Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) no podrá cumplir el contrato de exportación de gas natural firmado con Argentina que establece 27 millones de metros cúbicos día (MMmcd) a partir del año 2010, debido a la baja producción, la demanda para la industrialización nacional y los requerimientos de las plantas de separación de combustibles.
Además, Yacimientos disminuye el requerimiento de este mercado en tres escenarios probables de extracción de gas.
Ése es el pronóstico del Plan de Inversiones 2010-2026 elaborado por la estatal petrolera y el Ministerio de Hidrocarburos, al que tuvo acceso La Prensa.
Según la previsión, la demanda potencial total de los cinco mercados que tendrá el país para el gas llegará a 101 MMmcd. Éstos serán distribuidos entre el abastecimiento interno (21,6 MMmcd), la exportación a Argentina (27,7 MMmcd) y a Brasil (33,96 MMmcd) y la industrialización en el país (20,6 MMmcd) y en Brasil, que sustituye su propia demanda de exportación (24 MMmcd). Es decir, el 17 por ciento para el mercado interno, el 20 por ciento la industrialización y el 63 por ciento para exportación.
Argentina es el “comodín” para el abastecimiento.
En el mejor panorama se enviará un máximo de 27,7 MMmcd sólo el año 2021, cuando Brasil concluya su contrato Gasoducto Sao Paulo (GSA) y con incremento en la producción denominada acelerada, que implica el desarrollo de los dos campos más grandes de Bolivia, San Alberto y San Antonio (Margarita), y los que tiene YPFB-Andina.
A pesar de esta subida, que parte de 41 MMmcd hasta 71 MMmcd entre 2016 y 2017, caerá hasta 13 MMmcd cuando la demanda máxima probable supere los 88 MMmcd para los mercados ya mencionados.
Argentina podrá abastecerse de 20,3 MMmcd entre 2015 y 2017, cuando se dé la mayor producción, esto porque entrarán en escenario la demanda para la industrialización (plantas de urea y fertilizantes) y las dos plantas separadoras de líquidos (Río Grande y Chaco).
Este plan requiere una inversión de 3.176 millones de dólares y mejora más si se cumplen los prospectos exploratorios inmediatos que planificó YPFB, que implica la perforación de diez pozos con un éxito de tres y que podrían generar una producción adicional de 5 a 6 MMmcd, con lo cual se llega a cubrir también la demanda de Jindal Steel para el proyecto siderúrgico del Mutún.
Pero entre 2021 y 2022 se cubrirán los 27,7 MMmcd de gas a Argentina. Los siguientes años, la producción caerá.
A partir de 2019 se generará un mejor escenario con la prospección de 20 pozos adicionales que resulten con cuatro exitosos. El gas adicional permitirá cumplir el contrato con Argentina entre 2020 y 2024.
Segundo y tercer escenarios
Un segundo escenario, con la producción acelerada, consiste en que el máximo de exportación, de 25 MMmcd, será en 2020. Entre 2015 y 2017 se podrá enviar un máximo de 20,3 MMmcd.
El requerimiento nacional desciende a 80 MMmcd. No se toma en cuenta el consumo de Jindal en la explotación de hierro del Mutún.
En un tercer escenario, Argentina mantiene un requerimiento de 14,5 MMmcd de gas desde 2012 hasta 2026 y no se llega al nivel máximo del contrato. Con esta proyección, la capacidad de abastecimiento de YPFB es posible, excepto los años 2019 y 2020. La demanda general se reducirá a 73 MMmcd, sin tomar en cuenta a Jindal.
En 2006, Energía Argentina S.A. (Enarsa) e YPFB suscribieron un nuevo contrato de exportación de gas desde el 1 de enero de 2007 y por 20 años.
Sobre el volumen, se establecieron tres cantidades, en 2007 se debió llegar a un máximo de 7,7 MMmcd, en 2008 y 2009 hasta 16 MMmcd, y desde 2010 hasta 2026 al máximo de 27,7 MMmcd.
YPFB incumplió este contrato en dos oportunidades.
Según el portal HidrocarburosBolivia.com, en agosto se envió un promedio de 6,48 MMmcd, pero desde el 27 de agosto la oferta ha caído a 2,68 MMmcd.
El volumen de gas producido el 30 de agosto fue de 39,3 MMmcd, de los que se exportó a Brasil 18,22 MMmcd y 2,68 a la Argentina, 5,9 MMmcd se usó para consumo interno. YPFB tuvo que quemar o reinyectar al suelo 12,5 MMmcd de gas.
