lunes, 25 de noviembre de 2013

GASODUCTO Y PETROQUÍMICA: UN SOLO PROYECTO*

* Publicado en el diario La República el lunes 25 de noviembre de 2013

El discurso del premier César Villanueva ha vuelto a poner sobre el tapete el Gasoducto Sur Peruano (GSP) y la Petroquímica (PQ), proyectos de bandera de la campaña y el gobierno del presidente Humala.

Dijo el Premier que son clave los Polos de Desarrollo, entendidos como “espacios económicos y sociales que trascienden los límites departamentales y articulan los mercados con los territorios. Se construyen sobre la base de una misma plataforma logística, integrando diferentes sectores productivos y potenciando su competitividad”.

En el Sur, el crecimiento será mayor si “el gasoducto y el nodo energético, la PQ, el proyecto Majes-Siguas, el teleférico de Choquequirao y el Aeropuerto de Chincheros forman parte de un Polo de Desarrollo y no sólo una suma de inversión de US$ 6,000 millones”.

Una primera cuestión es que el GSP y la PQ (que produce polietileno a partir del etano del gas) deben ser un proyecto integral desde el inicio, debido a las sinergias entre ambos y porque la PQ impulsa la diversificación productiva, generando nuevas industrias, mayor valor agregado para las MYPES y decenas de miles de empleos.

Además, disminuirían las importaciones de polietileno (materia prima para toda clase de plásticos) que bordean los US$ 300 millones anuales (la cifra se triplica si se considera toda la PQ), satisfaciendo la demanda interna y exportando a Colombia, Chile, Ecuador y Bolivia, ya que no existe otra industria PQ en el Pacífico Sur. Se generaría, así, una base exportadora muy distinta a las actividades extractivas.

En cuanto al gas natural, se usa en la generación eléctrica y en las industrias, vehículos y hogares (energía barata de verdad). No solo eso. Se sabe que el bajo precio del gas en Lima desincentiva las inversiones en la Macro Región Sur, perjudicando a la  descentralización que, hoy, se quiere relanzar.

Pero existen problemas serios. El actual esquema del GSP encargado a la consultora Wood-McKenzie (WMcK) no toma en cuenta bajo qué modalidad se extraerá, transportará y distribuirá el etano ni el precio a pagar. Tampoco se considera la construcción de un ducto de líquidos ni se establece si el etano del Lote 88 y del Lote 56 irían para la PQ del sur. Tampoco se dice nada sobre el rol de Petroperú que prevé la Ley 29970. Según fuentes del sector,  para WMcK “eso no forma parte del encargo”.

Agrega “Semana Económica”: “discutir sobre este proyecto sería vano ya que, a solo 3 meses de su adjudicación (febrero 2014), todavía no hay definición sobre los distintos tramos, el tipo de mecanismo para garantizar los ingresos, las dimensiones de los tubos, entre otros” (17/11/2013).

Otro tema es la oferta de gas y, también, del etano. Hasta ahora se sabe que hay un (1) TCF del Lote 88 que se destinaría al GSP (¿será?). El Lote 58 de Petrobras, comprometido para el GSP, tendría 2.7 TCF de reservas (que aún no tienen carácter de “probadas”), lo que sería suficiente para la demanda energética, pero no para la PQ.

Otro tema es que la estatal china CNPC ha comprado Petrobras y la Ley 26221 de 1993 le otorga la propiedad de la molécula con lo que podría darle otros usos a “su” gas. Por eso, antes de emitir el Decreto Supremo de cesión de la licencia de Petrobras, se debe establecer con CNPC la prioridad de abastecimiento al GSP del gas y el etano del Lote 58, así como un masivo programa de exploración para encontrar más reservas.

De otro lado, en unos días se van a licitar dos centrales termoeléctricas –en Mollendo y en Ilo– que garantizarían una parte de la demanda del GSP. Las centrales operarían con Diesel (que es muy caro) hasta que llegue el GSP. Pero en las Bases no se establece la obligatoriedad para los ganadores de la compra de gas. ¿Por qué? ¿Alguien piensa que no llegará? Agrega “Semana” que ganarían los actores ya presentes en la generación.

