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miércoles 20 oct 2021 | Actualizado a 13:12

La producción de gas natural, el reto continuo de YPFB

/ 23 de septiembre de 2021 / 00:35

Antes de la nacionalización de los hidrocarburos, la producción de gas natural en Bolivia oscilaba aproximadamente en 30 MMm3/d, producción que el gobierno de entonces tenía planificado exportarla por puertos chilenos a un precio menor a $us 1 por millar de BTU; gracias a las nuevas políticas implementadas por el gobierno de Evo Morales, la producción fue incrementando de manera sostenida hasta llegar a una producción efectiva de 61 MMm3/d en 2014

El precio del WTI desde 2007 hasta 2014 oscilaba entre $us 80 y más de $us 100 por barril, de manera sostenida, escenario que daba la garantía a YPFB y los productores de gas para mantener un plan de inversiones que permita sostener e inclusive incrementar la producción de gas natural a través de la ejecución de proyectos exploratorios y de desarrollo.

Sin embargo, a partir de 2015 el precio del WTI descendió hasta $us 30, situación que provocó que las empresas productoras de hidrocarburos a nivel mundial decidieran reformular sus planes de inversiones reduciéndolos al mínimo. Bolivia no fue la excepción, dado que se paralizaron muchos proyectos de desarrollo y sobre todo proyectos exploratorios.

Durante 2015, estaban en curso procesos de negociación de Contratos de Servicios Petroleros (CSP), que por la caída del precio del crudo se paralizaron a razón de la inviabilidad económica que se proyectaba, lo cual impactó negativamente en la producción futura de gas natural, sumado a ello, la declinación natural de los campos productores. Ante este escenario, se implementó una estrategia (ley de incentivos) que permitió dar continuidad a la ejecución de proyectos en exploración y explotación para contrarrestar la declinación inminente de la producción de gas natural.

En el periodo 2015-2019, se tuvieron alrededor de 50 pozos descubiertos de gas natural en los campos de Bulo Bulo, Junín, Curiche, Río Grande, Boquerón, Patujusal, Yapacaní, La Peña, Huacaya, Humberto Suárez Roca, Caigua, Dorado, Sábalo, Colorado, Dorado Centro, Enconada, Dorado Sur, Incahuasi, Aquío, cuya producción fue incorporada de manera inmediata para su disposición en los mercados interno y de exportación.

Asimismo, en ese periodo se registró un incremento efectivo de más de 15 MMm3/día de manera progresiva. También, se desarrollaron proyectos que contrarrestaron la declinación natural de los campos San Alberto y Sábalo.

Considerando la declinación natural y el ciclo de vida de los campos de gas natural, en octubre de 2019 Bolivia tenía una capacidad de producción por encima de los 57,6 MMm3/día.

La tarea de YPFB es mantener, reponer e incrementar la producción de gas natural. Más aún cuando la coyuntura está a nuestro favor, nuestro mayor competidor el GNL tiene un precio mucho mayor que nuestro gas; en el anterior quinquenio, el GNL estaba muy por debajo del precio de nuestro gas, motivo por el cual hubo bajas nominaciones.

Además, hoy existen distribuidoras de gas natural en Brasil que quieren firmar contratos en firme, sin intermediarios, siendo un incentivo para mayores inversiones y así incrementar la producción de gas natural.

Una de las acciones inmediatas es activar los 12 CSP ya aprobados por la Asamblea Legislativa Plurinacional y que se encontraban en plena ejecución de la fase exploratoria (hay que activarlos inmediatamente, aplicar la fuerza mayor, en otros seguir con la campaña exploratoria), además de otros proyectos que están ejecutándose por YPFB de manera directa (Sipotindi, Yarará, Gomero). El reto consiste en continuar con el ritmo de la actividad exploratoria a través de inversiones extranjeras y de manera directa mediante YPFB, siempre considerando una mesurada diversificación del riesgo.

Luis Alberto Sánchez Fernández es ingeniero, consultor y exministro de Hidrocarburos.

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El nuevo mercado del gas en Brasil

/ 30 de agosto de 2021 / 00:48

El 28 de julio, Petrobras anunció la venta del control de Gaspetro a Compass Gas & Energía, empresa perteneciente al Grupo Cosan, uno de los mayores grupos privados de Brasil; los jugadores en la distribución de gas en Brasil cambiaron con la actual normativa de este país.

