Producción de gas caerá desde 2015 si no amplían contrato GSA
Luego de alcanzar su máximo rendimiento en los próximos tres años, la producción de gas registrará una declinación constante desde el 2015 si Bolivia no amplía el contrato GSA suscrito con el Brasil. Al 2020, el precio promedio de exportación llegaría a $us 11,28 por millón de BTU.
Así lo señala el estudio del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) ¨»Análisis Estadístico, Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas Período 2000-2010″, presentado en el Cuarto Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía. Retos y Oportunidades, organizado por Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) en la ciudad de Santa Cruz.
De acuerdo con datos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) elaborados por el Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (VMEEH), el gas natural alcanzará su volumen máximo de producción el 2014 con 61,98 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Sin embargo, un año después, la producción del energético comenzará a registrar una «constante» reducción (ver infografía).
«Una vez abastecido el mercado interno y los requerimientos de gas natural bajo el contrato GSA (Gas Supply Agreement, por sus siglas en inglés), la producción restante se destinará al mercado de Enarsa (Energía Argentina SA). Luego del 2014, se observa una declinación constante hasta alcanzar un valor mínimo de producción de 42,03 MMmcd (2020)», indica el documento.
La cuarta adenda al contrato GSA de compra-venta de gas natural entre Bolivia y Brasil establece la exportación del gas boliviano hasta el 2019 y uno retroactivo al 2007 por la exportación de «gas rico» con componentes licuables. Según las cláusulas de la adenda. Bolivia debe enviar al Brasil en el período 2010-2019 un volumen mínimo de gas de 24,06 MMmcd y uno máximo de 31,5 MMmcd.
El convenio con Argentina, por su parte, establecía un tope de exportación hasta la anterior gestión de 7,7 MMmcd. Este año, luego de la construcción del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) la cantidad máxima permitida es de 11,3 MMmcd, el 2019 será de 25,1 MMmcd y del 2021 al 2026 de 27,7 MMmcd, en función de las ampliaciones de gasoductos de ambos países.
CONSUMO. «Según el pronóstico de la demanda en el mediano plazo de YPFB, en el período 2011-2020, el consumo de gas en el mercado interno alcanzará un valor promedio de 12 MMmcd; de 8,31 MMmcd en la industrialización; y de 1,25 MMmcd por el gas retenido (también denominado gas combustible y pérdidas de licencia)», explica el documento.
Los precios proyectados en punto de fiscalización tanto para el consumo interno como para la exportación mantendrán un incremento constante hasta llegar al 2020 a $us 3,54 el millón de BTU (Unidad Térmica Británica, por sus siglas en inglés) para el mercado interno y $us 11,28 (ver infografía) para el mercado externo, señalan los datos.
«Este pico (de $us 11,28) se debe a la terminación del contrato GSA, hecho que conduce a que la producción se destine al mercado Enarsa luego de cubrir el mercado interno, y por ende la aplicación de niveles más elevados de precios de acuerdo a la fórmula de este contrato», cita el estudio.
En el mercado interno se considera un valor fijo de $us 0,73 por millón de BTU y un valor equivalente al 50% del precio mínimo de exportación (igual a $us 4,18 por millón de BTU) para el mercado de industrialización.
Producción de líquidos en bolivia
«La producción de hidrocarburos en Bolivia en el período 2000-2010 estuvo marcada por el importante ingreso en producción de los megacampos San Alberto, Sábalo y Margarita», lo cual es muy significativo, porque en el período mencionado «casi el 60% de la producción de hidrocarburos líquidos en el país provino de estos campos gasíferos», señala el estudio «Análisis Estadístico Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas» del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE). Actualmente, la estatal YPFB se encuentra inmersa en la búsqueda de nuevas reservas de petróleo crudo en el país.
‘Se debe buscar el momento más oportuno para negociar’
El exministro de Hidrocarburos Guillermo Torres dijo que el país debe buscar el «momento más oportuno» para negociar la ampliación del contrato de exportación de gas al Brasil y que en el mismo debe añadirse el pago a precio internacional del «gas rico».
«Estas negociaciones tienen aspectos psicológicos muy importantes que se basan en la necesidad de comprar o vender el gas. Quien más urgencia tenga estará en inferioridad de condiciones durante el proceso. La estrategia de Bolivia para la exportación del gas natural debe tomar en cuenta este aspecto», explicó Torres.
El contrato de venta de gas al Brasil fenece el 2019 e incluye un sistema de pagos retroactivo al 2007 por la exportación de «gas rico» con componentes licuables.
«El nuevo contrato debería contemplar sólo la venta de metano como gas natural y posiblemente porcentajes mínimos de etano —sin que ello reduzca el precio del energético— y no así los propanos y butanos que actualmente abastecen de GLP parte del oeste de Brasil», manifestó.
Mercado. Según proyecciones del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), Bolivia registrará el 2014 su más alta producción de gas con 61,98 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Sin embargo, un año después, se producirá una declinación constante en los volúmenes del energético hasta llegar el 2020 a los 42,03 MMmcd.
«Brasil es un mercado muy importante por el constante incremento de su demanda energética y el país no debe darse el lujo de perderlo». No obstante, «tener sólo dos mercados nos da poco margen de maniobra en las negociaciones y, por lo tanto, la diversificación de mercados es necesaria», dijo Torres.
