ESCRIBE: JORGE MANCO ZACONETTI
El nuevo gobierno de PPK hereda un quinquenio perdido en el sector de hidrocarburos y en general en la economía al no promover las inversiones en general y las inversiones de riesgo en particular en el sector energético con el objeto de reponer las reservas consumidas, asegurar la autonomía y el abastecimiento interno para depender lo menos posible de las importaciones del petróleo y derivados, lo cual profundiza nuestro déficit comercial de hidrocarburos, que debiera ser resuelto en el marco de una política de estado.
En términos amplios los hidrocarburos están conformados por el petróleo crudo del cual cada vez producimos menos e importamos más con crecientes compras del diesel 2 limpio con 50 partes por millón de azufre, derivado que a partir del 2019 será procesado internamente con la esperada modernización de las refinerías de PetroPerú (Talara) y La Pampilla (Repsol)
El otro componente de los hidrocarburos está determinado por el gas natural y los líquidos de natural que en el caso de los lotes 88 y 56 habrían llegado al máximo de su producción al menos que se descubran más reservas. Desde el 2004 a la fecha gracias a las reservas gasíferas descubiertas por la Shell en 1984 seguimos dependiendo de Camisea sobre todo el sector eléctrico de generación que compra gas barato y vende energía cara.
Uno de los problemas que se tiene para un análisis del comportamiento conjunto de los hidrocarburos está en relación a la composición química y su tradicional expresión. Así, el petróleo y los líquidos de gas natural se exponen en barriles como unidad de volumen equivalente a 42 galones americanos. De otro lado, el gas natural se expresa en la producción como pies cúbicos o metros cúbicos si se trata de la exportación. Es más, para complicar el problema para el pago de regalías el gas se expresa en la unidad calorífica de millón de BTU aproximadamente mil pies cúbicos.
Todo ello dificulta un análisis que permita una radiografía del sector de hidrocarburos, cuestión urgente y necesaria para realizar un balance de la situación que nos permita una efectiva renegociación contractual en especial del lote 56, contrato expresamente dirigido a la exportación que ha sido cuestionado desde su origen por las prácticas lesivas al interés público y a la seguridad energética del país.
Esta entrada metodológica permite homogenizar la producción del conjunto de los hidrocarburos, petróleo, gas y líquidos de gas natural, expresando la producción de gas natural en su equivalente en barriles. Evidentemente se hace abstracción del contenido calorífero, pues lo que interesa es resaltar el problema de la autonomía energética y ¿cuánto de la producción en miles de barriles diarios de crudo, gas y líquidos abastece el mercado interno? ¿Y cuánto se exporta y cuántos barriles diarios se compran en el mercado externo?
Por medio de este procedimiento podemos hacer las comparaciones adoptando como criterio la producción para el mercado interno sea de los líquidos de gas natural, del gas natural en especial del lote 88; y de otro lado la producción ligada a la exportación sobre todo la proveniente del lote 56, con las importaciones de petróleo y diesel 2 limpio. Todo expresado en miles de barriles diarios en el período 2011 al 2015.
En tal sentido, sirva el cuadro “Comparación de la Producción Anual de Petróleo y Gas Natural Destinado al Mercado Interno y Externo Expresado en Miles de Barriles Diarios” que pasamos a comentar sin considerar el problema de las regalías ni los precios.
ALARMANTE DECLINACIÓN
En primer lugar, debe resaltarse la producción de los líquidos de gas natural LGN que en un 90 por ciento se explican por la explotación de los lotes 88 y 56, y el resto corresponde a la producción del Z-2B, Aguaytía y en menor medida de Graña y Montero.
Esta producción es relevante pues de ella se obtiene el gas licuado de petróleo (GLP) en una proporción del 50 por ciento, y como resulta evidente en el cuadro de un pico de producción de 104,620 mil barriles diarios alcanzado en el 2013 la producción de líquidos tiende a ser declinante para llegar a los 91,400 barriles diarios en el 2015, con tendencia a seguir bajando.
