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<div>El <strong>GSP </strong>es una obra que interesa a los 31 millones de peruanos pues llevará el <a href="https://larepublica.pe/tag/gas-de-camisea" target="_blank">gas de Camisea</a> al sur, lo que proveerá a esas regiones de energía barata (y más limpia), impulsando la industria petroquímica, verdadero paso adelante para la diversificación productiva que nos aleja de la dependencia de las materias primas.</div>

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<div>El <a href="https://larepublica.pe/impresa/economia/825685-piden-estado-que-invierta-en-gasoducto" target="_blank">GSP </a>fue licitado en el 2014, tiene 31% de avance y se han invertido US$ 1,500 millones (1). Sin embargo, atraviesa serios problemas financieros que podrían llevar a la pérdida de la concesión dentro de un mes. Pero, antes, veamos las consecuencias de dicha caducidad.</div>

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<div>En primer lugar, el nombre del proyecto es “Mejoras a la Seguridad Energética del País y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano”. &nbsp;Actualmente, el gas natural y los líquidos que vienen de Camisea a Lima solo cuentan con un gasoducto y un ducto de líquidos, en el tramo selva, operados por TGP. Si se rompe cualquiera de ellos, se interrumpe el flujo de gas y líquidos a la costa.</div>

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<div>Por eso, el proyecto de ductos del GSP tiene un tramo que otorga “redundancia y seguridad” pues "se cruzan” con los ductos de TGP a 150 kms de Camisea. Esto es clave porque el 46% de la producción de electricidad se haca con centrales a gas natural, situadas casi todas en Chilca.</div>

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<div>Según fuentes del sector, una falla mayor del <strong>gasoducto de TGP</strong> podría ser reparado en 5 días, en época de lluvia. Hoy el sector eléctrico consume 130 mil MWh por día y el costo de no tener electricidad significaría una pérdida de<strong> PBI</strong> de US$ 650 millones/día. Por lo tanto, una falla mayor daría una pérdida del PBI de US$ 3,250 millones en 5 días.</div>

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<div>Hace años que esto se sabe. El GSP estaba a punto de solucionarlo. Si se cae, nos quedaremos con el riesgo consecuente.</div>

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<div>En segundo lugar, las previsiones actuales indican que con las centrales térmicas a gas de Lima (3,600 MW) más las centrales térmicas a gas del sur (1,800 MW) el precio de energía eléctrica estaría controlado hasta el 2024. Esto es lo que se ve en el gráfico del<strong> Comité de Operaciones del Sistema Interconectado Nacional</strong> (COES/SINAC).</div>

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<div>Pero, ojo, esto se daría solo si los 1,800 MW de las centrales del Sur (los 1000 MW del Nodo Energético, más las centrales de Engie/Suez) utilizan el gas del GSP, que es barato. Si el gas no llega, tendrían que “quemar” diesel, que es carísimo. Ver gráfico otra vez.</div>

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<div>El COES estima que si no se concreta el GSP, los precios de la energía se elevarían en US$ 20/MWh. Como la demanda en el 2020 sería 60 millones de MWh, el aumento de las tarifas implicaría un mayor pago de los consumidores de US$ 1,200 millones por año. ¿Qué cosa?</div>

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<div>¿Quiénes se benefician con US$ 1,200 millones más de ingresos? Los que tienen hidroeléctricas y centrales a gas. ¿Por qué? Porque debido al sistema tarifario peruano, venderían su energía (barata) al precio que cobran las centrales del sur, obligadas a quemar diesel caro.</div>

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<div>¿Quiénes son ellos? El grupo ENEL (italiano), con el 18% del mercado. El grupo Engie/Suez, con el 17.4% y Kallpa, de Israel Corp, con el 15.7%. El Estado peruano tiene el 20.2% (sobre todo por Mantaro) y también están Termochilca (Fondo Larraín de Chile) y Fénix Power (Grupo Colbún de Chile). ¿Están haciendo algún tipo de “lobby”? Podría ser. Eso debería estar en la agenda de la Comisión Investigadora del GSP del Congreso.</div>

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<div><strong>También puedes ver:&nbsp;</strong><a href="https://larepublica.pe/impresa/opinion/825705-se-cae-el-gasoducto-sur-peruano">Se cae el Gasoducto Sur Peruano</a></div>

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<div>En tercer lugar, tenemos que en la actualidad todos los productores de gas de Camisea lo están vendiendo sin extraer el etano líquido, con el cual se obtiene el etileno, insumo básico de la industria petroquímica para fabricar plásticos. Hoy el consumo total de gas de Camisea es de 1,300 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD), de los cuales 700 son para el consumo interno y 600 para la exportación (y pronto se llegará a 1,500 MMPCD).</div>

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<div>Como el etano en el mercado internacional se vende a un precio de US$ 3 por millón de BTU, se podrían vender 130 MMPCD a ese precio, con lo cual se obtendrían US$ 142 millones anuales, lo que hoy día simplemente se “quema” junto con el gas natural.</div>

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<div>¿Cómo es posible que el Estado peruano permita esa barbaridad y no plantee que se construya una planta separadora del etano? Todos los países lo hacen (Bolivia acaba de terminar la construcción de esa planta) porque si no, ó estamos “quemando” el etano con el restos del gas ó, peor aún, se lo estamos regalando (sí, regalando), a los importadores del gas peruano, quienes sí van a extraer el etano en el extranjero.</div>

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<div>Con toda la importancia que esto tiene, la cosa no acaba ahí. Como el gas peruano del Lote 56 se exporta hoy al precio Henry Hub, se reciben US$ 2.60 por millón de BTU (MMBTU). Pero como a ese precio hay que descontarle los costos de llevarlo a México (transporte por barco, licuefacción en Pampa Melchorita y el transporte desde Camisea a Cañete), solo se recibe en el Perú la ínfima cantidad de US$ 0.45 por millón de BTU. &nbsp;Y, ojo, ese precio incluye el costo no pagado del etano.</div>

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<div>Lo que esto quiere decir es que la petroquímica del etano sería perfectamente viable a ese precio de exportación, pues pagaríamos por ese etano lo mismo que hoy nos pagan por el gas natural. Con la diferencia que el valor agregado sería enorme, pues el valor agregado de la petroquímica es 20 veces superior (sí, veinte) al de la venta del gas como materia prima.</div>

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<div>¿Por qué esto no se hace? Es la pregunta de los millones. Una de las respuestas es: como el GSP tiene contemplada la petroquímica, de todas maneras se va a extraer el etano del gas natural que se transporte al sur. Y eso afecta los intereses de los productores actuales. Es probable que el etano del gas que se exporta a México y/ó a otros mercados sea extraído por allá (lo que no sabemos) pero sí lo saben quienes venden. Eso también lo debe ver la Comisión del Congreso que ya está investigando los contratos de exportación ( y en muchos casos de re-exportación) del gas de la Shell.</div>

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<div>Como se ve, hay muchos intereses en juego. ¿Qué es lo que más le conviene a los consumidores? Pues que el GSP no se caiga para tener seguridad energética y que el gas llegue al sur en el 2020. Si se cae, pasarán por lo menos 18 a 24 meses antes de una nueva licitación, con las consecuencias ya mencionadas. Hay aún tiempo para que eso no suceda, pero parece que eso al gobierno no le interesa mucho, lo que será tema de nuestro próximo artículo.</div>

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