Bolivia exporta desde hoy un volumen de 2,24 millones de metros cúbicos día (MMmcd) adicionales de gas natural “excedente” a Brasil hasta diciembre de 2016, mientras importantes emprendimientos industriales en el país duermen por falta de gas, y las reservas, que aún no han sido certificadas durarán hasta 2023, según estimaciones de YPFB.
Desde hoy Bolivia acelera vaciamiento energético a costa de reservas tarijeñas
EL PAÍS, Tarija
Producción de gas natural en Bolivia. Foto archivo: eabolivia.com
Ya es oficial. Bolivia exporta desde hoy un volumen de 2,24 millones de metros cúbicos día (MMmcd) adicionales de gas natural “excedente” a Brasil hasta diciembre de 2016, para garantizar operaciones comerciales de la termoeléctrica Mário Covas de la ciudad de Cuiabá, situada en el estado brasileño de Mato Grosso, con lo que se reconfirma el acelerado vaciamiento energético que sufre el país.
Al mismo tiempo, importantes emprendimientos industriales en Bolivia duermen por falta de gas, mientras las reservas, que aún no han sido certificadas como manda la ley, durarán hasta 2023, según estimaciones de YPFB, si no se encuentran nuevos reservorios.
Los nuevos volúmenes exportados son adicionales al actual contrato entre Bolivia y Brasil para la venta de gas natural (GSA), que establece un volumen máximo de 32,5 MMmcd, con lo que se consolida un nuevo record de exportaciones de gas rico como materia prima.
El presidente interino de YPFB, Carlos Villegas Quiroga, y el Director de Gas & Energía de Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras), José Alcides Santoro Martins, estuvieron ayer en Tarija para suscribir el contrato. En él se establece un precio inicial de venta de 10,692 dólares por el millón de Unidad Térmica Británica (MMBTU), además de premios que incrementan el precio del gas (por ejemplo, en caso de ser aplicable el premio diario, el precio básico es incrementado en 2%, y el premio semanal aumenta el precio básico más un 5%).
“Se va enviar permanentemente hasta el último día de agosto de 2014 y en septiembre vamos a firmar otro contrato que va tener un horizonte hasta diciembre de 2016”, afirmó Villegas.
Asimismo, señaló que se trata de un precio inédito en la negociación para beneficio del Estado boliviano, y que se aprovechará “la existencia de un gasoducto que va de Río Grande hasta San Matías y de acá hasta Cuiabá”.
El Director de Gas y Energía de Petrobras, José Alcides Santoro Martins, destacó la importancia de Tarija, pues en este departamento se encuentran los dos mayores campos gasíferos que nutren desde hace muchos años las termoeléctricas e industrias brasileñas (San Alberto y San Antonio), mientras Bolivia aún lucha consigo misma por consolidar sus petroquímicas.
Según datos oficiales, Bolivia tiene actualmente una producción de 64,75 MMmcd de gas natural, pero hasta hoy sólo utilizaba 58,47 MMmcd tanto en exportación (unos 50 MMmcd) como en el mercado interno (poco más de 8 MMmcd), por lo que existe un “excedente” promedio de 6,28 MMmcd, que el gobierno nacional he decido exportar a toda costa. Ahora son 2,24 MMmcd de gas adicionales los que se exportarán a Brasil.
Mientras tanto, importantes inversiones industriales en Bolivia, como la de Soboce (160 millones de dólares) para aumentar la producción de cemento, y más aún, la siderúrgica del Mutún, se encuentran estancadas por insuficiente provisión de gas por parte de YPFB.
Bolivia sigue enviando gas rico pese a separadora de Río Grande
La planta de Río Grande apenas procesa la quinta parte del gas enviado a Brasli, es decir, unos 5,6 MMmcd de los más 31 MMmcd que se exporta al vecino país. La proporción es aún menor considerando el reciente contrato interrumpible por 2,24 MMmcd.