Para terminar, es claro que los Polos de Desarrollo del Premier encajan bien con el anuncio del Presidente Humala de un Plan Nacional de Desarrollo Industrial. Lo que no encaja son las idas y venidas en cuanto al GSP y la PQ (este es el tercer proyecto), evidenciando una falta de claridad sobre el futuro de la matriz energética y una falta de apoyo a los planes de industrialización del Presidente.

Otros dicen que estamos frente a las “mecidas” de ministros que, de un lado, favorecen al actual consorcio Camisea que no quiere competencia en el Sur y, de otro, no quieren tomar decisiones de políticas de Estado que revelen con claridad la incapacidad del “libre mercado” para orientar los destinos del país. El Premier tiene la palabra.

lunes, 18 de noviembre de 2013

MÁS ALLÁ DE LA SALIDA DE PETROBRAS*

* Publicado en el diario La República el lunes 18 de noviembre de 2013

Por Humberto Campodónico

La venta de los activos de Petrobras en el Perú a la estatal china CNPC por US$ 2,600 millones es un signo de los tiempos. La venta hará que la participación china en la producción de petróleo se eleve al 45% del total de 60,000 barriles diarios (si se agrega a Savia, de las estatales Ecopetrol y KNOC, 2/3 de la producción peruana le pertenece a estatales extranjeras).

 Ahora CNPC entra como jugador a la cancha de Camisea, pues tendrá el 100% del Lote 58, con reservas extraoficiales de 2.5 a 3 TCF. Y será propietaria del 46% del Lote 57, que Petrobras compartía con Repsol (54%) con reservas estimadas en 2.7 TCF. Estos lotes son adyacentes al Lote 88 y al Lote 56, que abastecen a Lima.

El interés chino es garantizar el abastecimiento seguro de recursos naturales para sus industrias. Así, sus inversiones en América Latina pasaron de US$ 1,000 a 10,300 millones del 2000 al 2010. Según Cepal, a fines del 2010 la inversión acumulada en la Región era US$ 44,000 millones.

Agrega Cepal que el 90% de las inversiones chinas en el 2010 fue principalmente a hidrocarburos y está en Ecuador, Brasil, México, Argentina y Venezuela (Faja del Orinoco). En Perú, la estatal Shougang tiene Marcona y la también estatal Chinalco a Toromocho, que pronto entrará en producción. La privada Zijin es dueña de Majaz, congelada por el momento.

Las Bambas, de la suiza Xstrata, será ahora comprada por una empresa china, pues esa fue la condición del gobierno chino para autorizar la fusión con la también suiza Glencore. Dijo el gobierno chino que la posición de dominio de la nueva empresa –que abastece buena parte de su mercado– les traía riesgos, por lo que exigieron que Las Bambas no forme parte de la fusión. ¿Y el Perú?

En Brasil, la estatal Petrobras quiere pasar de 2.2 millones de barriles diarios (MMBD) a 4.1 MMBD en el 2020 y llegar a 6 MMBD en el 2035, con los campos de pre-sal en el Atlántico, lo que demanda una inversión de US$ 220,000 millones (un PBI del Perú). Hace poco se licitó Libra con 8 a 12,000 millones de barriles de reservas probadas; participaron las estatales chinas CNPC y CNOOC con 10% cada una; Petrobras tiene el 40% y Shell y Total 20% cada una.

Para lograr su objetivo Petrobras tiene un plan de desinversión en el extranjero de US$ 10,000 millones en el 2013. En Colombia, Perenco compró sus activos en US$ 380 millones y estaría por vender Petrobras Argentina a la estatal YPF.

La decisión de vender en Perú es parte de esa estrategia pero su aprobación no fue fácil, pues poseer gas en un país vecino tiene importancia estratégica y existían planes de abastecer el gasoducto andino del sur –que originalmente sería construido por la brasileña Odebrecht-Kuntur–, mientras que la brasileña Braskem (donde Petrobras tiene el 45%) está interesada en el polo petroquímico de Ilo (está vigente el Memorándum de Entendimiento con Petroperú).

