¿Qué debe hacer Bolivia con su gas después de Brasil y Argentina?

Las alternativas para el gas boliviano después de cumplirse el contrato de compra-venta de gas natural con Brasil y Argentina, países que ya alcanzaron la autosuficiencia en la producción del energético, son Paraguay, Perú y Chile, siendo este último el más interesante. Brasil se mantendrá en el negocio boliviano pero con actores privados, ya no con el Estado.

Hace 20 años y ocho meses el país hacía historia en Sudamérica. Eran las 10:30 del 11 de julio de 1999 y el primer pie cúbico de gas natural boliviano pasara a la estación de medición del Mutún y se internaba en Brasil.

Este fue el primero de los casi siete millones de pies cúbicos (7,0 TCF) que YPFB acordó vender a Petrobras en 20 años.

 Así se inició la más grande operación internacional de compra y venta de gas natural en Latinoamérica y el más grande contrato de exportación de un recurso natural de Bolivia, que feneció el año pasado.

La operación de compra-venta fue la culminación de un proceso de negociación que tomó más de 20 años. Toda la exportación se realizó por un gasoducto que tiene una longitud de 3.150 km: 557 en Bolivia y 2.593 en Brasil.

El contrato originalmente tenía un tope de 24MMmcd, pero después de aumentos paulatinos se convirtió en un contrato con un máximo de 30MMmcd.

El contrato suscrito con Brasil en 1996, venció en diciembre del año pasado año.

Brasil llegó a requerir 32,03 MMmcd de gas boliviano al primer semestre de 2015, pero para 2019 esa demanda se redujo a 15,58 MMmcd en el mismo periodo, es decir, 51,3% menos.

Los registros mensuales de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) de Brasil incluso muestran que los envíos del combustible boliviano en 2019 llegaron a volúmenes de 12,43 MMmcd, registrado en abril del año pasado.

El contrato Gas Supply Agreement (GSA), firmado entre las estatales YPFB y Petrobras en 1996 en Brasilia, no penaliza a Petrobras cuando esta nomina por debajo de los 24 millones (tope mínimo), pero sí a YPFB cuando hay incumplimiento en las entregas del combustible.

En una entrevista concedida en mayo de 2019 a La Razón, el ahora exministro de Hidrocarburos Luis Alberto Sánchez calificó el contrato GSA como “lesivo” porque solo se penaliza a YPFB, aunque el mismo contrato fija la aplicación del 'Take or Pay', que significa energía no retirada pero pagada.

Petrobras, la estatal petrolera de Brasil, importa además de gas natural de Bolivia, gas natural licuado (GNL) de países de ultramar, opción que le favorece más debido a sus menores precios en el mercado.

La producción de gas en Brasil subió de 60 MMmcd a 109 MMmcd en 2019 y se prevé que desde este año suba a 170 MMmcd de gas por el aumento en los bloques de concesión, según un análisis del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (Cedla).

Periodo de transición 

Concluido el contrato inicial el 31 de diciembre de 2019, a partir del 1 de enero hasta el 10 de marzo de 2020 se ingresa en un periodo de transición en el cual Bolivia seguirá exportando hasta los 19,25 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd), en calidad de venta, y también suministrará volúmenes adicionales para cumplir, paulatinamente, con la provisión de 0,04 TCF (trillones de pies cúbicos) que fueron pagados por Petrobras, pero que aún no fueron retirados.

Así fue establecido a fines del año pasado por el presidente de YPFB, Herland Soliz, y el gerente General de Gas y Energía de Petrobras, João Marcello Rangel Barreto, quienes suscribieron un acuerdo de transición, previo a la adenda al contrato de exportación de gas al Brasil, tras varias reuniones de negociación realizadas en Brasil.

En el referido periodo de transición, Petrobras no hará nuevos pagos anticipados por volúmenes de gas natural y tampoco se generarán multas contra YPFB por entregas inferiores a los 19,25 MMmcd.

El año pasado, el expresidente ejecutivo de YPFB Óscar Barriga Arteaga estimó que el contrato de compra y venta de gas con Brasil se iba a extender hasta 2023 y se garantizaba para el país un ingreso mensual de aproximadamente $us 150 millones.

Paralelamente a la referida etapa de transición, se realiza un periodo de balance en el cual YPFB debe calcular y entregar el volumen no retirado entre el 1 de julio de 1999 y 31 de diciembre de 2019 que aproximadamente asciende a un estimado de 0,99 TCF. Para este proceso se debe firmar una adenda que también será negociada hasta el 10 de marzo de 2020.

