Expertos atribuyen el descenso a la declinación natural de los principales campos productores de gas y la menor demanda de Brasil desde mediados de 2016.
Producción de gas en el campo Incahuasi en Santa Cruz. Foto: Página Siete archivoLa producción de gas natural disminuyó de 61,3 millones de metros cúbicos día (MMmcd) en 2014 cuando alcanzó su pico máximo a 56,6 MMmcd en 2017, según datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).Expertos atribuyen el descenso a una declinación natural de los principales campos gasíferos del país, además de una menor demanda de Brasil.Para el analista Hugo del Granado a partir de julio de 2014 es cuando se inicia la caída de la producción de gas y se manifiesta en 2015, 2016 y 2017.Es decir que coincide con un agotamiento de los principales campos productores del país, pero a esto se debe añadir los menores pedidos de gas natural que realiza Brasil desde el segundo semestre de 2016.“La declinación de campos es natural ante la imposibilidad de incorporar nuevas reservas de gas natural y poner en operación nuevos yacimientos que reemplacen la producción en descenso”, precisó.Pero aún si Brasil demandará los máximos volúmenes del contrato (30,08 MMmcd) y Argentina (este año se debería enviar 24,6 MMmcd como máxima cantidad contractual), con la oferta que tiene el país de producción, no se podría cumplir, ya que se debe atender también el mercado interno.“Exportamos menos y hay menos ingresos para regiones productoras. La salida es soltar las trabas para que se posibilite la entrada de un mayor número de empresas, la producción está concentrada en Total, Repsol y Petrobras y con ellos se programan más inversiones, también está YPF Argentina, pero no hay más”, observó del Granado.El director del portal hidrocarburosbolivia.com, Bernardo Prado, coincidió que la caída de la producción de gas está vinculada al agotamiento de campos y no existen nuevos descubrimientos en el país.“Pero no necesitamos producir más porque tampoco hay la demanda, pero sí necesitaremos atender los picos máximos de los contratos con Brasil y Argentina, no estamos en condiciones de satisfacer los requerimientos. Hoy cumplimos, pero es por la menor demanda de Brasil”, remarcó Prado.En noviembre de 2017, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, descartó que exista déficit de producción de gas natural necesario para abastecer el requerimiento del combustible en el mercado interno y de exportación.La autoridad aclaró que la producción de gas natural está en función a las nominaciones del mercado interno y los mercados de Argentina y Brasil y que se cumple con el mercado externo e interno.“La producción de gas natural está en función de las nominaciones del mercado, porque no tiene sentido producir más gas del que se necesita. La capacidad de procesamiento de gas es un concepto diferente. Bolivia tiene una capacidad de procesamiento de más de 104 millones de metros cúbicos día (MMmcd) que es muy importante. Es más, tenemos gran capacidad de producción de pozos sin interconectar al sistema de procesamiento. En los próximos meses entrarán en producción efectiva”, subrayó en ese entonces.Se prevé menores envíosEl Presupuesto General del Estado (PGE) de este año prevé el envío de menores volúmenes de gas a Brasil, por debajo del contrato vigente, y también precios inferiores de exportación.En las proyecciones del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas se detalla que se exportará un promedio de 25 millones de metros cúbicos de gas por día (MMmcd), cuando el máximo de entrega acordado en el contrato con ese mercado es de 30,08 MMmcd.Para 2017 se había previsto volúmenes de venta de 30,5 MMmcd, pero entre enero y noviembre el promedio apenas alcanzó a 23,9 MMmcd.Esta baja en los requerimientos de gas natural boliviano por parte de Brasil se hizo más evidente entre el 25 al 27 de noviembre de 2017, cuando el principal comprador del hidrocarburo nacional disminuyó sus pedidos de gas natural en 51%, respecto al contrato vigente de compra-venta suscrito entre Petrobras y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).Brasil dejó de requerir los 30 MMmcd promedio que utilizaba entre 2013 y 2015, debido a que desde mediados de 2016 su demanda se tornó más “volátil”.En cuanto a precios se prevé que ese mercado pagará entre 3,5 y 3,4 dólares por millón de BTU (unidad térmica británica).Precios beneficiosIngresos Con base en la producción y precios del gas natural de exportación se calculan los ingresos que perciben las regiones productoras por regalías e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH)Valor Las proyecciones que hizo el Ministerio de Economía para el precio del barril de petróleo en 2018 establecen un promedio anual de 45,5 dólares por barril de crudo. El viernes cerró con una cotización de 63,55 dólares.Estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) a través de su presidente, Óscar Barriga, expresó en enero su preocupación por la variación en las nominaciones (demanda) de gas por parte del mercado de Brasil.Certeza Barriga dijo entonces que es importante programar la exportación de manera regular. “A nosotros nos afecta que Brasil un día nos pida 15 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) y otro día nos pida 28 MMmcd, lo que hemos pedido es que hagan una nominación más regular”, señaló.Página Siete / La Paz