Según analistas, el reducido tamaño y capacidad de la planta se debe a que el Adendum 4 del contrato de exportación de gas a Brasil (GSA), firmado por Carlos Villegas en 2009, ratifica las condiciones de esa exportación, originalmente acordadas durante el gobierno del extinto Hugo Bánzer.
Dicho contrato establece que el gas boliviano con destino a Brasil debe tener un poder calorífico de 1034 BTU (Unidad Térmica Británica), por lo que estamos obligados a enviar licuables con el gas exportado.
Así, el gerente de Plantas Separadoras de YPFB, Mario Salazar, confirmó que “en Río Grande no se está extrayendo etano (insumo básico para la industria petroquímica). Solamente se va a producir GLP y gasolinas”, precisamente porque el contrato con Brasil obliga a exportar un gas con poder calórico más alto.
Salazar informó que en el caso de la planta separadora de Gran Chaco, se extraerá también el etano y propano para producir los derivados que permitirían una futura industria petroquímica. Sin embargo, hasta que no estén concluidas las plantas de etileno y propileno, cuya ubicación seguirá siendo un misterio por un año más (pese al compromiso de YPFB de informar al respecto hasta mediados de este año) se seguirá enviando etano y propano en la corriente de gas a Argentina, puesto que estos elementos no se pueden almacenar fácilmente.
Ayer, el Viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos, Alvaro Arnéz, informó que “en el caso de la mezcla de propano y butano el precio oscila entre 600 a 700 dólares, evidentemente el trasporte y la logística también repercuten en el precio final, y obviamente el etano está por debajo de ese precio y estamos hablando de alrededor de 500 a 600 dólares dependiendo y también de la logística al mercado final que se va a realizar la venta”.
Asimismo, el viceministro confirmó que dichos licuables, además del etano, seguirán enviándose en la corriente de exportación hasta que empiecen a funcionar las petroquímicas.
¿Tarija seguirá teniendo la materia prima?
Actualmente, Tarija concentra el 90 por ciento de las reservas probadas de gas de Bolivia, que están entre los 9 y 11 TCF.
En este departamento también están los principales mega-campos en producción (Margarita, San Alberto, Sábalo), los que aportan con entre el 70 y 80 por ciento de la producción total del país.
Aunque, según reiterados anuncios de YPFB, éstos están en un acelerado proceso de vaciamiento debido al incremento en la producción de excedentes para la exportación, por lo que las reservas actuales durarían unos 10 años (justamente las que concentra Tarija).
Según el Vicepresidente Nacional de Operaciones de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Jorge Márquez, en declaraciones realizadas en Chuquisaca cuando presentaba ahí el plan de inversiones de YPFB, será ése departamento el que, en unos 7 años, se convierta en el principal productor de gas del país.
Según Márquez, Huacareta es la esperanza más grande en cuanto a nuevas reservas en el país, con la que se estima llegar a los 13 o 14 trillones de pies cúbicos (TCF), mientras que Azero, también en etapa de exploración, y contaría con 6 TCF adicionales.
En otras palabras, en 10 años el gas tarijeño será minoritario comparado con el aporte de Chuquisaca. Mientras tanto, Tarija deja pasar el tiempo en cuanto a la sociedad con YPFB para la industrialización del gas, además de correr el peligro de escurrírsele de las manos el ser sede de las plantas petroquímicas que comenzarán a funcionar, precisamente, en los próximos 4 a 8 años.
Se acelera el vaciamiento sin reserva estratégica
El director del Centro de Documentación e Información Bolivia (CEDIB), Marco Gandarillas, advirtió en reiteradas oportunidades que “sin saber a qué nos atenemos, yo creo que es irresponsable que el gobierno acelere o incremente los volúmenes y ofrezca y comprometa mayores mercados, porque no está garantizada la situación”.
También indicó que se debería tener una reserva de por lo menos 20 años, mientras que actualmente Bolivia tiene menos de 10 años de gas garantizados. “Antes era impensable exportar cero de nada con un ratio menor a los 20 años. Ahora tenemos ratios menores a 10 años y seguimos exportando. Lo que muestra la historia económica de los hidrocarburos es que con ratios tan pequeños luego no hay ninguna capacidad de adaptación”, indicó.
