Fertilizantes. Especialistas señalan que se necesita agilizar la infraestructura de gas natural en el sur para potenciar esta industria incipiente, mientras se negocia un precio del energético que asegure la rentabilidad y precios bajos al mercado interno.

El anuncio de la presidenta Dina Boluarte de instalar una planta de fertilizantes en el sur plantea dos cuestiones: la ruta que debería seguir el gasoducto que la alimente y el precio con que se le venda el insumo. Todo con un único objetivo final: la masificación del gas natural de Camisea, apalancada por industrias y accesible a todos los hogares.

Tres empresas se han presentado ante el Gobierno para llevar a cabo esta megaobra, con una inversión estimada de entre US$600 y US$800 millones, según información a la que accedió La República. Pero su ejecución depende de otros factores que hacen falta resolver.

Sucede que la demanda de gas natural en los hogares es tan baja frente a la oferta de producción de Camisea que no justifica las grandes inversiones para construir los ductos necesarios para masificar. Entonces, se recurre a la industria para generar ‘anclas’ de consumo regional.

Eso se esperaba con el nodo energético del sur, dos centrales termoeléctricas en Arequipa y Moquegua (Samay e Ilo 1) que debían consumir gas para generar electricidad, pero que al día de hoy usan diésel desde que se frustró el Gasoducto Sur Peruano (GSP) de Odebrecht.

La actual gestión del Ministerio de Energía y Minas (Minem) ha propuesto que una petroquímica de fertilizantes nitrogenados sea la nueva ancla en el sur, posiblemente en Arequipa, por su potencial portuario de exportación. Así, se matan dos pájaros de un tiro: se masifican los hogares y se cubre largamente la demanda de 400.000 toneladas métricas (TM) de urea que cada año se consume. El problema es por dónde llevar el gas.

La ruta perdida

El gas extraído por Pluspetrol tiene que llegar de alguna manera desde Cusco, pero el único ducto que tiene (administrado hoy por TGP) lo conecta directamente a Lima. Cuando Odebrecht abandona el GSP, el avance de obra era del 30%. Eleodoro Mayorga, exministro de Energía y Minas, vota por que el Gobierno retome esta ruta.

Explica que, incluso, el Estado paga anualmente más de US$40 millones para proteger los tubos que quedaron desperdigados y evitar su deterioro mientras se resuelve el juicio contra la brasileña. En tanto, espera reavivar el ducto interandino bajo el esquema del SIT-Gas.

“Si se quiere usar el gasoducto actual, ya estamos al borde de capacidad. Es cierto que se podría agrandar, pero tomando en cuenta lo ya invertido, la alternativa de continuar el GSP es la más racional”, indica.

Pero no es el único camino que se discute. Antes de entrar a Lima, el ducto de TGP se bifurca en Ica e ingresa a la concesión de Contugás, del Grupo Energía Bogotá. La empresa ha ofrecido tener listo, en dos años, un ducto de 630 km que conectará Marcona con Mollendo e Ilo.

Ese es el llamado ‘gasoducto costero’, el cual sus diseñadores afirman no entorpece la construcción de su par andino (US$4.500 millones), pues tiene una inversión menor de US$1.200 millones. Carlo de Los Santos, exdirector de Hidrocarburos, aprueba esta propuesta.

“En 2027 se termina el contrato de exportación, necesitamos masificar para no poner en riesgo las regalías”, advierte. Gustavo Navarro, especialista en energías, no descarta esta variante, pero señala que debería concretarse como segundo paso para cerrar un anillo energético, a efectos de no dejar al mercado interno atado a un solo ducto que, de por sí, tiene problemas para sostener la generación eléctrica por la falta de lluvias.

El gas de la discordia

Pero ese no es el problema más sensible que tendría que afrontar el Gobierno para establecer una planta petroquímica a partir del gas natural. El ingeniero petroquímico Ricardo Bisso sostiene que, para que un inversionista se muestre interesado en hacer una industria de ese tipo (al menos 1,5 millones t anuales), tendría que asegurarse su rentabilidad.

Ello depende, puntualmente, de que el precio del gas “tenga como referencia el mismo precio que se les está dando a las eléctricas”, por debajo del marcador internacional, pero eso depende de “sentarse a negociar con el Consorcio Camisea”.

Bisso explica, con todo, que una planta petroquímica de metano es viable desde el punto de vista de disponibilidad, pues solo se necesitaría entre 7% y 10% de la producción de 1.700 millones de pies cúbicos diarios (mpcd) que produce Camisea.

“Hay que darle doble valor a la molécula de gas, uno para producción nacional que asegure la seguridad agroalimentaria y otro de exportación. Entonces, el privado también va a tener que ofrecer precios competitivos. Si no, no se va a invertir”, asevera.

Todos los especialistas antes consultados coincidieron en la necesidad de revisar los precios del gas. En enero de este año, el ministro Oscar Vera dijo que la renegociación de los contratos de Camisea estaba en agenda. Pluspetrol se abstuvo de opinar para esta nota.

Sin gasoducto no hay planta petroquímica

Tras el mensaje a la nación, el Ejecutivo solicitó delegación de facultades al Congreso. Uno de los puntos estaba dirigido a promocionar la industria petroquímica en Perú.

La norteamericana Energy Transfer Partners comunicó recientemente su interés para participar en el relanzamiento del Gasoducto Sur Andino. En setiembre del 2022, Enaex y Contugás propusieron al Gobierno invertir US$2.500 millones para desarrollar una industria petroquímica.

Ese mismo mes, Produce recibió el titularato de una comisión de alto nivel para la creación de una planta de urea en el Perú. Hasta ahora no se ven los resultados.

Las cifras

89,5% de fertilizantes y abonos nitrogenados proviene de las importaciones.

1.700 mpcd de gas natural produce Camisea.

Fuente: La República