Iris Cárdenas, viceministra de Hidrocarburos: “Se ha establecido el Área XCII en Candamo para explorar gas y tener otro Camisea”

La energía es desarrollo. Un país sin energías, es un país donde no se pueden generar empleo de calidad, crecimiento ni condiciones mínimas para la subsistencia de las personas. En esta línea, el Ministerio de Energía y Minas (Minem) avanza a pasos agigantados para reponer reservas de gas natural antes de que se agoten las reservas de Camisea, mientras debe acelerar la masificación en las regiones y la construcción de la primera planta petroquímica para urea en Perú, destinada a garantizar la provisión de alimentos en el futuro. La viceministra de Hidrocarburos, Iris Cárdenas Pino, brinda así su primera entrevista a medios para Infobae Perú.

En cuanto a la masificación del gas natural en los hogares, ¿cuánto es lo que se ha avanzando hasta el momento?

En cuanto a hogares, a la fecha tenemos 2,3 millones de hogares que cuentan con el gas natural a nivel nacional. También se ha convertido a cerca de 500.000 vehículos a gas natural vehicular (GNV), se tienen 338 estaciones de servicio y ya hay unos 23.400 kilómetros de redes.

Las metas se están cumpliendo y aspiramos a seguir impulsando el tema de las gasoductos virtuales a través de la construcción de plantas de regasificación en Huancavelica, Cusco, Ucayali, Puno y Apurímac, para así extender las redes en zonas donde todavía no ha llega el gasoducto.

¿Cuánto era la meta para este año?

La meta en 2024 era de 199.000 con Bonogás y estamos en 191.966 entre enero y octubre. Para 2025, el objetivo es que las localidades que no cuenten con una concesión puedan ser suministradas, cada una, con una inversión de S/20 millones para distribución, y así tener inicialmente a unos 1.000 usuarios conectados.

Pero tambien hay un plan de expansión de las concesiones y, en Lima, también se esta evalúa la expansión en laderas (Cálidda). Para ello, también estamos incrementando los estudios con Osinergmin, para ver cómo financiamos con el FISE.

Pasando un poco al upstream, hemos tenido varios llamados de atención en las últimas semanas desde el lado académico y el privado, respecto a bajas reservas probadas. En petróleo somos deficitarios, entonces, se refieren en realidad al gas natural. ¿Son ciertas estas proyecciones? ¿Nos quedaremos pronto sin gas?

En reservas de gas natural tenemos más de de 9 trillones de pies cúbicos (TCF) como probadas y se tiene una autonomía de unos 17 años. Sin embargo, para incrementar estas reservas todavía tenemos la perforación de horizontes profundos por parte de Pluspetrol para incrementar las reservas en 1,5 TCF. También tenemos el Lote 58 de CNPC con 2,85 TCF, que está reformulando su proyecto y sacando los permisos ambientales correspondientes.

Esas serían las reservas probadas totales. Sin embargo, existen recursos contingentes que podrían ser desarrollados, y esto va hasta cerca de los 30 TC. Por ello, venimos coordinando con Perupetro la manera de desarrollar esos recursos y se estableció el Área XCII con un plan de contratación para el yacimiento del Candamo. El desarrollo de la cuenca de Madre de Dios viene desde Colombia y va hasta Argentina, donde se ha encontrado Vaca Muerta con 300 TCF.

Por la experiencia de los géologos que han trabajado en esa zona, solo en una estructura del Candamo, que está en Puno, habrían reservas de 3 TCF y en toda el área que ha evaluado Perupetro se ha lanzado un convenio de evaluación técnica. En el yacimiento Candamo se estiman 10 TCF, con ello tendríamos otro Camisea y es lo que estamos evaluando.

Se han propuesto CNPC, GTG Petroleum y La Ponderosa para ese convenio.

Sí. Lo que se quiere es firmar un convenio de evaluación técnica en un periodo de dos años para investigar toda la información porque cuando hemos revisado la información de esta área hay más de 25 pozos perforados, trabajos de líneas, sísmicas. Se haría un trabajo un gabinete, no se iría a la zona, sino que se evaluaría el potencial y el modelo de desarrollo.

Ahora hay técnicas que permiten desarrollar hidrocarburos con la menor afectación al medio ambiente. Pueden ser pozos horizontales o pozos dirigidos, todo eso tenemos que evaluar para seguir adelante y poner en valor estas reservas.

Poner en valor esas reservas también pasa por ponerse de acuerdo con el Ministerio del Ambiente (Minam).

Venimos coordinando eso también. Tenemos que hacer esa evaluación y estamos viendo la parte de la biodiversidad con los biólogos del área ambiental del Minem, porque pueden haber mecanismos de compensación. Lo primero es determinar cómo será el desarrollo del proyecto y ver cuánta área se requeriría.

Se necesita determinar también el análisis de las áreas naturales protegidas, porque uno tiene que caracterizar el tipo de biodiversidad que ahí existe, porque no es homogénea en toda el área natural protegida, mas aun cuando ya habido intervención en la zona.

