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Eleodoro Mayorga / Reactivando el upstream (6 de 7)

LA SELVA CENTRAL y SUR


68- La producción de gas natural en la zona de Camisea, cuyas reservas probadas más recursos contingentes y prospectivos es muy importante, quizás los más grandes del país tiene las siguientes características:

● La explotación del gas ha sido un motor muy importante para la economía nacional. A pesar que la producción de crudo ha decaído, desde el 2004 la puesta en producción del gas y los condensados de Camisea han contribuido al crecimiento de la PBI



● La economía de esta explotación está en gran parte ligada a la producción de condensados. Si tomamos esto en cuenta es probable que el gas de Camisea sea el recurso energético primario más barato en todo el continente. Sumando el costo de transporte y dejando de lado regalías, el gas puede estar disponible en los mercados de la costa a costos del orden de 3 USD/MMBTU, muy competitivo frente a las energías alternas.

● La producción de gas natural está quedando limitada por la capacidad del actual gasoducto. En particular está la salida de la planta de las Malvinas hasta Chinquitirca con una sola línea; en donde recién comienza el gasoducto de PERU- LNG. El desarrollo de una estrategia de mercado secundario de gas podría permitir por algunos años aun disponer de unos 200 a 300 MMPCD adicional a los 1300 MMPCD que actualmente se transportan a la costa (grosso modo la mitad para el consumo interno y la mitad para la exportación en forma de LNG producido en la Planta de Melchorita).

● No hay competencia en el upstream en esta zona. Las únicas reservas que siguen siendo explotadas son las de los lotes 88 y 57, cuya producción está en manos del consorcio Camisea y en la cual la producción de condensados está en declinación y que si bien actualmente se producen con un buen reciclaje de gas (aprox. de 300 a 400 MMPCD) en el futuro cercano dispondrán de gas libre.

● La producción de gas y condensados de las actuales reservas en explotación (lote 88 y 57) se encuentran en manos del consorcio Camisea, que opera la planta de separación de Malvinas. El desarrollo de nuevas producciones (lote 58 en manos actualmente de CNPC) está ligado a inversiones para ampliar esta planta. Sería un absurdo ponerse a construir una nueva planta de separación.



69- Se estima aun con imprecisión el potencial de recursos de gas y condensados en esta zona. Los pozos en el Lote 76 (al borde del rio Las Piedras) que se quedó “colgado” por fallas de evaluación previa ligados a la capacidad del equipo disponible y en el lote 108 explorador en la cuenca del Ene, no han aun demostrado nuevas reservas. Pluspetrol no ha tenido éxito en los pozos exploratorios que perforó hacia el este de las estructuras de San Martin y Cashiriari. Tampoco tuvieron éxito los pozos exploratorios en la cuenca de Madre de Dios cerca de la frontera con Bolivia.


70- Solo se tiene como antecedente positivo el pozo de Candamo que perforó Mobil en 1999 y que al ser abandonado ha hecho posible el registro de un nuevo Parque Nacional Bahuaja-Sonene, provincia de Tambopata, Madre de Dios. Desde el punto de vista del conocimiento del potencial gasífero del país es necesario hacer una revaluación en base a este descubrimiento.


71- Con relación al mercado para el consumo de gas natural la perspectiva del sector eléctrico es un driver muy importante. El COES estimaba antes de la pandemia que la demanda de electricidad no podría hacerse con generación eficiente _ es decir de bajo costo en el corto plazo. A partir del 2022-2023 se comenzaría a importar diésel para operar las centrales del Nodo energético del Sur. No hay en cartera proyectos hidroeléctricos y la contribución de los proyectos RER es muy pequeña y no ha habido nuevas subastas para incentivar este tipo de proyectos. El consumo de gas de las centrales en el Nodo energético podría rápidamente ascender a 300 MMPC/D.


72- A ello habrá que sumar los proyectos de masificación y uso de gas en los sectores transporte, residencial, industrial y minero (estimados en alcanzar unos 50 MMPC/D), esfuerzo de masificación que solo podrá concretarse en esta región de topografía complicada si el suministro de gas se asegura mediante un gasoducto.


73- Adicionalmente están posibles proyectos petroquímicos. Con relación a la petroquímica del metanol, de la urea y los explosivos el único proyecto vigente es el ha estado tratando de desarrollarse en la zona de Marcona aprovechando la capacidad del gasoducto de Contugás de Pisco a Marcona. Proyecto que demandaría entre 100 – 150 MMPCD


74- La falta de inversiones en exploración y en desarrollo de nueva producción de gas se hace notoria al haberse retrasado el proyecto de gasoducto al sur que permitiría abrir un nuevo mercado para el gas. Se estimó en los estudios previos al contrato de concesión del nuevo gasoducto que se necesita llegar a transportar 500 MMOPCD para que las tarifas de transporte sean suficientes para asegurar la sostenibilidad financiera del proyecto. Sin embargo, su capacidad máxima de transporte es mucho mayor (hasta 1500 MMCD) capacidad ligada al diámetro de los tubos ya comprados, estimada en base al potencial de gas y a un mercado nacional creciente más nuevos proyectos petroquímicos y proyectos de exportación


75- Se ha especulado que este Gasoducto no tendría detrás reservas de gas suficientes ni tampoco un mercado de gas que lo justifique. Sobre las reservas, al encontrarnos ante un régimen de concesiones de transporte por ductos, abierto a todo productor y consumidor, no tiene lugar una designación de reservas específicas, mediante contratos de compra, para el ducto existente y para el nuevo gasoducto. Por ello, es obvio que si sumamos las reservas probadas y probables más los recursos contingentes de gas que aparecen en el libro de reservas de la DGH encontramos que hay suficiente gas. Sobre el mercado, es impensable que le sur del país que cuenta con un potencial minero importante y con una población que eleva rápidamente su nivel de vida y con ello su consumo de energía comercial no logre rápidamente elevar el mercado de gas estimado a la fecha de 350 MMPCD y sobrepasar la demanda de gas de 500 MMPCD a los pocos años de puesta en operación de un nuevo ducto. La petroquímica podría ayudar a este objetivo y evitar la necesidad de un financiamiento adicional sea vía aporte de los consumidores (i.e. mecanismo de garantía de la red principal apoyado en las tarifas eléctrica) o aporte del Fisco.


76- Conviene señalar que el Ministerio después de haber completado una revisión del proyecto de gasoducto insiste en su realización bajo un nuevo nombre “Sistema Integrado de Transporte de Gas”. El SIT según las últimas declaraciones del Vice ministro de Hidrocarburos seguiría la misma ruta y debe ser licitado a comienzos del 2021 .


77- Se ha hablado de la posibilidad de contar con gas de exportación desde Bolivia. Al respecto no creemos en la opción de gas boliviano. Difícil de creer pues este país adolece también desde hace muchos años una baja significativa de inversiones en exploración. Lo mucho que se habló en los años 2018 y 2019 ha sido parte de la campaña de reelección de Evo Morales, sin mayor respaldo técnico-económico.


78- Así como la exploración, el desarrollo de una nueva producción gas natural y su incorporación al mercado al mercado de la energía depende no tanto de incentivos fiscales para facilitar la inversión de una nueva campaña exploratoria en búsqueda de gas focalizada en la Selva Central y Sur como de la decisión gubernamental respecto al nuevo gasoducto al sur, la cual estará facilitada si se lleva adelante junto a una estrategia de desarrollo del mercado de gas en el sur del país


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