En los últimos años hubo una amplia tendencia internacional hacia el desarrollo del gas en conexión con la electricidad, hecho que produjo en el sector privado asociaciones cercanas entre grandes compañías petroleras, distribuidoras de gas y servicios de energía.
Antes de la caída de los precios del petróleo, a mediados de los ´80, el gas estaba por debajo del petróleo y el carbón, cubriendo quizá 20% del consumo de energía del mundo. Para 1999, subió a 23%, superando al carbón. La EIA, de Estados Unidos calcula que, en esta década y la próxima, el gas llegará a 43% de toda la energía extra que se usa en la generación de electricidad.
Tres factores son citados a menudo como los que contribuyeron a esta tendencia: la caída de los precios del petróleo de mitad de los ´80, la exigencia del público por combustibles más limpios, y la gran liberalización de las industrias de energía.
En América latina, un estímulo adicional fueron las crisis creadas por las perturbaciones del clima que redujeron severamente la generación hidroeléctrica, combinadas con largos períodos de baja inversión en la capacidad de generación. A esto se debe agregar que los trastornos del clima pueden ser más frecuentes. En ciertos casos, un estímulo que se agregó fue la caída -o perspectivas de caída- en la producción de petróleo.
Esto condujo al descubrimiento de grandes nuevos depósitos en lugares como Trinidad y Tobago, la Argentina y Bolivia y, aliado con la tendencia internacional, a la revaloración del potencial del gas natural en los países grandes productores de petróleo.
Patrones de reforma
La liberalización del sector energía también contribuyó, pero de forma desigual, pues la liberalización fue distinta en toda la región.
Lo que sigue es un resumen de un estudio reciente de Cepal sobre las reformas en los sectores de energía.
Privatización directa: la Argentina, Bolivia, Perú.
Mayor participación de empresas privadas, en mejores términos, en la exploración y producción: Colombia, Ecuador, Trinidad y Tobago.
Apertura de las actividades a las inversiones extranjeras directas (IED), con firmas del Estado aún jugando un papel dominante: Brasil, Venezuela.
Mantenimiento del monopolio del Estado: México.
Desregulación de actividades de transporte y distribución: la mayoría de los países (excepción: México).
Construcción y operación privada de gasoductos: la mayoría de países (excepciones: México y Venezuela).
Inversión privada en refinación: la mayoría de países (excepto México).
Precios internos ligados a precios internacionales: (a) por mecanismos de libre mercado: la Argentina, Brasil, Chile, Perú; (b) por agencias del gobierno: Bolivia, Ecuador, México.
Este informe se concentra principalmente en procesos recientes con relación a la tendencia del gas y la electricidad en la región, pero también revisa la situación de la producción de petróleo en países que confrontan problemas particulares.
Vale subrayar que el énfasis en gas natural no significa descuido de la vieja industria del petróleo. América latina fue la región que registró mayor incremento en IED en exploración y desarrollo en la segunda mitad de la década de los ´90.
Las firmas del Estado siguen siendo importantes en todos los países que no han privatizado por completo. Pero, actuando por su propia cuenta o en asociación con compañías del Estado, las firmas privadas de petróleo y gas se han vuelto importantes actores casi en toda la región.
Es interesante señalar que aun en aquellos países que mantienen la preeminencia de sus firmas petroleras estatales -Venezuela y México- la actitud hacia la participación privada en el desarrollo del gas natural es más flexible.
| Abreviaturas utilizadas
bkwh = billón de kilowatt por hora |
© MERCADO/Latin American Newsletter
Brasil
Gran vulnerabilidad del sector eléctrico
Con la intención de expandir y mejorar las plantas de energía en poder del Estado, la administración Cardoso anunció un plan para invertir US$ 6.900 millones en 2002.
El Gobierno ya conocía la extrema vulnerabilidad de su sector de electricidad mucho tiempo antes de que la sequía, combinada el año pasado con otros factores de riesgo, forzara a las autoridades a imponer el racionamiento de energía desde junio de 2001 hasta abril de 2002.
La principal causa de la crisis fue la baja inversión en la capacidad de generación. En los ´90, el consumo creció 50%, pero la capacidad de generación lo hizo en sólo 25%.
La esperanza era que esta situación se podría revertir con la privatización del sector, pero la crisis financiera que provocó la devaluación de 1999, fue un duro golpe al programa de venta, y el adverso clima para las inversiones, creado por la secuela de la crisis de la Argentina, amenaza con imponer más lentitud.
