Análisis de la consultora peruana Laub & Quijandría. reporteenergia.com.- El estudio asevera que Perú requiere una inversión de $us 26.530 millones para atender el crecimiento de la demanda energética en los próximos siete años. Actualmente los sectores hidrocarburos y electricidad prevén sumar $us 12.609 millones de inversión hasta el 2020, sin embargo el análisis advierte que no será suficiente. Para concretar la cifra de $us 26.530 millones es necesario que la inversión pública incremente su participación económica de 5% a 20%, precisó Eleodoro Mayorga, especialista de la consultora y ex gerente general de Petroperú. (Edición 104-Reporte Energia)

1. Retos
y
Oportunidades
en
el
Sector
de
la
Energía
Autor:
Eleodoro
Mayorga
Alba,
Socio
En
colaboración
con
Ronald
Martínez
y
Vladimir
Sánchez,
Profesionales
Senior
de
L&Q
Consultores
y
Abogados
Documento
Confidencial
A
ser
expuesto
en
la
segunda
sesión
del
Día
de
la
Energía
2013.
INTRODUCCION
El
sector
de
la
energía
en
el
Perú
nunca
ha
pasado
un
periodo
tan
confuso,
con
tan
pocos
logros
y
con
tantos
actores
insatisfechos.
Los
proyectos
de
infraestructura
energética
no
avanzan.
Observamos
el
abandono
o
el
retraso
de
proyectos,
con
el
consiguiente
riesgo
que
el
sector
se
convierta
en
un
cuello
de
botella
para
el
crecimiento
económico.
No
solo
podría
faltar
electricidad,
sino
que
seguramente
su
costo
va
aumentar.
Al
mismo
tiempo,
disminuiría
la
producción
de
hidrocarburos
y
aumentaría
la
importación
de
petróleo
y
combustibles,
con
el
consiguiente
deterioro
de
la
balanza
comercial.
Lo
más
lamentable
es
postergar
los
beneficios
que
estos
proyectos
pueden
traer.
En
las
decisiones
parece
ignorarse
el
costo
de
oportunidad,
es
decir
el
costo
que
tiene
dejar
de
obtener
los
réditos
esperados
de
un
proyecto.
Se
postergan
producción
y
empleos
descentralizados.
Se
pierden
regalías
e
impuestos,
y
por
ende
canon,
así
como
utilidades
que
las
empresas
dejarían
de
percibir.
Nuestra
economía
no
crecerá
adecuadamente
sin
un
abastecimiento
de
energía
seguro
y
a
buen
precio.
Sin
nuevas
infraestructuras
seguiremos
importando
mas,
centralizándonos
y
postergando
oportunidades
de
desarrollar
el
interior
del
país.
Los
hidrocarburos
continuarán
representando
más
de
las
dos
terceras
partes
de
nuestra
matriz
energética.
Hoy
vemos
que
su
producción
declina
y
las
reservas
no
aumentan
mientras
un
buen
número
de
proyectos
esperan
licencias
o
están
en
situación
de
fuerza
mayor.
Todos
los
días
la
prensa
comenta
las
posibles
deficiencias
del
suministro
eléctrico
en
una
u
otra
ciudad.
Paradoxalmente
nuestro
país
pasa
por
un
buen
momento.
Disponemos
de
más
recursos,
las
empresas
pueden
acceder
a
financiamientos
adecuados
y
los
precios
de
la
energía,
excepto
del
gas
del
lote
88,
están
a
niveles
correctos.
Pareciera
que
nos
faltan
estudios
técnicos,
un
plan
sectorial
y
capacidad
empresarial
que
sustenten
decisiones
políticas
racionales
que
permitan
llevar
adelante
los
proyectos
a
los
cuales
empresas
calificadas
están
dispuestas
a
comprometerse.
UNA
PROYECCION
DE
MEDIANO
PLAZO
Al
2016,
según
las
autoridades
del
sector,
el
balance
entre
la
demanda
y
la
oferta
de
energía
eléctrica
no
presenta
déficits
que
podrían
comprometer
la
actividad
económica.
Sin
embargo,
si
no
se
aumenta
la
oferta,
antes
del
2020
no
tendríamos
energía
suficiente
para
asegurar
la
continuación
del
crecimiento
económico.
Las
decisiones
de
inversión
en
el
sector
de
la
energía
requieren
varios
años
para
materializarse.
Sin
embargo
aun
el
sector
de
la
energía
no
tiene
un
plan
consensuado
con
los
actores
públicos
y
privados,
responsables
de
las
regulaciones
y
de
los
proyectos.
En
nuestro
país
los
plazos
de
ejecución
de
los
proyectos
se
han
alargado.
La
participación
de
nuevas
entidades
del
Estado
encargadas
de
permisos
y
licencias
socio-­‐ambientales
no
está
siendo
coordinada
de
manera
eficiente.
Estas
entidades
no
están
en
manos
de
profesionales
con
criterio
y

2. autoridad
suficiente
para
entender,
corregir
de
ser
el
caso,
y
aplicar
correctamente
las
normas.
Como
resultado
se
alargan
plazos
para
concluir
contratos,
cerrar
financiamientos
y
empezar
obras.
Una
proyección
al
2020
requiere
identificar
tendencias,
darnos
supuestos
para
variables
que
no
controlamos
y
plantear
escenarios
contrastados
para
evaluar
las
decisiones.
Con
este
fin
proponemos
los
siguientes
supuestos:
• El
PBI
–
como
todos
deseamos
-­‐
que
siga
creciendo
alrededor
del
5%.
• El
precio
del
petróleo
crudo
de
referencia
(WTI)
se
mantiene
cercano
a
100
USD/Barril,
y
el
precio
del
gas
en
la
región
comienza
a
estar
influenciado
por
el
desarrollo
del
gas
de
esquistos
en
los
Estados
Unidos.
