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Si bien la presidenta de la República, Dina Boluarte, aseguró que ya existen cronogramas para desarrollar la industria petroquímica y el Ministerio de Energía y Minas (Minem) prevé para antes de fin de año licitar inversiones en ese rubro, hay pasos previos no tan fáciles que competen dar al Estado para poder impulsarla.
Así lo indican expertos en hidrocarburos consultados por Gestión, que coinciden en que uno de los aspectos fundamentales para desarrollar esa actividad es fijar un precio al gas natural que lo haga, no solo atractivo al inversionista, sino sobre todo competitivo a nivel internacional.
Lecciones aprendidas
En esto último incidió el exdirector general de Hidrocarburos del Minem, Gustavo Navarro, con base en la experiencia que ya tuvo el Perú en el desarrollo de plantas petroquímicas, que construyó el Estado en el norte del país en la década del 80.
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Recordó que, en ese periodo, se construyeron tres plantas que usaban el gas natural en Piura: una para producir urea, otra para obtener insumo para fabricar neumáticos y la tercera para elaborar alcohol isopropílico y acetona.
Sin embargo, las mismas desaparecieron durante el Gobierno de Alan García y, en el caso de la que producía urea, se paró porque su producción, de 150 mil toneladas por año, a un costo de US$ 250 por tonelada, fue superada por importaciones a US$ 150, que venían de grandes plantas en Rusia.
“La primera gran lección es que, si haces petroquímica, tienes que hacer una industria que sea competitiva a nivel internacional, y eso se consigue solo con plantas grandes, de por lo menos un millón de toneladas por año”, aseveró.
En este punto, es válido señalar que, según el titular del Minem, Óscar Vera, los inversionistas interesados en realizar proyectos de este tipo han estimado una producción de cerca de 1.2 millones de toneladas de urea (que se obtiene del metano contenido en el gas).
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Proyectos truncos
Una oportunidad de impulso privado para desarrollar petroquímica se constituyó tras el inicio de la explotación del yacimiento de Camisea, desde el 2004, primero con el interés de la norteamericana CF Industries, que buscaba instalar un polo petroquímico en Marcona.
A ello le siguió la firma chilena Nitratos del Perú, que preveía establecer sus instalaciones en Pisco, aunque enfrentó oposición estatal porque planeaba instalar una planta de segundo uso.
Sin embargo, estos proyectos quedaron truncos, luego de que Estados Unidos pusiera en venta el gas de esquisto (gas shale) que descubrió en grandes yacimientos en su territorio, y que ofrecía un precio mucho menor que el que se podía obtener en el Perú.
Una tercera opción la ofreció la australiana Orica también con un proyecto al sur para proveer de ANFO para explosivos de uso minero en Ilo, que se frenó en el 2017, luego de que quedara paralizado el proyecto del gasoducto del sur.
Hoy, según reveló a Gestión el ministro Vera, hay tres empresas interesadas en proyectos de este tipo: Enaex, de Chile; Orica, de Australia; y la peruana Humbolt, además de empresas chinas. Lo que está pendiente, añadió, es definir el precio que tendría el insumo principal.
El titular del Ministerio de Economía y Finanzas (MEF), Alex Contreras, indicó a este diario que, en el marco de facultades delegadas que solicitan al Congreso, buscan acelerar proyectos de ese tipo a través de un cambio normativo que asegure tarifas, sin que ello afecte el periodo de concesión.
Vale recordar que el contrato con el Consorcio Camisea tiene vigencia hasta el 2040, es decir regirá aún por los siguientes 17 años, pero, según los expertos, una petroquímica requeriría suministro de gas (a precio asequible) para los siguientes 20 a 25 años.
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Precios del gas natural
Al respecto, el expresidente de Petroperú, César Gutiérrez, observó que lograr un mejor precio –como lo menciona Contreras– que asegure tarifas para el inversionista pasa por realizar ajustes necesarios al contrato junto con el Consorcio Camisea (el operador es Pluspetrol).
Un cambio normativo, consideró, sería necesario para facultar a Perupetro a que (en un ajuste del contrato) pueda ofrecer una menor regalía que percibe el Estado por la explotación del yacimiento Camisea, y que sería lo que permitiría reducir su precio.
Actualmente, existen diversos rangos de tarifas del gas natural pactados en el contrato, siendo el más barato el que reciben las centrales térmicas, a razón de US$ 1.80 por cada millón de BTU, mientras que para usuarios no eléctricos es de US$ 3.40.
En tal sentido, Gutiérrez indicó que, de esos precios, el de US$ 1.80 es el más cercano a lo que necesita la petroquímica, pero para hacerlo más competitivo, Perupetro tendría que estar facultado a negociar una reducción de la regalía, que hoy es de 37.24% por millón de BTU.
Advirtió, en primer lugar, que Pluspetrol tendría que estar dispuesto a realizar ajustes al contrato, por ser un contrato ley, y, en segundo lugar, aceptar las condiciones que ponga sobre la mesa el Estado.
Sin embargo, para Luis Espinoza, exviceministro de Energía, es difícil que Pluspetrol acepte revisar las condiciones del precio del gas, pues tiene clientes que pagan más por el gas de lo que pagaría una planta petroquímica.
Además, refirió que tendrían que participar no solo el Gobierno y Pluspetrol, sino también los gobiernos regionales, para que señalen si están dispuestos a “sacrificar” las regalías (que el Estado entrega a las regiones), lo cual ve difícil en el caso del Cusco (que recibe la mayor parte de esos recursos por Camisea).
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Volumen de gas
En cualquier caso, de superarse el tema del precio, los expertos coincidieron en que una petroquímica más viable sería la del metano (uno de los componentes del gas natural), que se podría desarrollar en la región Ica, usando el actual gasoducto de Contugas, que va de Pisco hasta Marcona.
Otro factor a considerar, según el exministro de Energía y Minas, Carlos Herrera, es quién va a proveer el volumen de gas natural que necesite la industria petroquímica, pues el que tiene hoy el Consorcio Camisea está ya comprometido para la capital, y no se han descubierto nuevos yacimientos.
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Estimó que un desarrollo sustentable de esa actividad necesitaría unos 6 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural, pero las reservas que se podrían utilizar del Lote 58 (de la firma china CNPC) son menos de la mitad (menores a 3 TCF).
En tal sentido, refirió que una alternativa podría ser que el Estado disponga la sustitución de centrales térmicas a gas por más hidroeléctricas o centrales eólicas y solares, a fin de destinar más gas para la petroquímica.
El hidrógeno verde podría competir con la petroquímica del gas natural
Según el expresidente de Petroperú, César Gutiérrez, hay un factor que podría hacer inviable instalar plantas petroquímicas basadas en gas natural en el Perú, como es el impulso que prevé dar el Ministerio de la Producción (Produce) a la tecnología del hidrógeno verde.
Explicó que este último se constituye en el primer paso para el desarrollo del denominado amoniaco verde, que es el insumo para la producción de urea como fertilizante, y que hoy su desarrollo es la tendencia mundial.
De acuerdo con Daniel Cámac, presidente de H2 Perú, en el país hay suficiente potencial de energías renovables y una alta demanda para que se convierta en productor de hidrógeno verde.
Indica que, con un esquema regulatorio, incentivos y un marco de financiación, se puede encaminar esa industria para comenzar a elaborar amoniaco, nitrato de amonio y explosivos, a precios competitivos.
Pero los expertos no se ponen de acuerdo en este punto, porque, para el exviceministro de energía Luis Espinoza, el gas natural puede ofrecer precios más competitivos de insumos, que los que se obtenga del hidrógeno verde.
Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP.
