La expectativa de volver a colocar al Perú en el mapa de la industria petrolera mundial sufrió un duro revés en el 2020. La perforación exploratoria en la Cuenca Tumbes, en el noroeste peruano, estaba en el top 15 de perforaciones de alto impacto a nivel mundial, según la lista de 500 pozos exploratorios elaborada por la consultora internacional Wood Mackenzie en el 2017. Otro reporte de la consultora Rystad Energy, en el mismo año, también mantenía altas las expectativas sobre estos trabajos.
Se trataba del pozo exploratorio Marina 1X, ubicado en el Lote Z-38, a cargo de la petrolera australiana Karoon y supervisado por Perúpetro, entidad encargada de promover la inversión en las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. Era la primera perforación submarina de hasta 10 mil metros de profundidad frente al litoral de Tumbes. Fueron 21 días de trabajo con los más altos estándares de tecnología de la industria global, con equipos y personal especializado nunca antes desplegados en el Perú.
Sin embargo, no se consiguió ni gas ni petróleo. Un caso que ilustra muy bien a qué se refieren los expertos cuando señalan que la exploración de hidrocarburos es una actividad de alto riesgo: el ejercicio implicó una inversión de más de US$ 100 millones, asumidos en su totalidad por tres empresas petroleras, incluida Karoon. El pozo, según un informe publicado por El Comercio, estaba mal ubicado.
La clave geológica del petróleo
Pese a que el pozo exploratorio de la Cuenca Tumbes concluyó sin alcanzar los resultados esperados, proporcionó un elemento clave para alentar la exploración de hidrocarburos en el Perú: información geológica actualizada.
“El petróleo está entrampado en las profundidades. La mejor manera de estudiarlo antes de iniciar la exploración es a través de la sísmica, un método de la geofísica esencial para recabar información para estudiar el subsuelo”, explica Vidal Huamán, presidente de la Sociedad Geológica del Perú.
Huamán explica que, en la medida que se realicen más proyectos de exploración, mayor es la probabilidad de que los inversionistas vengan al Perú, debido a que aumentan las posibilidades de encontrar información confiable que identifique áreas potenciales de exploración y les brinde confianza para trabajar.
“Con la transición energética, el tiempo es valioso. Entrar en áreas con poco o nada de información ya no es conveniente para las empresas petroleras, porque empezar de cero un proyecto de exploración implica un periodo de varios años de maduración. Por eso, la información disponible es clave”, agrega.
Miguel Celi, consultor de hidrocarburos y exgerente general de Petroperú (periodo 1994 y 1997 y 2006 a 2011) y de Perúpetro (1997 a 2002), confirma lo dicho por Huamán. Explica que la contratación de proyectos exploratorios de parte de las empresas ha sido siempre una consecuencia de los estudios de geología regionales, basados en la integración de la información que ha sido adquirida por Perúpetro, o por contratistas que llegaron al país a consecuencia de estudios efectuados en el pasado.
“Por ejemplo, en la década de 1970, se realizó un estudio geológico que sirvió para toda la campaña de exploración que se hizo en la segunda mitad de los años 70 y a principios de los 80. Con esta información vino la compañía Shell. Al final de los 80, se contrató a la empresa Robertson Research y se llevó a cabo un estudio, que fue la base de la contratación petrolera que se llevó a cabo a principios de los 90”, recuerda el ahora consultor.
Baja exploración
Sin embargo, ante la escasez de contratistas que estén realizando exploración, las posibilidades de recabar nueva información geológica es cada vez más escasa, lo que explica, a su vez, el poco flujo de información actualizada que tendría Perúpetro.
De acuerdo con el último informe de actividades de Perúpetro —correspondiente a abril del 2022— el Perú cuenta con solo siete contratos de exploración (tres en costa, uno en selva y tres en zócalo). La mayoría con obligaciones suspendidas o contratos de vigencia afectados por situaciones de fuerza mayor: conflictos sociales o la aprobación y permisos posteriores al Estudio Ambiental.
“Es un círculo vicioso [el de la exploración y la información geológica disponible]”, explica Arturo Vásquez, exviceministro de Energía y director de investigación de la Escuela de Postgrado Gerens. “La información debe estar allá por el año 2010, cuando empresas como Hunt Oil, que hacían exploración, estaban detrás del Lote 76”.