• La
producción
de
hidrocarburos
se
proyecta
solo
en
base
a
reservas
probadas
y
probables.
Todo
nuevo
descubrimiento
podrá
entrar
en
producción
después
del
2020.
• No
hay
en
aplicación
proyectos
significativos
de
ahorro
de
energía,
ni
mejoras
notables
en
la
infraestructura
del
sector
transporte
• La
exportación
de
gas
continúa
según
el
contrato
vigente
de
Perú-­‐LNG.
• Los
calendarios
para
el
desarrollo
de
nuevos
proyectos
siguen
iguales
a
lo
experimentado:
i.e.
Un
proyecto
hidroeléctrico
necesita
de
4
a
5
años
para
obtener
permisos
y
para
completar
los
trabajos
de
exploración,
y
de
10
a
12
años
para
su
puesta
en
explotación.
Al
2020,
la
falta
de
decisiones
nos
estaría
conduciendo
al
Escenario
1,
mientras
si
hacemos
lo
adecuado
terminaremos
la
década
en
el
Escenario
2,
que
es
lo
óptimo.
Escenario
1:
• Sin
Gasoducto
al
Sur
y
por
consiguiente
sin
nodo
energético
e
industria
petroquímica;
la
producción
de
gas
y
de
LGN
queda
restringida
a
lo
que
puedan
transportar
los
ductos
de
TGP.
• La
modernización
de
las
refinerías
continua
pendiente,
y
• La
producción
de
petróleo
continúa
a
declinar.
Escenario
2:
• Con
Con
el
Gasoducto
al
Sur
abasteciendo
el
nodo
energético
y
una
naciente
industria
petroquímica
en
base
a
una
mayor
producción
de
gas
y
de
LGN.
• Completada
la
modernización
de
las
refinerías.
• Con
un
aumento
en
la
producción
de
petróleo
en
base
a
un
aporte
significativo
de
crudos
pesados
y
de
nuevas
inversiones
en
el
Noroeste
y
Aguaytia
(Horizontes
Profundos).
Se
trata
de
escenarios
contrastados.
La
verdad
estará
en
el
medio,
dependiendo
de
las
decisiones
que
se
tomen
para
ejecutar
uno
u
otro
proyecto.
Sería
muy
lamentable
quedarnos
en
la
inacción
y
ver
que
el
Escenario
1
prevalece
con
todos
los
proyectos
retrasados.
Lo
óptimo
es
lograr
que
el
Escenario
2
se
cumpla
plenamente.
Evaluaremos
en
ambos
escenarios
las
inversiones
y
discutiremos
si
realistamente
existen
opciones
de
financiamiento
tanto
para
aquellas
inversiones
que
son
responsabilidad
de
empresas
privadas
como
aquellas
que
corresponden
al
Estado.
Los
impactos
que
vamos
a
cuantificar
son:
• El
costo
de
la
electricidad,
que
en
el
Escenario
1
aumentaría
al
tener
que
generarse
con
centrales
a
diesel
con
el
riesgo
adicional
de
tener
que
restringir
el
suministro
con
un
impacto
negativo
en
la
actividad
económica.
• Las
menores
rentas,
pues
no
se
puede
hablar
de
desabastecimiento
de
productos
derivados
del
petróleo,
pues
siempre
se
les
puede
importar.
Una
menor
producción
de
petróleo,
gas
y
LGN
significaría
menores
regalías,
impuestos
y
canon.
• Un
consumo
adicional
de
combustibles
líquidos,
la
demanda
que
el
gas
dejaría
de
abastecer
en
sectores
como
la
minería
y
la
industria
provocaría
un
mayor
consumo
de
diesel,
que
sin
haber
modernizado
las
refinerías
se
tendría
que
importar.

3.
LA
DEMANDA
Y
LA
OFERTA
DE
ELECTRICIDAD
El
Comité
de
Operación
Económica
del
Sistema
Eléctrico
Nacional
(COES)
analiza
varios
escenarios
de
crecimiento
de
la
demanda;
adicionando
los
requerimientos
de
electricidad
que
corresponden
a
un
crecimiento
tendencial
de
la
economía
de
5%
y
los
requerimientos
específicos
de
nuevos
proyectos
industriales
y
mineros.
El
COES
considera
el
caso
base
aquel
remarcado
en
color
verde.
EL
COES
define
como
generageneraciónción
eficienteeficiente
aquella
de
bajo
costo,
sea
hidroelectricidad
o
sea
térmica
a
gas.
Al
horizonte
del
2020,
asume
que
entre
los
proyectos
que
conformarían
la
oferta
eléctrica,
junto
con
proyectos
hidroeléctricos
en
ejecución
como
Chaglla,
Cerro
del
Águila
y
Pucará,
estará
la
central
térmica
de
Quillabamba
con
200
MW.
Comparada
con
la
demanda
del
caso
base,
esta
oferta
nos
estaría
dejando
un
déficit
de
generación
del
orden
de
980
MW.
EL
COES
en
su
proyección
al
2020
incluye
las
etapas
siguientes
de
la
central
de
San
Gabán
y
la
central
de
Molloco
que
sabemos
corren
el
riego
de
estar
operativas
más
tarde.
De
no
concluirse
a
tiempo
los
proyectos
de
generación
eficiente
tendremos
que
recurrir
a
una
generación
de
más
alto
costo
incluyendo
la
contribución
de
nuevas
centrales
solares,
eólicas
y
la
que
provendrá
de
centrales
a
diesel
que
forman
parte
de
la
reserva
fría.

4. Nos
preguntamos
entonces:
¿Cuánto
costaría
la
electricidad
al
2020
en
ambos
Escenarios?
El
costo
promedio
actual
del
MWh
está
en
menos
de
50
USD.
En
el
Escenario
1,
tendremos
un
SEIN
en
stress
que
va
a
tomar
en
horas
de
punta
una
electricidad
cada
vez
más
cara.
