Argentina se suma a Brasil y baja su demanda de gas en un promedio de cuatro millones de metros cúbicos día (MMmcd).
YPFB negocia un nuevo contrato con otra empresa para retomar el suministro hacia cuiabá.
Operación: técnicos de Petrobras manipulan una válvula en San Alberto
=> Recibir por Whatsapp las noticias destacadas
La Prensa
El analista Hugo del Granado dijo que YPFB busca un contrato con la petrolera Mato Grosso.
Argentina se suma a Brasil y baja su demanda de gas en un promedio de cuatro millones de metros cúbicos día (MMmcd), incluso un día llegó a comprar sólo 1,2 MMmc de los 6,8 que alcanzó como volumen más alto en agosto. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) reconoce una reducción de ingresos por exportación para el país, pero anuncia un nuevo contrato hacia Cuiabá (Brasil).
El vicepresidente de Operaciones de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), José Luis Gutiérrez, informó que existe un descenso en el consumo de gas desde Buenos Aires; y como consecuencia, “los ingresos han mermado”, aunque no supo precisar en cuánto porque aún no se hizo un balance.
Explicó que la reducción se debe a la crisis económica mundial, que golpea a las industrias de Brasil y Argentina, pero además es el efecto del final del invierno, temporada en que la necesidad de usar calefacción sube el consumo de gas.
El 1 de septiembre, Argentina demandó sólo 1,2 MMmcd, comparado con el pico máximo del 21 de agosto, de 6,81 MMmcd, se quedaron en el país 5,61 MMmcd de gas.
Según datos de YPFB Transporte S.A., publicados por HidrocarburosBolivia.com, esta tendencia inició el 26 de agosto con una baja de 6,15 MMmcd (demanda del 25 de agosto) a 4,90 MMmcd, el 30 de agosto desciende a 2,68.
A esto se suma la continua disminución de la demanda de Brasil desde enero.
En agosto, el mayor volumen de exportación fue de 25,11 MMmcd, y el menor, de 18,22 MMmcd. El contrato con ese mercado establece un máximo de compra de 31 MMmcd. En promedio, el país dejó de exportar entre 18,59 y 11,49 MMmcd de gas.
Con un precio de venta de 4,50 dólares el millón de BTU (Unidad Térmica Británica), el ex secretario de Energía Carlos Alberto López calculó que por cada 15 MMmc de gas que no se exportan, se pierden 2,4 millones de dólares por día.
Esto significa también la reducción en ingresos por regalías y el Impuesto Directo a los Hidrocarburos, que está cerca de 1,5 millones de dólares diarios.
La baja será mayor si se toma en cuenta que para Argentina el precio de exportación está en 4,92 dólares el millón de BTU. Según el portal HidrocarburosBolivia.com, el promedio de producción en agosto fue de 40,32 MMmcd.
López agregó que la tendencia a la baja por el cambio de clima puede durar hasta febrero o marzo, pero también se debe tomar en cuenta que el país vecino tiene fuentes alternativas con el gas natural líquido (GNL), energético que ya usa y que tiene un precio internacional más económico que el gas boliviano, ayer registró 2,77 dólares el millón de BTU.
Nuevos mercados
Gutiérrez explicó que ante la menor demanda de Brasil y Argentina, la estatal trabaja en la búsqueda de mercados alternativos.
Mencionó que “en Brasil hay otra fuente que nos puede comprar gas, existen otras posibilidades” como “Cuiabá con otro comprador, las alternativas están abiertas para el país”.
Después de la recuperación estatal de la administración de los hidrocarburos en 2006, el 2 de mayo de 2007, YPFB firmó un contrato con Transborder Gas Services Ltda. (TBS) para suministrar gas a la planta termoeléctrica de Cuiabá, Gobernador Mario Covas y la Compañía Matogrossense de Gas S.A. (MTGas), los tres están ubicados en la provincia Mato Grosso, en Brasil.
A pesar de que el suministro energético a esa región comenzó en 2001 con otro contrato, actualmente está suspendido.
El analista en hidrocarburos Hugo del Granado, en una entrevista en radio Fides, dijo que YPFB negocia con la firma Mato Grosso un nuevo contrato.
Con ese propósito, la próxima semana llegará el representante de esa compañía para realizar la compra de gas por un periodo de diez años con YPFB, aunque es probable que el precio negociado sea menor al que rige en Brasil.
Añadió que en este momento esa región necesita gas, porque en la zona del Mato Grosso existe escasez del energético.
Gutiérrez aseguró que también se analiza el contrato de Comgas, firmado con British Gas Comércio e Importaçao.
Sumados los dos, se puede lograr un consumo de 2 MMmc, pero “primero tenemos que dar seguridad de la disponibilidad de gas”.
Para esto en Yacimientos “buscamos algunas alternativas para tener seriedad con el mercado argentino” y “tener certeza de comprometernos con un volumen seguro”.
Valor agregado
El Gobierno aseguró que la industrialización del gas natural dependerá de la viabilidad de los proyectos y de las utilidades que reporte la cadena del valor agregado, puesto que se debe resguardar y garantizar la cotización de esta materia prima. En ese marco, la exportación está incluida en la futura política de hidrocarburos.
El asesor del Ministerio de Hidrocarburos Manuel Morales dijo que “se exportará lo que se tenga que exportar” y en condiciones favorables para el país, puesto que “no por industrializar vamos a quitar valor a nuestro gas”.
El concepto de la industrialización del gas natural que se introducirá en la política hidrocarburífera “es agregar valor” al energético fósil menos contaminante. El documento, que es preparado por un grupo de técnicos contratados para este trabajo, será entregado hasta enero de 2010.
En el marco de ese concepto, “no podemos” aceptar como proyectos viables los que usen este combustible como materia prima con un precio de un dólar y “genere una ganancia” también de un dólar por millón de BTU (Unidad Térmica Británica), cuando se puede vender en mercados externos a 5 o 6 dólares.
“Se industrializará cuanto se pueda industrializar técnica y económicamente válido”, porque de lo contrario, cualquier proyecto de transformación puede devaluar el gas.
En ese sentido, el precio para el gas natural destinado a la industrialización “es un tema que debe ser analizado en el conjunto de la cadena productiva” y “no” con la predefinición del precio establecido en la Ley de Hidrocarburos vigente desde 2005.
Más datos
La exportación de gas cayó entre 18,5 MMmcd y 11,4 MMmcd entre agosto y 1 de septiembre.
Si el gas se produce, la demanda interna sólo consume hasta un máximo de siete MMmcd.
Esto porque no existe el suficiente transporte que permita llevar el gas hacia occidente.