Ello debiera preocupar pues desde el 2015 con la declinación hemos pasado de ser autosuficientes en la producción de gas licuado de petróleo (GLP), energético que se vende en balones y cuya demanda sobre todo doméstica aumenta sostenidamente, a depender cada vez más de las crecientes importaciones a pesar de Camisea.
Siempre hemos sostenido que el “lomo fino” de Camisea era y es la explotación de los líquidos de gas natural y el “hueso” se relaciona con la explotación de gas natural por los precios regulados, extremadamente barato en el caso del lote 88. Pero si pasamos a la fase de los rendimientos marginales decrecientes en los LGN, a mayores costos, con los precios deprimidos de los líquidos que están rezagados en relación a los precios del petróleo, la situación se complica no solamente para el Consorcio Camisea sino para el país.
En resumen, el régimen anterior se ha comportado con la máxima de “dejar hacer, dejar pasar”. Corolario pasamos a ser importadores crecientes de GLP con el costo que ello significa. La masificación de gas natural que debiera ser la alternativa avanza a paso de tortuga, y creemos que este debiera ser el objetivo estratégico del nuevo gobierno en materia de energía.
MERCADO INTERNO DEPENDE DEL LOTE 88
En términos del abastecimiento al mercado interno el recurso más importante es la producción de gas natural expresada en miles de barriles diarios proveniente del lote 88. Como se puede percibir en el 2011 la producción de gas natural era de 78,950 barriles diarios, con un comportamiento creciente, para sumar los 112,300 barriles diarios en el 2015.
Al margen del precio regulado y las regalías cuestión que será materia de otro artículo, la producción de gas natural del lote 88 de Camisea se utiliza en lo fundamental en la generación eléctrica, donde un promedio del 55 por ciento de la producción de electricidad se basa en la quema del gas natural, lo cual constituye una aberración económica pues estamos desperdiciando las posibilidades de convertir el etano (10%) y metano (90%) en productos de mayor valor por medio de la industria petroquímica.
También resulta interesante la producción de gas natural del lote 57 bajo responsabilidad operativa de Repsol, donde a partir del 2014 se comprueba una producción fiscalizada de 10,680 barriles diarios y de 12,650 barriles diarios en los años 2014 y 2015 respectivamente. Aquí se espera la confirmación de las inversiones exploratorias para confirmar las reservas de gas.
De otro lado, estamos considerando la producción de gas natural fiscalizada, es decir la producción dirigida a la venta y que abona regalías de los diversos lotes ubicados sobre todo en Piura. Allí, reconocemos la producción de gas natural de los lotes varios tales como Z-2B de Savia, Lote X CNPC, VI-VII Sapet, Olimpyc XIII- B, Graña y Montero I y V, Petromont lote II entre los más importantes.
Esta producción de gas natural ubicados sobre todo en el norte del país, ha sido equivalente a los 8,890 barriles diarios en el 2011, para arribar a los 10,620 barriles diarios en el 2015 como se podrá observar en el cuadro respectivo. En verdad, con esta producción fiscalizada es muy poco lo que se puede hacer, pues es un gas asociado al petróleo.
En todo caso se trataría de construir un mercado regional para el gas en especial en Piura, Tumbes, Lambayeque a través de la masificación por medio de un sistema de distribución pues habría un gran potencial gasífero que no se está aprovechando.
Por último, el recurso que se destaca para el mercado interno es la producción de crudo del noroeste y de parte de la selva. La producción de crudo que es procesada por la refinería locales en especial por PetroPerú (Talara) bordea los 50 mil barriles diarios con tendencia a la disminución, sea por cierre temporal del Oleoducto Norperuano en los primeros meses del 2016, como la menor producción de los campos del noroeste.
La menor producción de petróleo crudo se explicaría por la falta de inversiones en exploraciones para reponer las reservas consumidas pues la perforación de pozos exploratorios ha sido mínima en un promedio de seis pozos exploratorios en los últimos años con el agravante que en el 2016 no habría ninguno.
