Por M. Bermeo / J. Catrón
Deudas por US$ 3.950 millones, y pérdidas por US$ 110 millones el primer trimestre hablan de la delicada situación financiera de la Empresa Nacional del Petróleo (Enap). Sin embargo, el gerente general de la firma, Ricardo Cruzat, trabaja junto a su equipo a toda máquina para traer estabilidad a la empresa.
El problema es que las dos áreas que componen la compañía enfrentan dificultades. Mientras exploración y producción (E&P) está expuesta a un alto riesgo –de no encontrar reservas-, con igual cantidad de retornos, el área de refinería está sujeta a los vaivenes del mercado del petróleo. Al primer trimestre de 2012 el área de exploración tuvo ingresos por US$ 73 millones, ganando unos US$ 19,61 millones. En tanto, refinación tuvo ventas por US$ 2.793 millones y pérdidas por US$ 112,65 millones.
El problema de refinería es que Enap está limitada en la compra de combustible a ciertos países -como Argentina, Ecuador, Perú, Colombia, Brasil- pues es muy costoso traer petróleo de otros productores porque están afectos al impuesto del 6% que existe para la internación de crudos, pero que también la deja con un poder de negociación más debilitado.
El tema del gravamen no es menor. Fuentes del mercado cuentan que las refinerías eficientes del mundo marginan en torno a US$ 3 a US$ 4 por barril y, con el impuesto actual, al comprar un barril a US$ 100, el gravamen dobla lo que podrían haber ganado. En todo caso, la estatal no ve el impacto por esta área, pues para evitar esta carga, decide comprar crudo sólo a los países que no tienen que pagar impuesto.
En tanto, el área de refinación está expuesta a la variación del precio internacional del petróleo. Enap reconoce que “considerando un nivel de refinación promedio de 72 millones de bbl al año, una variación de US$ 1/bbl (…) tendría (…) un efecto en resultados de
US$ 72 millones”, dice en su último informe financiero.
Plan de viabilidad
Ante este escenario, la estatal tendría una batería de medidas para dejar los números rojos que implica un plan de eficiencia. La primera de ellas, sería la idea que se presentó al Congreso de eliminar el impuesto de 6%. Sólo esta medida les permitiría ahorrar entre US$ 30 millones y US$ 60 millones anuales, casi la mitad de las pérdidas que tuvo la firma el primer trimestre.
Una segunda parte consistiría en apostar por el GNL, a través de la capacidad de regasificación que tiene en GNL Quintero, de unos 3,3 millones de BTU al día, la cual no usa por completo. La idea sería proporcionar a terceros la capacidad sobrante, algo semejante a lo que hacen ahora, pero a un mayor nivel.
En tercer lugar, Enap necesita reducir sus gastos de energía, los que alcanzan un 50% de sus costos variables. Para ello, reflotó la idea de su cogeneradora, en asociación con terceros, para permitirle abastecerse a un precio más barato.
Gobierno corporativo
Otro de los puntos relevantes en la estrategia de largo plazo de Enap es modificar el gobierno corporativo. Y aunque ha habido varios proyectos en carpeta, la cartera de Energía ya tiene lista la propuesta de cambio y la envió hace unos días a la Segpres para que sea revisada y aprobada por La Moneda, para luego enviarla al Congreso.
Fuentes de gobierno indican que los cambios apuntarían a imitar el gobierno corporativo de Codelco, sacando a los ministros de los directorios de la empresa. Así, el plan sería que dos de los directores fueran nombrados por el gobierno de turno, dos por la oposición y uno de ellos por el Presidente de la República. Todos, en tanto, ratificados por el Senado.
El punto del cambio del gobierno corporativo al interior de la empresa no es menor. Toda vez que éste deberá decidir, desde una mirada de Estado, la estrategia de Enap respecto de su carga financiera. Ello puesto que si el gobierno decidiera saldar la deuda actual de la firma, de casi US$ 4.000 millones, alcanzaría, dicen entendidos de la empresa, a costear la reforma educacional.
Gas en Magallanes
Otro tema no menor para Enap es qué hará el gobierno con el plan de gas para la Región de Magallanes. Hasta ahora, dicen entendidos, la compañía está siendo usada para entregar de forma indirecta un subsidio a la zona, a costa de su balance.
Ello, porque la estatal se ve obligada a vender el gas a un tercio de lo que le cuesta producirlo. Si la situación se sincerara, y el gobierno entregara el subsidio mediante otro mecanismo, Enap podría aumentar sus ingresos en unos US$ 40 millones a US$ 70 millones.
Financiamiento
Una parte relevante de este plan es mejorar la estructura financiera. Para ello, el gobierno trabaja en una recapitalización de Enap. La idea es poder inyectar el capital este año, mediante un traspaso desde Hacienda, evitando pasar por el Congreso y así hacerlo más rápido. El monto final se mantiene en reserva, pero fuentes de gobierno dicen que sería por unos US$ 400 millones, un 60% más que lo que se capitalizó en 2008 (US$ 250 millones).
La inyección de capital vendría en momentos cruciales para la firma, que tiene vencimientos por US$ 974 millones este año, un 25% del total de su deuda, y para lo que cuenta con sólo US$ 2 millones de caja, según la última información financiera.
En tanto, mientras Hacienda y Energía discuten eso, Enap está en conversaciones con la banca local para recaudar unos US$ 500 millones que permitan hacer frente a los vencimientos que tiene este año. El mix de financiamiento se dividiría en US$ 300 millones en préstamos con bancos de la plaza y US$ 200 millones en un bono que sería emitido en el mercado local.
La reactivación de la central
Enap estaría actualizando los costos de levantar su central cogeneradora. En un inicio eran US$ 250 millones y ahora estarían en torno a los US$ 300 millones. Para esto, fuentes del mercado comentan que ya está recibiendo las propuestas de EPC de los interesados. La decisión se tomará este año sobre seguir o no con la central, para comenzar con la construcción en 2013 y tenerla lista en unos 24 meses. Una de las razones que hace al proyecto más atractivo ahora es que en 2013 Enap tendrá nuevos contratos de suministro de GNL con BT, reduciéndose el precio que paga hoy, unos US$ 16 por millón de BTU a unos US$ 10 por millón de BTU. El atractivo pasa también porque la refinería de Aconcagua utilizaría como máximo unos 50 MW de los 150 MW de capacidad que tendría la central, por lo que el resto se inyectaría al sistema, generando nuevos ingresos.
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