Falta de gas atrasa firma de adenda con Argentina, según expertos

POR: RAÚL DOMÍNGUEZ

Bolivia no está en condiciones de enviar mayores volúmenes de gas natural a la Argentina, debido a la caída de la producción, y tendrá que renegociar las condiciones del precio, sobre todo, en la sexta adenda del contrato de compra-venta de gas natural entre YPFB y la estatal argentina Ieasa. La firma estaba prevista para el 30 de junio.

Analistas del sector hidrocarburos aseguraron que la incertidumbre por conocer los términos de esta nueva adenda crece cada día, sobre todo porque los volúmenes de entrega por parte de Bolivia están siendo afectados por una merma considerable en la producción desde 2014, cuando se registró una producción promedio de 64 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d).

Para el analista y director de Gas Energy Latin America (GELA), Álvaro Ríos, si hasta el momento YPFB e Integración Energética Argentina S.A. no han llegado a un acuerdo, es porque no existe consenso y no se han podido determinar volúmenes y fórmulas de precio. “Son los dos temas candentes, porque Argentina aún necesita mucho del gas de Bolivia en invierno y Bolivia tiene cada vez menos gas”, expresó.

Ríos mencionó que según las proyecciones de GELA, el mercado interno demanda actualmente 12 MMm3/d y Brasil pide 20 MMm3/d, lo que pone al “tope” la producción boliviana, mientas que Argentina está nominando 14 MMm3/d en el periodo de invierno y quiere evitar comprar GNL (gas natural licuado) de los barcos regasificadores.

“Es una situación compleja, la dinámica es que ni Argentina produce más gas en Vaca Muerta, ni en Bolivia tenemos la capacidad de mandar más, porque la exploración no ha sido suficiente”, dijo Ríos.

Para el analista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, la escasa exploración que se tuvo en los últimos años, no alcanza para subir la producción, por lo que el escenario ideal para las negociaciones de la sexta adenda con Argentina, sería volver a los volúmenes pactados en la adenda de 2010. “No había la figura de una cantidad base como la que hay ahora, que de hecho en la quinta adenda fue menor que la de la cuarta, que disminuyó de 10 a 9 MMm3/d como base”, precisó.

Velásquez añadió que a pesar de que los volúmenes adicionales actuales pagan un precio diferenciado vinculado a la cotización del gas de referencia en Estados Unidos -Henry Hub-, que tiene tendencia al incremento, se prevé que a largo plazo la tendencia sea descendente. Lo mismo sucede con el precio del petróleo, que con su recuperación beneficia al precio cantidad diaria base anual (CDBA).

“La mayor preocupación es el tema del volúmen, por el problema de producción que tiene Bolivia, que en realidad es un problema estructural. No es que tengamos un campo parado por mantenimiento, es que no tenemos nuevos descubrimientos”, remarcó.

A su vez, el director de Energía, Minas e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, Eduardo Ibáñez, sugirió que Bolivia debería “suavizar” los picos de demanda que hace Argentina en el periodo de invierno, que según el contrato es de mayo a septiembre.

“Ese delta, para nosotros como proveedores, es difícil poder manejarlo porque el gas no se puede almacenar como cualquier otro producto. Una vez se produce, tiene que colocarlo, y cuando tiene un cliente que pide el 50% de su contrato en verano con respecto a la demanda pico, se complica la venta porque las plantas no son como abrir el grifo, deben tener un set mínimo para que operen en óptimas condiciones”, remarcó.

EL DEBER envió a YPFB una solicitud para conocer su versión sobre la firma de la sexta adenda, pero desde la Dirección de Comunicación respondieron que por el momento no se iba a informar sobre el tema mencionado.

Credibilidad deteriorada La credibilidad de Bolivia como proveedor fiable de gas para el Cono Sur, está en entredicho, de acuerdo al analista Hugo Del Granado. Por una parte, existe una falta de efectividad de los negociadores para llegar a buen término con la sexta adenda, ya que el tiempo estaba pevisto desde hace seis meses.

