Semanas atrás en una reunión de los 25 gobernadores regionales, las autoridades requirieron al Gobierno central que establezca una política de incentivos para la exploración de gas natural, pues la nula inversión en la búsqueda de nuevos yacimientos gasíferos preocupa cada vez más a los entes involucrados y expertos.

En las proyecciones de inversión privada del Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) para este año, se prevé una recuperación de la inversión en hidrocarburos, con un crecimiento del 21.7%, pero esta se centra en la producción petrolera, no se incluye ni un sol para exploración de nuevas reservas de gas natural.

¿Desde cuándo no se invierte en ese rubro en el país?

En realidad, en el Perú no se realizan inversiones para exploración gasífera desde hace ocho años. La última la desarrolló CNPC en el Lote 58, el año 2016, que le permitió confirmar reservas probadas por 3.9 trillones de pies cúbicos de gas natural, pero que hasta ahora no se explotan.

La consecuencia de esta parálisis es una creciente dependencia de las importaciones de gas licuado de petróleo (GLP), que en el Perú se procesan a partir de los líquidos de gas natural, que se extraen de la explotación de gas del yacimiento Camisea.

Sin embargo, la producción de esos líquidos acusa una contracción sostenida. En abril último, por ejemplo, los yacimientos gasíferos aportaron una producción de 77,700 barriles en promedio diario, volumen menor en 1.9%, según cifras de Perupetro. En abril del 2022 por ejemplo, se extraían 83,600 barriles en promedio diario.

Esta contracción de la oferta, aunada al crecimiento de la demanda de GLP, que se estima en un ritmo de 5% anual (tras la pandemia) ha llevado a que hoy el Perú tenga que importar más de un 30% del GLP que consume el mercado interno.

¿Por qué no hay más inversiones para buscar gas?

Según César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES), una consecuencia a largo plazo si es que no se hacen nuevas inversiones en exploración gasífera, puede ser un incremento de costos para los consumidores eléctricos.

Actualmente, cerca de la mitad de la producción eléctrica se sustenta en centrales térmicas a gas natural, y que el 2023, ante la sequía y contracción de la producción con hidroeléctricas, el uso de esas plantas, pero también otras a diésel, evitó restricciones en el suministro de electricidad.

Butrón señaló que, si bien se conoce que hay bastante más gas natural en el subsuelo, existen razones para que no se desarrollen esos yacimientos.

Contratos

Una de ellas, consideró Butrón, es queno hay la seguridad de armar un modelo de negocio con contratos de largo plazo con consumidores de ese gas, que a su vez permitan financiar las inversiones que se requieren para hacer más exploración y desarrollo.

Esos contratos, anotó, podrían ser, por ejemplo, para aumentar la generación eléctrica, o para el uso de gas en la petroquímica, o para consumo industrial, con lo cual se podría traer más inversión exploratoria, pero también para ampliar la capacidad de producción de gas en la planta de Malvinas, la cual, anotó, requiere una inversión importante.

¿Cuál será la consecuencia a futuro?

Para enfrentar esta situación, y antes que concluya el contrato de Camisea el año 2040 (para explotación del Lote 88) con una anticipación de entre cinco a diez años se tendría que empezar a buscar alternativas (para la generación con gas).

Estas últimas, anotó el representante del COES, podrían ser más centrales hidroeléctricas, o la construcción de centrales geotérmicas, más centrales eólicas y solares, o una combinación de todas esas tecnologías, en tal magnitud que puedan reemplazar a las actuales térmicas a gas.

Sin embargo, el problema, subrayó, no es técnico, sino económico, pues si bien hay otras tecnologías (sin gas) que podrían resolver la generación a futuro, la consecuencia será el efecto en los precios finales de la electricidad (más caros que los actuales).

“Hay que escoger el mejor camino, hacer simulaciones y estudios que (hoy) no se están haciendo”, advirtió.

La clave para atraer inversiones

Para el expresidente de Perupetro, Aurelio Ochoa, un aspecto clave para atraer las inversiones hacia la exploración gasífera, es asegurar a quien encuentre nuevas reservas de gas, la evacuación de éstas hacia los mercados, lo cual pasa por concluir el proyecto del gasoducto sur andino, hoy conocido como SIT-Gas.

Sin embargo, señaló que preocupa que ProInversión no haya logrado avanzar este proyecto, sino que se haya vuelto a trabar, en vista que no pudo concretar el proceso para elegir a una consultora que se encargue de realizar los estudios de preinversión para el SIT-Gas.

El experto consideró que ProInversión debió ser más agresivo en la promoción para que se presenten empresas interesadas en hacer esos estudios, pues el proyecto permanece paralizado desde hace siete años y no se avanzó nada para destrabarlo.

Pero, añadió, también compete a Perupetro ser más agresivo en la promoción para la atracción de inversiones en ese exploración, y el Estado debe acelerar los permisos, para esa actividad, pues la aprobación de sus estudios demoran hasta cinco años, mientras en Colombia toman solo seis meses.