Brasil, todavía es atractivo

El presidente de Petrobras, Roberto Castello Branco, viene anunciando desde el año pasado la reducción de sus importaciones de gas natural boliviano pese a que considera que ese combustible “aún es imprescindible” para Brasil.

Como parte del acuerdo que suscribió con el Consejo Administrativo de Defensa Económica (CADE, órgano antimonopolio de Brasil) para reducir a la mitad su participación en el sector de gas en el país, Petrobras se comprometió a vender su participación en el propio gasoducto Bolivia-Brasil y a reducir sus importaciones para que otras empresas puedan usar el ducto.

Este acuerdo con el CADE obliga a abrir espacio para que otras empresas de Brasil importen de Bolivia.

YPFB espera que los volúmenes de gas que no se entreguen a la estatal brasileña se comercialicen con empresas privadas de ese país.

La nueva política de Brasil de romper el monopolio de su estatal Petrobras en la comercialización y distribución de gas permite que la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) pueda captar nuevos clientes privados en el país vecino.

YPFB ya firmó contratos con la rusa Acron para la venta de 2,2 millones de metros cúbicos diarios de gas a partir de 2023 por 25 años y con la firma privada brasileña Ambar por el mismo volumen del hidrocarburo, que tienen proyectos en las ciudades de Corumbá y Cuiabá, respectivamente.

Estos contratos abren la posibilidad de negociar para que YPFB sea accionista en los proyectos de estas empresas y pueda recibir nuevos ingresos.

Demanda regional

La demanda de gas natural en Sudamérica va a aumentar de 107 bcm (Billones de metros cúbicos) a 140 bcm anuales para 2030. Probablemente Perú, Argentina y Brasil aumenten su producción, pudiendo alcanzar la autosuficiencia a lo largo de la década de 2020. Esto complica la comercialización del gas boliviano, pero no la hace imposible.

“La región podría convertirse en un jugador importante”

América del Sur ha estado aislada durante mucho tiempo de otros mercados de gas natural, centrándose en cambio en lograr la autosuficiencia y la integración regional. Como consecuencia, nunca ha estado en el centro de las discusiones en la industria del gas natural hasta que la región decidió recurrir al gas natural licuado (GNL) en 2008 debido a la escasez de producción de gas natural, las tensiones por las renegociaciones de precios y la escasez de entregas contratadas.

Las importaciones de GNL solo comenzaron a fines de la década de 2000, pero alcanzaron los 17.200 millones de metros cúbicos (bcm) en 2015. A pesar de los volúmenes relativamente pequeños a escala mundial, que representan menos del 5% de los intercambios mundiales de GNL,Si el ritmo continúa, la región podría convertirse en un jugador importante reduciendo la escala de los flujos hacia Europa, el mercado oscilante del GNL.

Este fue el punto de partida de una investigación, que se realizó con el objetivo de proponer una visión general de los fundamentos de la demanda de gas para los horizontes de 2030 de manera integral con algunos aspectos destacados de las tendencias individuales del mercado (el documento se centra en Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Paraguay, Perú, Uruguay y Venezuela).

Los escenarios deberán actualizarse a medida que las políticas/precios/mezcla de generación evolucionen en el futuro, pero la conclusión principal de esta investigación es que por ahora no se espera que América del Sur sea un importante mercado futuro de GNL a menos que haya un extremo de condiciones climáticas, que no ocurrirán todos los años y no durarán muchos años.

Anouk Honoré - Investigadora del Instituto de Oxford para estudios de energía

Las posibilidades de mercado siguen siendo casi las mismas

Las alternativas de mercado para Bolivia a futuro siguen siendo casi las mismas, con la excepción de Argentina, que ya apunta a dejar de comprar gas natural boliviano.

Con Brasil, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) seguirá teniendo relación, pero a través de empresas privadas y ya no con Petrobras.

En ese sentido, el año pasado ya se firmaron contratos con la rusa Acron para la venta de 2,2 millones de metros cúbicos diarios de gas a partir de 2023 por 25 años y con la firma privada brasileña Ambar por el mismo volumen del hidrocarburo, que tienen proyectos en las ciudades brasileñas de Corumbá y Cuiabá, respectivamente.

Gas para el sur peruano

Con Perú, Bolivia articuló una campaña de diplomacia pública para lograr extender un gasoducto exportador a Puno, ciudad peruana situada en el Lago Titicaca.

Si bien Perú tiene una importante producción de gas natural en Camisea que le permite exportar grandes cantidades de GNL, el país lanzó un programa conocido como Siete Regiones para universalizar el acceso al gas natural.

