PALABRAS CLAVE: HIDROCARBUROS – CUENTAS DE YPFB – RESERVAS DE GAS – CONVENIO DE EXPORTACIÓN A BRASIL  – CEDLA EN LOS MEDIOS

ALEJANDRO ZEGADA ( EL PAÍS. TARIJA) 2018-12-31

La semana pasada, el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, anunció que en 2019 finalmente se licitará el estudio para la Planta de Propileno-Polipropileno, proyecto que quedó en la incertidumbre tras la desaparición de su presupuesto de las cuentas de YPFB a inicios de 2018. Ello en medio de la reducción de las exportaciones a Argentina y Brasil, con unas reservas “históricas” que no convencen.

En efecto, el investigador del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (CEDLA), Carlos Arze, advierte que las condiciones actuales son “muy distintas”, comparadas con las que habían hace casi dos décadas, cuando comenzó a ejecutarse el convenio de exportación a Brasil, “no sólo por el contexto nacional en los dos países, sino por las tendencias en el mercado internacional del gas y, en general, en el de la energía”.

Entre las condiciones internas de Bolivia, destaca la falta de reservas suficientes para garantizar contratos de exportación de largo plazo, la industrialización y la debilidad de YPFB. Entre las de Brasil están los cambios que ha tenido ese país en la última década, cuyos efectos ya se notan en las declaraciones de las propias autoridades bolivianas sobre las perspectivas de ese mercado.

Para Arze, estas condiciones determinan que las perspectivas de renovar un contrato de exportación que preserve algunas de las condiciones ventajosas del que concluye en 2019 “son escasas, casi nulas”.

La situación en Brasil

La transnacional British Petroleum (BP), en sus proyecciones estadísticas, señala que hacia el año 2035 Brasil podría consolidarse como un exportador neto de energía, debido a que su producción crecerá más que su consumo.

Por su parte, la ONG de investigación-acción Asuntos del Sur (ADS) afirma que los combustibles fósiles como fuente primaria de energía en Brasil se establecerán en un 50% y las energías renovables podrían crecer a una tasa elevada de 4,8% anual, especialmente la eólica que desplazará al gas natural como fuente para la generación eléctrica.

Actualmente, dentro de la oferta energética primaria, el gas natural ha ido adquiriendo importancia en la última década: de constituir el 6% de la oferta total a principios de este siglo, desde 2014 ha alcanzado el 14% de la oferta.

Paralelamente, se ha dado una disminución relativa del petróleo, del carbón y de la leña, coincidiendo con el incremento de otras fuentes como el del bagazo de caña y otros. Aunque en términos absolutos, la oferta de combustibles fósiles ha aumentado, principalmente a partir del incremento de la producción interna.

De la oferta total de gas natural, poco más del 48% se destina a la transformación (insumo de plantas de generación eléctrica, plantas de gas y otro tipo de transformaciones). La cifra es un 70% más alto que el que se destinaba a principios de siglo.

Para el experto del CEDLA, esto revela “una menor difusión en el uso final como combustible por parte de los sectores económicos, coincidente con la electrificación mayor de la economía, pero además, una mayor demanda de gas en lugar de petróleo y derivados para generar electricidad debido a su menor impacto medioambiental”.

Por su parte, según datos del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, el consumo final de gas natural se concentra en los sectores Industrial y Eléctrico que suman más del 87% de la demanda. En el caso de la generación eléctrica, el gas natural se destina tanto a las plantas termoeléctricas del sistema integrado como a termoeléctricas de consumidores libres y autoproductores, en una relación de 80% a 20%, respectivamente.

Según el balance del gas natural del Brasil, realizado por el mismo Ministerio, ha habido un importante incremento de la oferta proveniente de la producción interna del vecino país: de 42,87 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) en 2012 a 60,46 MMmcd en 2017.

Este incremento de la producción interna de gas está asociado también al aumento de las reservas certificadas, que de acuerdo con BP, subieron 6,7 trillones de pies cúbicos (TCF) en 1997, hasta 13,5 TCF, cantidad que se ha mantenido al menos hasta 2017.

Asimismo, las fuentes oficiales reportan que la importación de gas natural (tanto de Bolivia como de GNL por vía marítima) ha caído en los últimos dos años, después de un crecimiento sostenido que encontró su mayor nivel en 2014. La reducción en los dos últimos años, particularmente en 2017, significó cerca del 45% del volumen importado en 2014.

Al respecto, Arze recuerda la caída en la importación de gas por parte de Brasil se debió a razones vinculadas con su capacidad hidroeléctrica, ligadas con la estacionalidad de las lluvias. Pero para el experto “está claro que también tiene que ver con los cambios introducidos en su política energética, orientados a la utilización de sus propias fuentes, tanto de hidrocarburos como de fuentes renovables”.

En síntesis, toda esta situación implica que la tendencia del mercado brasileño del gas será la de “recurrir con más frecuencia a la demanda de volúmenes flexibles aunque a precios más altos que los del contrato de largo plazo de importación desde Bolivia, debido a la dinámica de su producción de energía eléctrica a través de otras fuentes y a condiciones de estacionalidad del clima”, afirma el experto.

