2. CUESTIONES PREVIAS:
Toda industria e incluso toda actividad humana si quiere ser exitosa
debe tener presente fundamentalmente, entre otros aspectos:
El recurso o materia prima a utilizar: cantidad, costos y tecnología.
La demanda o mercado existente o futuro.
Costos y beneficio. (Tasa de retorno de la inversión)
Los factores sociales y políticos.
El medio ambiente.
La facilidades en cuanto a medios de transporte y/o logística.

3. LA PETROQUIMICA Y GASODUCTO EN ILO
Resumen Histórico:
 Han pasado más de 30 años desde que se descubrió el gas de Camisea, lapso
en el cual se han esbozado una serie de proyectos, de los cuales tan solo se ha
hecho realidad el ducto hasta Ica, (Melchorita), desde donde se le traslada
esencialmente para uso domestico a Lima, donde a la fecha se dice que hay
cerca de 90 mil conexiones domiciliarias. (En Colombia, has más de 2 millones).
 En la última década, se comenzó a perfilar una serie de proyectos, como la
exportación de gas a México, la posibilidad que Suez hiciese un ducto entre
Melchorita e Ilo y el gasoducto denominado Sur Andino (Kuntur) cuyo destino
final y principal justificación económica se encontraba en su consumo en Ilo,
tanto por la SPCC como por ENERSUR. También, es en dicho lapso que se dicta un
dispositivo señalando que en Ilo estaría un Polo Petroquímico

4.  Sin embargo, en el Gobierno actual, se ha dictado
otro dispositivo designando una nueva zona
petroquímica en Matarani. Cabe indicar, que en
ninguno de los dos casos se toma en cuenta los
riesgos ambientales. (Tanques de PetroPerú).
 Por otra parte, en lo que va del actual Gobierno, el
Ministerio de Energía y Minas ha presentado tres
proyectos distintos sobre el mismo objeto, y en todos
los casos, sin adjuntar los informes técnicos, legales y
económicos , del propio Ministerio y de las entidades
competentes sobre la materia. El Pre-dictamen
alcanzado en cuanto al denominado “Gasoducto Sur
Peruano”, adolece de la misma deficiencia: no
acompaña estudios ni opiniones técnicas, económicas
y legales. Esta es una situación grave, respecto al
principal proyecto de inversión publica y privada del
país, como lo es el gasoducto y la petroquímica en el
sur del país.

5.  El Primer Proyecto del MEM fue el 1396 del 10 de Agosto 2012. Este proyecto
descuartizaba el proyecto del gasoducto y la petroquímica del sur andino. Establecía
un Etano-ducto costero ( Pisco-Ilo), ductos en el Tramo I ( Malvinas-Quillabamba),
dos ductos de gas de 8 pulgadas a Cusco y a Puno, al abastecimiento de gas al sur
sobre todo por camiones cisternas, y un complejo petroquímico del etano en el Sur
abastecido por el etano ducto costero. Dicho esquema, como lo escribí en su
momento, era inviable y solo mantenía el actual monopolio centralista exportador
en torno al ducto central.
 El Segundo Proyecto del Ministro Merino es del 04 Diciembre 2012. En el Congreso,
el Ministro Merino formuló una nuevo proyecto de ley, presentándolo en una
exposición en power point , sin estudios al respecto. Dejaba de lado aspectos
fundamentales del 1396, como el ducto de etano sobre la costa sur, los dos
miniductos de 8 pulgadas hacia Cusco y Puno y le daba prioridad efectiva al
gasoducto surandino y al complejo petroquímico, así como ampliarbael tramo I del
Gasoducto hasta Anta con un ducto de 24 pulgadas. Pero el esquema básico que
formulaba, era cambiar el uso principal del gas para destinarlo a ser quemado con el
fin de generar energía eléctrica en el llamado “Nodo Energético del Sur”, lo que sería
la nueva base de rentabilidad del gasoducto surandino. De esta forma, se dejaba de
lado el complejo petroquímico del gasoducto, dejando de lado la opción de sustentar
la rentabilidad del gasoducto.