Para la decisión final tienen que haber pesado –y mucho– los desencuentros entre la empresa y el gobierno de Ollanta Humala,  que fueron in crescendo (demora en los permisos de exploración en el Lote 58; acusaciones mutuas de maltrato: al Ministro Merino en Brasil y a Maria das Graças Silva, Presidenta de Petrobras, en Perú; acusaciones de ocultar reservas en Perú). Y así.

De lo expuesto, se ve que China y Brasil tienen la brújula clara: planes estratégicos de largo plazo que se cumplen con políticas comerciales, de inversiones, la presencia de sus empresas públicas, entre otros.

Pero acá no. Hasta ahora no se ha “recuperado” para el mercado interno el gas del Lote 88. Tampoco se sabe cómo va el litigio en el CIADI con el Consorcio Camisea por la re-exportación del gas del Lote 56 (que se sigue vendiendo en México en la quinta parte de su valor). Hasta ahora no sale la modernización de la Refinería de Talara –que ya tiene todo listo– porque el Ministro Castilla no da luz verde. Los lotes de Talara se prorrogan a dedo a los actuales operadores, sin razón alguna, con Petroperú de segundón.

Y el gasoducto andino –torpedeado por los que no quieren competencia al Consorcio Camisea– no será licitado (si eso sucede) hasta bien entrado el 2014, lo que frustra la diversificación productiva y las decenas de miles de empleos del polo petroquímico. Y, ojo, ahora es CNPC la dueña del gas del Lote 58. ¿Le exigirá el gobierno que, sí o sí, tiene que abastecer el gasoducto andino?


Como se aprecia, los negocios de las empresas no constituyen, como por arte de magia o del mercado, una política energética. Para darle norte a la brújula peruana hay que seguir el ejemplo de chinos y brasileños.

martes, 5 de noviembre de 2013

AMPLIACIÓN DE CONTRATOS PETROLEROS EN DEBATE *

* Publicado en el diario La Primera el lunes 04 de noviembre de 2013

LA PRIMERA recogió la opinión de especialistas sobre la intención de Perupetro de ampliar por 10 años los contratos de los lotes del Noroeste del país. A todos se les hizo las siguientes preguntas:

1. ¿Qué opina de la propuesta de Perupetro de extender los contratos de los lotes petroleros en el noroeste del país?

2. La ampliación que contempla la participación de Petroperú, ¿favorece y/o fortalece a la empresa estatal? 

3. ¿Quién se beneficia más con la ampliación las empresas privadas, el Estado o Petroperú?

4. ¿Considera que la expansión revertirá la caída de la producción petrolera e incentivará la exploración de petróleo?

5. ¿Según Perupetro la ampliación permitirá al Estado recaudar US$ 129 millones?

“Empresas privadas son las más favorecidas”
Alejandro Narváez LIceras
Expresidente de Petroperú

1 En general me parece bien. No obstante, interesa fijarnos más en los lotes III y IV cuyos contratos ya vencieron el 5 de marzo del 2013 y tienen un potencial de producción mayor que otros lotes del noroeste. La empresa Interoil ha venido exigiendo la extensión de su contrato que actualmente está en arbitraje.

Pero antes de aceptar la extensión de los contratos de concesión, Perupetro debería exigir a la empresa un informe exhaustivo de la inversión realizada en responsabilidad social de los últimos 20 años que estuvo explotando y su compromiso futuro.

2 Sin duda, favorece a Petroperú. Que la empresa estatal más importante del país sea socio con un 25% de participación en los lotes que actualmente están por vencerse, me parece muy positivo, volvería a ser una empresa integrada verticalmente y sus márgenes de ganancia se verían incrementadas significativamente con la renta petrolera. 

3 Principalmente las empresas privadas. El riesgo de inversión es muy poco, por cuanto son lotes que actualmente están en plena producción.

