La preocupación de los expertos crece: a ese ritmo de explotación, y con el consumo actual de gas y de líquidos de gas natural —que ya resultan insuficientes para abastecer la demanda de producción de GLP—, en algún momento el país se quedaría sin esos productos. El escenario se agrava porque ya un 30% de la demanda interna de GLP debe ser cubierta por importaciones, a mayor precio, debido a que la producción de líquidos de gas natural que realiza Pluspetrol es insuficiente.
La producción promedio anual de líquidos de gas natural hoy es de 71,741 barriles por día (bpd), lo que resulta inferior en 9.84% frente al promedio anual del 2024 (79,573 bpd), marcando una tendencia declinante en su explotación. Esta caída, según los expertos, se da a consecuencia de la reinyección constante del gas natural extraído de los campos, debido a que no hay suficiente mercado (demanda local) que lo requiera y está prohibido verterlo al aire.
En la operación para obtener ese insumo líquido, cada día se deben extraer cerca de 1,300 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) de gas natural de los lotes 88 y 56, a cargo del Consorcio Camisea. Sin embargo, 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.
¿Desde cuándo dependeríamos totalmente de importaciones?
Si el Perú no retoma ahora las inversiones en exploración para hallar nuevas reservas de gas natural, deberá empezar a importar ese combustible en un plazo de 10 a 12 años, según un estudio de Gas Energy Latin America (GELA), consultora especializada en hidrocarburos de la región. El análisis de la firma proyecta que hacia el 2038 el país probablemente necesite recurrir a esa importación, lo que tendrá diversos impactos: desde afectar los precios de la electricidad y el suministro doméstico de gas, hasta generar consecuencias fiscales.
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 territorio y de los proyectos, en tanto la demanda por ese gas mantendrá un aumento sostenido en las siguientes dos décadas.
Impactos en la generación eléctrica
En el primer caso, el estudio estima que el costo del gas en generación eléctrica, que hoy es de US$ 2.00 por MMBTU, podría elevarse a entre US$ 10 y US$ 15 por MMBTU si se tuviera que usar gas importado para alimentar el parque de generación térmico, es decir, su costo podría llegar a triplicarse. Bajo ese mismo escenario, la tarifa final del gas natural podría encarecerse entre un 60% y un 120%, a la vez que el precio del GNV, que es ya el segundo combustible más usado en transporte, podría triplicarse.
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 solo para los siguientes 12 años. No obstante, 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 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.
Ríos, por su parte, proyecta que el déficit energético que hoy padece el Perú por importaciones de petróleo y derivados haría que la balanza comercial de hidrocarburos, negativa este año en US$ 2,632 millones, sea cada vez mayor, hasta llegar a -US$ 8,661 millones al 2042. En esa misma línea, 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.
Ya a raíz de 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, desde entonces, ha estado cayendo; se proyecta que podría descender en 55% entre el 2025 y el 2046.
El titular de Perupetro admitió, en diálogo con Gestión, que “todos estamos claros que es una zona reservada, que nosotros no podemos contratar (en) esas áreas”, aunque precisó que en el pasado ya se habían perforado pozos en Candamo y se había estimado un potencial de recursos gasíferos. La zona, que abarca a Cusco, Madre de Dios y Puno, está declarada como área natural protegida, por lo que los expertos han advertido que no es posible realizar allí actividades de hidrocarburos.
Recién a inicios de este mes, el Minem presentó un cronograma para el aprovechamiento gasífero en Candamo, cuya explotación anticipada se podría iniciar en marzo del 2028 y su producción comercial desde marzo del 2031. Esa hoja de ruta, sin embargo, choca con la condición de reserva natural del área, lo que impediría concretar los trabajos de exploración en los plazos previstos.
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