En 2008, mientras era ministro de Energía, Marcelo Tokman integraba el directorio de ENAP. Entonces, la baja del petróleo -desde US$140 por barril a US$40 en pocas semanas- afectó tan fuertemente a la estatal que la llevó a las pérdidas más  importantes de toda su historia: US$958 millones. Este año, en su primer ejercicio como gerente general de la empresa, Tokman enfrentó una baja del precio del crudo casi tan brusca como la de entonces, pero esta vez estaba cubierta. “A partir de ese momento empezamos a ver la necesidad de contar con instrumentos financieros de cobertura y lo recientemente ocurrido demuestra lo acertado que fue contar con 100% en cobertura en nuestras compras”, señala el ex ministro. Pero eso no significa que no haya ningún efecto. Tokman reconoce que tendrán que hacer ajustes a su recientemente anunciado -e histórico- plan de inversiones. ¿La razón? La baja del petróleo obliga a hacer ajustes para no perder rentabilidad.

¿Cómo califica los resultados del año 2014?

Excelentes. Creo que es la primera vez que la empresa logró dos años consecutivos con Ebitda sobre US$600 millones. Y de hecho cuando uno hace una revisión para atrás esto muestra algo que era muy esquivo, que era tener algún grado de estabilidad. La duda era si los resultados positivos de 2013 obedecían de nuevo una situación de un año solamente y se mantenía o era algo que nuevamente iba a caer. Entonces tiene valor, en términos de ser la primera vez que tienes dos años seguidos positivos y muestra algo que es fundamental para los planes que tenemos para adelante. Nosotros queremos llevar los resultados de esta empresa y el Ebitda a niveles por encima de los US$1.000 millones y para hacerlo primero hay que estabilizarse en el nivel actual para luego dar ese salto.

¿Eso despeja las dudas de que ENAP está en una situación de pérdida estructural? ¿Demuestra que ENAP puede ser rentable?

Los resultados de este año, del año pasado y los resultados esperados hacia adelante con la implementación 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. Y se requiere que sean empresas sólidas desde el punto de vista financiero. El objetivo de ENAP no es generar recursos, sino llevar a cabo las inversiones que contribuyen al desarrollo energético del país. No es como es el caso de Codelco, cuyo aporte al país va por el lado de las utilidades que le genera al Estado. En el caso de ENAP, el Estado no está esperando que ENAP le genere ingresos, sino que lo que espera es que pueda llevar a cabo las inversiones fundamentales para el desarrollo del mercado energético.

La caída del petróleo no generó el mismo impacto que en 2008, pero tendrá otros efectos.

El riesgo principal, que estuvo en el negocio de refinación, está 100% cubierto con instrumentos financieros. Pero eso no significa que la caída del petróleo no tenga impactos sobre los resultados de ENAP. No olvidemos que una parte de nuestro negocio es exploración y producción de gas y petróleo en Magallanes, en Argentina, en Ecuador y en Egipto. Ahí lo que vendemos a precios internacionales obviamente se ve afectado cuando bajan los precios, pero estamos hablando de exposiciones que no tienen nada que ver con lo expuesto que está la empresa a las compras de petróleo para ser refinadas.

El margen de exploración y producción ¿se va a ver afectado?

Sin duda.

¿Cuán afectado?

Es complicado porque hace un par de meses veíamos una caída que parecía que nada lo detenía, pero llevamos treinta días en que empezó a subir nuevamente y que se está transando el Brent sobre US$60 por barril, habiendo alcanzado un nivel mínimo de US$46,6. Entonces, para dimensionar estas cosas en realidad no sabemos cuál va a ser el precio a final de año, porque estamos observando una volatilidad altísima. Y los fundamentos detrás de los cambios de precio también se ven volátiles. Hoy, EEUU está ajustando su actividad y la producción en Irak y Libia ha caído fuertemente. Todo eso deberá ayudar a equilibrar este mercado, pero es muy difícil hacer algún tipo de proyección. 

