Camisea produce gas suficiente para abastecer al sur, pero no hay infraestructura para transportarlo.
El Perú vive una complicada realidad debido al déficit estructural para la seguridad energética. Se consume hidrocarburos a un ritmo que contrasta con la falta de nuevos proyectos para garantizar su abastecimiento futuro. Si bien el sur cuenta con un gran potencial de iniciativas de exploración y explotación, estas están estancadas.
Además, existen una obra clave como es el Gasoducto Sur Peruano que está paralizado hace nueve años, lo que impide a las regiones que serían beneficiadas, a acceder a una energía más económica. Esto se debe, según especialistas, a la falta de un mercado de consumo de gas, la burocracia del Estado y la necesidad de una política clara para las inversiones.
Según información del Ministerio de Energía y Minas (Minam), los hidrocarburos representan dos tercios del consumo final de energía y son la principal fuente para el transporte (45 %), seguido de otros sectores como industria (19 %), residencial (17 %) y minería (10 %).
Respecto al tipo de combustible, el diésel sigue siendo el más consumido con 44 % y la gasolina con 16 %. También aumentó la participación de gas natural (19 %) y GLP (15 %) por su mayor uso en electricidad y hogares.
Los combustibles pasan por tres etapas antes de llegar a su destino final, sea los hogares, vehículos o empresas. La cadena de valor empieza en el Upstream que incluye la exploración y explotación, la fase media Midstream es el transporte del hidrocarburo líquido o gas natural en ferrocarril, oleoducto o camión tanque.
El camino termina con el Downstream que es la refinación, almacenamiento y distribución con un mayorista, que luego lo reparte a grifos, minoristas o al consumidor directo. Sin embargo, el estancamiento está apenas en su primera etapa.
Víctor Fuentes, gerente central de Economía en el IPE, advierte que, desde el desarrollo de Camisea, no se han concretado nuevos grandes proyectos de exploración y explotación. El especialista informa que, en los últimos 10 años, solo se firmó un contrato de exploración y la caída de la inversión en exploración en la última década versus la previa fue de -94 %. Entre 1996 y 2001 se daban siete perforaciones en promedio por año, comparado al quinquenio entre 2021 y 2025, que apenas llega a 0.6.
Con ello, toda la cadena de valor se ve afectada. El economista Fuentes señala que, sin nuevas inversiones, la producción de petróleo se ha reducido casi a la mitad en 20 años. Por ejemplo, el lote 192, que contiene las mayores reservas probadas, para 1979 producía 128 mil barriles por día y en el 2019 cayó a nueve mil. Desde el 2020, quedó paralizado, al igual que otros lotes como el 39 y 67 por conflictos sociales y el lote 64 por la ausencia de un socio operador.
No obstante, pensando en el gas como una opción más económica, se avecina una situación preocupante. Carlos Gordillo, experto en energía e hidrocarburos, menciona que, en conversatorios con otros colegas, se proyecta que solo quedaría entre 8 a 10 años de reservas de dicho hidrocarburo y considerando que no hay a la vista mayores búsquedas de yacimientos (exploración), esto será un grave problema a futuro.
“Es alarmante que sabiendo este problema no se haga nada. Si agotamos el gas de Camisea, sería terrible, porque nosotros tenemos un déficit en nuestra balanza de consumo de hidrocarburos, de petróleo, de más de 120 mil a 140 mil barriles diarios, que tenemos que importarlo a un precio que en este momento sobrepasa los 100 dólares al barril”, detalla Gordillo. En cambio, tenemos el gas que cuesta 4 dólares por millón de BTU (Unidad Térmica Británica) que están pagando las generadoras.
En contraposición, Antonio Gamero, especialista en petroquímica y gas natural, sostiene que de nada servirá tener nuevos proyectos, si no se tiene un mercado de consumo desarrollado de gas en el sur, donde principalmente se usa el diésel, que es el más costoso.
“El gas que sale de Camisea se reparte para la exportación, para el mercado nacional, pero hay cerca de 350 millones de pies cúbicos diarios que se vuelven a reinyectar porque no hay consumidores y porque lamentablemente no están desarrollados los gasoductos”, manifestó.
Según el IPE, de las 18 cuencas sedimentarias con potencial hidrocarburífero a nivel nacional, cinco no se han explorado, entre estos figuran uno en Mollendo (Islay) y otro en Moquegua. Además, Perupetro promueve 32 áreas para la exploración y explotación de hidrocarburos.
Pensando en la segunda fase que es el traslado de combustibles, Antonio Gamero indica que es prioritario reiniciar y terminar el Gasoducto Sur Peruano, que quedó con 37 % de avance de ejecución y mil 700 millones de dólares invertidos.
El especialista Carlos Gordillo manifiesta que la paralización de este proyecto ha sido un gran prejuicio ya que estaba previsto beneficiar a 16 provincias del sur. “Estamos privados de tener ese privilegio del gas y, en su lugar, tenemos que seguir usando la bombona (balón) con GLP, que tiene un precio fluctuante”, refiere.
Si bien existe otra propuesta para transportar el gas como es el TGP Extensión Sur o también conocido como el Gasoducto Costero, este solo llegaría a Arequipa y Moquegua, aspecto que Gamero cuestiona dado que se excluye al resto regiones que estarán obligadas a abastecerse con cisternas. “El problema es que hay un gran lobby económico a favor de TGP para que hagan el Gasoducto Costero y ya no hagan el Gasoducto Sur Peruano, que es el que ya tiene esa inversión”, mencionó.
Una tercera opción del Estado es el proyecto Siete Regiones, que busca llevar gas natural a 15 ciudades del centro y sur de Perú. A opinión de Gamero, esta igualmente solo buscaría beneficiar a una empresa privada, para que se siga transportando en camiones y redes domiciliarias.
El economista Víctor Fuentes explica que las principales trabas para avanzar en nuevos proyectos hidrocarburíferos son burocráticas y la falta de políticas energéticas. Frente a ello, plantea agilizar la tramitología en el desarrollo de iniciativas de exploración y explotación, promover el desarrollo de nuevos centros de demanda de gas natural, reducir barreras burocráticas a la inversión en infraestructura de distribución.
Asimismo, asegurar un marco regulatorio, contractual y fiscal favorable para la inversión y una política energética clara de largo plazo que oriente el desarrollo del sector.
En 2028 vencen los contratos de exportación de gas procesados en la planta de Pampa Melchorita, que llega en camiones al sur.
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