En julio último la producción nacional de líquidos de gas natural, que es el insumo para la producción local de Gas Licuado de Petróleo (GLP) -pero además da sustento económico a la explotación del yacimiento de Camisea- registró una caída de 3.72% comparado con igual mes del 2024.
Con ese resultado, la producción promedio anual de líquidos de gas natural, que hoy es de 71,741 barriles por día (bpd), resulta inferior en 9.84% frente al promedio anual del 2024 (79,573 bpd), marcando una tendencia declinante en su explotación.
Según los expertos, la declinación de la extracción de esos líquidos (que en su mayor parte se extraen de los lotes 88 y 56, a cargo del Consorcio Camisea), se da a consecuencia de la reinyección constante del gas natural extraído de esos campos, debido a que no hay suficiente mercado (demanda local) que lo requiera y está prohibido -además- verterlo al aire.
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Reinyección por falta de demanda
En la operación para obtener ese insumo líquido, cada día a su vez se deben extraer cerca de 1,300 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) de gas natural de ambos lotes, pero (por la falta de demanda), el operador Pluspetrol debe reinyectar cerca de 350 millones de pies cúbicos diarios de dicho gas, de regreso a los yacimientos.
Este escenario causa preocupación a los expertos en el tema, pues implica que, a ese ritmo, y considerando el consumo actual de gas como de los líquidos de gas natural (que ya resultan insuficientes para abastecer la demanda de producción de GLP), en algún momento nos quedaremos sin esos productos.
Actualmente, ya un 30% de la demanda interna de GLP debe ser cubierta por importaciones, a mayor precio, porque la producción de líquidos de gas natural que realiza Pluspetrol es insuficiente.
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¿Desde cuándo dependeríamos totalmente de importaciones?
Un estudio que realizó Gas Energy Latin America (GELA), consultora especializada en el sector hidrocarburos en la región, estima que, si el Perú no retoma ahora inversiones en exploración para encontrar nuevas reservas de gas natural, deberá iniciar importaciones de ese combustible dentro de 10 a 12 años.
Álvaro Ríos, socio director de Gas Energy, recuerda que hoy no existen actividades exploratorias en el país, y que los tiempos que toma esa actividad son muy largos por la complejidad geológica del país y de los proyectos, en tanto la demanda por ese gas mantendrá un aumento sostenido en las siguientes dos décadas.
En su análisis, el estudio de GELA refiere que hacia el 2038 el Perú probablemente necesite realizar tal importación, lo cual tendrá diversos impactos, desde afectar los precios de la electricidad y el suministro doméstico de gas, hasta impactos fiscales.
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Impactos en la generación eléctrica
En el primer caso, estima que el costo del gas en generación eléctrica, que hoy es de US$ 2.00 por MMBTU, podría elevarse a entre US$ 10 a US$ 15 por MMBTU, si se tuviera que usar gas importado para alimentar a nuestro parque de generación térmico, es decir que su costo podría llegar a triplicarse.
Igualmente, advierte que, bajo ese mismo escenario, la tarifa final del gas natural podría encarecerse entre un 60% a un 120%, a la vez que el precio del GNV, que es ya el segundo combustible más usado en transporte, podría triplicarse.
Ríos refiere que ya a raíz en la merma en la producción de gas natural y líquidos de gas natural, el nivel de regalías, que el 2022 llegó a un pico de más de US$ 1,500 millones, descendió a cerca de US$ 914 millones el 2023 y que, desde entonces, ha estado cayendo, proyectando que podría descender en 55% entre el 2025 y el 2046.
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Efectos en canon y balanza de hidrocarburos
A su vez, calcula que el canon de hidrocarburos para las regiones (que llegó a US$ 448 millones a inicios de este año) podría decaer en 67% (a solo US$ 148 millones el 2046), mientras que el Fondo de Camisea se reduciría en igual porcentaje en ese mismo lapso proyectado.
Ríos refiere que, en esa proyección, el déficit energético que hoy padece el Perú por importaciones de petróleo y derivados llevaría a que la balanza comercial de hidrocarburos del Perú, que este año sería negativa en US$ 2,632 millones, podría ser cada vez mayor, llegando a -US$ 8,661 millones al año 2042.
Déficit en la balanza comercial de hidrocarburos, actual y proyectada. fuente: GELA
Por su parte, el presidente de Perupetro, Pedro Chira, presente en la presentación del estudio de GELA, estimó que si bien existen reservas de gas natural para 15.2 años, las reservas de líquidos de gas natural alcanzan sólo para los siguientes 12 años.
Sin embargo, consideró que el país aún está a tiempo para enfrentar esa situación y que se están tomando acciones junto con el Ministerio de Energía y Minas (Minem) para poder relanzar las actividades de exploración de gas, no solo en el centro y sur del país, sino también en la zona noroeste del zócalo continental.
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Perupetro: no se puede contratar en Candamo
Es preciso recordar que ya el Minem ha presentado a inicios de este mes un cronograma para el aprovechamiento gasífero en la zona de Candamo, que abarca a las regiones de Cusco, Madre de Dios y Puno, y cuya explotación anticipada se podría iniciar en marzo del 228, y su producción comercial desde marzo del 2031.
Sin embargo, ya los expertos han advertido que, al tratarse Candamo de una zona declarada como área natural protegida, no es posible realizar allí actividades de hidrocarburos.
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Consultado por Gestión al respecto, el titular de Perupetro reconoció que “todos estamos claros que es una zona reservada, que noostros no podemos contratar (en) esas áreas”, si bien recordó que anteriormente se habían perforado pozos en la zona y estimado un potencial de recursos gasíferos.
potencial gasífero en el sur del Perú. Fuente: estudio de GELA
En tal sentido, Chira dio a entender que se va a tener que cambiar (la legislación que declara zona reservada a Candamo), y que, de alguna manera, los ministerios de Energía y Minas y del Ambiente, o el Estado en general evalúen la potencialidad en esa área.
Además, refirió que hoy existe la tecnología para poder hacer actividades sin invadir el área, más allá de la zona donde se identificó el potencial.
Estimaciones de Perupetro y del Minem, apuntan a que el potencial de gas natural en Candamo podría oscilar entre 10 a 14 trillones de pies cúbicos (TCF) en recursos prospectivos (estimados no probados).
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Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP. Diplomado en Economía y Finanzas en la Universidad de Esan.