¿Qué hará ENAP en ese escenario?

El efecto que tenemos en exploración y producción va en una sola dirección: por lo que sacamos, ganamos menos. Hay mercados con precios asegurados como Magallanes, donde estamos cubiertos. Pero por ejemplo en Egipto sí estamos expuestos a las variaciones de precio. Y al igual que todas las empresas petroleras corresponde hacer un seguimiento continuo de qué es lo que está pasando con el mercado e ir revisando nuestras decisiones de inversión que tenemos para este año, ver si corresponde algún tipo de ajuste y también aprovechar las oportunidades que surgen. Lo que estamos haciendo ahora es trabajar en un plan para ver optimizaciones en nuestro plan de inversión tomando en cuenta esta coyuntura de precios más bajos y también viendo qué podemos hacer por el lado de nuestros costos y gastos. 

¿Cuál será el foco?

Esto no es distinto a lo que están haciendo las empresas petroleras a nivel mundial, los expertos señalan que la industria está esperando que las compañías reduzcan entre 25% y 30% sus inversiones con dos focos: posponer proyectos que no entregan producción temprana, y salirse de aquellas exploraciones que son de alto riesgo. Nosotros vamos a hacer una revisión respecto a lo que habíamos planificado de inversiones, que tenía mucho sentido para este año y que nos aprobó el  Ministerio de Hacienda en tiempo récord y que son consistentes con la implementación de nuestro plan estratégico. Ese plan tenemos que revisarlo y lo estamos revisando para ver si corresponde hacerle adecuaciones producto de esta nueva realidad de los precios. 

¿Cuál es el plazo para la entrega de ese estudio al directorio?

Lo estamos elaborando actualmente y lo más probable es que en el directorio de este mes y del próximo lo discutamos en detalle.

¿La meta es hacer un recorte similar al que está haciendo la industria de hasta 30%?

Lo que hay que hacer es un análisis sobre qué es lo más adecuado. Esto tiene que ver con cada mercado en los que estamos operando. Ese es el análisis que estamos haciendo. Hay rigideces que se tienen que llevar a cabo sí o sí. Nuestro foco está puesto en asegurar el suministro de gas para Magallanes. A modo de entender el nivel de esfuerzo que está haciendo la compañía es que en el caso de la empresa como un todo, vamos a llegar a US$780 millones. El promedio de inversión para los próximos años en nuestro plan son US$800 millones y el promedio para atrás era de US$285 millones. En Magallanes el nivel de esfuerzo del que estamos hablando es de inversiones en promedio de los próximos cinco años de implementación del plan es de inversiones de US$340 millones, cuando el capex promedio de 2009 a 2013 era de sólo US$50 millones. Estamos hablando de un plan muy agresivo especialmente en Magallanes, donde otro dato muy relevante es que durante muchos años hubo años en los que no hubo perforaciones. Sólo el próximo año vamos a perforar 44 pozos.

Geopark, que es su socio en tres bloques petroleros en Magallanes, anunció que iba a paralizar sus inversiones en exploración. Eso levantó alarma en los sindicatos de ENAP que dijeron que esto incluso podía derivar en la devolución de los CEOP. ¿Cómo lo ven?

Nosotros somos socios en tres bloques en Tierra del Fuego: Flamenco, Campanario e Isla Norte. En los tres casos, Geopark es el operador de estos bloques. Lo que uno observa es que a la fecha Geopark ha cumplido el 100% de los compromisos asumidos con el Estado en términos de sísmica y de pozos exploratorios. Le faltan solamente cinco de los de los 21 pozos exploratorios acordados en estos bloques y hay tiempos para llevarlos a cabo. La verdad es que lo que uno observa hasta el momento es que Geopark ha cumplido con todos sus compromisos frente al Estado y ha manifestado su voluntad de cumplir con lo que les queda y hay plazo suficiente para llevarlas a cabo.

¿Qué explica su decisión?