El
Costo
Marginal
de
Corto
Plazo
estaría
alrededor
de
200
a
250
USD/MWh.
Con
el
Gasoducto
del
Sur
y
el
nodo
energético,
el
costo
promedio
se
mantendría
probablemente
alrededor
de
60
USD/MWh.
¿Cuál
sería
la
tasa
de
crecimiento
del
PBI
que
se
podría
alcanzar
con
una
menor
oferta?
El
crecimiento
del
PBI
se
reduciría
a
4%
o
menos.
¿Qué
cantidad
de
gas
natural
se
requeriría
para
cubrir
el
déficit?
Los
980
MW
de
déficit
del
SEIN
pronosticado
por
el
COES,
y
los
200
MW
de
la
central
térmica
de
Quillabamba
requieren
un
suministro
de
gas
del
orden
de
200
millones
de
pies
cúbicos
al
día
(mmpcd),
el
cual
junto
con
el
consumo
de
la
petroquímica
y
el
de
otros
usuarios
deberá
ser
abastecido
por
el
Gasoducto
al
Sur.
LA
DEMANDA
DE
GAS
NATURAL
Internacionalmente
el
sector
de
la
energía
transita
el
llamado
ciclo
de
oro
del
gasciclo
de
oro
del
gas.
La
adición
de
recursos
convencionales
y
no-­‐convencionales
(shale
gas)
y
el
número
creciente
de
proyectos
de
LNG
permiten
pensar
que
el
gas
–
el
combustible
fósil
más
limpio
-­‐
será
el
energético
clave
para
la
transición
energética
a
cumplirse
en
las
dos
o
tres
próximas
décadas.
El
disponer
de
gas
de
bajo
costo
nos
ofrece
una
gran
ventaja
de
competitividad.
En
el
proceso
de
implementación
de
la
Nueva
Matriz
Energética
Sostenible
(NUMES),
para
la
década
en
curso
la
nueva
capacidad
de
generación
debería
comprender
un
máximo
número
de
centrales
hidroeléctricas
con
la
diferencia
a
cubrirse
con
centrales
térmicas
al
gas.
En
la
década
de
los
20
a
los
30
se
tendrá
que
hacer
nuevas
centrales
hidroeléctricas
y
algunas
centrales
a
gas
en
adición,
dependiendo
que
se
confirmen
en
esta
década
más
reservas.
Para
la
década
subsiguiente,
de
los
30
a
los
40
se
debería
poder
operar
un
mayor
número
de
centrales
que
hagan
uso
de
energías
renovables
y
que
cuenten
con
un
back-­‐up
adecuado
de
centrales
a
gas
que
compense
las
variaciones
que
normalmente
tienen
estas
energías.
Un
uso
más
intensivo
de
gas
natural
en
las
próximas
décadas
no
debería
significar
sin
embargo
un
deterioro
del
volumen
de
nuestras
emisiones
de
CO2.
Para
reducirlas
es
crucial
implementar
políticas
que
reduzcan
la
deforestación
y
que
aseguren
mejoras
de
eficiencia
energética
en
el
sector
transporte
y
en
el
sector
residencial,
incluido
el
beneficio
que
representa
que
el
GLP
siga
sustituyendo
la
leña
y
otros
combustibles
tradicionales.
Entre
los
sectores
de
rápido
crecimiento
se
proyecta
el
Gas
Natural
Vehicular
tanto
en
el
centro
del
país
(Lima
e
Ica)
como
en
los
mercados
de
ciudades
que
se
logre
servir
por
ductos
virtuales.
En
el
MMPCD 2012
2020
-­‐ Escenario
1
Sin
Gasoducto
Andino
2020
-­‐Escenario 2
Con
Gasoducto
Andino
Residencial-­‐
Comercial
3 16 17
Vehicular 53 72 73
Industrial 110 160 212
Petroquímico -­‐-­‐-­‐ -­‐-­‐ 120
Sub Total 166 248 422

5. sector
residencial
-­‐
comercial
se
incluye
el
impacto
de
proyectos
de
masificación
de
gas
con
gasoductos
virtuales.
Una
mayor
disponibilidad
de
gas
en
el
sur
favorecería
la
realización
de
proyectos
industriales
y
mineros
y
serviría
a
dar
inicio
al
desarrollo
de
la
petroquímica,
elevando
el
consumo
nacional
de
gas,
fuera
del
sector
eléctrico,
a
422
mmpc/día.
En
nuestra
proyección
suponemos
que
al
año
2020
se
pondría
en
operación
una
planta
petroquímica
de
base,
sea
de
etileno
–
polímeros;
o
de
amoniaco
–
urea/nitratos.
El
desarrollo
de
una
nueva
infraestructura
de
transporte
es
indispensable
para
satisfacer
la
demanda
del
sector
eléctrico
y
de
la
petroquímica.
Sin
un
nuevo
gasoducto
la
demanda
de
gas
tendría
que
satisfacerse
parcialmente
con
ampliaciones
del
gasoducto
de
TGP;
incrementándose
la
vulnerabilidad
del
sistema
y
postergándose
el
desarrollo
del
interior
del
país.
La
oferta
de
gas
disponible
está
limitada
por
la
capacidad
de
los
ductos
existentes.
La
última
ampliación
de
TGP
permitió
alcanzar
una
capacidad
de
transporte
de
1150
mmpc/día.
Se
espera
llegar
con
las
ampliaciones
en
el
tramo
Malvinas
–
Chinquintirca
a
1540
mmpc/día.
Este
sería
el
aporte
de
los
yacimientos
de
Camisea
en
el
Escenario
1,
a
lograrse
en
base
a
la
mayor
producción
de
los
lotes
56,
88
y
58.
Para
alcanzar
la
oferta
de
gas
requerida
en
el
Escenario
2
debemos
contar
con
un
nuevo
gasoducto.