Compass es actualmente el controlador de Comgas, la mayor distribuidora de gas de Brasil, con 18.000 kilómetros de ductos de distribución; 2,2 millones de clientes, presentes en 94 municipios del estado de São Paulo. Con la adquisición de Gaspetro, se convierte en accionista de otras 19 distribuidoras de gas en Brasil, en todas las regiones. Compass tendrá más de 10.000 kilómetros adicionales de redes de distribución y un volumen distribuido de aproximadamente 29 MMmcd.

Compass ha mostrado mucho interés en Bolivia para cerrar contratos firmes de compra de gas a largo plazo para sus distribuidores y clientes en Brasil. Asimismo, en diferentes momentos, ha manifestado que está dispuesto a comprar todo el volumen disponible, actual y futuro, que tiene YPFB a mejores precios que los actuales.

A través de las más grandes empresas comercializadoras de gas en Brasil, que no intermedian la venta de gas a los clientes finales, Bolivia puede garantizar mantener o ampliar los volúmenes de exportación a este país, con esto se da viabilidad y un gran incentivo para la inversión en exploración (sin mercado no hay inversión); además, la certeza para quienes coparticipan de la renta petrolera, como son las gobernaciones, alcaldías y universidades, entre otros, de que puedan seguir recibiendo recursos por concepto de regalías e IDH.

En la actualidad, muchas empresas en Brasil realizan inversiones para implementar facilidades en plantas de regasificación con la finalidad de incrementar la importación de volúmenes de GNL; asimismo, se desarrollan facilidades para evacuar mayores volúmenes de gas del Presal. Por otro lado, en Argentina, se planifican proyectos de gran envergadura en facilidades de transporte de gas para evacuar el gas de Vaca Muerta hacia Brasil. Estos factores harán que el gas boliviano sea menos competitivo en el futuro con la nueva configuración de los mercados internacionales y la incidencia de los países productores en la región.

Bajo este contexto, es importante que Bolivia, a través de YPFB, implemente una estrategia oportuna, dirigida a asegurar la venta de gas a las empresas que hoy requieren este energético, puesto que en el futuro es muy probable que el escenario del mercado internacional del gas en la región sea mucho más competitivo y menos atractivo para Bolivia en la posición en la que se encuentra.

La apertura de un nuevo mercado donde exportar el gas boliviano se constituirá en un trampolín para la reactivación de la actividad exploratoria, esto considerando que los potenciales inversores en exploración y explotación tendrán un mercado seguro para monetizar el futuro gas susceptible de ser producido.

El escenario posterior al GSA de Petrobras debería ser remplazado con empresas que tengan clientes finales en el consumo del gas y no así empresas intermediarias, solo de esta forma se maximizará el valor de venta del gas boliviano.

Es estratégico que YPFB y los potenciales clientes en Brasil (Compass) tengan una relación contractual directa, sin intermediarios, para la conexión directa al mercado más grande de Sudamérica, en mejores condiciones de precio.

Compass firmará en breve contratos con productores brasileños en los campos del Presal a finales de este año. Con la entrada de su terminal de GNL en Santos/SP, ya no podría estar interesado en el gas boliviano. Una amenaza que puede convertirse en una oportunidad para Bolivia si es rápida y diligente en cerrar alianzas equitativas con Compass.

Luis Alberto Sánchez es ingeniero, consultor y exministro de Hidrocarburos.

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La exploración en Bolivia debe continuar

/ 23 de julio de 2021 / 01:42

Después de un largo periodo en el que los precios del petróleo crudo WTI se mantuvieron estables entre $us 80 y 100 por barril, a partir de 2015 se desmoronaron de manera preocupante hasta llegar a sus niveles más bajos en 2016, cuando el precio del gas boliviano de exportación cayó por debajo de los $us 3 por millón de BTU. El impacto de la caída de precios del WTI y del gas natural boliviano tiene fundamentalmente dos efectos: la reducción de la renta petrolera y la contracción de las inversiones en exploración y explotación (E&E), avizorándose la paralización del sector hidrocarburos.

