Bolivia no cumple cupo al exterior y el mercado interno presiona

Ser el corazón energético de la región, especialmente como un proveedor de gas natural, es una historia que se empezó a escribir allá por 1972 con los primeros envíos del energético a Argentina y que se reforzó en 1999, cuando de forma inédita se vendieron moléculas de gas boliviano a Brasil.

Desde entonces, la economía nacional se apoyó en la exportación de los hidrocarburos que en 2017, según el Instituto Nacional de Estadísticas (INE), generó ingresos por un valor de $us 2.402 millones, un 21,9% más con respecto a 2016.

Sin embargo, la marca de país gasífero que se fue construyendo en ese periodo, en los últimos años se fue erosionando y, como señaló Marcelo Campero, analista en hidrocarburos, las causas son estructurales y están relacionadas con la propia característica no renovable de gas natural.

Campero sostuvo que para entender la naturaleza del problema se debe tomar en cuenta que la demanda de gas natural en el mercado interno fue creciendo de forma constante.

Así, según los datos de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), en 2007 la necesidad de gas en Bolivia era de 5,03 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), mientras que el año pasado la demanda fue de 12 MMm3/d y en lo que va de 2018 la misma osciló entre 13 y 14 MMm3/d.

Mientras que en el frente interno la necesidad de gas va en aumento, los cupos para el mercado externo no se cumplen un 100%, lo que genera tensión con Argentina y con Brasil.

Sin embargo, Óscar Barriga, presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación), sostuvo que hay una confusión en el tema de los cupos, pues, a su criterio, una cosa es la capacidad de producción de los pozos que tiene el país y otra es la comercialización de los volúmenes de gas.

“La capacidad es de más de 60 millones de metros cúbicos por día, pero tenemos una comercialización que en promedio oscilará entre 56 y 57 millones de metros cúbicos por día en 2018, lo que nos permitirá cumplir con los contratos”, remarcó Barriga.

Para el experto en hidrocarburos Bernardo Prado, el problema pasa por la poca producción de gas natural que tiene el país. Esto impide que se cumpla a cabalidad los compromisos con sus dos mercados externos. Aseguró que no hubo inversiones de impacto que ayuden a incrementar las reservas del energético.

¿Quiénes se comen el gas?

En la actualidad, de acuerdo con el Consejo de Departamentos Productores de Hidrocarburos, apoyado en los datos de YPFB Corporación, la producción de gas natural al 22 julio de 2018 fue de 55,08 MMm3/d.

De ese total, el mercado interno demandó 13,69 MMm3/d, de los cuales el 70% fue a parar a la termoeléctrica, un 10% a las industrias, en especial a las cementeras, otro 10% corresponde a los vehículos convertidos a GNV y el restante 10% se lo divide en el uso residencial, comercial y de las refinerías.

Desde la Cámara Nacional de Industria (CNI) hicieron notar que el sector cada año demanda más gas debido a los distintos proyectos industriales que se van concretando en el país y remarcaron que hasta el momento el abastecimiento ha sido normal.

Horacio Villegas, presidente de la CNI, dijo que la mayor demanda se concentra en las industrias cementeras. Sin embargo, se mostró preocupado por los cuestionamientos hechos por expertos y parlamentarios sobre los niveles de reservas de gas.

“Los industriales no sabemos y esperamos que desde el Estado se brinde una información real sobre la cantidad de reservas de gas que tiene el país”, precisó Villegas.

En esa línea, el exministro de Hidrocarburos, Guillermo Torres, afirmó que el mercado interno creció bastante, llegando en promedio a los 12 millones de metros cúbicos por día. “Si tomanos en cuenta el mercado de Brasil, es más de un tercio de esas exportaciones”, dijo y subrayó que la presión de la demanda nacional es un hecho, más cuando se siguen construyendo termoeléctricas que son los principales ‘devoradores’ del gas natural.

Las exportaciones

Los otros clientes de importancia que tiene el país son Argentina y Brasil, y de acuerdo con los contratos vigentes de compraventa a esos mercados se les debe enviar como mínimo cupos de 20,9 MMm3/d y de 24 MMm3/d, respectivamente, pero según el reporte operativo diario por departamentos de producción nacional, el informe semanal para el directorio de YPFB y el detalle de liquidación de regalías del Ministerio de Hidrocarburos, las ventas a Brasil, en promedio, al 22 de julio, fueron de 23,24 MMm3/d y a Argentina de 18,15 MMm3/d.