¿Cuándo se gestó la propuesta del Área XCII?

Luego de un trabajo conjunto entre Perupetro y Minem durante los meses de mayo y julio de este año, gestándose el convenio de evaluación técnica en agosto del 2024.

El desarrollo de estudio para Candamo, ¿es a pedido de Minem o de Minam?

Llevar a cabo el convenio de evaluación técnica para Candamo fue una decisión conjunta entre Perupetro y Minem para evaluar el potencial del descubrimiento Candamo (1998), ante la necesidad de reponer reservas de gas natural para atender la demanda del país para que no nos suceda lo que está pasando en nuestro país vecinos. La supervisión del convenio que se suscriba estará a cargo de Perupetro.

Perupetro envío en julio una propuesta al Minem para utilizar el gas natural del Candamo en la petroquímica. ¿Por qué no se les ha respondido?

Bueno, la norma que hemos sacado para la promoción de la petroquímica, la hemos sacado con facultades al Congreso. Se aprobó el 2 de octubre, pero antes pasó por el Consejo de Ministros el 30 de septiembre. Ahí se promueve el desarrollo de la industria petroquímica para el sector agrícola, priorizando la producción de fertilizantes. También se plantean muchas acciones para tener un gas a precio competitivo.

Perupetro juega un rol importante para el tema del precio en boca de pozo, y está coordinando con la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) el tema del manejo de regalías. Están en esas negociaciones y esta semana debería haber un acuerdo para negociar con Pluspetrol.

¿A cuánto debería elevarse esta regalía?

Lo están evaluando. No quisiera adelantar una posición que aún está en debate entre las dos áreas.

¿Y sería buena idea usar el gas del Candamo, como propone Perupetro?

No, la petroquímica estaría garantizada con el gas que ya se esta reinyectando en Camisea. No tendría nada qué ver con Candamo. Y también tenemos el Lote 58, porque para la petroquímica se estima que, en total, requeriría 1,5 TCF. Contamos con ello.

Pero construir esa petroquímica también demandará, entre sus factores de competencia, que se garantice un suministro continuo de gas natural durante 20 ó 30 años. Y el contrato de Camisea termina en 2040 (en 2028 para la exportación del Lote 56), con lo cual, entendemos, se les tendrá que renovar.

No necesariamente. Lo que dice el artículo 5 de la norma es que Perupetro y el Minem -el Estado peruano- es el que garantiza que el inversionista privado contará con la molecula de gas para toda la vida útil. Es un contexto diferente al de años atrás, donde las concesiones se terminaban. Es por ello que las autoridades, que son concedentes, tienen esa facultad para poder señalar a un nuevo operador que se les va a garantizar el recurso.

Transportadora de gas del Perú (TGP) ha anunciado una extensión de su gasoducto, ¿está relacionado con el nodo energético del sur?

Sí, el proyecto de TGP va desde Humay (Pisco) al nodo del sur (Arequipa y Moquegua), llegando hasta la ciudad de Ilo. Es una adenda que han solicitado por 10 años, con una inversión cercana a los US$2.000 millones.

Toda adenda tiene que ser evaluada. El Ministerio de Economía y Finanzas (MEF), el Minem, Osinergmin y ProInversión han hecho un cronograma de trabajo, porque hay pasos que se tienen que evaluar para ver aspectos técnicos y económicos. Ese crongorama termina su evaluación en diciembre del 2025.

¿Recién en diciembre del 2025 se les va a responder?

Sí.

¿Qué mueve a TGP? ¿Tienen pensado hacer mayores inversiones?

Ellos esperan desarrollar mayores proyectos, porque tienen la aspiracion de que en Arequipa se desarrolle una planta petroquómica. Están diseñando esa capacidad no solo para abastecer al nodo, sino también para el desarrollo de industrias diversas a lo largo del nuevo trazo.

¿El desarrollo del nuevo ducto del TGP bloquearía el gasoducto costero de Contugás?

Yo no creo que lo bloquee, son tiempos distintos. Hoy Marcona cuenta con una ventaja comparativa porque tiene gas y puerto. En este otro caso, el gasoducto de TGP tomará su tiempo, y por si se le diera la viabilidad en 2025, tiene todavía que desarrollar un EIA. Eso le tomaría unos dos años y el otro tema es la construcción misma del gasoducto, que son otros dos años más. Estimamos que esté listo en 2030 ó 2031 -otros dicen 2034-, pero son tiempos distintos y para entonces aspiramos a contar con mayores reservas.

En el tema de la masificación del gas natural, no se puede ver desde un solo ángulo. Por eso, estamos viendo la posibilidad de incremntar las reservas y la infraestructura. El gasoducto pone en valor el gas para crear grandes demandas, como esta de la petroquímica, y así tener anclas en una concesión de distribución. Con eso, serán sostenibles las condiciones de distribución.

Es por eso que también insistimos con la tarifa nivelada, para que en todas las regiones el gas cueste lo mismo que en Lima y así desarrollar industrias, servicios, transportes y tener mayores conexiones en los hogares.