Fin de los monopolios

Hasta hace poco, en Brasil predominaba el monopolio de Petrobras para importar y distribuir el gas natural a sus consumidores internos. Los sectores empresariales más influyentes, como la Cámara Nacional de Industrias (CNI) de ese país han estado exigiendo reformas para cambiar esa situación, argumentando que el gas boliviano es demasiado caro y que el esquema monopólico lo encarece aún más.

Sin embargo, Arze encontró que en realidad el gas boliviano exportado a Brasil no es tan caro, y que es solo un poco mayor al precio Henry Hub, que los industriales brasileños quieren usar como referencia.

“Para tener idea de la magnitud real de los precios finales del gas bolivianos en mercado brasileño, al precio en Rio Grande hay que sumarle más o menos 1,79 dólares por MMBtu, por conceptos de compresión y transporte” para tener el precio en Sao Paulo. Así el precio promedio de 3,89 $us/MMBtu de 2017, se elevaría hasta los 5,68 $us/MMBtu en esa ciudad.

El Henry Hub en 2017 tuvo un promedio de 2,96 $us/MMBtu. Al que también habría que añadirle costos de regasificación, transporte, etc., en caso del GNL importado.

En ese sentido, de acuerdo a información del Ministerio de Minas en su boletín de gas, los precios a consumidores finales podrían llegar a ser hasta cinco veces más que el precio en el ingreso a Sao Paulo: según el tipo de consumidor (industrial, residencial, comercial, automotores), el precio a consumidores finales con impuestos a diciembre de 2017 estaba entre 13,24 y 30,44 $us/MMBtu.

Por tanto, para el experto del CEDLA el problema del elevado nivel de precios que reclaman algunos sectores empresariales y de consumidores brasileños, “tiene que ver fundamentalmente con los costos que se suman en el transporte y distribución al interior de su país, y no con la diferencia entre el precio del gas boliviano y otros como el Henry Hub”.

De ahí que la demanda de la CNI apunte con especial atención a la reforma del sistema y la administración del transporte dominado hasta ahora por Petrobras, que es al mismo tiempo, el único importador del gas boliviano.

Pero Arze va más allá, y advierte que en Bolivia también podría estarse gestando un cambio que ponga fin al monopolio de YPFB en toda la cadena productiva de hidrocarburos -aunque para algunos analistas este monopolio no es real porque la estatal boliviana no ha desarrollado la capacidad para ello.

Según el investigador, existe una posible sociedad de YPFB con la empresa rusa Acron (fertilizantes) y que incluso hay un memorándum de entendimiento firmado. Acron ya tiene operaciones en Rusia y Canadá, y en junio el gobierno boliviano anunció el interés de dicha empresa de vender acciones a YPFB para operar como socia en la venta del 100% de la Urea producida en Bulo Bulo.

“Dos cosas llaman la atención de esta propuesta gubernamental”, explica Arze: Primero, “una sociedad con una empresa extranjera que produce fertilizantes al igual que Bulo Bulo, significaría pactar con la competencia en momentos en que la empresa boliviana no alcanza ni siquiera a regularizar sus operaciones”.

Segundo, el anuncio “coincide con la información proveniente de Brasil, que menciona el interés de inversionistas chinos y rusos por reactivar las obras paralizadas de la Unidad de Fertilizantes Nitrogenados (UFN III) de Três Lagoas. Así, lo que se presenta como una sociedad para impulsar la comercialización de los fertilizantes bolivianos —que no tienen mercado asegurado para su producción potencial—, parece ser más bien una estrategia para vender un volumen de poco más de 4 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, ante la reducción de la compra de Petrobras”.

Reservas, petroquímica y perspectivas

Analistas de distintos centros de investigación en Bolivia han hablado de tener mínimamente 20 años como reserva estratégica para garantizar iniciativas como la industrialización y consumo interno, mientras que el exministro Andrés Solíz Rada afirmaba que las reservas tendrían que alcanzar al menos para 40 años.

Al contrario, los 10,7 TCF de reservas de gas probadas, que el gobierno califica como “históricas”, sólo alcanzarán para 13 o 14 años con el actual ritmo de consumo, que en el marco de lo anterior no son suficientemente altas y mucho menos estratégicas.

Para Arze, el nivel de reservas actuales no es óptimo, y se debe a que “la orientación de la política económica, iniciada en la época neoliberal y continuada durante la actual administración” está “dominada por el objetivo de obtención de rentas naturales, lo que alienta la monetización acelerada de las reservas, ha afectado el volumen de éstas”.

En el contexto de reservas insuficientes para garantizar sostenibilidad y con el proyecto petroquímico paralizado hasta que al menos se tengan licitados los estudios, el experto advierte que “el futuro es el de volúmenes menores por parte de varios agentes, contratos flexibles (no de largo plazo) con nominaciones distintas y estacionales, precios diferentes entre los distintos contratos”, que recién están concretándose.

“Todas estas condiciones, además, derivarían en la sustitución del carácter estatal monopólico del negocio en manos de YPFB, puesto que una sociedad con Acron supondría la estructuración de una empresa mixta, lo que completa un panorama en muchos sentidos, adverso”, sentencia.

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