Según expertos, el país deja pasar la oportunidad de negociar contratos interrumpibles por hasta 10 MMm3/d con precios de hasta $us 20 por MMbtu, principalmente con Brasil, que compra GNL más caro

En pocas líneas de texto, la estatal petrolera YPFB respondió a EL DEBER que “aún no se ha recibido la notificación del monto” de la penalidad que deberá pagar a Integración Energética Argentina S.A. (Ieasa), por haber enviado gas natural por debajo del mínimo estipulado en el contrato suscrito en 2006, que son 8 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d).

Entre el 22 y 31 de octubre, YPFB envió a la Argentina entre 5,60 y 7,58 MMm3/d, por lo que la entidad, de acuerdo a la modalidad ‘delivery or pay’ (envía o paga) reclamó a YPFB el pago de la multa para comprar el gas que necesita de otros vendedores. En el vecino país calcularon que la penalidad a ser pagada por los bolivianos asciende a $us 626.978.

La estatal boliviana, en un comunicado, adujo que la caída del volumen obedeció a la interrupción de la producción en el pozo Margarita X3ST, que aporta 2,5 MMm3/d para el contrato con Ieasa.

La operadora del megacampo, Repsol, hasta el momento no respondió a EL DEBER sobre las razones de la caída de la producción del pozo. En caso de negligencia, la multa la deberá pagar la firma de origen español.

El Gobierno destaca logros

El Gobierno nacional mantiene su preocupación sobre los proyectos de exploración. De hecho, ya se dio un “jalón de orejas” al presidente de YPFB, Wilson Zelaya, por la baja ejecución presupuestaria. El 9 de noviembre, el mismo Presidente del Estado, Luis Arce, anunció que la inversión para concretar el plan de exploración de YPFB para el periodo 2021-2025 considera un monto de $us 1.550 millones.

El primer mandatario explicó que se tienen 19 proyectos exploratorios en carpeta de la petrolera estatal, con lo que se podrá reponer el consumo de los recursos y, también, aumentar, en el mediano plazo, las reservas de hidrocarburos.

Por su parte, Wilson Zelaya, a punto de cumplir un año de gestión al frente de YPFB, el 19 de noviembre, destacó los logros de su administración, al mencionar el “plan agresivo” de exploración para 2021-2022, lo cual reactivará muchos proyectos demorados, que tienen gran prospectividad y están en plena ejecución. “Suscribimos varios contratos, como el de asociación con la empresa YPF Argentina, que tiene su filial en Bolivia, relacionado con el proyecto de Charagua. Esto a través de un Decreto Supremo que permitió a YPFB incorporarse a ese plan de perforación”, indicó, mientras ponderó la suscripción de tres contratos de estudios y uno de negociación. “Hemos generado un 300% de nuevos proyectos con respecto a los años anteriores”, añadió.

Según el informe de Zelaya, durante 2021, los proyectos exploratorios suman 11 pozos en ejecución, “cantidad sólo superada en la gestión 2016, cuando se llegó a los 11 pozos exploratorios”. Asimismo, informó que los tres taladros que tiene YPFB están en plena actividad.

El titular de YPFB también destacó la producción y venta de gas natural, ya que este año se lograron mejores ingresos con respecto al año pasado, gracias a la exportación de mayores volúmenes del hidrocarburo y con mejores precios, dijo, sin mencionar cifras. Sin embargo, no se refirió al confinamiento y el efecto en 2020, tampoco a la declinación de campos ni a la menor oferta de gas.

Ayer, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía dijo que, debido a las políticas asumidas por el Gobierno nacional para reactivar el sector hidrocarburífero, este año se logró incrementar la producción de gas de 43 millones MMm3/d a 47 MMm3/d, en su informe Más Energía Para Salir Adelante.

Pérdida de oportunidades

Como se sabe, el precio del gas natural que se vende a Brasil y Argentina, se calcula en base a una canasta de combustibles y uno -el de mayor incidencia- es el precio del crudo WTI, de referencia en Estados Unidos. Con los precios de este crudo sobrepasando los $us 80 por barril, el precio del gas boliviano se ha incrementado hasta un 10% para el contrato con Petrobras ($us 5,44/MMbtu) y un 8% para el contrato con Ieasa ($us 7,08/MMbtu). Sin embargo, la caída de la producción obliga cada vez a renegociar los contratos con menores volúmenes para no incurrir en incumplimientos y penalidades.

Ante la limitada oferta boliviana, Argentina y Brasil se ven obligados a comprar gas natural licuado (GNL) que llega en buques metaneros a sus costas.