El analista en hidrocarburos Hugo del Granado explicó que es probable que Argentina ya no compre los 27,7 MMmcd de gas porque tiene la opción del LNG (gas líquido), aunque su demanda es alta porque el 50 por ciento de su matriz energética funciona con gas y está en crecimiento. Pero este país debe buscar un contrato más serio con Bolivia, que hasta ahora no lo ha demostrado.
Añadió que la cantidad de envío está limitada por la capacidad de transporte, porque el gasoducto tiene una capacidad de 7 MMmc, entonces se debe ampliar a 27 millones, pero la mayor inversión debe hacerse en el lado Argentino, a cargo de su Gobierno.
Refinerías dependen de abastecimiento de crudo
El desequilibrio entre producción y demanda de combustibles en Bolivia se prolonga y amenaza con agudizarse, debido a que en los últimos cuatro años no se realizaron inversiones significativas en exploración y explotación de nuevos yacimientos, situación que disminuyó la producción de petróleo, materia prima de los carburantes.
En los últimos tres años, el crudo procesado por las refinerías Gualberto Villarroel (Cochabamba) y Guillermo Elder (Santa Cruz) disminuyó de 45.000 a 42.000 barriles por día (bpd), lo que significó una baja en el abastecimiento interno de gasolina, diésel y gas licuado de petróleo (GLP).
El gerente general de YPFB Refinación, Germán Monroy, explicó que los esfuerzos por equilibrar esa relación resultaron insuficientes porque, a pesar de tener capacidad instalada en las refinerías de Cochabamba y Santa Cruz, no se cuenta con la cantidad suficiente de petróleo.
Agregó que en los dos últimos años YPFB Refinación invirtió cinco millones de dólares en reemplazar equipos e implementar varios proyectos, como el Control Distribuido Digital, el sistema SAP R Software integrado y la creación de dos unidades de isomerización de gasolina liviana en las dos plantas.
El Plan de Inversiones 2009-2015 de YPFB tiene consignados 96 millones de dólares para el desarrollo de varios proyectos que garantizarán seguridad y continuidad operativa en las dos refinerías y ampliarán su capacidad procesadora de crudo hasta 130.000 bcd.
Monroy señaló que “todo depende de la disponibilidad del crudo, en cinco años tendremos triplicada la capacidad productiva de las dos refinerías; pero si no hay suficiente petróleo estaríamos en las mismas”.
La Prensa informó ayer que, conforme al Plan de Inversiones, por primera vez el país importará petróleo para procesarlo en la refinería que construirá Yacimientos. Este producto aliviará la demanda de gasolina y GLP y también se usará para exportación.
Contratos de exportación
Brasil y Bolivia tienen firmados tres contratos de exportación:
el primero, denominado Cuiabá, suscrito por Andina S.A. y Transborder Gas Service Ltda. (TBS), data del 2 de mayo de 2007, por un volumen que puede interrumpirse en cualquier momento que va desde 1,1 millones de metros cúbicos/día (MMmcd) hasta 2,2 MMmcd. Este envío fue suspendido a raíz de que YPFB le anunció que no había suficiente energético.
El segundo contrato, con British Gas Comércio e Importaçao (BGCI), para abastecer a la distribuidora brasileña Comgas por un volumen de 650.000 mcd y un adicional que se usaría en el transporte. Este acuerdo actualmente también está suspendido.
El más importante es el Gasoducto a Sao Paulo (GSA), que compromete volúmenes de envío desde 19 MMmcd hasta 31 MMmcd y según la demanda de Brasil. En días pasados, ante la llegada al país del presidente brasileño, Luiz Inácio da Silva, el Gobierno anunció la modificación del contrato de exportación en volumen y precio. Aunque se desconoce si el tema fue tratado entre los mandatarios boliviano y brasileño, existe un anuncio de YPFB de que se solicitará a Petrobras reducir a 24 MMmcd la exportación.
Además Bolivia firmó un contrato con Argentina que entró en funcionamiento el 1 de enero de 2007 y por 20 años, el volumen incrementa desde 7,7 hasta 27,7 MMmcd. Además compromete la instalación de una planta de gas y el Gasoducto al Noreste y completar el tramo hasta Buenos Aires.
El proyecto del Gobierno
La producción promedio de gas es a la fecha de 40 millones de metros cúbicos/día.
Este volumen está condicionado a la demanda que llegue desde Brasil.
Una parte se distribuye vía exportación a Argentina y otro porcentaje al mercado interno.
El saldo se reinyecta al suelo para volverlo a extraer, tarea que genera un costo adicional.
