplir un año en la gerencia general de la Empresa Nacional del Petróleo (Enap). El ejecutivo se ve tranquilo y conforme con estos primeros 12 meses en el cargo. Es que el 2014 fue para la estatal un año positivo, mejor de lo presupuestado, dice. Y explica por qué.
Lograron por segundo año consecutivo tener un Ebitda sobre US$ 600 millones, tomando en cuenta que la firma enfrentó una caída en el precio del petróleo similar a la de 2008, pero con resultados totalmente distintos. Aquella vez, la estatal terminó con pérdidas por US$ 1.000 millones.
El ejercicio pasado, detalla Tokman, cerró con US$ 157 millones de utilidades, casi 15% más de lo que obtuvo en 2013, convirtiéndose en el mejor resultado que ha tenido la empresa en los últimos cinco años.
Muestra del fortalecimiento que está teniendo la compañía, destaca, es la evolución que ha tenido su patrimonio. Recuerda que en 2012 era de US$ 83 millones y el 2014 cerró en US$ 546 millones. Lo anterior, señala, ha permitido mejorar la relación deuda-patrimonio, desde niveles de 48 veces que había en 2012, a las 6,7 veces con que concluyó el año pasado.
“Los resultados del año pasado y los que esperamos hacia adelante con la ejecución de nuestro plan estratégico demuestran que Enap es una empresa sustentable desde el punto de vista financiero. Y es fundamental que así sea, para poder cumplir con el rol estratégico, que es la razón por la cual Chile y todos los países del mundo tienen empresas públicas en el sector energía”, afirma Tokman.
Este 2015, sin embargo, no será tan auspicioso, adelanta. ¿La razón? Enap enfrenta una coyuntura especial de precios, con un valor del crudo a la baja. “Es difícil repetir los resultados de 2014; esperamos, de todas maneras, un Ebitda y resultados positivos, pero este año, en particular, estamos enfrentando precios del petróleo mucho más bajos que los de 2014”, reconoce Tokman, y añade: “Si bien debido a las políticas de cobertura hemos logrado aislar por completo el efecto sobre los resultados que genera en la línea de refinación y comercialización, en la línea de exploración y producción no hay formas de evitar que nos afecte. Producimos petróleo, y si es que el precio al cual se vende el petróleo cae, obviamente nos va a generar un impacto”.
¿Qué harán para enfrentar este escenario?
Hemos tomado las medidas necesarias para hacer las adecuaciones que nos permitan enfrentar de buena manera esta nueva realidad de precios. Después de hacer una completa revisión, hemos ajustado nuestro plan de inversiones que teníamos planificado para ejecutar este año. Específicamente, decidimos postergar algunas inversiones que no iban a tener un impacto inmediato, sobre todo en lo referido a la línea de Exploración y Producción (E&P).
¿Cómo llegan a esa decisión?
Después de completar nuestro ejercicio de programación para este año, el precio del petróleo siguió cayendo fuertemente, entonces hicimos un ajuste de manera tal que nos pusimos en un caso bastante más conservador respecto de las expectativas de precio del petróleo.
¿Con qué expectativas están trabajando ahora?
Actualmente, estamos trabajando con un precio promedio para el año del petróleo brent de US$ 50 el barril, que afortunadamente en el último tiempo ha estado repuntando un poco, pero preferimos ser responsables y conservadores que estar tomando decisiones en función de un precio que puede no materializarse.
¿De qué magnitud es el ajuste?
De los US$ 775 millones que teníamos contemplado invertir este año, lo hemos reducimos a US$ 651 millones.
¿Cómo se desglosa esa reducción?
Tomando en cuenta que la línea E&P genera la mitad del Ebitda de la compañía, para no poner exceso de presión en términos de buscar financiamiento para llevar a cabo inversiones en esa área, el peso del ajuste lo tiene la línea E&P. De los US$ 124 millones que se reduce el plan de inversión, US$ 94 millones corresponden a E&P.
Es justamente ahí donde estamos viendo el impacto en la caída de precios. Dada la política de cobertura, nuestras refinerías están bastante protegidas y, de hecho, tienen hasta un efecto positivo en términos de que les baja algunos de los costos de energía.
¿Qué proyectos de E&P se aplazarán?
Son proyectos en la región amazónica de Ecuador, donde hemos logrado coincidir con el gobierno de ese país, en relación a postergar la actividad de exploración y explotación de hidrocarburos. La semana pasada estuve en Ecuador firmando dos nuevos contratos. Con las autoridades locales acordamos dejar fijas todas las condiciones de precio y establecimos que, además, se empezarán a ejecutar los planes cuando el petróleo recupere cierto nivel.
