Santa Cruz de la Sierra

Jubileo advierte que Bolivia llega al fin del contrato con Brasil sin nuevos mercados

Raúl Velásquez señala que a pesar de la decisión gubernamental de explorar en parques naturales o incluso ingresar en la exploración de hidrocarburos no convencionales, no existen nuevos descubrimientos de magnitud. Raúl Velásquez señala que a pesar de la decisión gubernamental de explorar en parques naturales o incluso ingresar en la exploración de hidrocarburos no convencionales, no existen nuevos descubrimientos de magnitud. foto: noticiasfides

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La Fundación Jubileo advierte que a un año de concluir el contrato de venta de gas a Brasil, hasta la fecha no se certificaron las reservas, ni se concretaron nuevos mercados para Bolivia.

“Durante los últimos 19 años, cerca de 65% del gas natural producido en Bolivia se ha enviado a Brasil, aspecto que convirtió al vecino país en el principal mercado energético; aunque el 2017 ese indicador se redujo a 44%”, señala el capítulo referido al gas de la revista de Jubileo: “pasó la bonanza, sube la deuda, sigue el gasto”.

El documento menciona que la negociación para la exportación de gas natural a Brasil fue iniciada a mediados de los años 70 y que el contrato de compra-venta de gas natural entre ambos países se firmó en 1996. La exportación se inició en julio de 1999, por un periodo de 20 años.

Según análisis del especialista en temas energéticos de Jubileo, Raúl Velásquez el contrato de venta de gas a Brasil tuvo varias adendas posteriores entre las que se destacan: un acuerdo a largo plazo (20 años), un volumen máximo y mínimo de compra y venta vinculado a cláusulas Take or Pay y Delivery or Pay, con un solo vendedor (YPFB) y un solo comprador (Petrobras) de Brasil, un precio de venta de gas calculado trimestralmente con base en tres fuel oils que dependen del precio internacional del petróleo.

Las cláusulas clásicas de take or pay, se refiere a que el comprador está obligado a tomar el hidrocarburo y si no lo toma a pagar de todos modos aunque no tome, mientras que el  deliver or pay está enfocado a obligar al productor a entregar la producción comprometida y eventualmente a pagar el monto necesario en caso de no entregar dicho volumen.

Bolivia está, por tanto, a solo un año de la culminación del contrato de compra-venta de gas natural con su principal mercado que es Brasil.

El estudio cita que en diciembre de 2017, el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez informó que el vecino país requeriría entre 15 y 20 MMmcd de gas natural en un eventual nuevo contrato que se vaya a renegociar, remarcando que el volumen restante podrá ser acordado con compradores privados.

“Una posible renegociación del contrato de compra¬venta de gas natural entre ambos países implicaría una modificación de entre 33% y 50% menos del volumen máximo que Bolivia le vende al vecino país en la actualidad (…). Es posible que por la falta de reposición y certificación de reservas el plazo de vigencia del contrato podría ser más corto”, advierte el investigador.

También podría cambiar el precio de venta, advierte Jubileo, considerando que existen otros indicadores de referencia (como el precio Henry Hub o LNG), además del precio internacional del barril de petróleo.

“Por lo tanto, se avizoran importantes modificaciones de comprador, plazo, precio y volumen, en un eventual nuevo contrato de compra-venta de gas natural entre Bolivia y Brasil, aspecto que era totalmente previsible desde hace cinco años atrás, cuando el país debió explorar nuevos mercados, idealmente a largo plazo”, señala el informe.

El restante gas natural producido en el país es destinado al mercado interno (24%) y a Argentina (33%). El volumen de gas natural consumido en el país ha crecido en un promedio de 8% en las últimas ocho gestiones, siendo que en años como el 2014 el crecimiento fue de 13%.

Respecto al contrato de compra-venta de gas natural con Argentina, Jubileo señala que aunque culminará el año 2027, este mercado aún tiene una demanda insatisfecha de gas natural; sin embargo, Bolivia exporta el energético mediante gasoductos con una capacidad limitada.

En los últimos años, los únicos mercados nuevos que ha podido gestionar YPFB han sido Paraguay y Perú, aunque en ambos casos se trata de contratos de corto plazo para la exportación de Gas Licuado de Petróleo (GLP) y no así de gas natural que es el principal hidrocarburo que produce el país.

“Recientemente, en el marco del aniversario de Tarija, el Gobierno anunció un contrato de exportación de GLP a Argentina; sin embargo, no se informó sobre los detalles del acuerdo respecto a plazo, precio, volumen y demás condiciones; el contrato tampoco es de acceso público”, apunta.

Producción de gas en declinación

Jubileo señala que luego de 13 años de vigencia de la Ley de Hidrocarburos y posterior nacionalización del sector, la producción de los principales campos de gas natural ha disminuido, y que a pesar de la decisión gubernamental de explorar en parques naturales o incluso ingresar en la exploración de hidrocarburos no convencionales, no existen nuevos descubrimientos de magnitud.

“Resta un año de contrato de exportación de gas a Brasil, principal mercado para el energético producido en Bolivia; persiste la incertidumbre sobre las condiciones de su posible renegociación y no se han gestionado nuevos mercados a largo plazo”, señala el investigador Raúl Velásquez en la revista de Jubileo: “pasó la bonanza, sube la deuda, sigue el gasto”.

Luego de un periodo de cinco años de incremento en la producción de gas natural, principal hidrocarburo en Bolivia, en la gestión 2016, advierte el investigador, que se registró una primera disminución del 3% con relación a 2015, comportamiento que siguió profundizándose el 2017, cuando el promedio de producción bajó a 56 millones de metros cúbicos por día (MMmcd).

“En los últimos dos años, la caída de la producción fue de 8% en comparación con el máximo alcanzado el 2015, cuando se llegó a 60 millones de metros cúbicos por día de gas natural”, apunta el estudio.

La actual disminución en la producción es consecuencia de una explotación acelerada de reservas, en análisis de Jubileo, fundamentalmente de los tres megacampos: Sábalo, Margarita y San Alberto, durante los años 2011 a 2015, coincidente con el periodo de mayores precios internacionales de gas natural que no se habían registrado antes en la historia.

“Si bien esta decisión pudo haberse tomado desde la perspectiva de monetizar las reservas de gas natural en el momento de mayores precios, no se adoptaron políticas efectivas de exploración y reposición de las reservas que se iban consumiendo”, observa Velásquez.

Otro apunte que hace Jubileo es que entre el 2007 y 2015 fueron Sábalo, Margarita y San Alberto los que alimentaron el 70% de la producción de gas natural e incrementaron significativamente su producción, pero desde el año 2015 se registró una baja en los niveles promedio de producción en los tres casos, destacando el campo San Alberto, emblemático para el país por ser un factor determinante para la firma del contrato de exportación de gas natural a Brasil, hace dos décadas.

San Alberto también fue escenario en mayo de 2006, desde donde se anunció la aplicación del decreto de nacionalización de los hidrocarburos.

Hasta el año 2014, San Alberto producía 10 MMmcd, desde 2015 fue declinando de forma constante hasta llegar actualmente a cerca de 4,1 MMmcd.

“Si bien resulta normal en la industria petrolera que un campo termine por declinar luego de haber alcanzado su máximo de producción; en el caso boliviano, lo preocupante es que luego de 12 años solo se tiene un campo nuevo en producción que es Incahuasi, cuyo aporte compensa parcialmente la declinación de San Alberto”, menciona el estudio.

Redacción: Leo.com                                          

Fuente: noticiasfides

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