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Hilton Heredia García/ Esta dirección de correo electrónico está protegida contra spambots. Usted necesita tener Javascript activado para poder verla.>

Bolivia mantiene un contrato de Delivery or Pay con Brasil de 31 millones métricos cúbicos por día (Mmm³/d) hasta el 2019, con Argentina entre 20 y 27 MMm³/d hasta el 2027, y la demanda interna este 2018 bordea los 15 Mmm³/d. Sin embargo, los mercados se tornan inciertos toda vez que la producción comienza a declinar de 60 a 54 millones, según datos actualizados de la Secretaría de Energías, Minas e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz y de analistas energéticos.

La noticia surge en medio de los líos por el campo Incahuasi. La situación preocupa pues ya pasó un año de la baja demanda de gas de Brasil y del reclamo que hiciera Argentina para que Bolivia aumente los volúmenes; sin embargo, el Ministerio de Hidrocarburos ni YPFB no pueden atender mayores requerimientos del hidrocarburo. La economía argentina crecerá este año 2% y necesita entre 20 y 23 MMm3/d estipulados en el contrato.

El secretario de Hidrocarburos de la Gobernación Herland Solíz, reveló a money.com.bo que la producción de gas está en 54 MMm3/d y que preocupa la declinación de los megacampos San Alberto que ronda una producción de 4 millones, el Sábalo con menos de 12 millones (antes 15), Margarita y Huacaya con 15,5 millones (antes 18). El único campo que está normal es el Incahuasi con 7 millones.

“Estos indicadores pueden corresponder a dos tipos de aspectos: los campos están en declinación o porque hay una nominación baja de los mercados. Si es nominación esta se puede dar por algunos periodos de tiempo, pero no puede ser menor que el contrato estipulado. En el caso de Brasil no puede exportarse por debajo de los 24 millones, pero en junio de 2017 estuvo en 16 millones, en diciembre de 2017 llegó a 23 millones, en enero de 2018 descendió a 19 millones y febrero en 22 millones, en marzo subió a 24 y en abril llegó a 19,6 millones, o sea se incumplió al menos cinco veces”, aseveró Solíz.

En el caso argentino indicó que se sitúa en 18 MMm3/d, pero que durante la época invernal incrementará sus nominaciones. En el caso de esta nación, hay penalidades diarias. Al momento, no hay incumplimientos.

Por su lado, Carlos Dellius, expresidente de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) calificó de preocupante la situación, ello pese a que hace algunos años el exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos advirtió del problema.

“No hemos logrado subir la producción, seguimos en declinación y es una dura realidad. Pienso que Bolivia tiene una buena posición para satisfacer mercados pero se debe buscar recursos, reponer reservas, ese es el desafío más importante para el país”, añadió Dellius.

Al respecto, un especialista energético, que pidió reserva su nombre, recordó que tanto YPFB como el Ministerio de Hidrocarburos saben que se aproxima la época invernal y es donde se requiere mayor consumo de gas especialmente por parte de Argentina, pero las cosas no parecen cambiar.  

“El Estado se ha dedicado a llenar el país de ductos y plantas que no están trabajando a su capacidad plena y que han representado millonarias inversiones en lugar de aplicar de manera más criteriosa lo que la industria mundial hace como norma de seguridad. Primero, encontrar con que llenar las plantas (reservas) para luego hacer las mismas y obtener valores agregados de manera efectiva”, manifestó.

El experto agrega que hoy cuando el plan de YPFB y Ministerio tiene una visión de terminar con menos de 25 MMm3/d en los próximos 5 años de acuerdo con su gráfica, se dan el lujo de desviar la inversiones destinadas a bloques con un alto porcentaje de éxito geológico y alta productividad como son los bloques del Subandino Boliviano, cambiándolos al Norte de Bolivia, que ni siquiera existe infraestructura caminera para sacar un producto.

“Eso es algo totalmente ilógico y muestra la falta de capacidad de negociación de las autoridades del sector. Es tal cual como cuando a un niño no lo dejan jugar como quiere, agarra su pelota y se la lleva a otra parte. Esta decisión, de manera clara y definitiva, muestra la falta del interés nacional de ambas partes y pinta un panorama aún más lúgubre del sector dejando a las compañías privadas como puntales para soportar el embate de la falta de producción ya que las subsidiarias de YPFB y el mismo YPFB ( algo más de 4 pozos secos), no dan pié”, enfatizó.

Asimismo señala que Andina con el fracaso de su esperanza el pozo RGD-X1001 y Chaco, cuyo presidente declara que pedirá no se firme el contrato Astillero que podría sacar a la empresa de los 3 años consecutivos de pérdidas de acuerdo a sus estados financieros, solo confirma las malas decisiones que toma esta empresa en el ámbito hidrocarburifero.

Jubileo alerta por reservas y mercados

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.

PGE 2018 prevé 55 MMm3/d

El Presupuesto General del Estado 2018 prevé que la producción promedio de gas natural de la presente gestión estará en un rango de 55 millones de metros cúbicos día (MMm3/d).

Cabe recordar que el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, dijo que los volúmenes de producción dependen de la demanda de Brasil, Argentina y del mercado interno.

 

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