La República
Jueves 6 de setiembre de 2007
Humberto Campodónico
No hay que exportar gas antes de encontrarlo

¿Qué es más importante, y lucrativo, para el país, exportar el gas en bruto, como se plantea en el contrato entre el gobierno y Perú LNG, o usarlo para la petroquímica, lo que le da un importante valor agregado? La respuesta la da el Proyecto de Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria Petroquímica (PL-1189), enviado por el Ejecutivo al Congreso en abril del 2007 y que debe ser discutido dentro de poco.
"Estudios previos señalan que en un escenario de 25 años, vender 100 millones de pies cúbicos diarios a un precio de US$ 2.5/millón de BTU, proporciona ingresos brutos de US$ 2,000 millones. Si ese mismo volumen se convierte en un Complejo de Fertilizantes de Amoníaco, Nitrato de Amonio, Biofosfato de Amonio y Úrea, los ingresos brutos son US$ 11,500 millones, lo que da un efecto multiplicador de 5.75 veces".
Además, dice el PL-1189: "Para un complejo de olefinas de 50,000 barriles/día, los ingresos brutos vendiendo el etano como combustible son US$ 1,800 millones y si se vende como etileno, glicol, alfaolefinas y polietileno, los ingresos brutos son US$ 13,200 millones, con un efecto multiplicador de 7.33 veces". También dice el PL-1189 que los impactos sobre el empleo y el PBI son mucho mayores con la petroquímica. Está claro: la petroquímica es mejor.
Si el Perú tuviera reservas suficientes para las necesidades del mercado interno, la petroquímica y la exportación de gas en bruto, entonces se podrían desarrollar los 3 mercados a la vez. Aunque siempre cabría preguntarse para qué exportar el gas en bruto si la petroquímica le da un mayor efecto multiplicador.
La cuestión es que las reservas actuales no dan para todo a la vez, lo que implica que el Estado (y no las empresas) debe decidir. Veamos. Según la Dirección General de Hidrocarburos, tenemos 11.93 trillones de pies cúbicos (sus siglas son TCF, pero en castellano significa billones de pies cúbicos) de reservas, repartidas en los Lotes 88 y 56 (Camisea) y una pequeña cantidad (0.73 TCF) en Talara y Aguaytía.
¿Cuál es la demanda prevista por la propia DGH en los próximos 20 años? El consumo local sería a 6.04 TCF y la exportación de Peru LNG sería 4.2 TCF, para un total de 10.24 TCF. Dice la DGH en su gráfico que quedaría una cantidad de gas remanente de 1.69 TCF. Aquí está el quid del asunto: ¿qué sucede después del 2026? ¿Nos quedamos sin gas y volvemos a depender del petróleo caro? ¿Habremos cambiado toda nuestra infraestructura energética para uso del gas y en 20 años ésta se vuelve inservible?
No solo eso. En las proyecciones de la DGH no está prevista la petroquímica, que va a consumir, por lo menos, 1 TCF adicional en los próximos 20 años, lo que reduce aún más la cantidad de gas remanente. Como el gas con las justas alcanza para los 3 mercados, nos podría pasar lo de Argentina, que ha restringido sus exportaciones a Chile para priorizar su mercado interno. Frente a esto, ¿qué dice el gobierno que, hoy, por hoy, quiere hacer petroquímica en Pisco y, también, en Ilo?
Dice que no hay que preocuparse porque en las exploraciones en los lotes vecinos a Camisea seguramente se descubrirá más gas, lo que "arreglará el problema". La cuestión es que el ABC del petróleo nos dice que la exploración es un negocio de riesgo que muchas veces no tiene éxito. Por eso, así como no se debe vender la piel del oso antes de cazarlo, no se debe exportar el gas en bruto antes de encontrarlo. Menos aún si la petroquímica genera 7 veces más ingresos y que el precio de exportación va a ser menor que el que los peruanos pagamos por el gas en el mercado interno. Es hora de un debate en serio sobre nuestro gas y nuestra independencia energética.

Fuente: http://www.larepublica.com.pe/content/view/176637/559/