Si bien un factor explicativo para este comportamiento está en relación a los precios del petróleo, resulta interesante preguntarse si las empresas en la bonanza del sector con precios promedio de 100 dólares el barril no realizaron inversiones de riesgo, por qué tendrían que hacer dichas inversiones con precio internacionales menores a los 50 dólares el barril.
MENORES EXPORTACIONES
Al margen de las condiciones de exportación del gas natural proveniente del lote 56 bajo responsabilidad operativa de Pluspetrol Plus Corporation, es decir, haciendo abstracción de los precios de exportación, como de las prácticas delictivas de re exportación y las regalías míseras abonadas al fisco, entre el 2011 al 2015 la producción de gas natural expresada en barriles que se inició en el segundo semestre del 2010 tiene un errático comportamiento.
En el 2011 la exportación del gas licuefectado desde Pampa Melchorita supuestamente hacia México resultaba equivalente a los 101,660 barriles diarios, para mantenerse en esos niveles hasta el 2013 donde suma los 108,560 barriles diarios. A partir de esa fecha la producción disminuye para ubicarse sobre los 72,860 barriles para el 2015.
El organismo regulador debiera interrogarse sobre las razones económicas y productivas por esta menor exportación de gas natural. ¿Sería una estrategia empresarial para tiempos mejores?. ¿Se están reinyectando volúmenes crecientes del lote 56 o también se estarían experimentando los rendimientos marginales decrecientes?. Todas estas constituyen interrogantes válidas.
Lo cierto y evidente es que la producción de hidrocarburos para la exportación sea por los bajos precios y/o otros factores es declinante. Como lo es la producción de petróleo crudo pesado proveniente sobre todo del lote 1-AB ahora lote 192, que por su baja densidad tiene que ser exportado a precios castigados. Este crudo se derrumba entre el 2014 y el 2015, pues de 15,500 barriles diarios se cae a los 7,960 barriles por día.
IMPORTACIONES DE CRUDO Y DIESIEL LIMPIO
En el 2011 se importaba un promedio de 94,090 barriles diarios siendo el principal comprador la Refinería de Repsol y en segundo lugar PetroPerú. En el 2015 las importaciones de crudo fueron equivalentes a los 85,830 barriles diarios como se podrá observar en el cuadro respectivo.
Por el contrario, las importaciones del combustible diesel 2 con 50 partes por millón de azufre ha tenido un comportamiento creciente, pues si en el 2011 se compraban en el exterior 32,170 barriles diarios, para el 2015 las importaciones aumentaron a los 53,100 barriles diarios, con tendencia al aumento en la medida del cumplimiento de las normas ambientales.
PERVERSO PATRÓN DE CONSUMO ENERGÉTICO
Para abastecer el mercado interno en el 2011 se tenía que importar entre petróleo crudo y diesel 2 limpio un promedio de 126,260 barriles diarios, con tendencia al aumento pues para el año 2015 ambos rubros representaron importaciones equivalentes a los 138,930 barriles diarios.
En tal sentido debiera ser evidente que con menores volúmenes de producción interna en lo referente al petróleo crudo, los requerimientos deben saldarse con crecientes importaciones de petróleo y derivados sea cual fueren los precios. Esta realidad se agrava con las compras externas que se tendrán que efectuar de GLP en los próximos años, ante la menor producción provenientes de los líquidos de gas natural, en especial de los lotes 88 y 56.
A las crecientes importaciones de petróleo crudo y diesel limpio se contraponen las exportaciones de gas natural licuefectado proveniente del lote 56, que han tenido un comportamiento decreciente como se ha observado.
Desde el punto de vista del interés público, del consumidor, desde la perspectiva de la masificación del gas natural en especial en el sur del Perú, el gas natural del lote 56 debe ser destinado al mercado interno que dicho sea de paso abona las mayores tasas de regalías en relación a las regalías de exportación.
Por ello toda renegociación contractual en materia de hidrocarburos debe reconocer la titularidad del estado a nombre de la Nación sobre los recursos naturales, es decir, recuperar la propiedad sobre el petróleo, gas y líquidos de gas natural, solo así el estado podrá disponer de los hidrocarburos para abastecer prioritariamente el mercado interno con seguridad energética.
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