6.  Pues bien, hace pocos días el MEM ha presentado un nuevo proyecto, en el cual
se habla de un nuevo ducto que esta vez toma el nombre de “Gasoducto Sur
Peruano”, el cual presenta un esquema que se reduce a tramos de seguridad
energética parcial y a un ducto al sur solo de gas natural para el nodo energético, es
decir, no se cuenta con el ducto de líquidos, postergando hasta no se sabe cuando
la petroquímica.
¿Cuál es la razón de ello?...Intentemos hallar la respuesta y para conseguirlo, más
allá de los deseos e ilusiones, tenemos que precisar algunos datos:

7. Precisemos en primer lugar un hecho innegable
desde un contexto técnico económico, en el cual, --
sobre todo para la empresa privada--, priman el
análisis costo-beneficio. Y en dicho esquema,
papel fundamental juegan el mercado y el acceso a
las materias primas o servicios a ofrecer.
Y en ese espacio, tenemos un claro ejemplo en
Ilo: ORICA, empresa que no ha necesitado tener el
recurso (el amonio, que es un producto químico
intermedio), para –previo estudio de costos y
mercado--, haber decido instalarse a la brevedad
posible en la provincia de Ilo. El factor
predominante: la posibilidad de acceder a tasas de
rentabilidad adecuadas a los mercados mineros
tanto del sur del Perú, como de Bolivia e incluso el
norte chileno.
Y en dicho espacio, tan solo puedo vislumbrar o
esperar, –considerando costos y mercado, insisto--
, que se pueda instalar en la provincia de Ilo, otro
componente petroquímico derivado del amonio:
los fertilizantes derivados de la urea. Industria que
al igual que ORICA podría interesarse, dado el
mercado tanto de la región sur del Perú, como de
las zonas soyeras de Bolivia, Brasil y Argentina, sin
olvidar a Paraguay.

8. Y aquí cabe señalar que tanto en el caso del
“Gasoducto Sur Andino”, del cual, se viene hablando
casi un lustro, con puesta de primera piedra incluso
a cargo del Presidente Humala, como del nuevo
propuesto “Gasoducto Sur Peruano”, lo real es, que
hasta la fecha el gas del lote 88 continua prendado
en garantía, por lo cual no se puede disponer de la
cantidad de gas necesaria para hacer factible técnica
y económicamente su construcción. Y aquí cabe
resaltar algo: dichos Gasoductos tenían y tienen, --si
alguna vez se construyen--, como punto final de
llegada a Ilo. ¿Por qué?...Por una simple razón de
índole económica: en su ámbito se encuentran los
dos más grandes consumidores de gas, (¡Ojo: digo
gas y no líquidos!), que son la SPCC y ENERSUR. Y
ambas empresas en la actualidad, cada cual por su
lado, tiene más posibilidades de comprar y consumir
dicho elemento, en mayor cantidad que todas las
ciudades en conjunto de la Macro Región Sur del
Perú. Una vez más, lo determinante de acuerdo al
producto a comercializar es el mercado, factor que
por citar un ejemplo obligó a la Leche Gloria a
emigrar a Lima.

