A pocas semanas de las elecciones generales de 2026 en Perú, el debate público se concentra en promesas coyunturales y en la pugna política, pero los planes de gobierno siguen sin abordar los problemas estructurales del sector energético.
Ningún partido expone propuestas integrales para enfrentar el estancamiento de la industria de hidrocarburos, la caída de reservas, la falta de inversión y los obstáculos regulatorios que frenan la competitividad del país.
Carlos Gonzales, gerente de Enerconsult, advierte que la inacción de los últimos 23 años y la ausencia de reformas de fondo amenazan con profundizar la dependencia energética del Perú y comprometer la viabilidad de proyectos estratégicos.
— ¿Cómo afecta el alza internacional del petróleo a un país importador como Perú y cuál ha sido la respuesta interna?
Cuando el precio del petróleo sube, los países exportadores están satisfechos, pero los países importadores, como Perú, no pueden estarlo, porque nuestra balanza comercial se ve afectada negativamente.
Ya teníamos un déficit de entre 3.500 y 4.000 millones de dólares en nuestra balanza comercial por importaciones cuando el crudo estaba en 55 o 60 dólares. Ahora, con precios superiores a 100 dólares, ese impacto ha aumentado en 80%.
La situación es delicada desde el punto de vista económico y esto pone sobre la mesa una responsabilidad pendiente: reactivar la industria petrolera en el Perú. Se han perdido más de 20 años, exactamente 23, desde que en 2003 se emitió la última norma promotora de inversión en el sector.
— ¿Qué acciones normativas y de fortalecimiento institucional han faltado para el desarrollo del sector petrolero y gasífero en Perú?
Desde ese año no se ha dado ninguna norma ni para petróleo ni para gas, y tampoco se ha fortalecido PERUPETRO como agencia de contratación.
La situación actual es resultado de esa inacción. Ahora estamos preocupados por las reservas de gas: teníamos 15 teras y ahora tenemos 8. En estos 20 años se ha consumido, pero no hemos explorado ni incentivado la exploración de gas, especialmente en el sur.
En la selva norte hay lotes parados como el 64 y el 192, ambos con reservas. Hay lotes afectados por debilidad institucional del sector Energía y Minas, como los lotes de Perenco, perjudicados por el reconocimiento de comunidades en aislamiento voluntario y la creación de una reserva indígena.
— ¿Cómo afecta la falta de políticas de transición energética y el acceso a recursos como el gas en zonas críticas?
Cuando se habla de transición energética, muchos sostienen que el gas es el articulador entre los combustibles fósiles y las energías renovables.
Es cierto, pero no se ha hecho nada para asegurar más gas. Todos saben que en Candamo hay gas, pero allí hay minería ilegal, trata de personas, tala ilegal y narcotráfico, mientras que la actividad de hidrocarburos no puede ingresar.
Todas las actividades criminales prosperan en Candamo, pero la actividad de hidrocarburos no tiene acceso, cuando podría existir gas suficiente para reponer lo que ya se ha consumido e incrementar reservas de manera importante.
Reservas en descenso y falta de exploración: 23 años de parálisis normativa en hidrocarburos
— ¿Qué condiciones contractuales hacen menos competitivo al sector de hidrocarburos peruano frente a la región?
No se ha modificado ninguna condición de los contratos como los de Camisea, que mantienen regalías de cerca de 38 %. En ningún país de la región hay regalías de ese nivel: en Argentina están en 12 % o menos, en Brasil en 10 % o menos, en Colombia en 8 % o menos.
En Perú, los contratos con regalías mínimas empiezan en 5 % durante la fase de exploración y pueden llegar hasta 20 % o 25 %, pero la mayoría, como los de la selva norte, tienen 18 %, 20 %, 23 % o 24 %. Eso resulta impensable, sobre todo en un país con baja productividad.