Al avecinarse la escasez de energía a principios de 2001, el gobierno anunció una iniciativa a dos años para invertir US$ 8.000 millones para elevar la capacidad generadora en 6.000 MW.
El plan consistía en reducir la gran dependencia de la energía hidroeléctrica, que en 2000 llegaba a casi 88% de toda la generación -ésta fue la razón de la gran inversión (US$ 2.100 millones) en el gasoducto de 3.200 kilómetros, para llevar gas de Bolivia hasta el corazón industrial de Brasil.
El gas comenzó a fluir a través del gasoducto en julio de 1999, pero la industria no respondió como se esperaba al incentivo para construir plantas de energía alimentadas a gas. Cuando vino el racionamiento, el año pasado, sólo había sido construido uno, por AES: el gobierno había elaborado planes para 49 de esas plantas.
En junio de 2001, el ente regulador subastó licencias para construir y operar ocho plantas hidroeléctricas, que agregarían 2.282 MW a su capacidad. Se obtuvo sólo poco más de US$ 1.000 millones por las concesiones.
Seis meses más tarde, en enero de 2002, el Gobierno anunció un plan para invertir durante el transcurso del año US$ 6.900 millones, con el objetivo de expandir y mejorar las plantas de energía en poder del Estado.
También se dio la aprobación al consorcio Transierra (formado por Petrobras, Repsol-YPF y TotalFinaELF) para construir otro gasoducto de 450 kilómetros desde Bolivia, con capacidad para transportar 22 millones de metros cúbicos diarios (mcd). Es una riesgosa apuesta sobre proyecciones de demanda y respuesta de inversionistas: el primer gasoducto de Bolivia, no se espera que llegue a su capacidad completa de 30 millones mcd hasta 2004. El consumo total de gas de Brasil en 2001, fue de 10.900 millones de mcd; su producción alcanzó a 7.700 millones de mcd.
Ya está en camino la extensión a Porto Alegre del gasoducto de la Argentina a Uruguayana, y hay otros tres proyectos desde la Argentina: uno que extiende el gasoducto Argentina-Uruguay; el gasoducto Trans-Iguazú de la cuenca del noroeste de la Argentina; y el gasoducto Mercosur, de la cuenca de Neuquén.
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México
En busca de inversión
El país gobernado por Vicente Fox se enfrenta a una trilogía de problemas en lo que se refiere al desarrollo de su potencial energético. La falta de inversión es, tal vez, el más importante.
Los problemas de energía de México pueden sintetizarse en tres. Primero, según el presidente Vicente Fox, el consumo de electricidad se incrementará 45% en el próximo lustro y, a la actual tasa de crecimiento (17,7% en los cinco años pasados), la generación no bastará. Segundo, Pemex calcula que la demanda de gas natural crecerá 9% anual, durante la década, mientras la producción ha estado declinando. Tercero, Pemex calcula que si no invierte US$ 33.000 millones en exploración petrolera antes de 2006, la producción caerá 33%.
Estados Unidos apura la privatización como una solución. El presidente Fox está de acuerdo, pero sabe que la aprobación del Congreso es muy difícil, aun para una participación privada marginal.
La capacidad de generación de México está cerca de 44,2 GW, y 74% proviene de plantas termoeléctricas, que usan principalmente petróleo; la hidroelectricidad llega a sólo 18% del total. En los planes del Gobierno figuran nuevas plantas alimentadas por gas, y que muchas de las existentes se conviertan al gas para 2005.
Las reservas de gas de México, de 840 millones de metros cúbicos, están en segundo lugar después de Venezuela en América latina, y en cuarto lugar en el hemisferio (Estados Unidos primero y Canadá, tercero). Sin embargo, sólo produce 34.700 millones de m3, menos que la Argentina.
Con pocos fondos para invertir en exploración y producción, sólo ocasionalmente subió por encima de la demanda doméstica en los últimos cinco años, y México se ha convertido en importador neto de gas de Estados Unidos. La mayor parte del abundante gas asociado al yacimiento petrolero de Cantarell, literalmente se hace humo.
Desde 1995, el sector privado pudo competir con Pemex, del Estado, en actividades relacionadas con el gas, y aunque más de 20 concesiones de distribución fueron otorgadas, la apertura no puede considerarse un gran éxito.