La otra opción es quemar el gas, esto significa una pérdida de la inversión en la extracción.
El Gobierno anunció que acudirá a nuevos mercados, como Perú y Paraguay.
Además, Yacimientos disminuye el requerimiento de este mercado en tres escenarios probables de extracción de gas.
Ése es el pronóstico del Plan de Inversiones 2010-2026 elaborado por la estatal petrolera y el Ministerio de Hidrocarburos, al que tuvo acceso La Prensa.
Según la previsión, la demanda potencial total de los cinco mercados que tendrá el país para el gas llegará a 101 MMmcd. Éstos serán distribuidos entre el abastecimiento interno (21,6 MMmcd), la exportación a Argentina (27,7 MMmcd) y a Brasil (33,96 MMmcd) y la industrialización en el país (20,6 MMmcd) y en Brasil, que sustituye su propia demanda de exportación (24 MMmcd). Es decir, el 17 por ciento para el mercado interno, el 20 por ciento la industrialización y el 63 por ciento para exportación.
Argentina es el “comodín” para el abastecimiento.
En el mejor panorama se enviará un máximo de 27,7 MMmcd sólo el año 2021, cuando Brasil concluya su contrato Gasoducto Sao Paulo (GSA) y con incremento en la producción denominada acelerada, que implica el desarrollo de los dos campos más grandes de Bolivia, San Alberto y San Antonio (Margarita), y los que tiene YPFB-Andina.
A pesar de esta subida, que parte de 41 MMmcd hasta 71 MMmcd entre 2016 y 2017, caerá hasta 13 MMmcd cuando la demanda máxima probable supere los 88 MMmcd para los mercados ya mencionados.
Argentina podrá abastecerse de 20,3 MMmcd entre 2015 y 2017, cuando se dé la mayor producción, esto porque entrarán en escenario la demanda para la industrialización (plantas de urea y fertilizantes) y las dos plantas separadoras de líquidos (Río Grande y Chaco).
Este plan requiere una inversión de 3.176 millones de dólares y mejora más si se cumplen los prospectos exploratorios inmediatos que planificó YPFB, que implica la perforación de diez pozos con un éxito de tres y que podrían generar una producción adicional de 5 a 6 MMmcd, con lo cual se llega a cubrir también la demanda de Jindal Steel para el proyecto siderúrgico del Mutún.
Pero entre 2021 y 2022 se cubrirán los 27,7 MMmcd de gas a Argentina. Los siguientes años, la producción caerá.
A partir de 2019 se generará un mejor escenario con la prospección de 20 pozos adicionales que resulten con cuatro exitosos. El gas adicional permitirá cumplir el contrato con Argentina entre 2020 y 2024.
Segundo y tercer escenarios
Un segundo escenario, con la producción acelerada, consiste en que el máximo de exportación, de 25 MMmcd, será en 2020. Entre 2015 y 2017 se podrá enviar un máximo de 20,3 MMmcd.
El requerimiento nacional desciende a 80 MMmcd. No se toma en cuenta el consumo de Jindal en la explotación de hierro del Mutún.
En un tercer escenario, Argentina mantiene un requerimiento de 14,5 MMmcd de gas desde 2012 hasta 2026 y no se llega al nivel máximo del contrato. Con esta proyección, la capacidad de abastecimiento de YPFB es posible, excepto los años 2019 y 2020. La demanda general se reducirá a 73 MMmcd, sin tomar en cuenta a Jindal.
En 2006, Energía Argentina S.A. (Enarsa) e YPFB suscribieron un nuevo contrato de exportación de gas desde el 1 de enero de 2007 y por 20 años.
Sobre el volumen, se establecieron tres cantidades, en 2007 se debió llegar a un máximo de 7,7 MMmcd, en 2008 y 2009 hasta 16 MMmcd, y desde 2010 hasta 2026 al máximo de 27,7 MMmcd.
YPFB incumplió este contrato en dos oportunidades.
Según el portal HidrocarburosBolivia.com, en agosto se envió un promedio de 6,48 MMmcd, pero desde el 27 de agosto la oferta ha caído a 2,68 MMmcd.
El volumen de gas producido el 30 de agosto fue de 39,3 MMmcd, de los que se exportó a Brasil 18,22 MMmcd y 2,68 a la Argentina, 5,9 MMmcd se usó para consumo interno. YPFB tuvo que quemar o reinyectar al suelo 12,5 MMmcd de gas.
