Después de 17 años de alto beneficio, el ducto de 81 centímetros de diámetro, que recorre 3.100 kilómetros de Río Grande a Porto Alegre y que costó 2.200 millones de dólares, corre el riesgo de perder gran parte de su funcionalidad a mediano plazo. En un escenario conservador, Bolivia tendrá una capacidad de exportación de 17 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) en 2021 y de tres MMmcd en 2023.
Lo afirma el estudio Gas Natural Licuado: escenarios globales y oportunidades para la industria brasileña, elaborado por la Universidad Federal de Río de Janeiro (UFRJ) y citado por el periódico brasileño Valor Económico en una nota del 16 junio. El documento fue presentado por el profesor Edmar Almeida, de la UFRJ, en el seminario Gas Natural: desafíos y oportunidades para Brasil, realizado en Brasilia por la Confederación Nacional de la Industria (CNI ) y la Asociación Brasileña de Grandes Consumidores Industriales de Energía y Consumidores Libres (Abrace), con el apoyo de la Embajada británica.
En agosto, en su presentación en el Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2016, Almeida señaló que, si bien Brasil seguirá dependiendo del gas boliviano, las condiciones de la compra venta al finalizar el contrato (2019) serán diferentes ya que no hay un solo comprador, sino varios. El Gasoducto Bolivia-Brasil, conocido como el Gasbol, inaugurado el 29 de febrero de 1999 por los presidentes Hugo Banzer Suárez y Fernando Henrique Cardoso, en un acto donde el protocolo dictaba traje y corbata en medio del calor abrasador del Pantanal, es una especie de matrimonio sin derecho al divorcio, "si la tubería no se usa no sirve para nada”.
En el congreso, que se llevó a cabo en Santa Cruz, Almeida citó que el estudio de la UFRJ estima también que Bolivia necesita invertir de 5.400 a 7.100 millones de dólares en exploración para ser capaz de atender a su mercado interno, a Brasil y a Argentina. Señaló que sería deseable renovar el contrato, pero se duda de que habrá suficiente gas en Bolivia para cumplir con Brasil. Para él no será posible negociar sobre la base actual de 30 MMmcd, porque Bolivia tendría que invertir mucho en exploración.
Los planes bolivianos
En el mismo evento, el vicepresidente Álvaro García Linera aseguró que hasta 2025 se invertirán 13.381 millones de dólares en exploración. De ese monto, dijo, YPFB Casa Matriz y sus subsidiarias ejecutarán 9.100,2 millones y las empresas privadas, 4.280,8 millones. Pero eso hasta 2025.
En junio de este año, Yacimiento Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó que de 2016 a 2020 serán invertidos 3.693 millones de dólares para impulsar proyectos de exploración y así incrementar la producción de gas natural y petróleo. Y hasta 2021 la inversión en exploración llegaría a 5.000 millones de dólares, para incorporar 7,4 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural a las reservas, según dijo el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Luis Carlos Sánchez, en junio del año pasado.
YPFB toma en cuenta esas cifras en su Plan Inmediato de Exploración, que define hasta 2021 actividades en la denominada área de interés petrolero de Bolivia (50% del territorio nacional). Dicho plan considera explorar en 26 áreas en Santa Cruz y se apunta a 42 proyectos a desarrollarse hasta ese año.
Según el Gobierno, el país cuenta con 11 TCF; es decir, 1,1 TCF más de los 9,9 certificados en 2013.
El profesor Almeida aseveró que "en 2020, con la existencia de la tubería, la situación es relativamente cómoda para Brasil, pero luego se complica”. Esto porque "las reservas bolivianas certificadas actuales no son suficientes para garantizar un nuevo contrato con las mismas características (plazo y nivel de flexibilidad)” para la renovación.
La exigencia brasileña
La presidenta de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), Claudia Cronembold, en la inauguración de la planta Incahuasi, el 16 de septiembre, aclaró que debido al los cambios en el sector de hidrocarburos Brasil -mediante Petrobras- demandará quizá la mitad de los 30 MMmcd que ahora Bolivia le vende al país vecino. Empero, el sobrante, o más, será requerido por empresas distribuidoras y otras de elevados consumos de energía.
Según el ministro de Hidrocaburos, Luis Alberto Sánchez, Brasil no exige conocer las reservas certificadas como condición en la negociación para renovar el contrato que acaba en 2019, pero los ahora varios compradores sí necesitan certeza de ellas.
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