Sin abandonar el monopolio de producción que disfruta Pemex, la administración Fox busca atraer inversiones privadas al sector gas, con contratos de servicios múltiples, en los cuales se paga una suma fijada, en vez de participación en las ganancias.
Esta modalidad fue sometida al congreso para ser aprobada en junio de 2002, y Pemex tiene planes para presentarla públicamente, esperando atraer US$ 6.000 millones a 8.000 millones en inversiones con contratos de 10 a 20 años.
El primer objetivo para el desarrollo es la cuenca de Burgos, en el estado de Tamaulipas en el norte. Los depósitos en ese lugar, principalmente de gas no-asociado, se espera que produzcan 28 millones de m3 por día para 2006, lo que podría ahorrar US$1.300 millones por año en importaciones.
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Venezuela
La perspectiva es de severa escasez
Analistas privados han predicho que Venezuela podría verse forzada a racionar la electricidad este año. Se estima que la provisión puede quedar corta ante la demanda en unos 8.000 millones de kwh.
La escasez venezolana, como en Brasil, es el resultado de varios años de baja inversión en capacidad de generación, combinada con la sequía que ha vaciado embalses en las principales plantas hidroeléctricas del país.
Casi 70% de la electricidad proviene de plantas hidroeléctricas. El principal proveedor es la estatal Edelca, que opera el complejo de Guri, de 10.000 MW (la segunda más grande en el mundo, después de la planta brasileña-paraguaya de Itaipú) y la planta Macagua, de 3.080 MW.
La capacidad de generación termoeléctrica, principalmente de plantas alimentadas por petróleo, es insuficiente para cubrir la brecha. Hay planes para modificar la mezcla de térmicas a favor del gas natural, pero se espera que las hidroeléctricas y las térmicas se mantengan sin cambios.
Edelca expande su capacidad hidroeléctrica: el nuevo complejo Caruachi debería comenzar a operar pronto, y los trabajos en el complejo Tocoma están programados para comenzar este año.
La privatización del sector de energía, que comenzó antes de que el presidente Hugo Chávez asumiera, parece haber sido puesta en espera. La fecha tope -septiembre de 2001- para dividir las empresas de energía en firmas de generación, transporte y distribución ya se ha perdido, y no se ha fijado nueva fecha.
Un área donde se estimula la inversión privada es la del gas natural, que no ha sido incluido en la nueva legislación de hidrocarburos. Bajo legislación específica, introducida a fines de 1999, la inversión privada (incluida la extranjera) se permite en exploración, producción, transmisión y gasificación de gas natural no-asociado, pagando royalties de 20% e impuestos a la renta a una tasa de 34%.
Las reservas de gas natural están en 4,18 billones de metros cúbicos, en segundo lugar en el hemisferio sólo detrás de Estados Unidos y por encima de México. En producción, Venezuela es tercera en América latina (detrás de México y la Argentina), con 28.900 millones de metros cúbicos. Sin embargo, casi 60% se vuelve a inyectar en los yacimientos o se quema; sólo 10% se usa para producir electricidad.
La primera ronda de exploración de gas se realizó el año pasado. Entre los oferentes estaban el consorcio TotalFinaELF, Repsol-YPF, Inelectra y Otepi; Repsol-YPF por sí mismo, Plus Petrol y Pérez Companc.
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Argentina
El motor fue la compra más que la exploración
El reciente desarrollo del sector petrolero y de gas de la Argentina, medido en tasas de crecimiento, ha sido un gran éxito. La pregunta es si la estrategia que dio esos resultados es sustentable: ya hay serias dudas sobre el agotamiento de las reservas, particularmente de petróleo.
En los ´90, la Argentina dobló la producción de petróleo, mientras que la producción de gas aumentó 75%. Las exportaciones de petróleo, esporádicas y marginales, crecieron en la segunda mitad de la década en 150%, a 312.100 bpd, haciendo de la Argentina el cuarto mayor exportador de la región (detrás de Venezuela, México y Colombia).
Aunque durante un tiempo el país fue importador de gas natural, la Argentina comenzó a exportarlo en 1997, y ahora vende en el exterior 44.500 millones de m3 por año.
