Mucha agua ha corrido debajo del puente desde que el Estado otorgó la buena pro del Gasoducto Sur Peruano a Odebrecht y Enagás, seis años atrás. En ese lapso, el proyecto no solo ha devenido en un cementerio de tubos y maquinaria regados por la amazonía –tras su cancelación en el 2017– sino que se ha convertido en una fuente creciente de cuestionamientos, incluyendo sobornos y colusión.

Todo esto, sin embargo, parece no haber hecho mella en el Ejecutivo, como lo muestra su decisión de relanzar el proyecto con su trazo original (rebautizado como SIT Gas).

El dilema en torno a las reservas es una de las dos caras de la moneda. La otra es la demanda de gas. (GEC)

“Debemos convocar a un proceso de licitación, porque el gasoducto sigue siendo una prioridad para el gobierno”, indicó el presidente del Consejo de Ministros, Vicente Zeballos, el pasado 5 de febrero.

De hecho, el Minem está a la espera del cuarto informe de la consultora Mott MacDonald, que brindará los inputs necesarios para sacar adelante el proceso de licitación.

Es el caso de la valorización de los activos del gasoducto y, no menos importante, de los nuevos estimados de oferta y demanda de gas natural, que muchos especialistas vuelven a poner en tela de juicio.

A la luz de las constantes revelaciones sobre el gasoducto, ¿existen nuevos elementos para sospechar que no hay suficientes reservas y demanda de gas natural para el SIT Gas?

Cuando se adjudicó el Gasoducto Sur Peruano, en junio del 2014, las reservas probadas de gas natural en el Perú ascendían a cerca de 15 trillones de pies cúbicos (TCF) y se creía que seguirían creciendo. Pero eso no sucedió.

La ultima actualización de reservas, a 31 de diciembre del 2018, indica un retroceso de cerca del 30%, a 10,6 TCF. Eso incluye las reservas del lote 58, destinadas al gasoducto del sur, las cuales fueron degradadas a la categoría de recursos contingentes en el 2017.

Según el Libro de Reservas de ese año, la degradación obedece a la demora en la construcción del gasoducto del sur, que evita que el gas (aún por producir) pueda ser transportado a los mercados.

“Las reservas, para ser tales, deben poder comercializarse en los siguientes cinco años. Pero como el gasoducto está parado, pasan a ser recursos contingentes [...] Apenas el gasoducto ‘reviva’, serán otra vez reservas”, explica Humberto Campodónico, expresidente de Petro-Perú.

Carlos del Solar, expresidente de la SNMPE, sostiene, por el contrario, que los libros de reservas del 2017 y 2018 han corregido un despropósito publicado en el libro del 2016. A saber: que el lote 58 contiene reservas probadas de gas, cuando lo cierto es que “no tiene volúmenes económicos”, remarca.

Es más, el geólogo recuerda haber acudido al Minem y a Palacio de Gobierno a quejarse por ‘la falsedad’ de esa información.

La razón es sencilla: “Petrobas (ex operador del lote) realizó cuatro perforaciones en sendas estructuras muy pequeñas, lo cual quiere decir que el potencial tampoco es muy importante. En las cuatro hallaron algo de gas, pero eso no califica como reserva sino como recurso, porque son estructuras alejadas entre sí”, advierte.

Esta aseveración es avalada por Víctor Sanz, profesor de geología de la UNI, quien ha visto y estudiado la geología del lote 58. A su entender, es imposible que Petrobras haya posido calcular reservas perforando un solo pozo por estructura (tanque).

“Para determinar reservas hacen falta más pozos. Lamentablemente, en este caso las perforaciones solo confirmarían el poco gas que existe, porque las estructuras son muy chicas”, apunta.

Aurelio Ochoa, expresidente de Perú-Petro, sostiene, en contraste, que sus colegas subestiman la seriedad de multinacionales como Petrobras y CNPC, especialmente, de esta última.

“Respetando su opinión, lo que habría que especular es que habría un fraude internacional si existen empresas que se van a prestar a eso. CNPC no va a hacer una inversión tan grande a ciegas (US$2.600 millones por la compra de los activos de Petrobras) sin antes haber hecho una auditoria”, apunta.

Desde su punto de vista, las reservas del lote 58 sí existen y representan cerca de 4 TCF, que, sumados al gas comprometido por Pluspetrol (1 TCF del lote 88), dan los 5 TCF que el proyecto original exigía como mínimo.

El dilema en torno a las reservas es una de las dos caras de la moneda. La otra es la demanda de gas.

Según un estudio elaborado por Proinversión en el 2014, la demanda de gas natural en el sur del país ascendía entonces a 830 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd), más de los 500 mmpcd necesarios “para que el gasoducto esté en equilibrio”, apunta Humberto Campodónico.

Ello incluía la demanda de las centrales térmicas del nodo (336 mmpcd), amén de la reserva fría, las industrias, cementeras, el parque vehicular a GNV y la masificación del gas natural en los hogares.

“Esos serían los principales consumidores. Aparte están todas las mineras del sur, que piden gas, sin contar con la petroquímica”, señala Ochoa.

César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (Coes), considera, sin embargo, que los cálculos de Proinversión son solo ‘un cuento’.

“Nunca hubo suficiente demanda de gas en el sur para otro fin que no sea la generación eléctrica.Prueba de ello es que el gobierno tuvo que crear el nodo energético (centrales de Ilo y Mollendo) para incentivar el gasoducto”, explica.

Álvaro Ríos, socio director de Gas Energy, considera, en cambio, que la presencia del nodo es suficiente para anclar la demanda que el gasoducto necesita.

“En Gas Energy conocemos que el gasoducto Bolivia-Brasil comenzó con muy poca demanda, pero terminó llenándose antes de lo esperado, e igual ocurrió con Camisea. Las industrias van donde hay un energético barato y competitivo, como el gas natural”, advierte.

La incógnita es: ¿cuándo llegará el gas natural al sur?

El Coes estima que si este hidrocarburo no llega a las centrales del nodo antes del 2024, estas se verán obligadas a quemar diésel (caro y contaminante) para cubrir la demanda de energía del país. Como consecuencia, las tarifas eléctricas se dispararán.

Dado que el SIT Gas puede no llegar a tiempo, los operadores del nodo tendrían que barajar otras opciones. “Hay que pensar en alternativas más sencillas y viables. Mi sugerencia es hacer cabotaje y llevar el gas natural por mar”, señala Del Solar.

Otra opción, propuesta por Contugas, consiste en extender su gasoducto de Ica hasta el nodo del sur, proyecto que demoraría algo más de 3 años, a un quinto del costo del SIT Gas.

Pero existe otra alternativa: la construcción de plantas solares y eólicas, que tomarían 2 y 3 años, respectivamente.

“Ahora estamos en el limbo. Pero podemos salir de él si el gobierno se sincera y dice: ‘El gasoducto no saldrá hasta el 2028, por lo tanto, lancemos otra opción de generación eléctrica”, anota Butrón.

Queda solo este año para decidir.