En este contexto, con la finalidad de contrarrestar la inminente paralización de la actividad exploratoria, el gobierno tuvo el reto de plantear una fórmula que permita impulsar y despertar nuevamente el interés de los inversores en E&E, es así que se materializó la Ley 767 con el objetivo fundamental de reactivar las inversiones en la exploración de nuevos campos.

Bajo la política de incentivos a E&E, en 2015 se autorizaron y aprobaron en la Asamblea Legislativa los contratos de servicios petroleros (CSP) Carohuaicho 8A, 8B, 8D y Oriental; en 2016, Carohuaicho 8C; en 2017, Aguaragüe Centro, Itacaray, Charagua y Abapo; en 2018, San Telmo Norte y Astillero; y en 2019, Iniguazu por el Consorcio Repsol, PAE, Shell y YPFB Chaco. La suscripción de estos CSP representó un compromiso de inversión en el orden de $us 6.900 millones.

Asimismo, se gestionaron y aprobaron en la Asamblea cuatro adendas: Caipipendi, bloque operado por Repsol, PAE y Shell; Campo Camiri; Campo Guairuy, operado por YPFB Andina; y Huacareta, operado por Shell. Las inversiones comprometidas por estas adendas estuvieron en el orden de $us 993 millones.

Por otro lado, el Legislativo aprobó cuatro cesiones de CSP: Ipati y Aquio con la empresa Total; campo Tatarenda por Matpetrol; Colpa y Caranda por Petrobras. Con inversiones comprometidas de $us 442 millones.

En cinco años se comprometió una inversión en E&E de aproximadamente $us 8.335 millones, por las empresas petroleras que operan y llegaron a Bolivia.

Asimismo, en el quinquenio 2015-2019 se realizaron 22 “convenios de estudios” (CE) que se constituyen en la fase inicial a los CSP, los cuales son: Cupecito (2015); La Ceiba, Vitacua y Madidi (2016); Río Salado (2017). Durante 2017 se realizó en Bolivia el evento más importante del gas en el ámbito mundial, denominado Foro de Países Exportadores de Gas, donde se suscribieron 19 expresiones de interés para realizar convenios de estudios y posteriormente suscribir contratos de servicios petroleros. En 2018 se realizaron los CE para las áreas Carandaiti, Sayurenda, Yuarenda, Sauce Mayu, Monte Verde, San Telmo Sur, Río Salado e Ingre; en 2019, Algarrobilla, Ovai, Miraflores, Irenda, Cedro, La Guardia, El Rodeo, Florida Oeste y Florida Este. Los convenios fueron suscritos por Pluspetrol, Gazprom, Petrobras, Vintage, GTLI, Camcabria, YPFB Chaco, Andina y otros. 

Por lo tanto, entre 2015 y 2019 se logró suscribir 12 CSP y 22 CE, cuatro adendas y cuatro cesiones, lo que implica que, en promedio, se firmaron entre dos y tres CSP por año; entre cuatro y cinco CE por año, y una adenda y una cesión por año. Esta actividad atrajo un promedio de $us 1.600 a 1.700 millones por año, generando un escenario resiliente en una coyuntura de precios bajos del WTI. Estas gestiones hasta la fecha siguen reportando resultados positivos, tales como los pozos perforados en Boicobo, Los Monos, Caigua, Yarara, Sipotindi, entre otros.

Ahora bien, para mantener el ritmo en la actividad exploratoria, mínimamente se debería suscribir entre dos y tres CSP y al menos cuatro y cinco convenios de estudio por año, con la finalidad de hacer sostenible la producción de hidrocarburos a través de las actividades de exploración y explotación en Bolivia.

Ante este nuevo escenario, una visión integral del sector y una presencia más activa permitirían aprovechar las oportunidades actuales, que se generan a partir de los precios altos del gas que se gozan actualmente y la gran competitividad de nuestro gas con relación a los precios del GNL, además que las proyecciones de los precios del gas son muy alentadoras para el futuro. Es el momento de la negociación de nuevos CSP y la consolidación de más mercados de exportación de gas, a través de la firma de nuevos contratos de “venta de gas en firme”, sin intermediarios (venta directa), con precios mayores a los actuales contratos; son las acciones que reactivarán el sector del gas, y consiguientemente la reactivación económica del Estado a corto plazo.

Luis Alberto Sánchez es ingeniero, consultor y exministro de Hidrocarburos.

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