La expansión de los ´90 fue resultado de la completa privatización del sector hidrocarburos que, cuando concluyó en 1993, había aportado unos US$ 5.000 millones a las arcas fiscales. Inicialmente, los compradores fueron principalmente firmas argentinas que tenían contratos previos con la estatal YPF. En una fase posterior, en la segunda mitad de la década, la mayoría fue adquirida por firmas extranjeras como Repsol, BP Amoco y Chevron, mientras Shell, previamente operador en transporte y distribución, se mudó hacia la producción de gas.
El proceso se basó más en la adquisición que en la riesgosa inversión en exploración, mientras que la estrategia dominante descansó en maximizar la producción. Esto contrasta con la política seguida por YPF cuando estaba bajo control del Estado, de inversiones a largo plazo en exploración para mantener una alta ecuación reservas/producción.
En el período posterior a la privatización, la exploración se redujo en dos tercios de la realizada en los ´80, y fue concentrada en áreas que, se pensaba, eran de bajo riesgo. Esto se tradujo en una exitosa tasa de pozos exploratorios que fue más de dos veces más alta que en los ´80.
Las reservas de petróleo de la Argentina se estiman en 3.000 millones de barriles, que es casi el doble que en 1991, pero 3,2% menor que en 2000. La producción en 2001 llegó a 822.000 bpd, cayendo de 889.000 bpd en 1998, pero 1,1% más que en 2000. De la producción del año pasado, 37% fue exportado.
La historia del gas natural es, en cierto modo, distinta. Los hallazgos elevaron las reservas de gas 29% en la última década. La producción subió a una tasa promedio anual de 9% desde 1997, aunque el ritmo ha decaído considerablemente el año pasado.
De acuerdo con datos provistos por las compañías a la actual tasa de producción, las reservas de petróleo durarán sólo un poco más de 10 años, y las de gas, por encima de 20 años. Sin embargo, varios analistas sugieren que el presente nivel de reservas puede estar exagerado.
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Ecuador
La producción de petróleo podría duplicarse
Con la construcción de un nuevo oleducto, el país gobernado por Gustavo Noboa podría elevar al doble su producción de crudo.
Por un tiempo, el sector de energía de Ecuador ha confrontado dos desafíos: superar el problema del transporte que impide la completa utilización de sus yacimientos petroleros del este, y superar el crónico cuello de botella en la generación de electricidad, por la dependencia de la hidroelectricidad, en un país con sequías periódicas y la baja inversión en los subsectores de generación térmica y distribución.
La solución al primer problema ya está en camino, con la construcción de un segundo oleoducto desde la Amazonia hasta la costa del Pacífico. Los intentos para resolver el segundo problema a través de la privatización, enfrentan resistencia social y política que, hasta hoy, no pudieron superarse.
Ecuador, en la actualidad, produce unos 415.000 barriles de crudo por día, en su mayor parte en la región de la Amazonia este. Esta producción es transportada al Pacífico por el oleoducto Sote, de 480 kilómetros, que lleva una mezcla de crudos livianos y pesados. Su actual capacidad, de unos 400.000 bpd, limita la producción a ese nivel, aunque hay suficientes reservas para mucho más.
En junio de 2001, un consorcio encabezado por Alberta Energy de Canadá, y que incluye a Repsol-YPF, Pérez Companc y Techint de Argentina, Occidental y Kerr-McGee de Estados Unidos, y Agip de Italia, comenzaron a trabajar en un segundo conducto, llamado Oleoducto de Crudo Pesado (OCP). Será utilizado exclusivamente para los crudos más pesados, dejando los más livianos a Sote.
Diseñado para una capacidad de 450.000 bpd, se piensa que tendrá un costo de US$ 1.100 millones. El OCP se espera que entre en funciones a fines de 2003. Entonces, Ecuador será capaz de elevar su producción al doble.
La compañía estatal Petroecuador, ya anunció planes para desarrollar tres yacimientos petroleros con reservas de petróleo pesado estimadas en 700 millones de barriles, capaz de entregar, inicialmente, unos 130.000 bpd. Otros 45.000 bpd se espera que lleguen de otro depósito desarrollado por Occidental, al que también se autorizó a construir un oleoducto de 100.000 bpd enlazándolo con el OCP.
Petroecuador, que es responsable de alrededor de 56% de la producción petrolera del país, planea elevar casi al triple su producción, a 600.000 bpd, para 2005.
Petroecuador ocupa el quinto lugar entre las firmas petroleras estatales de América latina, con una facturación de US$ 2.500 millones en 2000 (una décima parte de la de Petrobras, y una vigésima parte de la de Pemex y PDVSA).
