A mediados de los años 90 fue invitado a participar de un seminario internacional sobre gas natural en la Universidad de San Diego. Nunca tuve un recibimiento y tratamiento tan espectacular como en aquella oportunidad. En primer lugar, los organizadores me fueron esperar a la puerta del avión, bajé por una escalera privada hasta la pista, donde me esperaba una limusina. En el hotel estaba en una habitación de jeque árabe. El evento estaba lleno, pero como estaba en mi calidad de very important person (VIP) atravesé las multitudes como Moisés por el Mar Rojo. Tenía una cómoda butaca en la primera fila. La explicación para estas deferencias estaba en la primera lámina del seminario. En este había un mapa de América Latina del 2020. Bolivia era el centro del anillo energético en la región. En efecto, en el continente cuando se hablaba de integración energética había dos ejes conductores. Primero, la integración regional giraría en torno del gas natural, y segundo, Bolivia, con sus inmensas reservas del energético, sería un jugador central en el proceso. Se visualizaba un mapa del cono sur como una red de gasoductos.
15 años después volví al mismo seminario. Nadie me fue esperar al aeropuerto, tuve que tomar un bus público para llegar al hotel, mi cuarto era espantoso, para ingresar al evento tuve que agarrarme a empujones con otros participantes para conseguir mi pase de entrada y me habían sentado en la última fila del salón. El trato indiferente tenía la explicación nuevamente en el mapa de Sudamérica. Ahora éste lucía muy diferente. El anillo se había convertido en loop, en un lazo que interconectaba varias de plantas de Liquefied Natural Gas (LNG) situadas en las costas del continente. Chile tenía una en Quinteros y Mejillones. Brasil tres terminales (Bahía de Guanabara, Pecém y Salvador de Bahía) y otro par en alta mar, en el Presal. En Argentina había una planta en Bahía Blanca, Colombia tenía también plantas de LNG. El sueño de integración física vía gasoductos, había substituido por una integración virtual, barcos metaneros circulando por los puertos que rodean el continente.
Pues bien, el futuro ha llegado. Se está produciendo un cambio radical en el mercado del petróleo y el gas natural. Estados Unidos ha surgido como un gran proveedor del oro y la otrora poderosa OPEP está dividida. Por el lado de la demanda, la economía mundial está desacelerada, China crece poco (6%) comparado con el pasado (12%). El consumo de petróleo está más lento y sus precios muy volátiles. Ha terminado el período áureo que duró hasta el año 2014 cuando éste energético llegó a costar 110 dólares el barril. Posteriormente, se produjo una caída estrepitosa que alcanzó su mínimo el 15 de enero del 2016, cuando el barril de petróleo fue cotizado a 29.42 dólares. Alcanzado el fondo del pozo, lo que se vive en la actualidad, es una lenta recuperación del precio del petróleo pero con una enorme volatilidad. Entre el 2016 y mediados del 2017, el precio osciló entre 40 y 50 dólares. A partir del 23 de junio del 2017 se produce un aumento del precio que hace que el 2018 el precio aumente a otra escala. El oro negro varía entre 60 y 70 dólares. Pero a partir de octubre del año en curso el valor cayó en picada rumbo a los 50 dólares el barril.
En términos más estructurales esta variabilidad de los precios y el comportamiento del mercado del petróleo tiene que ver con una disputa entre productores tradicionales –cuya extracción es barata 15 y 20 dólares por barril, (países árabes)– y los productores no tradicionales, cuyos costos son más elevados, entre 30 y 40 dólares el barril, aquí está Estados Unidos con el shell oil y el petróleo de aguas profundas. Los primeros productores, por lo tanto, tienden hacer que el precio del oro negro no suba mucho, para así inviabilizar la producción, de mediano plazo, de los segundos. A su vez los productores no tradicionales buscan subir el precio del petróleo para cubrir sus costos. Esta disputa de mercado crea la base del precio del petróleo, por supuesto que éste también es afectado por razones políticas y estratégicas. Este es el precio del petróleo referencia que sirve para calcular el precio del gas que Bolivia exporta.
Además, el negocio gasífero enfrenta cambios en el modelo de negocios. Probablemente, el más relevante es el nivel de reservas probadas en Bolivia, por falta de inversiones ha bajado mucho, 10,6 TCF.
También recordemos que debemos renegociar el contrato con Brasil 2019 y con la Argentina algunos años después. Aquí el tema es el precio de venta de gas. Es altamente probable, que a futuro en ambos contratos, el precio no esté vinculado al petróleo sino tenga como referencia el propio precio del gas. Con la entrada del LNG al mercado, este se ha convertido en una commodity que históricamente registró un valor más bajo que el precio del gas indexado al petróleo. También puede haber reducciones en las cantidades vendidas y se cree que ya no habrá venta del Estado a Estado, sino que YPFB estaría vendiendo a compradores privados, lo que complicará las negociaciones.
Así mismo es relevante resaltar los cambios políticos que se están dando en nuestros principales socios comerciales de gas (Brasil y Argentina), que ahora tienen gobiernos de signo opuesto al boliviano. Es una interrogante muy grande saber cómo se comportarán respecto al negocio del gas. En especial, es una gran duda como el Presidente Bolsonaro estructurará sus relaciones internacionales en América Latina, en base a intereses económicos o ideología. Por otra, ambos países serán nuestros competidores en el mercado del gas con los Campos de Vaca Muerta y el Presal. De hecho esta semana hemos conocido que Argentina está vendiendo gas a Brasil y Chile a un precio menor que el nuestro.