¿Qué nivel?
Es información estratégica que no puedo revelar. Pero lo que hicimos fue asegurar la expansión de actividad que tenemos ahí hasta el año 2034, a través de la firma de estos contratos, pero estableciendo condiciones.
¿Qué más incluye el plan de ajuste? ¿Bajarán costos?
Hemos tomado varias medidas, reaccionando, pero sin sobrerreaccionar. Es una combinación, por un lado, postergar aquellos proyectos que no implican aumentos de producción de manera inmediata y, al mismo tiempo, aprovechar esta nueva situación del mercado para lograr optimizaciones, especialmente desde el punto de vista de renegociaciones para obtener reducción en el costo de los contratos de servicios y de los proveedores.
¿A cuánto ascienden los menores costos?
El impacto anual de las rebajas que logramos equivale a US$ 41 millones. Además, estamos haciendo un esfuerzo en otros gastos gestionables y una revisión de todos nuestros procesos para detectar oportunidades de optimización.
¿Hay opción de un nuevo ajuste si las condiciones se deterioran?
Veo poco probable que los precios internacionales vayan a estar más bajos, pero de todas maneras, si ocurre, tendremos que revisar nuevamente los planes. Fuimos muy conservadores, también en lo que ocurre con el margen de refinación. Pareciera haber un cierto consenso en que los puntos más bajos ya se alcanzaron y se empieza a notar que las tasas de acumulación de inventario están comenzando a caer.
El nuevo giro
Uno de los mandatos de la Agenda Energética a Enap es la incursión en generación. ¿Cómo están avanzando en esa área?
En los últimos años no ha sido posible contar con nuevos proyectos de generación de base. Es cosa de revisar la historia: hemos visto Barrancones, Castilla, Punta Alcalde, HidroAysén, Farellones, etc., que por decisiones presidenciales, judiciales o administrativas no se han podido concretar. El Estado no puede cruzarse de brazos y hay que ver de qué manera contribuimos a que en las próximas licitaciones de suministro haya más competencia, más oferta y que de esa forma logremos bajar los precios de los clientes regulados.
El llamado a licitación es a fines de 2015, se adjudica en marzo de 2016 para empezar a suministrar el 2021. ¿Alcanzan a presentarse a la próxima licitación de suministro?
Identificamos los proyectos posibles de generación de base que tienen un grado de avance importante y que permiten llegar a los plazos de licitación. Son proyectos acotados que queremos poner a disposición de nuevas empresas, no estamos pensando partir de cero. Estamos en búsqueda de socios para tener los proyectos listos.
Tenemos un proyecto de cogeneración en Concón, con la autorización ambiental del 2007 y que incluye un ciclo combinado. Además, están los proyectos que tenía Codelco en etapa avanzada y con los que llegamos a un acuerdo, Luz Minera (Mejillones) y Energía Minera (Quintero). Vamos a completar las últimas etapas que requieren de diseño y autorizaciones ambientales y simultáneamente estamos buscando socios a través de Asset Chile. La condición es que deben ser operadores internacionales que puedan hacerse cargo del financiamiento y desarrollo de los proyectos y que tengan posibilidad de asegurar el suministro del gas que van a requerir estas iniciativas. Nos quedaremos con una participación minoritaria.
El gerente general de Colbún, Thomas Keller, ha dicho que no ve necesario que Enap entre en generación y considera que antes debe reformar su gobierno corporativo. ¿Cómo responde?
Probablemente, la situación actual, donde no hay nuevos proyectos y la competencia de nuevos actores está bien limitada, puede ser una situación que los acomoda y entiendo que eso debe ser la razón principal de oponerse a que se use Enap para que entren nuevos operadores a este mercado. Estamos contra el tiempo, y si para traer actores nuevos hay que esperar a que se complete una discusión de un proyecto de ley que no ha ingresado al Congreso -el de gobierno corporativo- no alcanzamos a llegar a las licitaciones y se va a materializar algo que es bueno para algunas empresas: que no haya nueva competencia y que los precios se mantengan tan altos como hasta ahora.
Este nuevo rol para Enap, ¿debiera estar acotado sólo a esta coyuntura?
Espero que saliendo de esta coyuntura no sea necesario seguir llevando a cabo este rol. Pero me parece importante haber dejado a Enap con la facultad para que si hay emergencias a futuro que requieran intervenciones como la de ahora, el Estado no esté atado de manos y esté disponible.