Debido a la incertidumbre sobre el incremento de producción de gas en Bolivia y a la cada vez más creciente competitividad del mercado del Gas Natural Licuado (GNL), las proyecciones e inversiones de Brasil y Argentina apuestan más por incrementar sus compras de ese recurso, que a subir sus importaciones de gas boliviano.
"Bolivia no ha acompañado el crecimiento de Brasil y éste ha dirigido su mirada a suministrarse con GNL”, dice Marco Tavares, experto en hidrocarburos y presidente del consejo administrativo de la consultora en temas de energía Gas Energy, una institución con sede en Brasil y con presencia en toda Latinoamérica.
Asimismo, del lado argentino, el economista especializado en energía Pablo Givogri argumenta que "los requerimientos de importaciones de Argentina son crecientes en la medida que no se incorpore la producción de reservas de petróleo y gas no convencionales a la oferta doméstica”. De tal forma que "hoy la importación representa el 27% del consumo nacional, la cual se distribuye entre la importación de Bolivia y del GNL”.
Ambos especialistas participaron como expositores en el VIII Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía, que se llevó a cabo en la ciudad de Santa Cruz en agosto. Allí, por separado, explicaron cómo se pinta el panorama futuro de esos dos mercados en los que hoy el gas boliviano tiene participación.
Brasil y su empuje al GNL
Brasil pasa por una crisis en su sector eléctrico; ha pasado dos años muy complicados en términos de energía eléctrica, con la falta de desarrollos de reservorios, la caída de las reservas; lo cual ha obligado a que se proyecte una entrada masiva de planes de energía eólica. "Hemos visto claramente que Brasil necesita incrementar sí o sí fuertemente sus capacidades de generación termoeléctrica”, asevera Tavares.
Los despachos de las centrales termoeléctricas brasileñas se han vuelto constantes y al parecer eso no reducirá. "La entrada de mucha energía eólica a futuro y muchas plantas hidroeléctricas necesitará ser complementada con gas”, argumenta el experto.
Según la consultora Gas Energy, prácticamente hoy Brasil no tiene oferta de gas para el sector industrial, pues ésta se mantiene en los mismos niveles de volumen desde 2007. Esto puede ser visto como un problema de competitividad, pero los expertos lo ven sobre todo como un gran problema de oferta. "No hay oferta firme nueva para el sector industrial en Brasil”, alega el especialista.
El sector eléctrico representa una oportunidad muy importante para el gas en el sector industrial, pero hoy ese suministro no procede propiamente del gas boliviano. Esto porque los planes que había en 2002 de ampliar o duplicar el gasoducto que une Bolivia con Brasil se anularon, como resultado Brasil necesitó instalar tres terminales de GNL para regasificar y proveer su mercado interno.
La capacidad de estos tres terminales es de 42 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd), es decir, casi 50% más de lo que Bolivia le vende. Se trata de un mercado que sería naturalmente de Bolivia, pero que no se dio con el pasar de los años, por lo cual Brasil tuvo que importar más GNL.
De acuerdo con datos oficiales, los volúmenes de GNL que importa Brasil llegan 24 MMmcd; significa que recibe en sus terminales casi la misma cantidad que Bolivia le vende. En los años pasados, ese país pagó por el GNL precios bastante caros, como son los del mercado spot. Sin embargo, algunos de esos contratos hoy están cambiando a otros más firmes, ya que la competitividad del GNL es creciente.
A diferencia de lo que sucedía en el pasado, en la actualidad es posible conseguir contratos a largo plazo para la compra de ese hidrocarburo y de a poco el precio que Brasil paga por él está llegando a igualar al del gas de Bolivia.
Cuando Brasil comenzó a importar GNL en 2010, pagaba por él cerca de seis dólares por cada millón de BTU (unidades térmicas británicas). En el transcurso de los años este precio fue fluctuante y en la actualidad media entre ocho y 10 dólares por millón de BTU (MMBTU).
El precio del gas natural boliviano para Brasil, en el cuarto trimestre de 2014, registró un valor de 8,40 dólares por MMBTU. Por la variación del precio del barril de petróleo WTI, bajó a 7,15 dólares por MMBTU en el primer trimestre de 2015 y llegó a 5,72 dólares por MMBTU a mediados de 2015.
"La competencia es otro tema importante que Bolivia debe atender, porque hoy la contratación de GNL a largo plazo está muy competitiva, hay bastante mercado”, asegura Marco Tavares.