Los intentos de recientes gobiernos para liberalizar la industria petrolera han tropezado con obstáculos legales y políticos. Hacia finales de 2000, la corte constitucional sentenció contra el plan del Gobierno que le permitiría otorgar el control operacional (pero no la propiedad) de los más grandes campos petroleros del país.
No mucho después, el congreso ecuatoriano votó contra la propuesta del Gobierno de permitir joint ventures en el sector petrolero.
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Colombia
Reservas petroleras, en vías de extinción
Con sus reservas en baja, las autoridades colombianas temen que el país podría convertirse en importador mucho antes de lo previsto.
A las actuales tasas de producción, las reservas de petróleo de Colombia, de 1.800 millones de barriles se agotarán en poco menos de ocho años, la expectativa más baja entre los productores de petróleo medios a grandes de América latina. Los funcionarios dicen que si nada cambia, el país podría volverse importador neto de petróleo.
La producción en realidad ya ha disminuido: del pico de 816.00 bpd en 1999 cayó a 602.000 bpd el año pasado, debajo de la modesta meta del Gobierno de alcanzar los 631.700 bpd.
Esto puede atribuirse en parte al agotamiento de Caño Limón, el mayor yacimiento, pero también al sabotaje de la guerrilla que, en 2001, según la compañía estatal de petróleo, impidió que 24 millones de barriles (equivalente a unos 66.000 bpd) lleguen al mercado.
En teoría, la situación es reversible. La mayor parte de las cuencas sedimentarias de Colombia permanecen sin taladrar, los expertos creen que aún hay mucho petróleo por descubrir. Funcionarios de Colombia dicen que, si los nuevos desarrollos tienen éxito, y las compañías responden a las condiciones de inversión más atractivas, para finales de la actual década el país podría estar produciendo 850.000 bpd.
Unos 200 millones de barriles (11,4% más) esperan ser verificados en depósitos de La Hocha y Capachos.
Además, este año fueron firmados contratos con Emerald Energy de Gran Bretaña y Lukoil de Rusia para explorar el bloque Cóndor en la cuenca de Llanos que, junto con la cuenca de Magdalena, se asume que son los más prometedores.
Las reservas de gas natural se estiman actualmente en 120.000 millones de m3, cayendo de la estimación de 200.000 millones de m3, hecha en 2000, aunque la producción declarada fue 6.100 millones de m3. Si esta cifra es correcta, las reservas volvieron adonde estaban hace 20 años, y a la actual tasa de producción puede durar otros 20 años.
Colombia consume casi todo el gas que produce, y la demanda es probable que aumente, debido a los planes del Gobierno de ir de la hidroelectricidad (actualmente 70% del total) hacia el gas y el carbón.
Ésta es una respuesta a la crítica escasez de 1992, cuando la sequía limitó la generación hidroeléctrica, y hubo que racionar la electricidad.
En la actualidad, la mayor parte del gas natural proviene de yacimientos off shore operados por Texaco; en otras partes, el gas asociado tiende a ser quemado. Un consorcio de Canadá ha firmado contrato para explorar en busca de gas en la cuenca de Guajira.
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Bolivia
De productor a gran exportador de gas
El país mediterráneo planea construir un segundo gasoducto a Brasil, con un costo de US$ 300 millones.
Hasta hace poco, en los ´90, existía seria preocupación en Bolivia sobre el futuro de su industria de gas, que había crecido desde los ´60 por la fuerza de sus exportaciones a la Argentina. Las reservas se contrajeron 13% desde 1981 y la producción estaba declinando. Además, la Argentina puso a producir nuevos, enormes, depósitos de gas propios, y pronto no necesitaría comprar a Bolivia.
El panorama dio un completo giro en los pocos años pasados. Nuevos descubrimientos elevaron las reservas probadas: para fin de 2000, habían crecido a 520.000 millones de m3 (cuatro veces más del nivel de una década antes); un año después, subió a 620.000 millones de m3.
Un gasoducto de 3.200 kilómetros, con un costo de US$ 2.100 millones, fue construido desde los depósitos de Río Grande en Bolivia a São Paulo, y a Porto Alegre, en Brasil. El gas boliviano comenzó a fluir a lo largo del gasoducto en 1999.
