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Bolivia: ¿Más inversión y menos ingresos? Ibáñez: La competencia de Vaca Muerta
DIARIOS/ENERNEWS

Bolivia puso en marcha un agresivo programa de cambio de la matriz energética donde el gas y el petróleo no tienen la misma importancia de hace una década

28/11/2021

Bolivia alcanzará una inversión de poco más de US$ 780 millones en hidrocarburos para 2021, mientras que por séptimo año consecutivo, los ingresos del gas caerán en 10,7% en 2022. 

"Eso marcó un hito fundamental, pues desde hace tres años atrás, YPFB y el resto de las filiales no invertíamos en esta magnitud”, comentó Franklin Molina, ministro de Hidrocarburos, quien reconoció qué durante el gobierno del expresidente Evo Morales (2006-2019) la inversión en hidrocarburos fue casi nula.

“Para mantener el ritmo en la actividad exploratoria, mínimamente se debería suscribir entre dos y tres contratos de servicios petroleros y al menos cuatro y cinco convenios de estudio por año, con la finalidad de hacer sostenible la producción de hidrocarburos a través de las actividades de exploración y explotación en Bolivia”, propuso a manera de receta para el actual gobierno el exministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez.

La exautoridad, que manejó la industria petrolera por más de seis años durante el gobierno del expresidente Evo Morales (2006-2019), rompió de esta manera el silencio, casi dos años después de su renuncia en medio de la crisis política que vivió el país tras las elecciones de 2019.

Molina dijo que para este año se puso en marcha un “plan de desarrollo, un plan que tiene como objetivo, incrementar la capacidad de producción, pero al mismo tiempo, desarrollar distintas actividades en la cadena de los hidrocarburos partiendo por la exploración, (para llegar) al resto de las actividades (como el transporte, la comercialización y la) industrialización”, según informó el sitio web Brujula Digital.

Señaló que el año 2020, las actividades petroleras fueron reducidas al mínimo y que recién este año comenzaron a reactivar nuevamente el sector por lo que aseguró habrá resultados, altamente, satisfactorios para el país, con apoyo de las empresas privadas como Total, Gazprom, y el resto de las operadoras, socias de YPFB, “podremos avanzar”.

Tras el conflicto poselectoral de 2019 se hizo evidente una parálisis estructural de la industria petrolera, una sombra que ahora castiga a la administración del presidente Luis Arce, que aún no logró firmar acuerdos sustanciales de exploración y explotación de hidrocarburos con firmas internacionales.

Ante la escasez de interés del capital privado internacional para seguir invirtiendo en exploración y explotación petrolera, Arce puso en marcha un agresivo programa de cambio de la matriz energética donde el gas y el petróleo no tienen la misma importancia de hace una década.

Al respecto, el también exministro de Hidrocarburos Mauricio Medinacelli (2001) recordó que el nuevo contexto de los mercados internacionales es poco favorable para Bolivia y mencionó dos factores: que tanto Brasil como Argentina tienen interesantes prospectos para incrementar la producción doméstica y la irrupción del LNG en América del Sur, un competidor serio para el gas boliviano. Es claro que hace 30 años atrás ninguno de estos factores era una amenaza creíble.

El plan exploratorio de hidrocarburos que puso en marcha YPFB, un área estratégica para garantizar la exportación y el consumo interno de gas, arrancó en tres áreas: el Subandino sur y norte, Boomerang y Madre de Dios que son desarrollados este año y continuará en 2022.

“Es un plan exploratorio agresivo para salvaguardar y mantener nuestras cuotas de mercados en Argentina y Brasil. Como administración queremos que nuestros índices de reservas sean mayores; eso quiere decir que todas las reservas que vayamos a consumir en los próximos cinco años las encontremos en estos mismos cinco años y que además tengamos un diferencial que podamos sumar a las actuales con las que contamos”, declaró el vicepresidente de Administración de Contratos y Fiscalización, Armin Dorgathen.

El Subandino comprende los departamentos de Tarija, Chuquisaca y Santa Cruz; el Boomerang está situado en Santa Cruz y Cochabamba, mientras que Madre de Dios está en Pando, Norte de La Paz y el Beni.

Dorgathen señaló que el plan tiene como objetivo dejar un volumen mayor de reservas de gas para el periodo 2025-2026.

“Este plan y los resultados positivos que genere nos va a permitir mejorar la balanza comercial, es decir vender más gas, producir petróleo nacional y con eso disminuir la importación de diésel”, declaró el directivo empresarial.

El plan exploratorio contempla la perforación de 17 pozos para encontrar hidrocarburos, pero según la evolución del proyecto se pude incrementar el número, informó YPFB en su página oficial.

 

Séptimo año a la baja: los ingresos del gas caerán en 10,7% en 2022

Los ingresos por el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) y regalías por hidrocarburos disminuirán en 2022 hasta en 10,7%, marcando un descenso sostenido desde 2015 debido a la caída en la producción y de precios, según informó Página Siete. 