4 Puede ayudar, siempre y cuando que los compromisos de inversión firmados en los contratos de concesión se cumplan en los plazos y términos pactados. Perupetro tiene la obligación de hacer cumplir dichos compromisos.

“Los lotes debieron regresar íntegramente a Petroperú”
Germán Alarco
Profesor de la Universidad del Pacífico

1 PERUPETRO no ha tomado en cuenta el sentido del artículo 8 de la Ley 28840 de fortalecimiento de PETROPERÚ en la cual se señalaba que todos los activos que hayan pertenecido a la empresa que no estén siendo aprovechados revierten a favor de esta. Al respecto, esto es lo que debía haber ocurrido en todos los lotes en el noroeste del país. Asimismo, este tratamiento debería ser similar en el caso de todos los lotes de la selva con prospectiva o reservas que han sido o están siendo devueltos por contratistas privados. 

2 Hasta ahora no quedan claros los términos de la participación de PETROPERÚ tanto en los lotes petroleros de Talara como en los del Litoral Costero. En PERUPETRO se ha señalado que se requeriría la aportación efectiva de la petrolera estatal hasta el 25% de la nueva inversión lo cual sería una aberración ya que se trata de lotes marginales, algunos de estos con yacimientos en explotación hace más de 100 años.

Los ingresos marginales por una nueva inversión serían reducidos, además que los lotes excepción de los correspondientes a Sapet (VI y VII) tienen altas regalías a favor del Estado peruano. Lo que correspondía era su entrega a PETROPERÚ. La operación de estos lotes no es compleja. Esta transferencia hubiera significado ingresos netos para la empresa petrolera estatal de al menos US$ 115 millones anuales que hubieran sido muy útiles para financiar los proyectos en el upstream (Lote 64) y contribuir al proyecto de la Refinería de Talara.

3 A las empresas privadas concesionarias actuales sin beneficio adicional alguno para el Estado y PETROPERÚ. Cuando se produjo la apertura petrolera en Venezuela, la empresa estatal PDVSA se quedaba con los mejores lotes y los Joint Ventures con el sector privado se realizaban con los lotes ya explotados o marginales. Lo mismo ocurrió con ECOPETROL y PETROBRAS. En el caso peruano vamos en contra de las prácticas internacionales. Lo mejor para los privados y lo peor para PETROPERÚ.

4 Tanto PERUPETRO como el MINEM son poco transparentes con la operación. No hay información pública oficial. No creo que se revierta la caída en la producción petrolera. Simplemente se está garantizando una renta adicional para los concesionarios actuales. No sé a cambio de qué se realiza esta extensión de contratos.

Es iluso pensar que la producción petrolera de los Lotes del Noroeste vaya a aumentar de producción con la renovación de contratos. No se debe olvidar que antes de la privatización de los noventas en todo el país se producía casi 150,000 barriles diarios y ahora menos de 68,000 barriles diarios.

5 Los lotes tienen altas tasas de regalías a favor del Estado. Habría que hacer una evaluación de los ingresos públicos marginales o adicionales juicio serían nulos.

“Si fuera un mal negocio las empresas privadas no participarían”
Carlos Herrera Descalzi
Exministro de Energía y Minas

1 No es lo adecuado. Hubiese sido preferible transferirlos a Petroperú y que sea Petroperú quien negocie con cada concesionario las nuevas condiciones, en lo que concierne al porcentaje de participación que le asignarían a Petroperú y a otras condiciones vinculadas a la inversión a realizar por cada parte y el suministro de petróleo a la Refinería de Talara.

2 En términos generales, debería favorecerla, aunque no en el grado que se habría podido lograr.

La favorece porque participa en la renta petrolera del llamado “Upstream”. Extraer el petróleo cuesta US$ 15 por barril y como gasolina se vende al automovilista a US$ 250 el barril (o sea unos US$ 6 por galón); entonces, el margen que genera su cadena es enorme: 15 veces lo que cuesta extraerlo. 