9. Y EN CUANTO AL MERCADO DE LA PETROQUIMICA Y
EL GASODUCTO CABE PRECISAR ALGUNOS DATOS
GDF Suez compraría activos de gas de Repsol
Lunes, 03 de diciembre del 2012
El interés que la empresa francesa había mostrado por
dichos activos desde octubre ha llegado a buen puerto. Se
estima que la transacción se sitúe entre los 2,000 y los
3,000 millones de euros en breve.
La empresa francesa GDF Suez está a punto de comprar
los activos de gas natural licuado (GNL) puestos en venta
por Repsol como parte de su plan estratégico y de su
determinación de fortalecer su perfil crediticio, reveló el
portal francés ‘WanSquare’, que cita fuentes bancarias.
La información –reproducida también por la agencia
Europa Press- recuerda el interés de Suez por el GNL de
Repsol: a mediados de octubre, el presidente del grupo
francés, Gerard Mestrallet, había anunciado que Suez
estaba estudiando la posibilidad de presentar una oferta
por estos activos.
Repsol puso en venta en julio su negocio de GNL, que
incluye activos como el 75% de la planta de regasificación
de Canaport, en Canadá, un 20% del complejo de
licuefacción de Perú (que tiene Perú LNG) y el 23% del de
Trinidad y Tobago, desde donde la Argentina recibe
importación de ese combustible.
Los analistas esperan que el anuncio se formalice en
breve. La transacción podría situarse en un importe entre
los 2,000 y los 3,000 millones de euros, y ayudará a Repsol
a mantener su ‘rating’ actual, uno de sus principales
objetivos de su actual estrategia.

10. EL SHALE GAS Y LA PETROQUIMICA
El Shale Gas (SG) es un gas natural no
convencional cuyas reservas equivaldrían,
según los estudios más actualizados, a un
incremento del 40% en las reservas
técnicamente recuperables de Gas Natural
(GN) a nivel mundial. Comenzó a ser
producido comercialmente en Estados Unidos,
pasando de representar el 5% de la
producción doméstica de gas natural en 2005
al 24% en 2011.
El potencial del shale gas es tanto que podría romper el mercado del gas natural en el mundo si Estados Unidos
aprueba la iniciativa de exportar este recurso lo que puede ocurrir en los próximos dos a cuatro años. Hay que
precisar que los recursos técnicamente recuperables (RTR) ascienden a 6,622 billones de pies cúbicos, cantidad
que duplica a las reservas probadas de gas natural.
El shale gas técnicamente recuperable fuera de Estados Unidos es de 2,214 billones de pies cúbicos (TCF),
mientras que de fuera de él se localizaría en 32 países, y ascendería a 5,760 TCF. China es el principal de ellos, con
activos recuperables 50% mayores a los del país del norte. Argentina tiene un potencial de shale gas de 2,732
trillones de pies cúbicos (TCF) mientras México de 2,366 TCF, Brasil 906 TCF seguido de Chile con 287 TCF.
En el caso peruano, hace tres años se localizaron reservas de este recurso en el lote 31 T en Aguaytía pero que
aún falta que el Gobierno impulse su exploración y esto se daría a través de una legislación teniendo en cuenta
que existen 18 cuencas con la probabilidad de encontrar este recurso.

11. ALGUNAS CONCLUSIONES O IDEAS SUELTAS
Es harto difícil que una empresa privada se arriesgue a invertir en un proyecto de
elevada inversión inicial y largo horizonte de recuperación de la misma, como son los
gasoducto o complejos petroquímicos si teme modificaciones en las reglas de juego,
precios, cambios tecnológicos o el descubrimiento de sustitutos del producto como
sucede en el caso del gas natural en relación al gas shale.
Desde una perspectiva puramente económica, los países son exportadores o
importadores netos en función de los precios domésticos versus los internacionales,
y de la factibilidad y costo de comercializar internacionalmente. Atendiendo a la
brecha actual entre el precio interno Henry Hub y el precio al que están importando
gas diversos países, este análisis indicaría que Estados Unidos intentara colocar su
producción excedentaria en los mercados internacionales, pasando a ser de
importador neto a exportador neto, sobre todo de productos petroquímicos.
Los precios del gas, que han descendido sustancialmente, ha ocasionado que a la
fecha no sea rentable exportar el gas de Camisea, por lo cual se está comenzando a
barajar la posibilidad de utilizar el mismo en nuestro país, fundamentalmente para
consumo en los domicilios, para el reemplazo del diesel en procesos productivos,
(Fundición de Ilo) y para generar energía eléctrica. (ENERSUR).