La reacción que están teniendo es la reacción natural, tal como comentaba, que está teniendo toda la industria en todas partes de mundo y es lo mismo que estamos haciendo nosotros. En estos tiempos en que los precios han caído tanto y donde además hay poca claridad respecto a hacia donde van a ir los precios, tiene mucho sentido reducir en algo la actividad en exploración. Es decir, lo que uno ve es que la reacción que están teniendo es súper consistente, siempre y cuando cumpla con los compromisos que adquirió en el momento en que el Estado le otorgó la posibilidad de explotar estos bloques. Hasta el  momento han cumplido y la voluntad de cumplir la han manifestado y tienen tiempo para hacerlo. Entonces de verdad no veo por ahora riesgo de incumplimiento de sus compromisos. Así como nosotros hemos visto esas posibilidades no tengo ninguna duda de que Geopark también los han identificado y dudo que esté dentro de sus planes abandonar esas oportunidades incumpliendo los compromisos que tienen con el Estado.

¿Cuál es el potencial real de Magallanes?

Nuestros primeros análisis indican que hay recursos en el área prospectiva completa que permitirían alcanzar los 3,5 TCF. Esos son 3,5 trillones de pies cúbicos o en su equivalente a 100 mil millones de metros cúbicos. El plan que estamos llevando a cabo va por etapa. Lo primero es asegurar el suministro de gas durante 20 años para las ciudades de Magallanes. Ese millón de metros cúbicos de gas, asumiendo el crecimiento del consumo implica 0,3 TCF. Además una segunda etapa es hacernos cargos de entre 1 y 5 millones de metros cúbicos diarios más de producción para satisfacerlas necesidades de Methanex y para el reemplazo de consumo interno de otras fuentes de energía en Magallanes. Si uno logra eso hasta los cinco millones, más el millón estamos hablando un 1 TCF, y el potencial es de 3,5 TCF. Por lo tanto, existe mucho gas.

La petrolera estatal está inmersa en un ambicioso plan para levantar nuevas centrales de generación eléctrica. Uno de los primeros pasos será la construcción de Cerro Pabellón, la primera central geotérmica de Chile y Sudamérica y que la empresa estatal desarrolla junto con Enel, la controladora de Enersis.

“Una contribución que haremos en ese sentido tiene que ver con los proyectos de geotermia. Ahí estamos trabajando con nuestros socios completando algunas discusiones que quedan pendientes para que podamos iniciar durante este año el primer proyecto de geotérmico no sólo de Chile, sino que de Sudamérica”. 

¿Cuál es ese proyecto?

Es Cerro Pabellón, en el que estamos juntos con Enel. Nuestro objetivo es resolver todos los problemas pendientes este año para que a inicios de 2017 tengamos energía geotérmica en nuestro país. Este es un país que tiene un potencial tremendo en geotermia, pero la dificultad tiene que ver con nuevas tecnologías que requieren un impulso y estamos decididos con nuestros socios a dar ese impulso.

¿Están analizando más proyectos? 

El otro proyecto que está en marcha, y que significan 77 MW adicionales al sistema en base a gas, sin contar además la energía adicional con el vapor que va a producir, es la central de cogeneración en Concón. Esos son los dos proyectos de generación en los que estamos entrando. Esa es una unidad de generación y un ciclo combinado. Queremos hace esto con el menor nivel de oposición de las comunidades. Por lo mismo acordamos llevar a cabo esta primera unidad para asegurarnos que al final represente un beneficio para la comunidad. Ahí también se acordó qué haremos para evaluar las posibles expansiones de ese proyecto. Nuestro foco de cosas concretas son cogeneradoras; queremos realizar este año el primer proyecto de geotermia en Sudamérica, vamos a trabajar en un trabajo con la comunidad para ver si podemos quedarnos en una unidad de cogeneración o bien avanzar y expandir aún más ese proyecto. Además estamos viendo entre otros proyectos Energía Minera.