El 30 de junio debe llegarse a un acuerdo pero la producción de gas bajó y sólo se puede negociar un mejor precio y no mayores volúmenes, indican expertos.
Fuente: paginasiete.bo
Página Siete / La Paz
Cuando faltan cuatro días para la firma de la sexta adenda al contrato de compra-venta de gas con Argentina, ese mercado demanda más por invierno, pero expertos advierten que sólo queda negociar un mejor precio y volúmenes más estables.
La quinta adenda fue firmada el 31 de diciembre de 2020 con el objetivo de fijar los precios con base en la fluctuación y cotizaciones internacionales, y lograr mayores ingresos este año. Para invierno se fijaron entregas de 14 MMmcd y 8 MMmcd en verano.
Ese documento estipula que hasta el 30 de junio de este año deben fijarse las nuevas condiciones en una sexta adenda.
El experto Hugo del Granado, sostuvo que la idea de firmar estos documentos de forma seguida estaba en función del éxito exploratorio y se modifiquen los volúmenes, pero estos proyectos para descubrir nuevos campos demoran.
“Se puso 30 de junio para una sexta adenda con la esperanza de que existan nuevos descubrimientos, pero van a tener que firmar haciendo esfuerzo con los mismos volúmenes de la quinta adenda; tal vez lo mejor que pudieran hacer es modificar la fórmula para calcular precios y ver si se puede mejorar”, precisó.
El Gobierno y YPFB impulsan un plan de reactivación de campos maduros y aumentar reservas, pero son proyectos que no entran de forma inmediata en producción.
“Sólo queda mejorar precio y por dos razones: porque la quinta adenda se firmó cuando los precios del petróleo estaban de bajada y ahora hay un repunte de cotización, ahora el WTI se encuentra encima de 73 dólares el barril. Están dadas condiciones para negociar una mejor fórmula, pero volumen no hay dónde”, precisó Del Granado.
La producción de gas en los últimos años descendió luego de alcanzar en 2014 el pico con 61,1 MMmcd. Para 2018 se tenían 51,1 MMmcd, en 2019 se bajó a 45,36 MMmcd y el año pasado a 43,52 MMmcd, según datos del Ministerio de Hidrocarburos.
Del Granado indicó que es poco probable contar con una escalada y aumentar la producción en lo inmediato.
A Argentina se envían 14 MMmcd en invierno, aunque en pasados días se llegó a bombear hasta 17 MMmcd. A Brasil se exportan 20 MMmcd.
Volúmenes estables
Álvaro Ríos, analista y exministro del área, manifestó que Bolivia necesita los ingresos y Argentina el gas en invierno sobre todo en el norte,
“Hasta el 30 debe estar negociada la quinta adenda en función a la capacidad de producción de Bolivia. La capacidad está declinando, son 46 MMmcd y el próximo años irá bajando a 42 MMmcd o menos, mientras no haya nuevos descubrimientos de campos con potencial”, anotó.
Es por eso, según Ríos, que a Bolivia le queda negociar la venta de todo el gas que pueda y negociar un contrato plano, es decir evitar picos de demanda muy altos en invierno y que la diferencia de volúmenes no sea muy amplia respecto a verano.
“En la medida que eso sea estable será más conveniente para atender el otro mercado que es Brasil. Ojalá se pueda lograr mejores precios en invierno y en función al GNL. No se puede vender más gas de la capacidad de la que se tiene”, agregó la exautoridad del sector.
Boicobo es la esperanza, pero el proyecto debe desarrollarse
El pozo Boicobo Sur X1 (BCS-X1), ubicado en Chuquisaca, donde se estima una reserva de más de un trillón de pies cúbicos (TCF), ayudará a mejorar la producción de gas, pero aún no se dispondrá de su oferta en este año.
Para Álvaro Ríos, exministro de Hidrocarburos, éste es el descubrimiento más importante de los últimos 15 años, pero entrará en fase de producción de 2022 a 2023.
Explicó que se debe esperar la planificación de inversiones que realice Repsol para el desarrollo del pozo.
“Hay que perforar nuevos pozos, instalar líneas de recolección, hay que esperar que las inversiones sean aprobadas por Repsol, YPFB, para aumentar la producción de gas natural “, puntualizó.
El potencial de más de un TCF de Boicobo equivale a la demanda de gas natural de más de un año del mercado interno como externo, según estiman autoridades.
De acuerdo con el Ministerio de Hidrocarburos, la producción de gas natural actual proviene de varios campos y plantas de procesamiento.
Entre las principales están Margarita, a cargo de la española Repsol, con una producción de 15,3 millones de metros cúbicos día (MMmcd); Sábalo, operado por Petrobras, con 10,6 MMmcd; Incahuasi, por Total, con 9,6 MMmcd; Yapacaní, por YPFB Andina, 2,8 MMmcd; San Alberto, por Petrobras, con 2,7 MMmcd, de acuerdo con datos oficiales.
Fuente: paginasiete.bo