En Brasil, incluso antes del gobierno de Bolsonaro (con Lula), se licitaron lotes marginales con 10 % o menos de regalía. Aquí, los lotes marginales de Talara salen con 18,75 %, aunque produzcan solo 3 barriles diarios por pozo. Es absurdo. Como he dicho, no es dispararse al pie, es dispararse a la sien.
— ¿Qué proponen los actuales planes de gobierno en materia energética y cuál es su perspectiva sobre el futuro inmediato?
Uno que otro menciona la masificación del gas, otro habla de soberanía energética y recuperación de lotes petroleros, otro propone eliminar PERUPETRO, pero poco o nada se plantea sobre la política energética en general y mucho menos sobre petróleo y gas en particular.
No tengo confianza en lo que pueda venir en los próximos 5 años si nos atenemos a esos planes, porque dicen muy poco. Y en los meses que quedan de este gobierno, tampoco se hará nada.
Solo queda esperar que tengamos un acierto en la elección del próximo gobierno, porque de lo contrario se repetirá el ciclo de inestabilidad.
— ¿Cuál sería el peor escenario para los próximos cinco años?
Este gobierno ya no debería firmar contratos de largo plazo. Por ejemplo, en Talara, el lote VI ya tiene adjudicatario y debería firmarse inmediatamente, porque cada día que pasa se deteriora, en superficie y subsuelo.
El lote Z-69, que produce unos 4.000 barriles diarios y abastece a la refinería Talara, tiene un contrato temporal con Petroperú que termina en nueve días. Sugiero que Petroperú se quede 6 o 10 meses más para que PERUPETRO prepare una nueva licitación, o que se lo dé a un operador privado por ese periodo.
La licitación anterior fue declarada desierta; PERUPETRO debió analizar por qué no hubo postores y corregir los errores. El lote 64 sigue parado porque Petroperú no consigue socios.
El lote 192 también sigue parado porque no se ha resuelto el tema con Altamesa, empresa que abandonó el país y a sus trabajadores. Ese lote lleva 5 años sin producir. El lote 67, en la selva norte, también está detenido. Así es imposible avanzar.
Carlos Gonzales: el riesgo de dejar lotes clave en la inacción: Z-69, VI, 64, 192 y 67
— ¿Cómo impactan los problemas logísticos y de transporte en la competitividad y viabilidad de los proyectos petroleros de la selva?
La refinería de Talara, con una inversión de 6.000 millones de dólares, fue diseñada para procesar crudo pesado y sulfuroso, como el de la selva peruana.
Pero el principal productor de la selva tiene que llevar su crudo hasta el Golfo atravesando Brasil por el Amazonas, porque el Oleoducto Norperuano (ONP) no está operativo o su operación es intermitente, por sabotaje o falta de mantenimiento.
Esto desincentiva la inversión en lotes petroleros de la selva, porque el primer requisito es contar con oleoducto operativo. Si la regalía mínima es 18 %, no hay interés. Esa es la situación actual.
— ¿Por qué la minería sí avanza y el oil & gas no?
Las concesiones mineras son a plazo indefinido, mientras que las petroleras son a 30 años. Cuando faltan 7 u 8 años para el vencimiento, la empresa deja de invertir porque no recuperaría su inversión.
Si el sistema fuera como en Argentina o Colombia, donde se pueden renovar los contratos por diez años a cambio de compromisos de inversión, el inversionista se animaría. Pero en Perú los contratos petroleros siguen limitados a 30 años.
En minería, los contratos son indefinidos y la regalía es solo de 3 % o menos, en unos pocos casos; en petróleo, todos pagan regalía, algunas de hasta 50 %. Por eso la minería es competitiva y el petróleo no.
— ¿Por qué no se han resuelto estas demandas históricas?
Es responsabilidad compartida. PERUPETRO tiene iniciativa legislativa y ha impulsado normas antes, como la ley de actualización de hidrocarburos y las regalías del 5% en 2003. El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) tiene desde hace meses un proyecto de nuevo reglamento de calificación de empresas, preparado por PERUPETRO, pero no lo ha aprobado.
