La capacidad de producción de Bolivia está entre 48 y 49 MMm³/d para esta gestión. De esa cantidad, hay que separar unos 14 MMm³/d para el mercado nacional
Cada vez se ve más lejano y difícil alcanzar los $us 6.113 millones que obtuvo Bolivia por las exportaciones de gas natural en 2013. Desde entonces, el valor de las ventas externas del energético ha disminuido hasta tocar su punto más bajo en junio de 2020: $us 1.057 millones.
Revertir esa situación se vislumbra complicado debido a la crisis que atraviesa el sector petrolero desde hace algunos años, la cual se vio ahondada el año pasado debido a la pandemia, que provocó que el precio del crudo caiga por debajo de cero (hasta los $us -37,63, el 20 de abril).
Datos preliminares del Ministerio de Hidrocarburos de Bolivia revelan que entre enero y octubre del año pasado el precio promedio de exportación de gas a Brasil (Petrobras) y a Argentina (Ieasa) fue de $us 4,18 y $us 5,08 por millar de BTU (MBTU), respectivamente, en comparación con los $us 5,52/MBTU y $us 6,71/MBTU de 2019.
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Ante este panorama tan desolador surgen preguntas como: ¿cuál es el futuro del gas boliviano? La respuesta, según algunos analistas: Bolivia debe replantearse el verdadero rol del gas natural en su economía, ante el declive del energético y un escenario desfavorable. A decir de Bernardo Prado, consultor en hidrocarburos, Bolivia debe replantearse el rol que va a tener el gas natural en la economía. Y es que, según el experto, el protagonismo del energético en los ingresos económicos del país es cada vez menos relevante.
Por su parte, el analista energético Francesco Zaratti es más tajante que Prado e indica que Bolivia debe encarar cuanto antes una transición energética. “El gas no va a durar para siempre, puede haber otros descubrimientos que pueden prolongar la agonía, pero tenemos que buscar otro camino para tener energía para el mercado interno”, sostiene.
En tanto que la Fundación Jubileo sostiene que Bolivia debe diversificar su economía para ampliar sus fuentes de ingresos fiscales más allá del sector hidrocarburos.
Con respecto a la reactivación del sector en el país, Prado señala que depende de varios factores. “Necesitamos rayar bien la cancha. El sector no se va a reactivar mientras no tengamos las reglas de juego bien claras y se maneje el marco normativo e impositivo de una manera coherente”, señala.
Prado explicó que Bolivia tiene que atraer inversiones o, en su defecto si no las atrae, debe tener la capacidad de realizarlas, lo cual se ha visto que no es factible. Por lo tanto, hay que idear la manera de reactivar el sector mediante la atracción de inversiones.
En esa misma línea Zaratti, señaló que se necesita realizar más exploraciones. Para ello, se precisa capital de riesgo, que en este momento es imposible de conseguir por dos razones (internas y externas). No hay las condiciones de seguridad jurídica por parte del Estado y porque hay menos recursos para los hidrocarburos, debido a que se ha reducido el negocio por los precios bajos del petróleo.
Por su parte, la Fundación Jubileo asegura que el país “no puede continuar dependiendo de la explotación de un recurso natural no renovable, sujeto a importantes cambios en el contexto regional que hacen prever un cambio desfavorable para Bolivia como exportador de gas natural”.
YPFB anuncia inversiones
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y las empresas subsidiarias informaron antes que acabe el 2020 que programaron para este año una inversión de $us 756 millos con el propósito de reponer las reservas nacionales.
En un balance realizado en el marco del Día del Trabajador Petrolero, el presidente de la estatal petrolera, Wilson Zelaya, señaló que se priorizan proyectos exploratorios como la perforación del pozo Margarita-X10 (ubicado en Tarija y Chuquisaca) y Boicobo Sur-X1 (Chuquisaca).
Contrato con Argentina
La semana pasada YPFB e Ieasa (Integración Energética Argentina Sociedad Anónima) acordaron una quinta adenda al convenio de venta de gas natural que sostienen Bolivia y Argentina.
El ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina, indicó que en el nuevo acuerdo los valores del hidrocarburo que se proyectan están fijados en base a la fluctuación de los precios internacionales. “La quinta adenda presenta mejores condiciones que la anterior (cuarta), ya que contempla volúmenes que estarán fluctuando entre los 9 y 20 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d), según la estacionalidad”, señaló.
Por su parte, Zelaya, manifestó que el precio acordado tiene una composición de indicadores internacionales de canasta de fuels oils, asociada al precio del WTI y Henry Hub (más un premio de $us 2,25 adicional).
El ejecutivo además explicó que el precio correspondiente a diciembre de 2020, según la cuarta adenda, es de $us 3,84 por millón de BTU, y con la quinta adenda, el precio para enero de 2021 es “$us 4,51 por millón de BTU”, en conformidad a la proyección de los indicadores antes referidos.
En tanto, el secretario de Energía del Gobierno argentino, Darío Martínez, indicó que YPFB nominará un volumen de 14 MMm³/d de gas natural para la época de invierno y 8 MMm³/d en verano, cantidades menores a las establecidas anteriormente.
Cabe recordar que el acuerdo suscrito en febrero de 2019 establecía nominaciones de 10 MMm³/d en meses de verano y de 16 a 18 MMm³/d en invierno. Además, para volúmenes por encima de los 10 MMm³/d, el precio aumentaba en 15% (alrededor de $us 7,18 por millón de BTU).
Ante esa variación, la Secretaría de Energía de Argentina señaló que, durante la negociación, YPFB justificó en “razones geológicas el progresivo y sostenido declive de la producción, que obliga a disminuir los volúmenes que pueden comprometerse a inyectar”.
Consultado al respecto de la nueva adenda, el exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos, dijo que las cantidades negociadas obedecen a los volúmenes disponibles que tiene Bolivia. Ríos explicó que la capacidad de producción de Bolivia es de entre 48 y 49 MMm³/d (para 2021).
De esa cifra hay que separar unos 14 MMm³/d para el mercado nacional durante tres o cuatro años y, además, se tiene que vender a Brasil, por contrato hasta 2024, 20 MMm³/d. Teniendo en cuenta esos volúmenes, en el mejor de los casos quedan 15 MMm³/d para negociar.
Cifras
2,61
Es el precio que se paga por 1 millón de BTU de gas en el mercado Henry Hub en la actualidad.
50
Millones de metros cúbicos día (MMmcd) que alcanza la producción actual de gas, según el titular de YPFB.