Por otra parte, el analista ve la situación boliviana hidrocarburífera como “muy precaria”, por la rebaja en la producción y por la ausencia de exploración para poder incrementar mayor cantidad de reservas. “Lo que sucede es que la posición boliviana como proveedor confiable de gas natural se ha deteriorado y esta situación continuará sucediendo en la medida en que Bolivia no mejore su capacidad de producción”, subrayó.

Al mismo tiempo, afirmó que Bolivia ha obrado con una política petrolera equivocada: “han descuidado la exploración, han bloqueado las inversiones y eso ha significado la no incorporación de nuevos yacimientos de producción”, en alusión a las políticas estatales aplicadas en los últimos años.

En tanto que Velásquez lamentó la falta de información, principamente de producción por parte de las autoridades de hidrocarburos en el país. “Este es otro factor importante, porque es difícil para cualquier comprador pretender negociar con un país que muestra mucha opacidad en términos de información”, consideró.

En ese sentido, mencionó por ejemplo, que hasta 2014 YPFB publicaba un boletín trimestral con información desagregada del sector, pero desde 2015 se descartó dicha publicación, además de la que presentaba YPFB Transporte.

La producción

De acuerdo con datos de la Dirección de Energía, Minas e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, hasta el 30 de junio pasado, la producción para envíos a los mercados de Brasil, Argentina y el mercado interno era de 46,6 MMm3/d, de los cuales 14 fueron para Argentina (Ieasa), 20,03 para Brasil (Petrobras), 0,8 para Cuiabá (Gas Oriente Boliviano) y 11,6 MMm3/d para entrega al mercado interno.

En enero de 2020 la producción para entrega a los mercados mencionados era de 51,4 MMm3/d y a diciembre del mismo año fue de 48,1 MMm3/d. Los campos con mayor producción en el país actualmente son Margarita-Huacaya, Sábalo e Incahuasi-Aquío, representando en promedio el 32%, 22% y 21% respectivamente. El 25% restante corresponde a campos con menores volúmenes de producción.

En cuanto a los precios, hasta marzo del presente año, se tenía $us 3,71 el millón de la unidad térmica británica (MMBTU) para el contrato con Petrobras y $us 4,59 para el contrato con Ieasa. Esa misma cantidad calórica en enero de 2020 era de $us 5,09 para Petrobras y $us 6,29 para Ieasa. En ese mismo año, en diciembre, el MMBTU para Brasil fue de $us 3,49 y de $us 3,84 para Argentina.

Para el presente año, el Gobierno ha previsto recaudar $us 1.918 millones por concepto de renta patrolera. Según el Ministerio de Hidrocarburos, este monto será superior al obtenido en 2020, cuando se contabilizaron $us 1.652 millones.

Por otra parte, de acuerdo a proyecciones de GELA, las exportaciones de hidrocarburos en 2021 significarán para Bolivia $us 1.255 millones, mientras que para 2026, año de culminación del contrato con Ieasa, será de $us 465 millones.

LÍNEA DEL TIEMPO

Inicio. En septiembre de 1999, Pluspetrol inició la exportación de gas natural a la Argentina a través del gasoducto Bermejo -Aguas Blancas. A partir de noviembre de 2001, la misma empresa exportó gas del campo Madrejones a través del gasoducto exclusivo Madrejones-Campo Durán. Posteriormente, las exportaciones se realizan del campo Tacobo por Madrejones.

Incremento. En junio de 2004, YPFB exporta gas a la Argentina mediante el gasoducto Santa Cruz – Yacuiba, producción de Repsol YPF E&P Bolivia, Petrobras Bolivia y, a partir del 29 de abril de 2005, de Pluspetrol, desde el campo Tacobo.

Subrogación. Los contratos de compra venta de gas YPFB-Pluspetrol, YPFB-Petrobras y Repsol YPF fueron subrogados a favor de Enarsa a partir del 1º de septiembre, 14 de septiembre y 19 de octubre de 2006, respectivamente.

Convenio. A raíz del Convenio Marco para la Venta de Gas Natural, firmado entre los gobiernos de Argentina y Bolivia en junio de 2006, el 19 de octubre de 2006 se suscribe el Contrato de Compra Venta de Gas Natural entre YPFB y Enarsa, el mismo que está en vigencia a partir de enero de 2007, con el compromiso de exportar 7,7 MMm3/d inicialmente.