De acuerdo con el contrato suscrito en 2006, Bolivia debería exportar al menos 23,5 MMmcd; sin embargo, con la quinta adenda el volumen de envío se redujo a 13,8 MMmcd
Pagina Siete
Desde la primera adenda suscrita con Integración Energética Argentina SA (Ieasa, ex-Enarsa Argentina), en marzo de 2010, la venta de gas hacia ese país disminuyó hasta un 45%. Al respecto, dos expertos anticipan que no habrá mejora en el volumen comercializado, porque la producción dentro del país está en franca caída.
“Con relación a los volúmenes acordados en la quinta adenda para el periodo de invierno, existe una reducción de 19,8% respecto a lo pactado en la cuarta adenda de 2019, y un 41,3% en relación con la primera de 2010; en tanto que para el periodo de verano la caída es de 4% con relación a la cuarta adenda (2019) y un 45% en relación con lo pactado en la primera adenda (2010) para ese periodo”, manifestó el investigador Raúl Velásquez, de la Fundación Jubileo.
Sobre la base de la primera adenda, suscrita hace ya casi 11 años, Bolivia debería estar exportando en promedio 23,5 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), pero con esta quinta adenda, firmada el 31 de diciembre de 2020, sólo se enviará en promedio 13 MMmcd en invierno.
“En el escenario de la sexta adenda lo previsible es que los volúmenes se mantengan, dado que sólo restan cuatro años de contrato y es poco probable que en los siguientes seis meses cambien sustancialmente las reservas probadas en el país. En todo caso, lo importante es que el país está obligado a crear condiciones para promover la inversión en exploración y gestionar nuevos mercados para contratos de corto y mediano plazo”, indicó.
Velásquez declaró que la reducción de volúmenes -tanto en temporada de invierno como en verano- supone menores ingresos para el país por concepto de exportaciones de gas natural, lo que repercutirá en las regalías e IDH para las gobernaciones, municipalidades, universidades y el Tesoro General de la Nación.
Dijo que lo único rescatable de esta quinta adenda es que, al igual que la suscrita con Brasil en marzo de 2020, permite al país adecuar su oferta exportadora de gas a la capacidad real de producción que tiene en la actualidad. Eso significa que no habrá multas por el incumplimiento de volúmenes comprometidos.
El experto agregó que la nueva adenda firmada entre Ieasa y la estatal YPFB es resultado de una deficiente gestión del sector hidrocarburos durante los anteriores 10 años, ya que desde 2015 hay una caída constante en la producción de gas natural como de hidrocarburos líquidos.
Asimismo, observó que a la fecha Bolivia no cuenta con una nueva ley de hidrocarburos que establezca una política para el sector a largo plazo. Tampoco se tuvo la capacidad de diversificar los mercados de exportación ni generar incentivos efectivos para la inversión extranjera.
El experto Hugo del Granado apuntó que este 2021 Bolivia debería estar despachando 27,7 MMmcd en invierno, de acuerdo con el contrato de 2006, y un mínimo de 23,5 MMmcd, pero con la quinta adenda el volumen se redujo a sólo nueve MMmcd.
“Eso se debe a las dificultades que tiene Bolivia para producir. Eso no es de ahora, ya el Gobierno se dio cuenta de esos problemas en 2010; por eso tuvieron que firmar la primera adenda al contrato original de 2006. En 2019 hicieron la cuarta adenda y como no han podido arreglar el problema de la disminución de volúmenes, firmaron la quinta y ahora hablan de suscribir la sexta, en junio de este año”, dijo.
En su criterio, en la negociación de la sexta adenda será “difícil” que se retome el rumbo del incremento de la producción, porque depende de la posibilidad de subir las reservas e incorporar nuevos campos gasíferos.
Ese panorama se avizora porque pese a que se anunció que Boicobo y Yarará son exitosos, no producirán hasta fin de año.
“No hay forma de subir el volumen debido a nuestro nivel de producción. Si hacemos bien el trabajo, podríamos mantener el mismo volumen, porque es una adenda que han acordado firmar hasta 2026, a no ser que eso se divida y hagan una escala de volúmenes, que dependerá de los trabajos que se hagan en el área de exploración”, anticipó.
Álvaro Ríos, exministro de Hidrocarburos, declaró que la capacidad de producción de Bolivia en este momento es 49,6 MMmcd, no los 61 MMmcd de 2014.