En el “Upstream” (desde extraerlo hasta que llegue a la refinería) se vende a US$ 100 por barril, es decir se gana US$ 85 por barril. En la refinería (lo que hace Petroperú en Talara) se agrega de US$ 5 a US$ 10 por barril y hay que gastar en los insumos y en el proceso; finalmente, desde la refinería, pasando por el distribuidor mayorista y el minorista (los grifos o estaciones de gasolina), incluyendo los impuestos, llega al consumidor a US$ 250 por barril de gasolina. 

El negocio más magro es el de la refinería, porque –además– los destilados pesados (al contrario de los livianos como la gasolina y medianos) no tienen mucho más valor que el crudo, es decir, no producen una renta interesante.

En suma, es dar a Petroperú la oportunidad de pasar de una actividad (refinación) de baja renta a otra (“Upstream”) de alta renta.

3 Si no fuera un buen negocio, las empresas privadas no tienen ninguna obligación de participar en él. Pese a que pagan altos porcentajes de regalía y que los costos de extracción han incrementado apreciablemente, no deja de ser un buen negocio, porque tiene una alta rentabilidad, que corresponde a los que llegaron a productores corriendo el riesgo de ser exploradores, y llegaron allí sin ese mérito. No creo que nadie pierda; que alguien se favorezca es relativo a lo que se obtendrá en comparación a lo que se podría haber obtenido. 

4 No ha pasado en los casi 20 años transcurridos desde que se privatizó esos lotes. Un argumento para privatizar los campos de Petroperú en la primera mitad de los 90, fue que se necesitaba capital, para reactivar la producción. Hoy, la producción es la mitad de lo que fue en aquél entonces.

5 No es la forma de medir sus resultados. . El mejor negocio del mundo es una empresa petrolera bien administrada. El segundo mejor negocio del mundo, es otra empresa petrolera, pero mal administrada. 

“La extensión reproduce las prácticas fujimoristas fortaleciendo la desintegración vertical de Petroperú”
Jorge Manco Zaconetti
Investigador de la UNMSM

1 No se entiende, hace un mes el presidente de PerúPetro Ing. Luis Ortigas sostenía la tesis de la licitación internacional y supuestamente se habría contratado una consultora que en tiempo record recomendaba que la mejor opción es la prórroga que hoy se sostiene como la mejor opción.

La extensión de los contratos por 10 años más reproduce las prácticas fujimoristas fortaleciendo la desintegración vertical de Petroperú que seguiría operando sin producción propia, y sin acceso al valor económico de las reservas probadas y probables, que le permitirían tranquilamente levantar 1,000 millones de dólares de cualquier organismo financiero para modernizar la refinería de Talara, y su propia presencia en los lotes próximos a su vencimiento.

Esta integración vertical que se le niega a PetroPerú condena a la petrolera estatal como empresa exclusivamente refinera con márgenes de 3 a 5 dólares por barril, mientras en la producción las empresas obtienen precios de 100 dólares el barril mientras a lo mucho el costo de producción incluyendo regalías, depreciación, amortización no superan los 40 dólares el barril.

2 De hecho la afecta mortalmente si es que se aspira a la modernización de sus unidades, en especial de la refinería de Talara. Por ello, se debe modernizar integralmente la refinería de Talara. Todo ello tiene un valor de 2,730 millones de dólares para PetroPerú y compromete aproximadamente 800 millones de parte de capitales privados.

El acceso a la reservas probadas y probables de los lotes II, III, IV, VI/VII y sobre todo del lote 1-AB en la selva norte que tiene más de 400 millones de barriles en reservas, y el lote VI/VII donde opera la empresa estatal China Sapet (29 millones de reservas probadas) le otorgarían a PetroPerú caja y un respaldo financiero que hoy no tiene. 

La gran pregunta que debieran responder la dupla Castilla/Merino ¿cómo con utilidades netas menores a los 100 millones de dólares se puede financiar de manera integral la petrolera estatal?