El sur de Perú puede abastecerse de forma más económica por medio de importaciones bolivianas debido a la proximidad del gasoducto de La Paz.

Para el analista Ignacio Urbasos también “parece sensato pensar que la costa de Perú será en el futuro uno de los puntos por donde Bolivia podría exportar su gas natural en forma de GNL si el mercado regional está saturado”.

Chile, la opción más atractiva

Desde un punto de vista económico, Chile es el país más atractivo para las exportaciones bolivianas. Carece de reservas de gas natural y su zona minera, de alta demanda energética, se sitúa en una zona relativamente próxima a la red de gasoductos y yacimientos de Bolivia.

Sin embargo, la ya centenaria disputa por los territorios originariamente de Bolivia anexionados por Chile en la Guerra del Pacífico (1879-1883) han sido un obstáculo insalvable en el presente siglo.

Cabe mencionar que durante los años 50 y 60 Bolivia exportó petróleo a Chile y a EEUU por medio del oleoducto Sica Sica-Arica, es decir, la negativa a exportar gas natural a Chile ha sido una “bandera empleada” por Evo Morales y no una tradición histórica en la relación de estos países, añade Urbasos.

Paraguay tiene interés

El año pasado, los gobiernos de Bolivia y Paraguay suscribieron un memorándum de entendimiento por el cual YPFB y Petróleos Paraguayos (Petropar) impulsarán acciones necesarias para desarrollar estudios de factibilidad para la construcción de un gasoducto Bolivia-Paraguay.

La demanda potencial del mercado paraguayo es de 6 a 10 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) en una primera fase.

Si todo marcha bien se prevé el inicio de operaciones de este gasoducto para el año 2024.

Bolivia le vende Gas Licuado de Petróleo (GLP) a Paraguay desde 2013.

Con Argentina el trato vence el 2026, pero urgen ajustes

El otro mercado de gas natural para Bolivia también está inmerso en profundas transformaciones, en este caso derivado de las técnicas no convencionales de shale y tight oil.

El yacimiento de Vaca Muerta, considerado uno de los mayores depósitos de shale del mundo, comenzó a producir los primeros retornos tras años de inversiones por parte de YPF y otras multinacionales.

A pesar de la inestabilidad económica argentina y las reformas fiscales exigidas por el Fondo Monetario Internacional (FMI) que retrasarán el desarrollo total de este yacimiento gigante, se prevé que para 2022 su producción cubra aproximadamente el 80% de las importaciones bolivianas, volviendo a la senda de la autosuficiencia alcanzada en buena parte de la década de los 90 y el 2000.

Por el momento, Argentina ya logró renegociar los volúmenes de gas natural importados en verano y en invierno de forma más favorable a la demanda interna.

Además, autorizó exportar gas natural a Chile tras 12 años de interrupción y realiza entregas de GNL desde mayo de 2019, lo que constituye un primer síntoma de una creciente producción doméstica.

Su autosuficiencia todavía es incipiente, sin embargo, porque todavía no están en capacidad de atender mercados externos, como el chileno, de forma ininterrumpida.

Por ejemplo, en enero pasado las autoridades energéticas de Argentina decidieron reducir las entregas a Chile, dado el incremento de la demanda que tuvieron las generadoras eléctricas por la ola de calor.

Con Argentina

Parece evidente que el mercado argentino no tendrá un largo recorrido para el gas natural boliviano y que probablemente ponga fin a sus importaciones cuando termine el contrato en 2026.

En enero, el presidente de YPFB, Herland Soliz, dijo que en la actualidad Bolivia tiene una adenda firmada con Argentina, en la que los volúmenes exportados en invierno son entre 16 y 18 millones de metros cúbicos día y en verano entre 10 y 11 MMmcd. Sin embargo, esta diferencia hace que no haya un volumen estable.

Precisamente este punto del volumen estable es parte de las negociaciones que sostiene una comisión técnica.

El ingeniero petrolero Álvaro Ríos, en entrevista con medios nacionales, sugirió crear una nueva adenda al contrato de gas hasta 2026 y que ambos países puedan cumplir.

Es decir, solo se debe comprometer volúmenes a Argentina que sean los que necesita,  para que el saldo pueda negociarse en el mercado de Brasil, actualmente en apertura con empresas privadas.

En pasados días se conoció que Argentina adeudaría $us 246 millones de tres facturas por la compra de gas boliviano. El país vecino propuso conciliar esa deuda con los $us 144,7 millones que Bolivia debe pagar por multas de incumplimiento de entregas correspondientes al periodo 2015-2018.