Un reporte del diario argentino Río Negro mencionó que la semana pasada el Gobierno de Alberto Fernández tuvo que pagar $us 38 por MMbtu de GNL, algo que no le viene bien a la alicaída economía argentina, que ya tiene en papeles el gasoducto Néstor Kirchner, que pretende llevar gas de Vaca Muerta al noroeste argentino, tradicional mercado para el gas boliviano. A Brasil tampoco le hace gracia comprar gas de ultramar, pues por estos días paga más de $us 30 por MMbtu, precio del marcador JKM (Japan Korea Marker), pero no tiene otra opción porque Bolivia solo puede enviarle poco más de 20 MMm3/d.

Para el director de la consultora Gas Energy Latin America, Álvaro Ríos, Bolivia está dejando de vender por lo menos 10 MMm3/d adicionales de gas a las termoeléctricas privadas de Brasil, que ha sufrido una de las peores sequías de la historia y tiene sus centrales hidroeléctricas produciendo lo mínimo.

Dijo que, si la producción no hubiera declinado, se podrían firmar contratos interrumpibles con precios que pueden llegar a $us 20/MMbtu, e incluso “amarrar” los nuevos acuerdos a algún marcador de precios del GNL. “Nos estamos perdiendo un buen momento, sobre todo los mercados interrumpibles de Brasil que pueden pagar más. Hemos ahuyentado las inversiones para exploración con impuestos y subsidios”, lamentó Ríos.

Al mismo tiempo, se atrevió a pronosticar que el próximo año pueden continuar las penalidades, ya que las entregas mínimas a la Argentina podrían bajar a 6 MMm3/d. “Pero creo que con multarnos no sacan nada. Más les va a costar si no hacen algo estructural como el gasoducto Néstor Kirchner, luego revierten el (gasoducto) TGN y con eso tienen acceso al mercado del norte argentino al norte de Chile; pueden vender gas a Bolivia y a Brasil”, puntualizó el analista, a tiempo de proponer negociar una sexta adenda con Argentina “con lo que existe”; es decir, tomando en cuenta la declinación de la producción de gas.

Las probabilidades

Raúl Velásquez, analista de hidrocarburos de la Fundación Jubileo, afirmó que la situación actual del sector en Bolivia es producto de una política hidrocarburífera que ha sido rentista desde la denominada ‘Guerra del gas’ (2003), que se dedicó a atender las demandas de los denominados movimientos sociales y no se preocupó por la sostenibilidad del sector. Esto derivó en el incumplimiento de la misma Ley de Hidrocarburos (3058), que establece la creación de un volumen nacional de seguridad, ante cualquier contingencia.

“Es un volumen que varía según la empresa operadora, pero aparentemente es tan crítica la situación del sector en Bolivia, que no disponemos de ese volumen de seguridad, porque tenemos problemas en un pozo, y el país simplemente no puede cumplir sus compromisos de exportación. Ahí tienes a las autoridades (de YPFB) pidiendo a ENDE que demande menores volúmenes para las termoeléctricas o directamente enviando menores volúmenes de exportación”, subrayó Velásquez.

Sobre ello, ayer el Ministerio de Hidrocarburo insistió en que “se consiguió la disminución del consumo de gas en las plantas termoeléctricas, lo que significa un logro que responde a la nueva política de diversificación de la matriz energética”.

Sin embargo, el experto señaló que en estos momentos Argentina está tomando un rol mediático justo cuando se negocia una sexta adenda al contrato de 2006, de la que busca más ventajas.

La producción de gas cayó en 6 MMm3/d en 2021

El director de Energía, Minas e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, Eduardo Ibáñez, dijo que la salida del pozo MGR-X3ST en la producción de gas para exportación, acompañó la caída de las entregas de hasta 6 MMm3/d en lo que va de 2021. Y explicó que, por ejemplo, el campo San Antonio (Sábalo), que en algún momento del año entregó 10,7 MMm3/d, actualmente lo hace con 9,2; Incahuasi redujo de 11 a 10,2 MMm3/d. “Esto llama la atención porque cuando disminuye Margarita, el segundo responsable para abastecer este contrato (Ieasa) es Incahuasi”, señaló, a tiempo de mencionar que la declinación del “resto de los campos” ha reducido su producción de 11,8 a 10,7 MMm3/d.

“Vemos con preocupación, en base a los datos registrados, una curva que se ha acentuado este año, mientras la demanda ha ido creciendo; el mercado está ansioso por energía y tal es el resultado que los precios del GNL se han disparado a casi el triple de lo que estaba antes de la pandemia”, apuntó Ibáñez.

En ese sentido, añadió que Brasil y Argentina van a preferir maximizar sus importaciones a través de gasoductos, porque nuestros precios vuelven a ser más baratos, pero ahí se van a topar con la limitación de oferta que podamos tener”, indicó.

Publicado en: El Deber