El
Gobierno
ha
decidido
que
este
sea
el
Gasoducto
al
Sur
y
para
ello
ha
pasado
la
Ley
29970
y
está
por
lanzar
una
licitación.
Consecuentemente,
el
Gobierno
debe
estar
dispuesto
a
participar
en
la
cobertura
de
costos
adicionales
y
deberá
por
lo
tanto
entender
las
incertidumbres
de
los
precios
en
los
distintos
mercados.
En
la
práctica,
el
Gobierno
tiene
un
rol
central
para
llevar
adelante
los
procesos
de
licitación
para
seleccionar
nuevos
concesionarios
y
colaborar
en
la
estructuración
de
tarifas,
precios
y
esquemas
de
financiamiento,
y
con
ello
balancear
geográficamente
el
acceso
al
gas,
a
la
generación
de
electricidad
y
a
oportunidades
de
industrialización.
En
el
Escenario
2
la
oferta
de
gas
al
2020
debe
bordear
los
1800
mmpc/día
y
ser
capaz
de
alcanzar
unos
2200
mmpc/día
en
los
años
subsecuentes.
A
más
largo
plazo,
una
vez
que
se
disponga
de
reservas
adicionales
que
puedan
sustentar
una
producción
de
gas
del
orden
de
2500
mmpc/día
por
20
años,
se
podrá
licitar
un
nuevo
gasoducto,
esta
vez
al
centro
norte
del
país
y
posteriormente
completar
una
red
nacional
de
gasoductos.

6.
El
consumo
del
mercado
interno
más
los
compromisos
de
exportación
en
los
próximos
años
van
a
demandar
20
TCF,
es
decir
la
suma
de
las
reservas
de
gas
probadas
y
probables
al
31
de
Diciembre
del
2011.
Los
expertos
del
sector
estiman
sin
embargo
que
nuestros
recursos
de
gas
son
al
menos
iguales
al
doble
de
las
reservas
actualmente
identificadas
(40
TCF).
Consecuentemente,
el
Estado
debería
evaluar
las
oportunidades
que
abre
la
integración
gasífera
regional.
Como
parte
de
ella,
una
alianza
estratégica
con
Bolivia
permitiría
a
ambos
países
desarrollar
infraestructuras
de
transporte
de
gas
interconectadas
y
con
ello
la
posibilidad
de
encarar
proyectos
de
exportación
con
compromisos
de
reservas
más
seguros
en
los
mercados
del
Cono
Sur
dispuestos
a
pagar
mejores
precios
o
en
su
defecto
en
proyectos
de
GNL.
Entre
Puno
y
La
Paz
hay
solo
300
Kilómetros.
LA
DEMANDA
DE
PRODUCTOS
DERIVADOS
DEL
PETROLEO
Nuestra
proyección
al
2020
es
que
la
demanda
total
pase
de
200
mil
barriles
por
día
(MBPD)
actualmente
a
más
de
250
mil
barriles
por
día.
• El
producto
cuyo
consumo
ha
aumentado
más
en
la
última
década
es
el
GGas
as
LLicuado
de
icuado
de
PPetróleo
(GLP)etróleo
(GLP)
a
una
tasa
anual
de
11%
en
promedio.
El
crecimiento
en
Lima
fue
de
5%
mientras
que
en
provincias
fue
por
encima
del
18%.
Proyectamos
de
manera
conservadora
que
el
consumo
de
GLP
continúe
en
aumento
a
una
tasa
inferior
(5%),
sobre
todo
en
provincias
en
remplazo
de
los
combustibles
biomasa
tradicionales.
• Las
gasolinasgasolinas
en
el
Perú
se
expenden
innecesariamente
en
cinco
niveles
de
octano
(84,
90,
95,
97
y
98).
A
mediano
plazo
podría
reducirse
estos
niveles
a
dos
(90
y
95).
En
la
medida
que
no
se
desarrolle
una
mejor
infraestructura
vial,
ni
se
construyan
mas
soluciones
de
transporte
de
masas,
y
el
crecimiento
del
ingreso
se
refleje
en
un
mayor
número
de
vehículos
habrá
un
aumento
del
consumo
de
gasolinas
y
otros
combustibles
motor.
• La
demanda
de
turboturbo
jetjet
–
combustible
de
aviación
-­‐
debería
seguir
la
tendencia
positiva
del
crecimiento
de
la
economía.
• El
dieseldiesel
usado
tanto
en
industrias
como
combustible
motor
es
un
combustible
clave
en
la
matriz
energética.
El
diesel
B5
contiene
5%
de
biodiesel,
y
es
en
su
mayoría
importado.
La
norma
actual
obliga
a
comercializar
en
Lima
y
en
algunas
ciudades
diesel
con
menos
de
50
partes
por
millón
de
azufre.
La
norma
sería
aplicada
en
todo
el
país
en
el
2016
y
por
ello
la
urgencia
de
las
inversiones
para
modernizar
las
Refinerías
de
Talara
y
La
Pampilla.

7. • Los
residualesresiduales
han
sido
casi
por
completo
sustituidos
por
el
gas
natural,
y
se
espera
tengan
un
crecimiento
nulo.
En
nuestra
proyección
el
consumo
de
combustibles
líquidos
tendrá
el
siguiente
comportamiento:
LA
OFERTA
DE
COMBUSTIBLES
LIQUIDOS
La
oferta
de
combustibles
líquidos
comprende
la
producción
de
las
refinerías,
loslos
condensadoscondensados
(GLP,
nafta
y
diesel)(GLP,
nafta
y
diesel)
provenientes
de
las
plantas
de
tratamiento
de
gas
natural
y
los
bio-­‐
combustibles.
La
fuente
más
importante
de
condensados
es
la
planta
de
separación
de
Malvinas
cerca
a
los
campos
de
Camisea,
que
ha
crecido
por
módulos
hasta
alcanzar
con
una
última
ampliación
una
capacidad
del
orden
de
1600
mmpc/día.