El gobierno brasileño tenía la esperanza que la disponibilidad del combustible estimularía a un gran cambio de la generación de electricidad hacia el gas. Por una serie de razones esto no ocurrió tan rápidamente como se esperaba.
No obstante, la expansión de la industria del gas boliviano continuó, con la compañía petrolera estatal de Brasil, Petrobras, como uno de los motores del crecimiento.
Este año, los nuevos yacimientos de San Alberto y San Antonio (operados por Petrobras, asociado a Repsol-YPF y TotalFinaELF) comenzaron a alimentar el gasoducto Bolivia-Brasil. Conformadas en un consorcio llamado Transierra, esas firmas fueron autorizadas, en diciembre de 2001, para construir un segundo gasoducto a Brasil, con un costo de US$ 300 millones, capaz de transportar 22 millones de m3 de gas por día.
Aun así, la demanda brasileña estaba por debajo de la capacidad de producción de Bolivia. El principal intento para movilizar el excedente es el esquema GNL, promovido por un consorcio de los grandes productores del país (Repsol-YPF, BG y BP) para transportar unos 160 millones de mcd de gas boliviano al Pacífico, licuarlo ahí, y enviarlo a México, donde sería regasificado y bombeado a California.
Dos sitios son competidores para la terminal en el Pacífico: Mejillones en Chile e Ilo en Perú. Se espera que el proyecto, que incluye tender un gasoducto desde el yacimiento de Margarita, el mayor de Bolivia, hasta la costa y construir la planta procesadora, tenga un costo de US$ 6.000 a 7.000 millones.
El comprador del otro lado es Sempra Energy, que firmó una carta de entendimiento con el consorcio en diciembre último. La fecha tope para someter el proyecto finalizado no pudo cumplirse, pues el gobierno boliviano, con las elecciones presidenciales pendientes en ese momento, vaciló sobre la selección de la terminal en el Pacífico, una decisión con ramificaciones políticas y diplomáticas muy sensibles.
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Perú
En las ligas mayores gracias al gas de Camisea
Perú tiene una enorme reserva de gas natural en dos grandes depósitos en ambas márgenes del río Camisea. A más de un año y medio de iniciado el proyecto, todo indicaría que el país andino igualaría y hasta superaría la producción actual de Bolivia.
Luego de incontables postergaciones, en marzo de 2001 se puso en marcha el desarrollo de Camisea, una gigantesca reserva de gas natural ubicada al este de los Andes, a unos 480 km de Lima. Pero es el ejemplo de Bolivia el que, desde entonces, ha hecho de Camisea un proyecto mucho más excitante.
Las reservas probadas de gas de Perú se estiman en unos 245.000 millones de m3. La producción está entre 1.300 millones y 1.700 millones de m3. Se asume que Camisea tiene entre 252.000 millones y 364.000 millones de m3; puede elevar la producción de gas de cuatro a cinco veces, lo que equivale a igualar, y aun superar, la producción actual de Bolivia.
El problema inicial con Camisea, aun después de que fueran firmados los contratos el año pasado, descansan, primero, en que el panorama de la demanda doméstica no es tan grande, a pesar de los planes para cambiar la generación hidroeléctrica y de las usinas que usan petróleo hacia la utilización del gas. Por tanto, los planes de desarrollo prevén la reinyección de gran parte de lo que sería extraído.
El otro problema es que Camisea no estará en completo funcionamiento hasta 2005; una consideración muy importante desde que el gobierno de Perú comenzó a pensar en la posibilidad de emular a Bolivia e intentar vender GNL al ávido mercado de la Costa Oeste de Estados Unidos.
En marzo de 2001 se firmaron dos contratos: uno de exploración y producción, con el grupo encabezado por Pluspetrol de la Argentina, por 40 años; otro, de 33 años, con un grupo liderado por Techint, también de la Argentina, en el cual Pluspetrol tiene importante parte, en transporte y distribución.
El plan es llevar el gas de Camisea, a través de los Andes, a Pisco, en la costa sur, y luego hasta Lima y el centro norte del país; en primer lugar para alimentar plantas de energía y satisfacer necesidades de generación de las grandes industrias.
A fines de 2001, el primer signo de la nueva estrategia, fue la decisión de competir con Chile para proveer en Ilo, la terminal oceánica para el esquema de exportación de GNL de Bolivia. El presidente Alejandro Toledo amplió la propuesta, que abarca una empresa conjunta peruana-boliviana de exportación d