Añadió que si esos volúmenes son proyectados a 2023 y no surge un “milagro”, el nivel descenderá a 43 MMmcd, lo que hace suponer que de esa cantidad se debe destinar 14 MMmcd para el mercado interno, 20 MMmcd para Brasil y apenas quedarán nueve MMmcd para Argentina.
“Esto va a seguir declinando, ya que en 2025 es peor y así sucesivamente. Por eso dije que dentro de 10 años tendremos que importar combustibles; por lo tanto, se tiene que trabajar en el área de exploración. Esta es nuestra realidad”, advirtió Ríos.
+ Trato: Con la nueva adenda, se establece un volumen de 10 MMmcd entre enero y abril; 14 MMmcd de mayo a septiembre y ocho MMmcd de octubre a diciembre de este año. En junio próximo se prevé negociar la sexta adenda, que dará fin al contrato de 2006.
+ Cambio: En la quinta adenda se modifica la fórmula del precio que se tenía fijada en la adenda 4. Ahora se usa como base la Henry Hub, más 2,25 dólares por millar de BTU.
+ Argumento: En la reunión con Ieasa, YPFB se justificó con la caída del precio internacional del petróleo y la pandemia, que postergó la inversión en campos productores de gas
LAURA MANZANEDA/Los Tiempos
La exportación de gas natural cayó en 28 por ciento en 2020 debido a la caída del precio de los hidrocarburos, causada por la pandemia de la Covid-19. En este contexto, el panorama exportador es incierto para 2021 ante el rebrote de la enfermedad.
El economista Bernardo Prado indicó que el rebrote del coronavirus está causando que el transporte, la industria, los vuelos internacionales y locales se vuelvan a detener y, por ende, la demanda de petróleo también será mermada. “Al existir una menor demanda del petróleo, obviamente el precio baja”, dijo.
El economista Mario Medinaceli, en un artículo publicado en la revista Energy Press, calcula que la exportación de gas natural cerró en 2020 con una renta petrolera de 1.950 millones de dólares, lo que significa un crecimiento negativo del 28 por ciento respecto de 2019.
Para Medinaceli, la caída se debe a la pandemia, pero también a la incapacidad del Gobierno nacional para descubrir nuevas reservas. “Si bien la Covid-19 pegó duro a los hidrocarburos, la tendencia hacia la baja ya la vivíamos hace cinco años. Revertir la situación es difícil a corto plazo”, dijo.
Ante la caída de las exportaciones de gas, Prado indicó que el Gobierno nacional debe cuidar la venta que realiza a Brasil y Argentina, para satisfacer sus demandas. Precisó que el país necesita repuntar sus exportaciones para generar mayores recursos.
“Será un año incierto, debemos tomar las medidas necesarias en cuanto a satisfacer las demandas de nuestros compradores y cruzar los dedos porque no podemos hacer nada más, no hay ninguna política que aplicar”, indicó.
El especialista explicó que a mediano y largo plazo se debe buscar nuevos mercados, como el chileno, que consume gran cantidad de gas natural.
“Hay factores políticos que impiden un intercambio comercial, pero yo creo que se deben dejar de lado porque el norte de Chile es un gran mercado para el gas y sería una gran alternativa para de alguna forma ayudar a minimizar el impacto por la baja en los hidrocarburos”, dijo.
Además, indicó que se debe esperar el desenlace de las campañas de vacunación que se dan a nivel mundial, pues de ello depende la reactivación de la economía. “Hay que cruzar los dedos para que se vuelva a reactivar la industria”, argumentó.
Según datos del Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE), entre enero y noviembre de 2020 el país percibió 1.860 millones de dólares por la exportación de 8.286 millones de kilos de hidrocarburos. El valor es 29 por ciento menor a los 2.603 millones de dólares percibidos en 2019 por la exportación de 8.350 millones de kilos.
Los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus socios (OPEP+) acordaron mantener el nivel actual de reducción de la extracción de crudo para febrero y marzo de 2021, salvo para Rusia y Kazajistán, que tendrán “condiciones especiales”.
Ante esta situación, el economista Bernardo Prado considera que esta medida es acertada, debido a que en la pasada gestión los países exportadores tuvieron pérdidas millonarias por los precios negativos ante una abundante oferta. A eso se suma la incapacidad de poder almacenar el hidrocarburo.