De
aumentarse
según
el
Escenario
2
la
producción
de
gas
con
la
finalidad
de
abastecer
el
mercado
del
Sur
se
necesitará
ampliar
una
vez
más
la
capacidad
de
la
Planta
Malvinas
para
procesar
la
producción
adicional
de
los
lotes
de
esta
zona
(88,
56,
58,
y
57).
Además
de
los
condensados,
en
la
oferta
de
derivados
está
la
producción
de
las
la
producción
de
las
refineríasrefinerías.
Las
tendencias
del
mercado
de
combustibles
y
la
calidad
de
los
crudos
disponibles
obligan
a
pensar
en
la
urgencia
de
inversiones
para
su
modernización.
Si
se
desea
tener
una
industria
de
refinación
0
50
100
150
200
250
300
2000 2005 2010 2011 2012 2015 2020
Demanda
de
productos
derivados
(MBPD)
Turbo
GLP
Residuales
Gasolinas
Diesel
0
500
1000
1500
2000
2500
MMPCD
Escenario
1 Escenario
2

8. hay
que
pagar
el
costo
de
estos
proyectos,
así
sean
elevados.
Políticamente
nadie
considera
aceptable
cerrar
las
refinerías.
Hoy
ya
es
imposible
completar
al
2016
los
proyectos
de
reducción
del
azufre
en
el
diesel
en
nuestras
refinerías.
Si
se
desea
acelerar
los
proyectos,
habrá
quizás
que
considerar
algún
soporte
de
parte
del
Estado
que
ayude
a
financiarlos;
soporte
que,
a
fin
de
cuentas
hubiera
que
pasar
a
los
consumidores.
Un
incremento
a
S/.
0.20
por
galón
del
Impuesto
Selectivo
al
Consumo
de
las
gasolinas
y
el
diesel
puede
generar
un
fondo,
que
podría
llamarse
Fondo
del
Aire
Limpio,
que
anualmente
reditúe
entre
USD
160
a
200
millones.
Es
conveniente
-­‐
de
darse
esta
subvención
-­‐
que
se
monitoree
cuidadosamente
las
cuentas
de
las
refinerías
de
manera
a
limitar
el
uso
del
Fondo
a
solventar
los
flujos
de
caja
que
permanezcan
negativos
y
que
provengan
de
los
proyectos
de
reducción
del
azufre.
Las
normas
de
calidad
de
los
combustibles
seguirán
siendo
más
estrictas
y
de
seguro
aparecerán
otras
aplicaciones
para
tal
Fondo.
Es
difícil
decidir
la
creación
de
un
nuevo
impuesto
por
imperceptible
que
sea.
El
incremento
propuesto
representa
el
1.5%
del
precio
al
público,
incremento
que
a
menudo
se
da
por
variaciones
en
los
precios
internacionales
sin
que
lo
note
el
público
consumidor.
La
dificultad
de
tomar
tal
decisión
se
incrementa
con
la
voluntad
expresada
por
REPSOL
de
querer
vender
su
parte
(51%)
en
la
Refinería
La
Pampilla
y
la
decisión
del
Gobierno
de
dejar
que
esta
refinería
siga
siendo
propiedad
exclusiva
de
privados.
Sumando
el
volumen
de
condensados
extraídos
del
gas
con
la
producción
de
las
refinerías
podríamos
alcanzar
una
oferta
de
hidrocarburos
líquidos
comercializables
que
en
el
Escenario
2
se
eleve
de
270
mil
barriles
por
día
a
por
encima
de
350
mil
barriles
por
día
al
2020.
Conviene
precisar
que
esta
proyección,
así
como
la
proyección
de
la
producción
de
petróleo
crudo
(desarrollada
en
la
sección
que
sigue)
parten
del
supuesto
que
se
mantiene
la
actual
política
de
precios
de
la
energía,
así
como
la
actual
norma
de
uso
de
bio-­‐combustibles
(7.8%
de
etanol
en
las
gasolinas
y
5%
de
biodiesel
en
el
diesel).
Los
esquemas
de
subsidio
restan
marginales
y
las
empresas
reciben
pagos
en
relación
a
costos
de
oportunidad
por
importación
y/o
exportación.
El
único
ajuste
de
precios
al
consumidor
que
convendría
hacer,
además
del
Fondo
del
Aire
Limpio
propuesto,
es
un
incremento
en
el
precio
del
gas
del
lote
88
que
mejore
la
competitividad
de
las
hidroeléctricas
y
que
ayude
al
financiamiento
de
los
gasoductos
y
a
la
puesta
en
aplicación
de
programas
de
ahorro
en
la
industria
y
el
sector
transporte.
LA
OFERTA
DE
PETROLEO
CRUDO

9. La
producción
petrolera
declina
porque
no
ha
habido
un
descubrimiento
de
petróleo
importante
en
los
últimos
treinta
años.
Las
reservas
más
importantes
con
las
que
contamos
son
de
crudos
pesados
concentradas
en
la
Selva
Norte,
que
esperan
inversiones
de
confirmación
y
desarrollo
significativas.
En
el
Nor
Oeste
es
muy
poca
la
inversión
exploratoria
obtenida
con
los
contratos
en
las
diferentes
áreas
en
que
se
subdividió
en
los
años
90
esta
cuenca
petrolera.
De
más
de
120
mil
barriles
al
día
que
producíamos
a
comienzo
de
los
90,
actualmente
producimos
62
mil
barriles.
Es
decir
la
mitad!
La
producción
de
petróleo
corre
el
riesgo
de
continuar
disminuyendo
si
no
se
dan
los
incentivos
para
relanzar
inversiones
en
exploración
y
sobretodo
en
desarrollo.
En
todas
las
áreas
productoras
del
país
hay
posibilidades
de
aumentar
la
producción.
En
el
NoroesteEn
el
Noroeste
empresas
como
Interoil
y
Olympic
han
demostrado
que
es
posible
poner
en
producción
áreas
vecinas
consideradas
fronteras
en
la
región.