Datos del proyecto de Presupuesto General del Estado (PGE) 2022 dicen que la recaudación estimada del IDH llegará a 5.625 millones de bolivianos, inferior en 679 millones de bolivianos al monto proyectado para el presente año, que fue de 6.304 millones de bolivianos.

Cifras presentadas por el ministro de Economía, Marcelo Montenegro en julio, dan cuenta que las recaudaciones de este impuesto en el primer semestre de 2020 habían llegado a 3.463 millones de bolivianos, pero este año en similar período sólo habían llegado a 2.489 millones de bolivianos, es decir 28% menos.

El proyecto de PGE 2022 en el Tomo I consigna el valor de regalías por hidrocarburos que se prevé generar y que alcanza a 3.163,8 millones de bolivianos, inferior en 382,3 millones de bolivianos respecto a los 3.546,1 millones de bolivianos previstos este año.

El analista José Padilla opinó que esta caída se arrastra desde 2014 debido a la disminución en la producción de gas y líquidos y de las reservas, y el siguiente año las regiones tendrán problemas financieros. Tampoco se conoce el nivel de reservas de gas que posee el país, a pesar de que por ley la certificación debe realizarse cada año.

En 2014 se alcanzó el pico máximo de regalías 9.000 millones de bolivianos e IDH 15.602 millones de bolivianos.

Datos oficiales del Ministerio de Hidrocarburos reflejan que en 2014 el país producía 61,33 millones de metros cúbicos día (MMmcd), el año pasado eso bajó a 43,52 MMmcd y a julio de este año se logró 46,21 MMmcd.

Padilla sostuvo que la baja de los ingresos de IDH y regalías reducirá los ingresos de las gobernaciones, municipios, universidades y les perjudicará en los proyectos de inversión que deben ejecutar y la atención de gastos en sueldos y otros.

Además, mencionó que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) enfrenta problemas de ejecución y no avanza la exploración y tareas de sísmica.

Una análisis de la Fundación Jubileo da cuenta que los ingresos por hidrocarburos provenientes del IDH (Impuesto Directo a los Hidrocarburos) y las regalías disminuyeron a partir del año 2015, hasta un nivel bastante por debajo de lo alcanzado en los últimos años de la bonanza (2013– 2014), principalmente por la caída de los precios y la disminución de los volúmenes de producción y exportación.

 

El exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos remarcó en un análisis anterior que no se tiene la suficiente producción de gas y el país está a 10 años de comenzar a importar al ritmo de exportación y consumo interno actual. Este año el Ministerio de Hidrocarburos proyectó que la producción de gas natural crecerá hasta 47,39 MMmcd.

A pesar de la caída de regalías e IDH el próximo año, los ingresos de operación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos subirán respecto a la presente gestión.

Los datos del proyecto de PGE 2022 estiman que estos recursos llegarán a 43.028,7 millones de bolivianos, superior a los 38.320 millones previstos este año.

 


 

Director regional de Hidrocarburos: “Vaca Muerta nos puede quitar los mercados argentino y brasileño”

Ernesto Estremadoiro Flores/EL DEBER

Eduardo Ibáñez, director de Hidrocarburos y Minas de la Gobernación de Santa Cruz habló sobre la realidad del sector hidrocarburífero, el potencial del biodiésel y el desarrollo de proyectos de gas en Argentina y Brasil

Eduardo Ibáñez, director de Hidrocarburos, Minas y Energías de Santa Cruz

Ante la baja producción de gas, el director de Hidrocarburos y Minas de la Gobernación de Santa Cruz, Eduardo Ibáñez, plantea abrir el marco regulatorio a la inversión privada, apostar por el biocombustible. Además, advirtió que el desarrollo de Vaca Muerta y el Presal tendrá serias consecuencias para Bolivia.

- ¿Cómo evalúa la política hidrocarburífera del país?


La economía del país se sustenta de la venta de este commodity que necesita de fuertes inversiones para mantener un ciclo de vida mayor. En ese sentido, la política del sector debe ser revisada.
La realidad es bastante compleja, porque la producción se ha reducido. En estos últimos siete años, casi un 35%, pues de 62 o 63 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d) que llegamos en 2014 y 2015. Hoy estamos con 20 MMm3/d. 

Se ha reducido en casi un tercio y es difícil hoy tratar de mantener los ingresos generados, que el Estado central, las gobernaciones, alcaldías y universidades reciben a partir del gas.

Sin ir muy lejos, este año empezamos con una producción de 48 MMm3/d en enero, ahora estamos cerrando el año con 42 MMm3/d. Independientemente del problema que hubo en el pozo Margarita que hizo que la producción baje a 2,5 MMm3/d - lo que motivó a Yacimientos y el Ministerio a reconocer un problema de fuerza mayor- siempre se trató de minimizar esta situación.