Las cifras reflejan la evidente falta de incentivo de la exploración petrolera. En el 2021, la inversión en exploración de hidrocarburos llegó apenas a US$ 3.2 millones: la más baja de los últimos 20 años, un gran retroceso frente a los US$ 1,800 millones del 2002. Esto, sumado a un Perúpetro cuyo directorio recién en abril pudo tener quórum, refleja la crisis en la que se encuentra el sector hidrocarburos peruano.
“En lugar de dejar a las empresas petroleras la tarea de recoger información geológica, Perúpetro debería realizar sus propios estudios, con sus propios recursos, captados de las regalías petroleras. Pero, por ahora, no puede tomar decisiones”, afirma Vásquez.
En busca de nueva tecnología
Dado el panorama actual, incentivar la exploración de hidrocarburos es un reto mayor, pero no imposible. Una de las apuestas de Perúpetro es renovar la tecnología de exploración para adquirir, procesar e interpretar la información magnetotelúrica para trabajos de integración futura en la Cuenca de Madre de Dios.
«Si bien esta región ya cuenta con data sísmica importante y pozos, esta tecnología permite reducir las sísmicas y, con ello, el impacto medioambiental. Pero, además, con la transición energética encima, las compañías requieren información más exacta para agilizar sus proyectos. Con las nuevas tecnologías podrán reducir la incertidumbre y los costos para las petroleras», detalla Huamán.
“Necesitamos obtener información con tecnologías modernas que nos dan información mucho más detallada y valiosa para fines de exploración. Si los inversionistas ven que en el Perú las compañías han adquirido información convencional, sin tecnología moderna, seguramente van a migrar a países que sí tienen data más accesible”, explica Huamán.
Uno de esos países que menciona Huamán, es Colombia.
El ejemplo colombiano
“En Colombia hay mejores oportunidades para explorar en áreas con información adecuada e inclusive con apoyo del Gobierno. Esto ha permitido desarrollar mejor su negocio para llegar a la parte de explotación. En cambio, en el Perú, la información no ayuda mucho por ahora”, aclara Huamán. Pero eso no es todo. Colombia, a diferencia de Perú, tiene facultades especiales para generar información exploratoria a través de la Asociación Nacional de Hidrocarburos (ANH).
“La ANH de Colombia tiene un manejo apoyado por el Estado, a diferencia del Perú. Además, tienen una ley general de información técnica con base actualizada para atraer a los inversionistas”, afirma Gustavo Navarro, socio director de Gas Energy Latin American, consultora internacional especializada en energía y gas natural.
Las cifras hablan por sí solas. Las rondas colombianas han permitido generar una inversión de US$ 148.5 millones en el 2021. Las empresas participantes realizaron sus ofertas para la adjudicación de 53 bloques o áreas de exploración: 28 fueron propuestos por la ANH (en cuencas maduras, emergentes y frontera) y 25 por empresas de la industria. Con los resultados, el Gobierno superó en un 38% la meta fijada en contratos.
“No es que Perúpetro no haya hecho la tarea, es que las empresas han ido abandonando al Perú y, en los últimos años, no se ha hecho exploración en el país, ni sísmicas, ni pozos exploratorios, mientras que Colombia sí”, afirma Navarro.
El potencial peruano
Navarro cuenta que la cifra actual de contratos exploratorios no se compara a la de la época en la que fue miembro del directorio y vicepresidente de Perúpetro, entre 2004 y 2011. “Hasta el 2010 había 66 contratos de exploración”, afirma, lo que, agrega, estaba acorde al potencial hidrocarburífero peruano.
Perú posee 18 cuencas petroleras, de las cuales solo 5 han sido exploradas. Una, Talara, de forma madura, pero las otras cuatro tienen un grado de explotación mediano o bajo. Las 13 restantes están inexploradas, por lo que, se estima, hay un importante potencial hidrocarburífero por descubrir en sus diversas cuencas en la selva, costa y mar.
“Pero la cortina se está cerrando, porque viene la transición energética y el fin de los combustibles fósiles. El petróleo se va a dejar de usar como combustible en el 2050, fecha que han fijado muchos países de Europa y Asia. Ahora, este recurso tiene un valor importante y tiene que usarse como palanca de desarrollo hoy, no mañana”, concluye.
