lunes, 4 de febrero de 2008

Bolivia perdió definitivamente el mercado mexicano del LNG

Acuerdos consolidados y construcción de plantas regasificadoras confirman el hecho

Mientras que a principios de 2002 la planta de regasificación propuesta por Pacific LNG y Sempra en Baja California era el único proyecto en ciernes en México, a la fecha estos han proliferado aceleradamente.

La planta de Costa Azul, que Sempra había destinado originalmente para recibir el gas boliviano, se encuentra hoy en plena construcción y está programada a iniciar operaciones, esta vez con una capacidad de 29.5 MMmcd, a mediados de 2008. Además, dispone de la aprobación final la construcción de otra planta en Manzanillo, en el estado de Colima en la costa del Pacífico, con una capacidad inicial de 14.7 MMmcd a entrar en operación en 2010, y están en consideración otras 5 a ser instaladas escalonadamente en el Pacífico mexicano hasta 2010 para la regasificación de otros 102.5 MMmcd.

“El daño que la ideologización de la política petrolera le ha causado a Bolivia es inmenso. Esto, claramente, echa por la borda la consigna esgrimida en su oportunidad en nuestro país en contra del proyecto boliviano que anunciaba que ‘en realidad no había proyecto’, ya que éste no era más que una argucia blandida por las petroleras para valorizar las reservas de gas de sus operaciones en Bolivia’”, afirma una ex autoridad del sector hidrocarburos consultada al respecto.

Pérdida de

inversiones

“Es a este creciente mercado, en la zona fronteriza entre México y Estados Unidos sobre la costa del Pacífico, al que primordialmente apunta hoy el proyecto Perú LNG y es esa potencial demanda que le ha permitido a nuestro vecino captar 688 millones de dólares en inversión hidrocarburífera en exploración y desarrollo durante 2006 [1], sin contar con inversiones adicionales realizadas en capacidad de transporte, principalmente ligada al proyecto Camisea y al proyecto de exportación de LNG, para el que Repsol–YPF ha comprometido cerca de 1,150 millones de dólares adicionales”, refleja la fuente consultada.

Según datos oficiales de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), la inversión en producción y exploración en hidrocarburos en Bolivia alcanzó aproximadamente 198 millones de dólares en la gestión 2006. La máxima inversión histórica en exploración y desarrollo en Bolivia se dio en 1998 con 604.8 millones de dólares.

No obstante, también lamenta que de las aspiraciones plenamente justificadas que Bolivia tuvo hace sólo 5 años de convertirse en el “núcleo energético regional”, “hoy, lamentablemente no queda mucho”.

“En lugar de que Bolivia –como concienzudamente lo ha hecho Perú–, logre consolidar su posición como un proveedor confiable de gas natural para los mercados de la región o como proveedor de LNG a los mercados de ultramar, el país ha perdido grandes oportunidades de mercado en la costa oeste de EEUU, de México, de Chile y de los grandes mercados de la cuenca del Pacífico, como ser Japón, Corea del Sur y China, los principales centros consumidores de LNG cuya demanda, a diferencia de lo que se adujo entonces, hoy le significarían a Bolivia precios en boca de pozo cercanos a los 5 dólares por millón de Btu’s (MMBtu)”, agrega el entrevistado.

De la misma manera, da cuenta que una posición estratégica expectable, inclusive con relación a los mercados regionales, y mucho más sólida de la que enfrenta hoy con absoluta dependencia de mercados de Brasil y de Argentina que en el corto a mediano plazo podrían además recurrir a fuentes alternativas como la producción local, significativamente más competitiva por efecto de las distancias de transporte, y la LNG.

Importaciones

méxicanas

Al respecto, cabe recordar que México está decidido a importar hasta 30 por ciento de gas licuado para regasificarlos en sus costas e, incluso, reexportarlo al inmenso mercado de los Estados Unidos.

Desde México, El Universal da cuenta que apartir del primer trimestre de este año, ese país dispondrá de capacidad para recibir hasta 2 mil millones de pies cúbicos diarios de gas licuado de importación, lo que representa 30% de la producción nacional.

La segunda terminal de almacenamiento y regasificación que construye en el país Sempra Energy en sociedad con Shell, Energía Costa Azul, localizada en Baja California, iniciará operaciones en los primeros tres meses de 2008.

La primera planta de este tipo fue construida por Shell en Altamira, Tamaulipas, y está operando desde finales de 2006, con gas importado de Indonesia, principalmente. La capacidad de almacenamiento y regasificación de esta planta es de mil millones de pies cúbicos diarios.

Dimas Hernández, gerente de la Terminal Energía Costa Azul, dio a conocer en un reporte que los otros mil millones de pies cúbicos de gas natural de importación que recibirán en Baja California, proveniente de Asia, ayudarán a satisfacer la demanda interna de la región de Rosarito.

Cornelis Van Der Bom, presidente de Shell México, comentó que la empresa anglo–holandesa adquirió 50% de la capacidad de esta planta y que más de la mitad será para cubrir los requerimientos de las plantas de generación de Comisión Federal de Electricidad (CFE) en la zona.

Durante la reunión México, petróleo y gas, que organizó el Instituto de las Américas, Van Der Bom subrayó que el resto del gas de importación que llegará a Energía Costa Azul se destinará a la exportación, con lo que se pretende cubrir parte del mercado de California.

Alberto Ramos Elourdy, subdirector de Desarrollo de Proyectos de CFE, confirmó que será en los primeros meses de 2008 cuando empiecen a recibir gas natural de la planta de Sempra y Shell.

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