El analista en hidrocarburos Hugo del Granado explicó que es probable que Argentina ya no compre los 27,7 MMmcd de gas porque tiene la opción del LNG (gas líquido), aunque su demanda es alta porque el 50 por ciento de su matriz energética funciona con gas y está en crecimiento. Pero este país debe buscar un contrato más serio con Bolivia, que hasta ahora no lo ha demostrado.
Añadió que la cantidad de envío está limitada por la capacidad de transporte, porque el gasoducto tiene una capacidad de 7 MMmc, entonces se debe ampliar a 27 millones, pero la mayor inversión debe hacerse en el lado Argentino, a cargo de su Gobierno.
Refinerías dependen de abastecimiento de crudo
El desequilibrio entre producción y demanda de combustibles en Bolivia se prolonga y amenaza con agudizarse, debido a que en los últimos cuatro años no se realizaron inversiones significativas en exploración y explotación de nuevos yacimientos, situación que disminuyó la producción de petróleo, materia prima de los carburantes.
En los últimos tres años, el crudo procesado por las refinerías Gualberto Villarroel (Cochabamba) y Guillermo Elder (Santa Cruz) disminuyó de 45.000 a 42.000 barriles por día (bpd), lo que significó una baja en el abastecimiento interno de gasolina, diésel y gas licuado de petróleo (GLP).
El gerente general de YPFB Refinación, Germán Monroy, explicó que los esfuerzos por equilibrar esa relación resultaron insuficientes porque, a pesar de tener capacidad instalada en las refinerías de Cochabamba y Santa Cruz, no se cuenta con la cantidad suficiente de petróleo.
Agregó que en los dos últimos años YPFB Refinación invirtió cinco millones de dólares en reemplazar equipos e implementar varios proyectos, como el Control Distribuido Digital, el sistema SAP R Software integrado y la creación de dos unidades de isomerización de gasolina liviana en las dos plantas.
El Plan de Inversiones 2009-2015 de YPFB tiene consignados 96 millones de dólares para el desarrollo de varios proyectos que garantizarán seguridad y continuidad operativa en las dos refinerías y ampliarán su capacidad procesadora de crudo hasta 130.000 bcd.
Monroy señaló que “todo depende de la disponibilidad del crudo, en cinco años tendremos triplicada la capacidad productiva de las dos refinerías; pero si no hay suficiente petróleo estaríamos en las mismas”.
La Prensa informó ayer que, conforme al Plan de Inversiones, por primera vez el país importará petróleo para procesarlo en la refinería que construirá Yacimientos. Este producto aliviará la demanda de gasolina y GLP y también se usará para exportación.
Contratos de exportación
Brasil y Bolivia tienen firmados tres contratos de exportación:
el primero, denominado Cuiabá, suscrito por Andina S.A. y Transborder Gas Service Ltda. (TBS), data del 2 de mayo de 2007, por un volumen que puede interrumpirse en cualquier momento que va desde 1,1 millones de metros cúbicos/día (MMmcd) hasta 2,2 MMmcd. Este envío fue suspendido a raíz de que YPFB le anunció que no había suficiente energético.
El segundo contrato, con British Gas Comércio e Importaçao (BGCI), para abastecer a la distribuidora brasileña Comgas por un volumen de 650.000 mcd y un adicional que se usaría en el transporte. Este acuerdo actualmente también está suspendido.
El más importante es el Gasoducto a Sao Paulo (GSA), que compromete volúmenes de envío desde 19 MMmcd hasta 31 MMmcd y según la demanda de Brasil. En días pasados, ante la llegada al país del presidente brasileño, Luiz Inácio da Silva, el Gobierno anunció la modificación del contrato de exportación en volumen y precio. Aunque se desconoce si el tema fue tratado entre los mandatarios boliviano y brasileño, existe un anuncio de YPFB de que se solicitará a Petrobras reducir a 24 MMmcd la exportación.
Además Bolivia firmó un contrato con Argentina que entró en funcionamiento el 1 de enero de 2007 y por 20 años, el volumen incrementa desde 7,7 hasta 27,7 MMmcd. Además compromete la instalación de una planta de gas y el Gasoducto al Noreste y completar el tramo hasta Buenos Aires.
El proyecto del Gobierno
La producción promedio de gas es a la fecha de 40 millones de metros cúbicos/día.
Este volumen está condicionado a la demanda que llegue desde Brasil.
Una parte se distribuye vía exportación a Argentina y otro porcentaje al mercado interno.
El saldo se reinyecta al suelo para volverlo a extraer, tarea que genera un costo adicional.
La otra opción es quemar el gas, esto significa una pérdida de la inversión en la extracción.
El Gobierno anunció que acudirá a nuevos mercados, como Perú y Paraguay.
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