Se
puede
intensificar
la
perforación
en
las
áreas
tradicionales
(Lote
10
–
Petrobras),
o
aun
se
pueden
explorar
Horizontes
Profundos
como
en
el
Lote
31-­‐
C
Aguaytia.
Idem
en
el
Zócalo
Continental.
El
Noroeste
espera
una
decisión
crucial:
Cómo
va
a
continuar
la
explotación
de
los
viejos
campos
que
están
revirtiendo
al
Estado,
incluido
el
rol
que
podría
jugar
Petroperú?
La
opción
más
importante
para
incrementar
la
producción
está
en
la
Selva
Nortela
Selva
Norte.
.
Una
explotación
integrada
de
las
reservas
de
crudos
pesados
traería
una
contribución
muy
significativa.
Esto
en
un
proyecto
que
involucre
los
lotes
1AB,
8
y
64
además
de
las
reservas
de
PERENCO
en
el
lote
67
y
las
de
REPSOL
en
el
lote
39,
y
que
saque
provecho
a
la
infraestructura
de
transporte
que
ofrece
el
oleoducto
norperuano.
Vecinos
a
esta
zona
hay
lotes
del
lado
del
Ecuador
que
están
siendo
licitados
y
cuya
eventual
producción
necesita
un
acceso
a
los
mercados.
Petroperú
ha
concedido
la
opción
de
utilizar
la
capacidad
ociosa
del
Oleoducto
y
podría
poder
participar
en
la
licitación
asociándose
a
una
empresa
privada.
Actualmente
la
selva
norte
produce
menos
de
30
MBD
de
los
cuales
transitan
por
el
oleoducto
20
a
22
MBD
solamente,
con
lo
cual
las
tarifas
han
subido
y
la
operación
es
difícil.

10.
Una
buena
parte
de
la
responsabilidad
de
aumentar
la
producción
de
crudo
esta
basculando
a
manos
de
PERUPETRO
y
Petroperú
al
seguir
sin
decisión
el
futuro
de
los
lotes
que
revierten
en
el
Noroeste,
al
haberse
concretado
la
cesión
de
posición
contractual
de
Talisman
y
Hunt
del
Lote
64
y
estando
próxima
también
la
reversión
del
Lote
1AB
–
convertido
en
Lote
192.
Este
lote
es
el
mayor
productor
y
probablemente
también
el
lote
con
mas
pasivos
ambientales.
Predecir
la
evolución
de
la
producción
de
petróleo
no
es
fácil.
Lo
que
si
en
la
industria
se
sabe
muy
bien
que
una
vez
caída
la
producción
de
un
campo
cuesta
mucho
recuperarla.
En
el
escenario
1,
pesimista,
al
esperarse
menos
inversiones
en
todas
las
regiones
se
tendrían
bajas
de
la
producción.
Esto
podría
revertirse
–
en
especial
si
Petroperú
juega
su
rol
eficientemente
y
consigue
socios
que
aporten
tecnologías
y
financiamiento
–
tal
cual
se
muestra
en
el
escenario
2.
La
producción
puede
bajar
a
menos
de
50
MBD
o
puede
al
2020,
en
el
caso
óptimo,
volver
a
alcanzar
los
120
MBD.
RESULTADOS
A
NIVEL
DEL
SECTOR
Bajo
estas
premisas
veamos
de
aquí
al
2020
que
inversiones
se
necesitan
y
que
resultados
obtendríamos
en
términos
de
ingresos
(Government
Take:
suma
de
regalías
e
impuestos)
y
de
balanza
comercial.
11-­‐-­‐
Las
inversiones
requeridasLas
inversiones
requeridas
en
el
escenario
2
en
el
escenario
2
son
obviamente
superiores
a
aquellas
requeridas
en
el
escenario
1escenario
1;
la
diferencia
tal
cual
muestra
el
cuadro
adjunto
es
bastante
significativa.
0
20
40
60
80
100
120
140
MBPD
Escenario
1 Escenario
2
Escenario 1 2
Electricidad
Generación
6,700 7,300
Transmisión
y
distribución
1,700
Gas
Upstream 785 2,365
Gasoductos
y
distribución
500
3,500
Petroquímica -­‐ 3,500
Petroleo
Upstream 2,684
4,165
Downstream (refinerías) 240
4,000
Total
(MM
US$)
12,609
26,530

11.
Tomando
en
cuenta
que
el
Gobierno
ha
definido
su
participación
como
minoritaria
en
distintos
proyectos
(aprox.
20%
en
los
lotes
que
revierten
y
en
el
gasoducto
al
Sur,
el
nodo
energético
y
la
petroquímica)
y
conservado
una
responsabilidad
de
100%
en
la
inversión
de
modernización
de
la
Refinería
de
Talara,
el
monto
de
la
inversión
total
a
cuenta
de
las
empresas
estatales
ascendería
a
USD
5,500
millones
en
el
Escenario
2.
Las
inversiones
en
el
sector
de
la
electricidad
deberán
en
su
mayoría
ser
financiadas
por
empresas
privadas.
ELECTROPERU
por
su
lado
tendrá
que
contribuir
a
la
construcción
de
la
central
térmica
de
Quillabamba
proyecto
con
un
buen
avance,
y
tendrá
además
una
participación
minoritaria
–
en
el
llamado
nodo
energético
del
sur,
es
decir
en
las
centrales
a
colocar
al
final
del
gasoducto
del
sur.
Adicionalmente
conviene
que
lleve
adelante
un
proyecto
que
permita
la
inspección
e
incremente
la
confiabilidad
de
la
central
hidroeléctrica
del
Mantaro.
ELECTROPERU
dispone
de
recursos
financieros
propios
y
puede
obtener
el
financiamiento
para
desarrollar
a
tiempo
estos
proyectos.