"Brasil está esperando señales de cómo Bolivia aumentará sus reservas. Hoy no la vemos ni con capacidad de lograr un plano de inversiones importante”, lamenta Tavares. Nuestro país tiene planes de industrialización del gas y para usarlo en la generación de energía a partir de las termoeléctricas, con visión de exportación, además hasta 2019 y 2030, respectivamente, debe cumplir sus compromisos con Brasil y Argentina.
"Por ello, de 2019 para adelante nos preocupa qué preferencia dará Bolivia a los contratos que tiene hoy; es una incertidumbre en el balance de oferta y demanda de Brasil por el comportamiento de Bolivia como productora de gas y como participante de ese proceso de crecimiento de mercado que Brasil tendrá”, dice el experto.
Argentina y el GNEA
Argentina también tuvo que recurrir al GNL para proveerse, pero su posición de importador nato tuvo un quiebre en 2013, con la incorporación de reservas. Este año Argentina paga un precio promedio de 11 dólares por MMBTU por el GNL, mientras que el gas boliviano le cuesta 7,2 dólares por MMBTU.
"Hoy la importación de Argentina representa el 27% del consumo nacional y se distribuye entre importación de Bolivia y de GNL”, indica el especialista argentino Pablo Givogri.
La zona de Vaca Muerta, donde hoy ya existe producción de gas no convencional (shale gas) alberga a 360 pozos de shale gas y shale oil. Las actividades en esa área han detenido la caída de la producción en la cuenca del Neuquén.
Argentina tiene un potencial de 802 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas y, según estudios de la consultora Rider Scott, 75 TCF pueden proceder de Vaca Muerta con calidad comercial, éstos representan seis veces las reservas probadas de ese país. "Es un número importante, estamos hablando de 50 a 60 años de producción segura de Argentina”, denota Givogri.
Sin embargo, con la consolidación de los planes del Gasoducto del Noreste Argentina (GNEA), el panorama de mercado para el gas boliviano cobra relevancia, en caso de que aumente su producción de gas. Es un proyecto que inició en 2004 y que el Gobierno argentino implementa desde el año pasado; toma gas de Bolivia, pues se interconecta con el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) que llega de Yacuiba a Campo Durán.
El GNEA pasará por las provincias de Salta, Formosa, Chaco, Santa Fe, Corrientes, Misiones y llegará a un nodo en el centro sur de Santa Fe, que se interconectará con el sistema actual. Con este plan, Argentina podría llegar a comprar de Bolivia hasta 60 MMmcd, es decir, 44 MMmcd más de la actual importación. En 2017, cuando Bolivia planea contar con cerca de 17 TCF de reservas probadas, Argentina podría demandar más de 80 MMmcd.
La duda, según Givogri, es si podrá el gas de Bolivia responder a la creciente demanda de sus mercados y de los planes de industrialización y venta de energía , además de su consumo interno.
Características de los contratos de Bolivia
El contrato Gas Supply Agreement (GSA), entre Bolivia y Brasil, se selló el 16 de agosto de 1996 en Río de Janeiro, y establece un volumen mínimo de compra de 24 millones de metros cúbicos día (MMmcd) y un máximo de entrega de 30,08 MMmcd. Si se incluye el "gas combustible” de 1,5 MMmcd, el país debe enviar 31,5 MMmcd cuando Brasil lo solicite.
Además, el 18 de agosto de 2014, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Petróleo Brasileiro (Petrobras) firmaron un contrato interrumpible adicional al contrato GSA, para la venta de 2,24 MMmcd más de gas natural hasta 2016, con destino a la termoeléctrica de Cuiabá.
En mayo, el encargado de negocios de ese país, Tobar da Silva, informó que el nuevo contrato de exportación de gas entre Bolivia y Brasil sería renegociado en el segundo semestre de esta gestión, debido a que el vigente finaliza en 2019.
El contrato de compraventa de gas natural entre YPFB y Enarsa fue suscrito en 2006 y tiene una duración de 21 años, del 1 de enero de 2007 a 2026. El convenio establece el envío de un volumen inicial de 7,7 MMmcd durante los tres primeros años, que podría incrementar en función de las ampliaciones de gasoductos entre ambos países, hasta alcanzar un volumen de 27,7 MMmcd. Ese nivel se mantiene hasta la finalización del contrato.
El 26 de marzo de 2010 se suscribió la primera adenda al contrato que entró en vigencia el 1 de mayo de ese año. Establece "volúmenes mínimos de recepción y entrega de forma obligatoria e incluye cláusulas de garantías comerciales (de pago y de entrega)”.
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