FUENTE: PAGINA SIETE
Para entregar mayores volúmenes de gas natural a los mercados (interno y externo) durante la época de invierno, Bolivia requiere una producción por encima de los 63 millones de metros cúbicos día (MMmcd), volumen difícil de alcanzar, advirtieron dos expertos del sector.
“La producción de gas de Bolivia se ha reducido, por tanto YPFB no puede satisfacer los pedidos máximos de los tres mercados: Brasil, 30 MMmcd; Argentina 21 MMmcd y el mercado interno, 12-15 MMmcd. Necesitamos unos 63 MMmcd al tope”, anticipó el investigador Francesco Zaratti.
En su criterio, el país apenas puede producir 54 MMmcd, incluso con la sobreexplotación de los campos. Históricamente la máxima extracción llegó a 61 MMmcd, cuando los megacampos aún no estaban en fase de agotamiento. A mediados de este mes, el embajador de Argentina en Bolivia, Normando Álvarez, anunció que su país negociará un mayor envío de gas boliviano durante invierno y menor en verano.
Al respecto, la pasada semana el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, anticipó que el país tiene capacidad de producción de 60 MMmcd, de los cuales Argentina nomina entre 18 y 20 Mmmcd; Brasil, 24 Mmmcd, y el mercado interno requiere un máximo de 15 MMmcd. Zaratti consideró que la posibilidad de aumentar los envíos a Argentina depende de cuánto gas nomina Brasil y sobre el ofrecimiento de un mejor precio por un gas adicional, será crucial hacer una buena negociación sobre la base de la producción real. “Si Brasil nomina menos de 20 MMmcd habría gas para enviar a Argentina más de 20 MMmcd.
Pero si Brasil pide volúmenes entre 20 y 30 MMmcd, YPFB debe abastecer primero a Brasil. (...) Veo difícil y arriesgado comprometer para este año mayores volúmenes de gas al mercado argentino, si no se incrementa la producción actual y se estabiliza el mercado de Brasil”, calculó. El contrato entre Bolivia y Brasil establece un máximo de 30,08 MMmcd; para el argentino en la época de frío de este año el volumen contractual fijado es de 24,6 MMmcd, y el interno llega a un tope de entre 13 y 15 MMmcd.
Sobre el tema, el exministro de Hidrocarburos Guillermo Torres dijo que con base a esos cálculos, el país requiere al menos de 70 MMmcd del combustible, tomando en cuenta que en el país durante invierno se usan mucho las termoeléctricas, es el caso de la planta El Kenko. “Durante la época de frío no sólo los mercados externos requieren mayor gas, sino también el país. Bolivia tendrá que ver si podrá abastecer esas cantidades, de lo contrario no cumplirá los contratos, lo cual implica multas como sucedió anteriormente”, explicó Torres.
Para la exautoridad, desde 2017 y parte de este año lo que ha estado nivelando las entregas, tanto a Argentina como al mercado interno, es el menor requerimiento de Brasil. No obstante anticipó que es muy difícil que Bolivia pueda abastecer sus mercados a requerimientos máximos, debido a que no hay descubrimientos de nuevos campos a excepción de Incahuasi-Aquío. Su aporte de 6,7 MMmcd, no compensa la declinación que registran los mayores reservorios de San Alberto y Sábalo.
Paralelamente, hay más requerimiento de gas de las plantas termoeléctricas que operan en el país. En los últimos años se masificó su construcción con el propósito de exportar electricidad. Sin embargo, en otros sectores como la demanda de gas domiciliario; cambio de Gas Natural Vehicular (GNV) o el sector industrial, la incidencia es mínima.
“Lo veo muy difícil que estemos en la capacidad de cumplir de forma paralela con ambos mercados (interno y externo). Sólo eso será posible si es que Argentina o Brasil mantienen los niveles actuales, de subir es muy difícil, tomando en cuenta que el primordial es el interno”, enfatizó. La producción promedio de gas de Sábalo bajó de 18,18 MMmcd, registrados durante 2014, a 13,89 MMmcd, en 2017. Mientras que San Alberto descendió de 9,08 MMmcd a 4,68 MMmcd, en el periodo citado, es decir una caída del 48%.
Precios al segundo trimestre mejoran Al segundo trimestre de este año, el precio de exportación del gas que se envía a Brasil registró un promedio de 5,9 dólares por millar de BTU para Argentina y 4,6 dólares para Brasil. En 2017 durante abril y mayo, el precio para Brasil registró 3,9 dólares y para Argentina 4,9 dólares.
La Fundación Jubileo anticipó que si bien se registró una mejora con relación a 2017, pese a que incluso se haya subido el volumen enviado a Brasil, aún está por debajo del contractual. “La mejora en los precios de exportación de gas natural se explica por la recuperación del precio internacional del barril de petróleo, en especial por la cotización del Brent. Si bien también hubo mejora en los volúmenes exportados a Brasil y Argentina.
En el caso del Brasil las nominaciones aún están por debajo del máximo contractual, lo que tendrá un efecto en las regalías departamentales e IDH”, anticipó el investigador de Jubileo, Raúl Velásquez. Para el experto, estas alzas deberían motivar a las autoridades nacionales y subnacionales, a diseñar e implementar mecanismos de ahorro y estabilización para cuando bajen precios.