¿Han recibido el interés de alguna empresa en Arequipa para construir esa planta?

No, no hemos recibido.

Entonces, ¿es posible que la propia empresa TGP esté contemplando la construcción de la planta?

Claro. De por sí, en Arequipa existe el interés por parte del Gobierno Regional. Lo que entendemos es que siempre que llega el gas a una región, la demanda sube. Así se dio en Lima, cuando llegó el gas se hicieron las proyecciones en un escenario pesimista, pero en pocos años se llegó a una demanda óptima. Por eso hay que crear la infraestructura necesaria y la demanda va a surgir.

Son US$2.000 millones, no creo que la empresa privada esté tirando los dados.

Así es, es una inversión netamente privada.

¿Podríamos estudiar la posibilidad de venderle gas a Bolivia, que ahora tiene problemas para abastecerse y encenderá el ducto con que le vendía a Argentina en sentido contrario?

Aspiramos a eso, siempre y cuando podamos desarrollar los recursos que tenemos. Ese es nuestro objetivo. Y me refiero no a venderle gas de forma puntual a Bolivia, sino a revertir la condición de tener una balanza comercial negativa. Si hubieran excedentes, se puede vender, pero siempre la prioridad es el mercado interno.

¿De qué depende esa posibilidad?

Cuando se hace un planeamiento, siempre tiene que haber un balance: tengo esta demanda, esta producción, abastezco al mercado interno, vendo si tengo excedentes, o si no también puedo pensar en darle valor agregado a nuestro gas y esa es nuestra aspiración, pero no es que mi meta sea venderle gas a Bolivia. Se habla sí, de una posibilidad, y yo digo que todas las posibilidades están sujetas a análisis.

Claro, porque, como en cualquier mercado, el que pague un mejor precio se lleva el gas.

Es correcto, siempre se tienen que hacer las evaluaciones técnicas, económicas y legales para ello.

¿Qué piensan hacer con la concesión de Tumbes, que hace poco se cayó? Promigás ha mencionado su interés en anexarla, pero para ello se necesita tarifa nivelada del gas.

Sí, hemos escuchado eso, pero no hemos hablado nada concreto. Nos están pidiendo ahora una reunión, seguro será para ello. Pero lo de la tarifa nivelada sí es importante. Si no hay una tarifa que justifique inversiones y, con ello, se incorpore a todos los tipos de clientes regulados, no habrán grandes consumidores que puedan apalancar el consumo de los residenciales, que requieren mayor inversión y consumo a medida que la demanda aumenta.

La demanda en las concesiones solo aumentará con clientes grandes y en eso estamos convencidos de que, para la sostenibilidad de las concesiones de gas natural, se requiere esta tarifa nivelada.

¿Promigás sería un buen operador?

Yo creo que sí, pero tenemos que ver la capacidad que tengan para invertir y plantear un programa de trabajo que ponga mayor atención a los clientes. Y también los precios que puedan ofertar.

¿Por qué hay tanto rechazo por la tarifa nivelada de gas? ¿Quién no la quiere, quién se está afectando?

Como toda fuente de energía, siempre hay otra fuente que podría desplazada. Otros combustibles, como el diésel o el gas natural licuefactado (GNL) o comprimido (GNC). Entonces, siempre habrá una rivalidad, pero creemos que siempre debe competirse y, en el caso del gas natural seco, ellos contribuyen al incremento de las instalaciones en el sector residencial.

Ahora, también quedó poco del proyecto del exviceministro Luyo, para priorizar espacio en el ducto de TGP para la generación eléctrica en caso de estrés hídrico. ¿Hay algún plan B desde el Minem, o solo vamos a esperar que El Niño nos golpee?

Siempre estamos atentos para contar con planes para la adaptabilidad ante el cambio climático y, justamente, se diseñan planes de contingencia para cuando ocrurre esto y se prioriza la atención consumidores.

Si se rechaza la tarifa nivelada, ¿se cae todo lo que hemos hablado?

La petroquímica no tendría nada qué ver con la tarifa nivelada, al menos no en el caso de Contugás. El contar, en este caso, con una gran demanda, haría que la concesión sea atractiva en cuanto a apalancamiento.

Sin embargo, para las otras regiones sí necesitamos una tarifa plana porque hay que crear demanda, tanto en industria, servicios y transporte, este último el que demanda mayores fuentes de energía, sobre todo de diésel. Lo que queremos es esa sustitución.

Por el otro lado, buscamos que se desarrollen industrias para que haya inversión y trabajo. Ahora, si se cae, tendríamos que buscar otros mecanismos. Ya pensaremos.

Por supuesto, porque por el lado de la petroquímica, se estudiaba una tarifa promocional.

Sí claro, eso se tiene que negociar.

¿A cuánto tendría ascender esa tarifa, en su opinión?

La tarifa tiene que ser competitiva, casi como ha sido para el sector eléctrico. Tenemos que competir con el marcador en el extranjero, de alrededor de US$3 por millón de BTU.