Bolivia y Perú preparan un nuevo pacto estratégico que busca exportar gas por el puerto peruano de Ilo
Urgencia exportadora ahora apunta a mercados de ultramar
Según admitió el vicepresidente Álvaro García Linera, en su reciente visita a Europa, la crisis en Ucrania supondría una “oportunidad única” para ganar espacio en aquel mercado, porque el bloqueo que intenta poner EEUU en contra de Rusia incluye una reducción de las importaciones de energía por parte de países como Estonia, Lituania, Finlandia, Letonia y la propia Ucrania.
Para García Linera, “Tenemos que diversificar mercados y estamos en eso”.
Bolivia tiene que buscar “otros lugares para comenzar a mandar” su gas natural, dijo el vicepresidente, tras pronosticar que “de aquí a cinco o diez años (Argentina) va a inundar América Latina con gas”, gracias a la explotación de Vaca Muerta.
En ese marco, a fines de febrero se conoció que los gobiernos de Bolivia y Perú preparan un nuevo pacto estratégico que incluirá la posibilidad de exportar gas boliviano a mercados de ultramar por el puerto peruano de Ilo. El presidente de YPFB, Carlos Villegas, dijo en una entrevista publicada por El Deber que “Nuestra única posibilidad de exportar es través del LNG (Gas Natural Licuado)”, posibilidad que se exploró hace más de 10 años, y que fue rechazada por la población boliviana por las desventajosas condiciones.
En la misma entrevista, Villegas afirmó que “se requiere de una infraestructura portuaria y de conocer un puerto donde podamos hacer inversiones altas y significativas. Ha habido un acercamiento importante con Puerto de Ilo”.
El año 2002 y 2003 el gobierno de Gonzalo Sánchez de Lozada planteaba el proyecto Pacific LNG: un macroproyecto de exportación de gas a las costas de México y Estados Unidos a través de Chile. A través de este proyecto se pensaba exportar una cantidad similar a la que actualmente se exporta a Brasil y Argentina: unos 50 millones de metros cúbicos diarios (MMCD).
Solo que en aquel entonces se estimaban que las reservas de gas en Bolivia estaban por encima de los 55 Trillones de Pies Cúbicos (TCF), y no a los 11,2 TCF o menos que se presume existen ahora. Así, el proyecto se planteó en un momento en el que las reservas de hidrocarburos se habían inflado falsamente.
Según Carlos Villegas, estos falseamientos de las reservas “tenían un objetivo para las empresas que era obtener la mayor valorización de sus acciones en el mercado internacional. Hemos investigado y hemos llegado a esa conclusión”. Concuerda con Villegas el analista Ramiro Paz, quien considera que los socios del proyecto Pacific LNG de 2003, Repsol y British, ganaron varios cientos de millones en la bolsa de Nueva York.
Otro aspecto controversial estaba referido al precio de exportación. Expertos como el ex ministro de Hidrocarburos, Andrés Soliz Rada, recordaba en un artículo de Bolpress que “Los expertos foráneos y sus acólitos internos calculan el precio que tendría el gas boliviano en California, el cual, luego de sufrir los descuentos que implican su licuefacción en Iquique, su transporte en barcos metaneros, su regasificación en México y su transporte a destino final, dejará, como es obvio, insignificantes migajas al erario nacional”.
La controversia sigue presente: los expertos Jorge Téllez y Mirko Orgaz advierten que el precio actual del gas en EEUU está por debajo de los 3 dólares. El precio internacional de importación de LNG está a 4,62 dólares por millar de pies cúbicos, y según Carlos Villegas, el precio referencial Henry Hub está a 4,2 dólares por millón de BTU.. Mientras tanto, el precio de exportación a Argentina des de 10.17 $us/MMBTU, y 8.64 $us/MMBTU a Brasil.
Habrá que conocer los precios a los que Bolivia podría vender su gas en los mencionados mercados de ultramar, además de aclarar de una vez por todas el tema de las reservas gasíferas.