Desde el año 2017, Perúpetro intenta posicionar la ilusionante idea de que la producción nacional de crudo podría alcanzar un millón de barriles diarios, según información que la empresa proporciona en sus periódicas presentaciones oficiales. Para alcanzar el desproporcionado sueño del millón de barriles diarios, Perúpetro impulsa una reforma del sector hidrocarburos, basado en los siguientes pilares:

• La elaboración de un nuevo marco normativo que permita modificar los términos contractuales existentes, reduciendo las regalías y maximizando los periodos de exploración y explotación de los lotes, así como agilizando la obtención de permisos y licencia.

• La asignación de nuevas funciones a Perúpetro, como por ejemplo, la administración de las reservas de hidrocarburos, la evaluación del potencial de hidrocarburos y las gestión de reservorios

• La elaboración de un Plan Nacional de Hidrocarburos que establezca metas de producción, reservas e inversión a mediano y largo plazo.

Puesto que la aprobación de las reformas propuestas por Perúpetro son relativamente lentas, se ha implementado una serie de mecanismos para la captación de nuevas inversiones, y por tanto, aumentar las actividades exploratorias y la producción en los lotes en explotación. Una de las medidas aplicadas por Perúpetro es la reducción de las regalías, algo sencillamente oneroso económicamente para el país en un periodo de crecimiento de los precios internacionales del crudo y que amerita una discusión pública entre Perúpetro y los actores sociales, implicados en las actividades petroleras. Las intenciones de Perúpetro de negociar contratos petroleros con vergonzosas regalias se hicieron realidad a fnales del año 2017. La aprobación de los contratos de exploración de los Lotes offshore Z-64, Z-65, Z-66, Z-67 y Z-68, con la compañía Tullow Oil, sin la realización de una subasta pública transparente, es un ejemplo real y concreto de que Perúpetro está dispuesto a implementar su política explotación y exploración petrolera a cualquier precio. Felizmente, el nuevo Gobierno de Martín Vizcarra derogó los contratos con Tullow Oil, evitando la creación de un nuevo foco de conflictividad social.

Plan Nacional de Exploración y Producción de Hidrocarburos, PNEPH

Otra de las medidas adoptadas para reactivar el sector petrolero es la aprobación de un Plan de Acción para la Contratación de Áreas 2017-2018. En este sentido, Perúpetro ha establecido 9 productos potenciales, en realidad, es una recalificación del mapa de lotes hidrocarburíferos existentes en el Perú, agrupadas en diferentes áreas. La nueva clasificación elaborada por Perúpetro establece las siguientes áreas, figura 1:

• Áreas en selva con posibilidades de encontrar crudo ligero

• Áreas en aguas someras con posibilidades de encontrar crudo ligero

• Áreas en aguas profundas con posibilidades de encontrar crudo ligero

• Áreas en el sector nororiental de la cuenca del Marañón con posibilidades de encontrar crudo pesado

• Áreas en la Faja plegada y corrida con posibilidades de encontrar gas y condensados

• Áreas en la costa con posibilidades de encontrar gas y crudo ligero

• Áreas en el altiplano con posibilidades de encontrar crudo ligero

• Áreas disponibles para definir posibilidades de encontrar hidrocarburos convencionales

• Áreas disponibles para definir posibilidades de encontrar hidrocarburos convencionales

Asimismo, se han establecido 54 áreas para la suscripción de contratos de exploración y explotación o los denominados convenios de evaluación técnica, CET, que tienen como objetivo promover el desarrollo de áreas con nula o limitada información técnica, definidas como áreas de frontera o semiexploradas. Entre marzo del año 2017 y marzo del año 2018, Perúpetro ha suscrito 17 CETs entre las que destacan convenios firmados para la exploración de las cuencas de Pisco, Ucayali y Moquegua.

Figura 1: Mapa de áreas de productos potenciales de desarrollo y exploración hidrocarburífera, PNEPH, Perúpetro.