La
política
en
vigor
deja
las
inversiones
upstream
a
la
responsabilidad
de
los
privados.
La
participación
de
PETROPERU
será
en
los
lotes
que
están
revirtiendo,
de
manera
minoritaria,
sin
incurrir
en
inversiones
de
riesgo.
Aquí
preocupan
la
obtención
de
licencias
ambientales
y
en
las
áreas
de
selva
los
procesos
de
consulta
previa.
Existen
empresas
dispuestas
a
invertir
en
estos
proyectos
de
darse
las
condiciones
fiscales
adecuadas
y
hasta
de
financiar
inicialmente
la
parte
de
la
empresa
petrolera
nacional.
En
donde
se
tiene
necesidad
de
mecanismos
de
financiamiento
adecuados
es
para
las
inversiones
en
infraestructuras
de
transporte
y
procesamiento.
Para
los
ductos
se
tiene
el
régimen
de
concesión
que
pasa
la
responsabilidad
del
financiamiento
a
las
empresas
privadas
ofreciéndoles
una
garantía
tarifaria.
Al
respecto,
se
espera
que
se
ponga
en
práctica
un
régimen
de
tarifa
estampilla
única
para
todo
el
sistema
de
ductos
tal
cual
existe
para
la
operación
del
sistema
eléctrico
integrado.
Es
en
el
financiamiento
de
las
inversiones
en
refinerías
en
que
la
intervención
del
Estado
aparece
como
cuasi-­‐indispensable,
y
ello
debería
encararse
cuanto
antes.
Para
la
petroquímica
el
tema
sustancial
es
la
definición
de
las
condiciones
suministro
de
la
materia
prima
y
la
forma
en
que
se
construirá
las
facilidades
comunes
de
un
futuro
complejo.
Para
cumplir
su
rol
Petroperú
ha
recibido,
según
la
Ley
No
29970,
un
aporte
de
capital
de
hasta
USD
400
millones.
Las
definiciones
corresponden
sobre
todo
a
la
localización
y
a
la
manera
en
que
el
estado
está
dispuesto
a
facilitar
la
fijación
de
precios
para
las
materias
primas
de
manera
competitiva,
frente
a
la
perspectiva
de
precios
bajos
resultante
del
avance
del
gas
de
esquistos.
Sin
lugar
a
dudas
es
en
el
sector
de
la
energía
en
que
la
inversión
pública
debe
tener
un
efecto
multiplicador.
Los
privados
solos
tardaran
varios
años
en
implementar
proyectos
que
el
país
requiere
con
urgencia.
2-­‐
Al
haber
una
menor
producción
se
estaría
comprometiendo
el
Government
TakeGovernment
Take,
es
decir
de
las
regalías
e
impuestos
que
recibe
el
país
y
que
se
comparten
bajo
la
ley
del
canon
entre
el
Gobierno
Central
y
los
gobiernos
regionales
y
las
municipalidades.
En
el
año
2012
los
ingresos
fueron
del
orden
USD
3,500
millones,
sumando
las
regalías
y
el
impuesto
a
la
renta
de
las
operaciones
de
producción
de
petróleo
y
gas
natural.
De
esta
suma,
USD
1,120
millones
aproximadamente
se
transfirieron
a
los
gobiernos
sub-­‐nacionales.

12.
Suponiendo
que
los
precios
no
cambian,
los
ingresos
provenientes
de
la
producción
de
hidrocarburos,
y
con
ellos
las
transferencias
del
canon
aumentarían
aun
en
el
2013
como
resultado
de
la
mayor
producción
de
gas
y
condensados
de
los
lotes
56,
88
y
58
(estructura
Kinteroni)
y
gracias
a
las
inversiones
de
ampliación
de
las
plantas
de
Malvinas
y
Pisco.
De
ahí
en
adelante,
en
el
Escenario
1,
el
Government
Take
casi
no
va
a
incrementarse.
Los
volúmenes
de
producción
de
gas
continuarían
promediando
los
1600
mmpc/día
y
aquellos
de
petróleo
crudo
declinarían;
mientras
que
en
el
Escenario
2
la
mayor
producción
de
petróleo,
gas
y
LGN
elevaría
el
Government
Take
en
más
mil
millones
de
dólares.
Mientras
que
el
escenario
1
las
rentas
en
los
anos
subsecuentes
continuarían
a
disminuir
en
el
escenario
2
las
rentas
seguirían
en
aumento.
La
perspectiva
del
sector
eléctrico
en
el
Escenario
1
apunta
a
una
electricidad
más
cara
y
a
una
posible
falta
de
electricidad
que
de
hecho
tendrá
un
impacto
sobre
el
crecimiento
de
la
economía.
La
perspectiva
del
sector
hidrocarburos
apunta
a
obtener
menores
ingresos,
con
lo
cual
al
disponerse
de
menos
se
hace
más
difícil
repartir,
y
esto
se
traduciría
en
un
deterioro
del
clima
social.
De
continuar
en
el
Escenario
1
estaríamos
postergando
la
posibilidad
de
descentralizarnos
y
de
empezar
a
crecer
de
manera
armónica
a
nivel
nacional.
33-­‐-­‐
La
balanza
comercialLa
balanza
comercial
del
sector
energía
está
actualmente
en
posición
de
superávit
con
la
contribución
de
las
exportaciones
de
gas
licuado;
pero
podría
en
los
años
que
restan
a
esta
década
caer
a
una
posición
de
déficit
si
no
se
logran
sacar
adelante
los
proyectos
claves
del
sector.
Si
la
exportación
de
gas
no
aumenta
o
no
se
logra
mejores
precios
y
seguimos
sin
relanzar
la
producción
de
crudo
y
gas
natural
y
no
modernizamos
las
refinerías
tendremos
que
afrontar
una
caída
en
la
balanza
comercial
de
cerca
de
USD
3,500
millones
al
año
pasando
del
confortable
superávit
actual
a
un
costoso
déficit.