“Se cumple con lo justo y en varias oportunidades se mandó gas por debajo de lo mínimo y esto se debe a que la producción del energético, desde 2014, cuando se produjo 59,37 MMm3/d fue bajando hasta los 55,08 al 22 de julio de 2018”, señaló Herland Soliz, secretario de Energía, Minas e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz e hizo notar que a Argentina en promedio se le enviaron entre 17 y 18 MMm3/d, cuando el contrato de invierno indica que el mínimo es de 20,9 MMm3/d.

Mientras que a Brasil, Soliz señaló que nunca se le pudo vender los 34 MMm3/d que indica el contrato ni cumplir con el envío mínimo de 24 MMm3/d, ya que el promedio de nominación se mantuvo en los 21 MMm3/d.

Prado consideró que sumando la demanda interna más los requerimientos externos hace imposible que Bolivia pueda cumplir a tope con sus obligaciones contraídas por los países vecinos.

“Esto se debe a la falta de inversiones en la exploración. No se descubrieron nuevos yacimientos”, dijo y cuestionó que el Gobierno afirme que prioriza el abastecimiento del mercado interno antes que la exportación. “Es una excusa. El problema es porque no podemos incrementar la producción”, afirmó.

Campos maduros

De acuerdo con Gabriel Gaite, analista en Hidrocarburos y Freddy Castrillo, secretario de Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija, el problema del déficit gasífero es estructural y está relacionado con las inversiones destinadas a la exploración y a los campos denominados maduros, que tienen una producción en declive.

Gaite sostuvo que hace cinco años la producción en el campo San Alberto (Tarija) era de 11 MMm3/d, mientras que, en julio de 2018, la producción descendió a 4 MMm3/d.

Al respecto, Castrillo precisó que el declive de la producción de San Alberto se debe a los 25 años de producción destinada al mercado brasileño.

“En este tiempo no se descubrieron nuevos campos, por lo que está costando reponer el gas que se usa”, señaló Castrillo, que hizo notar que la baja en la producción también se da en el campo Sábalo, que en 2013 bajó su producción de 18 MMm3/d a 13 MMm3/d, a julio de 2018.

Mientras que el campo Margarita-Huacaya tiene una producción estable, aunque, Gaite indicó, con tendencia a la baja debido a que se trata de campos maduros que ya no tienen el mismo potencial de cuando empezaron y que deben ser exigidos al máximo para obtener menos hidrocarburos.

Campero sostuvo que en los últimos 12 años no se descubrieron nuevos campos y el 90% de los que están vigentes son perforaciones viejas que están en franca declinación.

Sobre el tema Barriga reiteró que en 2017 se destinaron $us 1.875 millones para la perforación y el desarrollo de 18 nuevos pozos exploratorios con el objetivo de generar nuevas opciones de producción.

Petrobras lidera la oferta de gas con una participación del 32%

De acuerdo con información de la Vicepresidencia de Operaciones de YPFB Corporación, al 22 de julio de 2018 la producción de gas natural fue de 44.307.417 millones de pies cúbicos (MMm3/d), de los cuales Petrobras aporta con 14.174.099, lo que significa un 32% de la producción general.

Le sigue de cerca Repsol, que aporta con 13.921.054 MMm3/d (31%), el tercer lugar le corresponde a Total E&P, con 6.301.033 MMm3/d (14%), en cuarto lugar se ubica YPFB Andina con una producción de 4.723.903 MMm3/d (11%) y en quinto lugar está YPFB Chaco con una aporte de 4.475.415 MMm3/d (10%).

Para Marcelo Campero, analista en hidrocarburos, el desempeño de Petrobras se debe a operar en el campo San Alberto, que, a pesar de tener una producción menor, sigue siendo de vital importancia para el país.

Campero hizo notar que si bien Repsol está en segundo lugar, puede pasar al primero si es que en Boyui se encuentra gas en importantes volúmenes.

En cuanto a los departamentos con mayor producción de gas natural, Tarija, con 27.653.283 MMm3/d, es la primera región productora que aporta al país con un 62% de la oferta de gas natural; le sigue Santa Cruz, con una producción de 13.704.942 MMm3/d (31%); y muy atrás se ubican Chuquisaca, con 1.818.925 MMMm3/d (4%); y Cochabamba, con 1.130.266 MMm3/d (3%).