3 Es verdad, que las empresas sobre todo del lote II (Petrolera Monterrico) y Interoil que opera los lotes III y IV abonan tasas de regalías muy altas a nivel internacional que bordean el 50 por ciento, más el impuesto a la renta. Sin embargo Sapet en el lote VI/VII paga una tasa de regalía de 12.75 por ciento.

Debiera ser evidente que a pesar de la producción en conjunto de los lotes en materia no supera los 7,000 barriles diarios, resultan atractivos, rentables. Eran marginales cuando el precio era de 20 dólares el barril pero con precios superiores a los 100 dólares son atractivos.

4 Se debe tener presente que en Talara por la sobrexplotación por más de 100 años, allí no se realiza perforación con pozos exploratorios que son de riesgo, sino pozos de desarrollo, donde se perfora se encuentra crudo pero en pequeños volúmenes por ello la producción por pozo en promedio no supera los 5 barriles diarios, con excepción del lote VI/VII.

Lo que se fomentará es la perforación en pozos de desarrollo mas no de exploración, para ello tendrían que perforar en horizontes profundos, en el horizonte del palezoico donde se han realizado muy pocas perforaciones en Talara, no más de 15 perforaciones, frente a más de 12 mil pozos perforados en toda su historia.

http://www.laprimeraperu.pe/online/especial/ampliacion-de-contratos-petroleros-en-debate_154016.html

lunes, 4 de noviembre de 2013

PERÚ: ACERCA DE LA DISMINUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE CRUDO

PRODUCCIÓN EN CAÍDA LIBRE

ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI (Investigador UNMSM)

Históricamente se constata la tendencia en la disminución de la producción interna de petróleo crudo desde los años ochenta del siglo pasado, cuando se alcanzó el cenit de la producción cercano a los 200 mil barriles diarios empezó luego la tendencia declinante de la producción por una serie de razones. En el sector de hidrocarburos si no se realizan perforaciones exploratorias de riesgo para reponer las reservas probadas tarde o temprano la producción disminuye.

Esta se explica por el agotamiento natural de un recurso natural no renovable como en los campos maduros de Talara, sea por decisiones empresariales de aprovechar al máximo las reservas probadas con privilegios tributarios (OXY), sea por privilegiar la perforación en pozos de desarrollo en vez de promover  la perforación de riesgo exploratorio, que sería la política sabia de todo gobierno. Por último la intervención del estado con políticas populistas que imposibilitaron los programas exploratorios de PetroPerú a partir de 1986 para adelante.

Lo que debiera ser evidente es que durante la década de los años setenta del siglo pasado, con los vientos nacionalistas del Gobierno Militar del general Velasco Alvarado, con el rol protagónico de PetroPerú en el sector se perforaron en promedio 25 pozos exploratorios por año. En los años ochenta con la crisis de la deuda externa e hiperinflación, la perforación de riesgo disminuyó a 19 pozos como promedio anual, para caer a menos de 6 pozos en la década de los años noventa, y mantenerse a ese nivel en la primera década del siglo XXI, con excepción del 2011 que se perforaron 12 pozos para volver a los 6 pozos exploratorios en el 2013. 

Así, habiendo alcanzado en su mejor momento la producción de crudo un pico cercano a los 200 mil barriles diarios se ha transitado a los 127 mil barriles en 1993 cuando se asumió la decisión política de privatizar por partes las diversas unidades de PetroPerú, en especial los lotes petroleros del norte del país con sus instalaciones, reservas probadas, capital humano e información geológica (Talara incluido las operaciones del Zócalo Continental), selva central y la producción del lote 8/8X. Ver cuadro sobre Producción Anual de Petróleo Crudo 1986-2013 (hasta agosto)

En tanto, la producción de petróleo siguió cayendo hasta ubicarse a menos de 90 mil barriles diarios en el 2003 hasta alcanzar niveles menores a los 62 mil barriles en el promedio enero/octubre del 2013 con tendencia a la disminución, lo cual debiera ser una preocupación central de todo gobierno.