También existe un proyecto para homologar el canon petrolero con el del gas, lo que eliminaría una de las principales barreras para la inversión. Pero con el canon en 18,75 %, PERUPETRO no puede firmar contratos con menor regalía, porque si firman contratos con 5 % para lotes marginales, MEF pregunta quién cubrirá el resto. El problema exige participación de PERUPETRO, el MINEM y el MEF.
— La valla ambiental ha sido bastante dura para el sector en los últimos años.
La creación del Mar Tropical de Grau fue una decisión política que afectó al menos cuatro o cinco lotes petroleros, porque los contratos nuevos deben alinearse con el plan maestro de la reserva. Por eso, los contratos están subordinados a la gestión del área protegida.
La Comisión de Energía y Minas del Congreso tampoco ha presentado proyectos relevantes para el sector petrolero. Incluso hubo una congresista que propuso prohibir la exploración y explotación de hidrocarburos en la selva. Así no se puede trabajar.
Tras el incidente en el gasoducto de Camisea, surgieron voces pidiendo renegociar contratos o prohibir exportaciones de gas, sin relación con el problema real.
Si se prohíbe la exportación de gas, nadie invertirá en Perú, porque el mercado local no consume todo el gas disponible y se reinyectan diariamente entre 300 y 400 millones de pies cúbicos al reservorio. Exportar es la única forma de pagar regalías, impuestos, generar empleo y producir GLP.
El reto de Petroperú: reestructuración financiera y definición de activos
— Petroperú enfrenta de nuevo problemas financieros y operativos. ¿Qué debe hacer el próximo gobierno?
El decreto de urgencia 010-2025 probablemente no será derogado. Petroperú necesita ser reorganizada y reestructurada financieramente, es evidente.
Pero, si ProInversión anuncia un informe final para julio, parece que el problema se traslada al siguiente gobierno, que además deberá asumir desembolsos y rescates que se acumulen. Todo afecta el equilibrio fiscal.
En la definición de activos, ProInversión debe asesorarse con expertos internacionales para cada uno de los activos de Petroperú, como el ONP. No puede ser que Petroperú gaste más de 100 millones de dólares al año en un oleoducto que no genera ingresos, y que opera al 20 % o 25 % de su capacidad.
— El Oleoducto Norperuano es una enorme carga para Petroperú, en efecto.
El ONP ha tenido cientos de sabotajes y no cumple los estándares actuales. No está enterrado, lo que lo expone al sabotaje y a daños por deslizamientos. Reparar un oleoducto en superficie es más fácil, pero está más expuesto; enterrado es más seguro, pero más costoso de reparar si ocurre un incidente.
Hay que decidir si el oleoducto lo seguirá operando Petroperú o se concederá a un privado, pero el inversionista querrá saber cuántas reservas hay en la selva antes de invertir 1.500 millones de dólares en modernización.
Las reservas se calculan en función de su rentabilidad: si el costo de extraer un barril es 50 dólares y el precio es 80, es rentable; pero si las regalías llevan el costo a 80 dólares y el precio es el mismo, no es viable.
— ¿Es viable la escisión de activos de Petroperú?
Los activos pueden seguir siendo propiedad de Petroperú, pero el ONP es del Estado y Petroperú solo es concesionario. No es justo que Petroperú gaste más de 100 millones al año en un activo que no le genera ingresos.
Los activos importantes son la refinería Talara, el ONP y los lotes petroleros. La decisión política debe centrarse en estos puntos. Dividir Petroperú en bloques patrimoniales, como en Ecuador, permitiría atraer interesados en partes del negocio más viables.
Pero sin resolver regalías, canon y transporte, no se justifican inversiones en modernización del oleoducto. Es tarea compartida: PERUPETRO debe contribuir a viabilizar los proyectos de la selva norte, porque eso dará vida al oleoducto.