Perúpetro ha definido treinta áreas de frontera para la suscripción de CET, abarcando en promedio una extensión de 690 mil hectáreas. Asimismo, ha configurado 24 áreas semiexploradas para la suscripción de la modalidad CET-Contratos, abarcando en promedio una extensión de 480 mil hectáreas. Es importante indicar que los estudios y actividades para la evaluación de potencia hidrocarburífero sólo pueden emplearse métodos geofísicos no intrusivos y prospección superficial, reprocesamiento sísmico, muestreo y análisis geoquímico.

Perúpetro promociona la elaboración de un Plan Nacional de Exploración y Producción de Hidrocarburos, PNEPH, para un horizonte de 20 años, 2017-2036. El PNEPH incluye 3 escenarios de pronósticos: Bajo, Base, Alto para el periodo 2017-2036; y el análisis de las actividades de exploración y explotación asociadas para alcanzar los objetivos planteados en los escenarios propuestos. Los pronósticos de producción han evaluado cuatro regiones productoras en el Perú: Noroeste, Selva Norte, Selva Central y Selva Sur, principalmente el yacimiento de Camisea. Asimismo, se analiza la aportación de las área offshore en la producción nacional de crudo. El PNEPH se subdivide en tres fases: primeros 5 años; siguientes 5 años; y 10 últimos 10 años.

• Fase I – 5 primeros años: Perúpetro estima que, en la primera fase de 5 años, la actividad exploratoria en el sector será muy limitada, debido al gran número de lotes en situación de fuerza mayor y la elevada conflictividad social, relacionada con el rechazo de las actividades extractivas en las poblaciones amazónicas. La compleja situación creada por los derrames en el Oleoducto Nor Peruano, ONP, es un tema crítico que deberá superarse para iniciar un dialogo conciliador con las comunidades amazónicas afectadas. Por tanto, la reactivación de las actividades en lotes conflictivos dependerá de la capacidad de Perúpetro, PetroPerú y empresas privadas del sector en incorporar en el proceso de explotación de crudo la remediación de los pasivos existentes.

• Fase II – siguientes 5 años: Perúpetro estima un aumento de la producción de crudo tanto en los campos existentes como en las nuevas exploraciones y explotaciones.

• Fase III – últimos 10 años: La producción de crudo en esta última fase del PNEPH dependerá de la evolución y resultados obtenidos en las primeras dos fases.

Según las proyecciones del PNEPH, en el escenario más optimista, a finales del año 2036, la producción nacional de crudo alcanzaría un millón de barriles equivalentes al día, mientras que en el escenario más pesimista, la producción superaría los 400 mil barriles diarios, figura 2, siempre que se implementen las reformas que promueve Perúpetro en los últimos años. Las inversiones anuales necesarias para el cumplimiento del PNEPH 2017-2036 debería incrementarse de 340 millones de dólares, en el año 2016, a más de 700 millones de dólares en el año 2030, para el Escenario Bajo. En el caso del Escenario Alto, en el año 2030, la inversión debería ser igual 1000 millones de dólares anuales. El mayor volumen de inversiones deberá realizarse en la zona de Camisea y en la Selva Norte del Perú. Según Perúpetro, las inversiones totales necesarias en cada uno de los escenarios propuestos en el PNEPH, en un horizonte de 20 años debería ser:

• Escenario Bajo: 10 mil 885 millones de dólares

• Escenario Base: 19 mil 013 millones de dólares

• Escenario Alto: 27 mil 013 millones de dólares

Figura 2: Escenarios de evolución de la producción hidrocarburífera en el Perú entre los años 2107 y 2036, PNEPH, Perúpetro.

En la figura 3 se presenta la evolución de las inversiones necesarias realizar para cumplir los objetivos planteados en el Plan Nacional de Exploración y Producción de Hidrocarburos 2017-2036, en los diferentes escenarios propuestos. Para alcanzar el sueño de Perúpetro del millón de barriles diarios, las inversiones en el sector hidrocarburífero se deberán duplicar en relación a la realizada entre 1993-2016.