Tal
deterioro
–
resultante
de
pasar
del
Escenario
2
al
1
-­‐
tendrá
un
efecto
mayor
en
la
posición
macro-­‐económica
del
país,
haciendo
que
baje
nuestra
cotización
frente
a
las
instituciones
crediticias
y
que
se
encarezcan
las
tasas
de
interés
en
general
de
algunos
puntos.
0
1000
2000
3000
4000
5000
2012 Escenario
1 Escenario
2
2020
MM
US$
Goverment
Take
Regalías
-­‐ Petróleo Impuestos
-­‐ Petróleo
Regalías
-­‐ Gas
Natural Impuestos
-­‐ Gas
Natural

13.
¿QUE
NOS
FALTA?
Por
qué
Colombia
y
Brasil
están
logrando
aumentar
su
producción
de
petróleo
y
gas,
y
por
qué
Venezuela,
Bolivia,
Argentina
y
Ecuador
con
recursos
geológicos
tan
o
más
significativos
no
logran
aumentar
su
producción.
¿Por
qué
con
los
recursos
geológicos,
con
las
posibilidades
de
financiamiento
de
fuentes
tanto
privadas
como
públicas
no
logramos
apuntar
más
decididamente
al
Escenario
2?
Además
de
declaraciones
de
voluntad
política
del
Gobierno
y
de
leyes
y
reglamentos
que
han
aparecido
últimamente,
hace
falta
(i)
un
plan
sectorial
cuya
preparación
sea
una
práctica
institucionalizada
con
participación
privada,
y
(ii)
elevar
la
capacidad
del
Estado
para
asociarse
con
las
empresas
de
manera
creativa,
sin
temores
ingenuos
de
corrupción,
sacando
el
máximo
de
provecho
de
los
recursos
que
disponemos
y
de
las
posibilidades
de
financiamiento
que
hoy
se
nos
ofrecen.
Estamos
en
L&Q
convencidos
que
si
se
puede!
Nos
rehusamos
a
pensar
que
lo
único
que
nos
queda
es
aceptar
pasivamente
que
el
sector
de
la
energía
evolucione
en
el
Escenario
1.
Pensamos
que
el
Escenario
2
no
solo
es
deseable
sino
que
es
muy
posible
de
alcanzar.
Es
así
que
proponemos
para
la
discusión
tres
temas:
1-­‐
Hace
falta
una
alianza
con
las
empresas
privadas
serias
que
desean
invertir
en
el
país,
en
especial
con
aquellas
dispuestas
a
tomar
riesgos
geológicos
y
riesgos
comerciales.
Institucionalizar
y
poner
en
práctica
un
mecanismo
de
planificación
concertada
donde
el
Estado
y
el
sector
privado
examinen
las
mejores
decisiones
técnicas
y
establezcan
los
consensos
que
hacen
falta.
En
L&Q
estamos
convencidos
que
apoyar
a
que
a
esto
se
logre
es
parte
de
nuestro
compromiso
como
firma
consultora
dispuesta
a
servir
al
país.
2-­‐
Tenemos
que
convertir
a
nuestras
empresas
estatales
en
instrumentos
que
agreguen
sistemáticamente
valor
a
nuestros
proyectos.
La
inversión
pública
cumple
en
este
sector
un
rol
multiplicador.
En
cada
uno
de
los
segmentos
de
la
industria
en
lugar
de
pasar
días
discutiendo
en
cómo
cumplir
con
la
Constitución,
especulando
si
se
está
respetando
el
rol
subsidiario
definido
por
la
constitución
y
leyes
de
hace
más
de
20
años;
debemos
pasar
al
pragmatismo
y
examinar
cómo
en
el
sector
eléctrico,
o
en
el
upstream
y
en
el
downstream
petrolero
o
en
la
petroquímica
un
ELECTROPERU
y
un
PETROPERÚ
reforzados
pueden
hacer
que
los
proyectos
avancen
y
que
se
tengan
mayores
utilidades,
tanto
para
beneficio
nacional
como
para
las
empresas
que
arriesguen
con
ellas.

14. De
hecho
un
pre-­‐requisito
aquí
es
exigir
a
las
empresas
estatales
un
estricto
cumplimiento
de
normas
de
buen
gobierno
corporativo
y
dotarlas
de
directorios
independientes
y
de
un
personal
calificado
–
que
se
tenga
que
atraer
no
solo
en
base
a
buenos
sueldos
sino
igualmente
en
base
a
un
trato
más
considerado.
3-­‐
Necesitamos
finalmente
un
entendimiento
de
ancha
base
entre
ambientalistas,
autoridades
de
gobiernos
regionales
y
municipales,
sociedad
civil
y
otras
partes
interesadas
en
un
manejo
adecuado
de
los
impactos
socio-­‐ambientales.
Estamos
seguros
que
en
adelante
las
reglas
ambientales
solo
van
a
ser
más
estrictas
y
vamos
a
tener
que
brindar
respeto
y
una
compensación
cada
vez
mayor
a
las
comunidades
con
las
cuales
conviven
nuestras
operaciones.
Es
también
tarea
del
Estado
representado
por
gente
calificada
y
con
capacidad
de
dirimir
para
que
esto
se
logre.
Pretender
que
de
aquí
en
adelante
todos
los
proyectos
se
ejecutarán
bajo
estándares
ambientales
y
sociales
estrictos
a
nivel
óptimo
es
una
utopía
costosa
que
corre
el
riesgo
de
seguir
paralizando
las
inversiones.
Necesitamos
aplicar
criterios
para
asegurar
la
transición
y
dar
tiempo
para
que
se
eleve
el
nivel
de
las
autoridades
en
los
distintos
ámbitos
del
Gobierno.
Las
políticas
ambientales
solo
tienen
sentido
si
se
aplican
dentro
de
una
estrategia
de
largo
plazo.
Lima,
3
de
Junio
2013