En mi opinión parte de la responsabilidad en relación a la tendencia en la disminución de la producción de crudo se relaciona con las políticas populistas y de subsidio indiscriminado del período 1986/1990 que descapitalizaron a la petrolera estatal con crecientes pérdidas económicas que imposibilitaron revertir la disminución natural de la producción interna de los yacimientos.

Las empresas estatales en su conjunto y en especial PetroPerú estaban económicamente quebradas por una decisión política del gobierno de ese entonces, que la obligaba a vender un galón promedio de combustible a 20 centavos de dólar cuando su costo de producción era de 52 centavos el galón y si se quería financiar las inversiones en exploración y explotación su precio en promedio debía ser de 62 centavos. Lo cual fue una cruda realidad con el fujishock de precios en agosto de 1990, lo que revirtió las pérdidas económicas de la petrolera estatal en 1992.

Sin la descapitalización de PetroPerú que acumulaba pérdidas diarias, mensuales y anuales por una decisión política del gobierno de turno, difícilmente hubiese sido aceptable y justificable la privatización de la petrolera estatal. De allí que la ideología liberal sostuviera interesadamente que las pérdidas económicas de las empresas públicas determinaban el déficit fiscal que debía cubrirse con emisión inorgánica, lo que explicaría la hiperinflación de fines de los años ochenta.

En esa medida la privatización fragmentada de PetroPerú que tuvo el respaldo del Banco Mundial, FMI y otros organismos, se justificó con el argumento de revertir la tendencia ya decreciente de la producción interna de petróleo, comprometer mayores de inversiones privadas para incrementar la producción y las reservas probadas. Sin embargo, la producción siguió disminuyendo, lo cual debiera cuestionar el principal argumento ideológico.

Por ello, debiera ser una política de estado alcanzar la autonomía energética bajo una racionalidad económica que haga un uso intensivo de los recursos más abundantes con que cuenta el país. Solamente en el período 2001 al 2012 las importaciones de crudo sumaron los 25,365 millones de dólares y las compras en el exterior del diesel 2, el principal combustible utilizado en nuestra economía sumó los 5,698 millones de dólares. 

La gravedad del problema se agudiza, siendo responsabilidad de este gobierno las importaciones de petróleo crudo durante el 2012 cuando se compraron del exterior más de 33 millones de barriles por un valor de 3,633 millones de dólares, y en lo que va hasta agosto las importaciones sumaron los 22 millones de barriles por un valor de 2,372 millones de dólares, lo que permite proyectar una importación equivalente al 2012.

Debiera ser evidente que sin el “efecto Camisea” las importaciones de petróleo y derivados hubiese sido mayor, con la salvedad que las reservas del actual lote 88 fueron descubiertas hacia 1984 por la transnacional angloholandesa Shell y se tuvo que esperar veinte años para hacer realidad su explotación, cuando los volúmenes de gas natural llegaron a la capital para ser usados básicamente en la generación eléctrica, y en menor medida en el consumo residencial y automotriz.

Por ello, revertir la tendencia a la disminución de crudo y promover las inversiones de riesgo supone un paquete de medidas que van desde el sinceramiento de las tasas de regalías, cuestionar el rol de PerúPetro en la regulación sumamente permisiva con las empresas, la modernización e integración vertical de PetroPerú como lo hace Ecopetrol de Colombia o ENAP de Chile, que a fines de los años ochenta estaban por debajo del ranking en relación a la petrolera estatal. ¡Los buenos ejemplos hay que imitarlos!

Si bien la estructura geológica nos permite afirmar que nuestro país no reproduce la geología y bondades de Venezuela, nos parecemos más a Colombia, Ecuador, y en nuestra selva nororiental existe un gran potencial hidrocarburífero que debiera ser explotado con la debida responsabilidad ambiental y social para ser económicamente viables y obtener la licencia social de las comunidades involucradas.


Como país debiéramos tender a la autonomía energética afirmando el principio de la seguridad en el abastecimiento nacional, a precios razonables de los combustibles. Ello supone e impone el fortalecimiento de PetroPerú con la integración vertical para que pueda actuar en el mercado como una empresa moderna, competitiva y de buenas prácticas corporativas.