- Vea la entrevista a Álvaro Ríos, Analista en temas de energía>
(RE).- La oferta y la demanda de gas natural de Bolivia están en el límite. El invierno ha llevado al tope la capacidad de producción debido a que, Brasil y Argentina, han pedido los volúmenes máximos contratados, para pasar los meses de alta demanda.
Por un lado, Brasil sufre una sequía sin precedentes en los últimos 50 años y sus centrales hidroeléctricas están con embalses mínimos para generar electricidad. Por otro lado, Argentina tiene un déficit de abastecimiento de gas en esta temporada. En ambos casos la alternativa es el gas natural boliviano.
Sin embargo, el inventario es limitado para atender esa demanda si a ello se suma la demanda interna de Bolivia que en ocasiones llega a 14 millones de metros cúbicos diarios (MMmc/d).
“La capacidad de producción de gas natural de Bolivia en este momento es de 46 millones de metros cúbicos por día. Si restamos los 12 o 13 millones que consume el mercado boliviano, los 20 para Brasil y cumplimos los 14 que argentina pide en invierno, no queda más para mandar, estamos a cabalidad”, asegura Álvaro Rios Roca, analista en temas de energía y Socio Director de la consultora Gas Energy Latin America especializada en hidrocarburos, en una entrevista con Radar Energético.
“En esta época de invierno se junta la sequía de Brasil, con la demanda pico del sector residencial de Argentina”, complementa.
En ese marco, el analista argumenta que esa es la razón por la que Bolivia no puede “firmar nuevos contratos ‘en firme’ (de largo plazo). Por eso está tratando de firmar contratos interrumpibles porque de acá a tres meses la demanda argentina bajará y algo de lluvia caerá en Brasil. Hay que aprovechar ese valle de demanda para vender gas”.
En ese sentido, Rios plantea que las acciones deben enfocarse en los pasos siguientes para, por una parte, asegurar volúmenes de exportación para el mediano plazo. “Hasta fines de junio se debería estar renegociando la adenda con Argentina que debería ir hasta 2026 y eso debe incluir la caída de producción de Bolivia que si en 2013 estaba en 61 MMmc/d ahora está en 46 y de acá a tres años debería estar alrededor de 38 MMmc/d”, argumenta.
EXPLORAR
Por otra parte, plantea que el enfoque central debe estar en la exploración. “Podemos construir plantas, ductos, redes de gas, pero en esta industria no se puede hacer nada si no hay exploración”, apunta.
“No es que no hubo nada de exploración, tampoco tenemos un mar de gas”, apunta. “Ahora hay cuatro pozos exploratorios en actividad; Itacaray, Sararenda, San Miguel y Los Monos. La posibilidad de que los cuatro salgan positivos es muy escasa, tenemos que cruzar los dedos para que al menos uno lo sea y poder aumentar de aquí a unos dos o tres años la producción”, explica.
“Cuatro pozos no son suficientes, deberíamos estar perforando 20 o 30 pozos al año”, sentencia.
Manifiesta la esperanza de que Repsol logre invertir en el área de Boicobo, un campo descubierto por esta compañía, y que –dice Rios- “tiene alrededor de 1.8 trillones de pies cúbicos de gas (de reservas), pero hay que hacer dos o tres pozos de desarrollo y eso toma tiempo”.
FACTOR PRECIO
Uno de los desincentivos para las inversiones en exploración es el precio que el mercado interno paga por cada millar de BTU, (unidad de medida para comercio de gas) lo que comparado con los precios de exportación es 4 a 5 veces menos.
En ese aspecto, el analista cree que la empresa no estaría animada a desarrollar el campo para vender ese gas al mercado interno, que le remunera un dólar por millar de BTU. “Entonces, ahí hay una ecuación muy difícil porque si Repsol supiera que va poder vender todo ese gas al mercado de exportación ya lo estuviera haciendo, tontos no son. Pero si sabe que 50 o 70% de ese gas va tener que venderlo al mercado interno, pues no le cierran las cuentas”, señala.
DIVERSIFICACIÓN DEL RIESGO
A tiempo de apuntar que desde 2013 varios sectores vienen expresando su preocupación por el rezago en tareas exploratorias, resalta que esta ha sido escasa y gran parte de ella fue realizada por YPFB, la cual no puede hacer sola la exploración y que “debe diversificar el riesgo”.
En los últimos años la dificultad para atraer inversiones se ha hecho cuesta arriba para los países, en un escenario de transición energética que demanda mayor competencia por capitales. “Hoy las empresas internacionales, grandes y medianas, están siendo limitadas en sus recursos para invertir por el tema de Cambio Climático, por lo tanto, tienen que ser más selectivas. Están buscando muy bien donde mejor poner su plata, considerando el riesgo geológico, el riesgo país y también el tema impositivo”, expone.
En ese sentido, manifiesta su respaldo al actual ministro de Hidrocarburos, Franklin Molina, en su intención de generar cambios de fondo en este sector. “El otro día en el parlamento ha planteado una nueva ley de hidrocarburos y un cambio al modelo, lo que me parece justo y razonable y todos deberíamos apoyarle en ese propósito”, dice.
“No he visto respaldo de ningún gobernador, ni rector, ni alcalde, ni nadie. Cuando en tres años tengan menos recursos para hacer obras, les va doler”, expresa.
Considera que los cambios son un “pedido clamoroso” para que de una vez el Gobierno de un “golpe de timón de 180 grados para hacer una nueva ley” de hidrocarburos o algún mecanismo para atraer inversiones.
En este aspecto, espera que se tomen decisiones urgentes en esa línea, ya que el uso de hidrocarburos seguirá vigente en los próximos 20 o 30 años en el país y podríamos tornarnos en un importador íntegro de diésel y gasolina, y si no se hace nada, también de gas natural.
Considera que el futuro sectorial puede ser muy complejo. “Los bolivianos vamos a pagar con creces si no hacemos un nuevo ciclo exploratorio que tal vez sea el último”, comenta Rios.