Veníamos de una reducción a nivel general. Por ejemplo, nuestro campo estrella que es Incahuasi, empezó el año con 11 MMm3/d y bajó a 10,2 MMm3/d, pero recuperó esos 0,8 MMm3/d con la perforación del pozo Incahuasi 5.

- ¿Cómo está la producción de gas de Santa Cruz y qué tan importante es la región para el sector hidrocarburífero?

Incahuasi es muy importante, no solo la producción que aporta Santa Cruz que está en 16 MMm3/d, que representa el 30% de la producción nacional. Solamente el campo Incahuasi con los 11 MMm3/d -que están recuperados- aporta el 25% de la producción nacional.

Quisiéramos conocer en detalle las inversiones que se tienen planificadas desde el Ministerio de Hidrocarburos y Yacimientos dentro del departamento.

Se saben los anuncios, pero la realidad es que no hay un valor de cuánto y cuándo se van a tener nuevos volúmenes de producción. Siendo optimistas, esperamos que Incahuasi mantenga los 11 MMm3/d recuperados hasta 2022, pero sabemos que los pozos tienen una declinación natural. La expectativa es que hasta 2025 baje a los 8 MMm3/d.
Eso en el tema del gas, pero una de las potencialidades que tiene el departamento de Santa Cruz es el tema de los biocombustibles.

  - Entonces, ¿por qué no se avanza en proyectos?

Se han dado las primeras señales en el tema del etanol, si bien ha sido una iniciativa bastante interesante existen problemas con los productores por los cupos de etanol que entrega YPFB, pero esa es una parte porque lo que más importamos es el diésel.
Entonces, el producto a desarrollar es el biodiésel y tenemos un potencial grandísimo en la región oriental para desarrollar este tipo de combustibles.

- ¿Están dadas las condiciones para este proyecto?


Para el etanol se hizo una ley. Para el biodiésel entiendo que ya se discutió una norma; en su momento deberíamos revisar dónde estamos y a partir de ahí sacar una ley específica que incentive el desarrollo del biocombustible; y digo incentive, porque no necesariamente tendría que hacerlo el Gobierno central.
Veamos las experiencias de Brasil y Paraguay, son países que han crecido mucho.

 
- ¿Qué se debe hacer para abrir la inversión, pero no solamente para el biodiésel?
Se debe generar un nuevo marco normativo, la Ley de Hidrocarburos ayudó a cosechar (recursos), pero ahora no permite sembrar, porque fue diseñada cuando el ciclo de vida del negocio estaba en expansión. Pero hoy es distinto, porque no se generaron las condiciones para que haya reinversiones. El escenario no es pesimista porque el mercado y la demanda, que motivaron el negocio aún se mantiene. Tenemos a Argentina y Brasil ávidos de energía.

- Pero estos países tienen proyectos como el Presal y Vaca Muerta ¿Son estos una amenaza para el país?​

Ellos están desarrollando alternativas, como el Presal que es una realidad. En este momento, existen dos gasoductos de evacuación de gas submarino y un tercero que hasta fin de año entrará en operación que son la rota 1, 2 y rota 3, y existe el rota 4. Están buscando una parcería entre la distribuidora de gas de São Paulo Comgas, que busca productores que ayuden a construir el rota 4 para que el gas vaya directamente a São Paulo.

Eso es una amenaza para nosotros como proveedores de gas. En toda la costa de Brasil, desde Curitiba, Paraná, Santa Catarina y Río Grande do Sul, que es ‘el filet mignon’ del negocio, porque se pagan los precios más altos del gas natural, después de São Paulo, hay un sector industrial que está limitado por la oferta. Entonces, ese mercado está demandando nuevos puntos e inyección de gas.

Incluso están desarrollando estaciones de regasificaciones adicionales a las tres que ya tiene Brasil. Y se reactivó la bahía de Guanabara que Petrobras había desactivado, pero se reactivaron ante la demanda. Esa es la amenaza en el mercado de Brasil. 

La segunda amenaza es Vaca Muerta. Si Vaca Muerta termina de desarrollarse, Argentina no nos va a comprar más gas y nos puede quitar el mercado brasileño; es decir, vamos a perder ese market share, no solo en Argentina sino también en Brasil, si Vaca Muerta termina de disparar porque interconecta su producción con el mercado premium del Sur de Brasil.

Vamos a ser un país de tránsito. Seguramente vamos a ganar por cobrar una tarifa de transporte, pero nos van a desplazar. Las moléculas de gas se están agitando en todos lados, pero aquí ¿qué estamos haciendo?.

Ahora se escucha a las autoridades del sector que hay que revisar la Ley de Hidrocarburos, que se está trabajando. Soy optimista porque hay reconocimiento de que tenemos un problema. Ese es el primer paso. Esperamos que en este rediseño del sector se involucre a todos los actores.

 


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*La información y las opiniones aquí publicados no reflejan necesariamente la línea editorial de Mining Press y EnerNews

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