Para entregar mayores volúmenes de gas natural a los mercados (interno y externo) durante la época de invierno, Bolivia requiere una producción por encima de los 63 millones de metros cúbicos día (MMmcd), volumen difícil de alcanzar, advirtieron dos expertos del sector.
“La producción de gas de Bolivia se ha reducido, por tanto YPFB no puede satisfacer los pedidos máximos de los tres mercados: Brasil, 30 MMmcd; Argentina 21 MMmcd y el mercado interno, 12-15 MMmcd. Necesitamos unos 63 MMmcd al tope”, anticipó el investigador Francesco Zaratti.
En su criterio, el país apenas puede producir 54 MMmcd, incluso con la sobreexplotación de los campos. Históricamente la máxima extracción llegó a 61 MMmcd, cuando los megacampos aún no estaban en fase de agotamiento. A mediados de este mes, el embajador de Argentina en Bolivia, Normando Álvarez, anunció que su país negociará un mayor envío de gas boliviano durante invierno y menor en verano.
Al respecto, la pasada semana el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, anticipó que el país tiene capacidad de producción de 60 MMmcd, de los cuales Argentina nomina entre 18 y 20 Mmmcd; Brasil, 24 Mmmcd, y el mercado interno requiere un máximo de 15 MMmcd. Zaratti consideró que la posibilidad de aumentar los envíos a Argentina depende de cuánto gas nomina Brasil y sobre el ofrecimiento de un mejor precio por un gas adicional, será crucial hacer una buena negociación sobre la base de la producción real. “Si Brasil nomina menos de 20 MMmcd habría gas para enviar a Argentina más de 20 MMmcd.
Pero si Brasil pide volúmenes entre 20 y 30 MMmcd, YPFB debe abastecer primero a Brasil. (...) Veo difícil y arriesgado comprometer para este año mayores volúmenes de gas al mercado argentino, si no se incrementa la producción actual y se estabiliza el mercado de Brasil”, calculó. El contrato entre Bolivia y Brasil establece un máximo de 30,08 MMmcd; para el argentino en la época de frío de este año el volumen contractual fijado es de 24,6 MMmcd, y el interno llega a un tope de entre 13 y 15 MMmcd.
Sobre el tema, el exministro de Hidrocarburos Guillermo Torres dijo que con base a esos cálculos, el país requiere al menos de 70 MMmcd del combustible, tomando en cuenta que en el país durante invierno se usan mucho las termoeléctricas, es el caso de la planta El Kenko. “Durante la época de frío no sólo los mercados externos requieren mayor gas, sino también el país. Bolivia tendrá que ver si podrá abastecer esas cantidades, de lo contrario no cumplirá los contratos, lo cual implica multas como sucedió anteriormente”, explicó Torres.
Para la exautoridad, desde 2017 y parte de este año lo que ha estado nivelando las entregas, tanto a Argentina como al mercado interno, es el menor requerimiento de Brasil. No obstante anticipó que es muy difícil que Bolivia pueda abastecer sus mercados a requerimientos máximos, debido a que no hay descubrimientos de nuevos campos a excepción de Incahuasi-Aquío. Su aporte de 6,7 MMmcd, no compensa la declinación que registran los mayores reservorios de San Alberto y Sábalo.
Paralelamente, hay más requerimiento de gas de las plantas termoeléctricas que operan en el país. En los últimos años se masificó su construcción con el propósito de exportar electricidad. Sin embargo, en otros sectores como la demanda de gas domiciliario; cambio de Gas Natural Vehicular (GNV) o el sector industrial, la incidencia es mínima.
“Lo veo muy difícil que estemos en la capacidad de cumplir de forma paralela con ambos mercados (interno y externo). Sólo eso será posible si es que Argentina o Brasil mantienen los niveles actuales, de subir es muy difícil, tomando en cuenta que el primordial es el interno”, enfatizó. La producción promedio de gas de Sábalo bajó de 18,18 MMmcd, registrados durante 2014, a 13,89 MMmcd, en 2017. Mientras que San Alberto descendió de 9,08 MMmcd a 4,68 MMmcd, en el periodo citado, es decir una caída del 48%.
Precios al segundo trimestre mejoran Al segundo trimestre de este año, el precio de exportación del gas que se envía a Brasil registró un promedio de 5,9 dólares por millar de BTU para Argentina y 4,6 dólares para Brasil. En 2017 durante abril y mayo, el precio para Brasil registró 3,9 dólares y para Argentina 4,9 dólares.
La Fundación Jubileo anticipó que si bien se registró una mejora con relación a 2017, pese a que incluso se haya subido el volumen enviado a Brasil, aún está por debajo del contractual. “La mejora en los precios de exportación de gas natural se explica por la recuperación del precio internacional del barril de petróleo, en especial por la cotización del Brent. Si bien también hubo mejora en los volúmenes exportados a Brasil y Argentina.
En el caso del Brasil las nominaciones aún están por debajo del máximo contractual, lo que tendrá un efecto en las regalías departamentales e IDH”, anticipó el investigador de Jubileo, Raúl Velásquez. Para el experto, estas alzas deberían motivar a las autoridades nacionales y subnacionales, a diseñar e implementar mecanismos de ahorro y estabilización para cuando bajen precios.