Figura 3: Evolución de las inversiones necesarias en los diferentes escenarios del PNEPH en los años 2107 y 2036, PNEPH, Perupetro.

Los Pronósticos del Presidente de Perúpetro

Existen, además, algunas propuestas de pronósticos de evolución de la producción de crudo en el Perú, diferentes a las que realizan el MINEM o Perúpetro. Por ejemplo, la previsión de evolución de la producción de crudo elaborada, en agosto del año 2017, por el actual Presidente del Directorio de Perúpetro, nombrado a mediados de mayo del presente año. La imperdible propuesta presenta 5 escenarios posibles:

• Caso Base: Producción de Reservas Probadas Desarrolladas

• Caso 1: Caso Base + Producción de Reservas Probadas no Desarrolladas

• Caso 2: Caso 1 + Producción de Reservas Probables

• Caso 3: Caso 2 + Producción de Recursos Contingentes

• Caso 4: Caso 3 + Producción de Recursos Prospectivos

El Caso Base es el pronóstico más pesimista de evolución de la producción de crudo en el Perú. La constante reducción de la producción de crudo hasta 20 mil barriles diarios al año 2040, figura 4, implicaría un incremento inadmisible de la dependencia externa de los derivados de petróleo y una amenaza a la estabilidad económica y social del país. Asimismo, para evitar un escenario de colapso social, el Estado peruano deberá abordar, con carácter de urgencia, la elaboración e implementación de una estrategia de desacoplamiento del petróleo de la economía nacional.

Figura 4: Caso Base de pronóstico de evolución de la producción de crudo en el horizonte 2017 y 2040, Seferino Yesquén.

Figura 5: Caso 4 de pronóstico de evolución de la producción de crudo en el horizonte 2017 y 2040, Seferino Yesquén.

Caso 4 es el pronóstico más optimista de evolución de la producción de crudo en el Perú entre los años 2017 y 2040, figura 5. En el 2025 se obtendría un pico de producción de 400 mil barriles diarios y en el año 2040, tan sólo 15 años después,la producción se reduciría a 200 mil barriles diarios. El pronóstico descrito no considera la conflictividad social existente en los lotes de la selva del Perú, particularmente en la Región Loreto, con los volúmenes de reservas probadas, posibles y probables más importantes del país, que desvela una irreconciliable oposición a los proyectos extractivos de un gran número de actores sociales regionales. Tampoco se evalúa el impacto medioambiental y social de la explotación de petróleo en zonas de especial vulnerabilidad en la Amazonía peruana y los costes económicos asociados a la remediación de amplios territorios amazónicos, contaminados por las actividades petroleras. Asimismo, no se presentan los porcentajes de conversión de las reservas probadas, probables y posibles, así como de los recursos contingentes y prospectivos en producción real, en función de los antecedentes de experiencias existentes en la explotación de crudo. Así, en los yacimientos del Mar del Norte en Noruega, el factor de conversión promedio de miles de pozos de explotación fue igual al 29% del total del crudo existente en el yacimiento evaluado. El factor de conversión en los campos noruegos puede oscilar entre el 5% y el 80% para campos de explotación del mismo tamaño, y eventualmente podría incrementarse hasta un factor de conversión del 39%, en promedio, con la implementación de modernas técnicas de recuperación secundaria, terciaria y recuperación optimizada.

En resumen, Perúpetro continúa en la línea de realizar predicciones de producción absolutamente disociadas con la realidad del sector: alta conflictividad social; lotes paralizados por la negativa de las comunidades amazónicas de permitir actividades de exploración y explotación; reducidos niveles de producción y reservas de crudo; y agotamiento de los recursos petrolíferos existentes. Perúpetro confunde sueños con realidad y afronta una situación muy compleja en el futuro que en peor de los casos implicaría la paralización de las actividades de extracción de crudo y la necesidad de elaborar e implementar una estrategia nacional de despetrolización del sector energético y de las principales actividades económicas del país.