EDWIN FERNANDEZ

La quinta adenda al contrato de exportación de gas entre Bolivia y Argentina establece que, hasta el 30 de junio de 2021, ambos países deben definir las condiciones de la sexta adenda, que entrará en vigencia el 1 de enero de 2022. 

Analistas en hidrocarburos afirman que los volúmenes a exportar en el nuevo acuerdo deben estar en función a la capacidad de producción, dado que no es posible pensar en incrementarlos debido a la caída de reservas.

Según Álvaro Ríos, analista y exministro de Hidrocarburos, lo único que se puede negociar son las reservas de gas que están descubiertas y desarrolladas. Mencionó que el país produce 46 millones de metros cúbicos día (MMm3d), de los cuales 13 a 14 MMm3d son destinados a la demanda interna, otros 20 MMm3d al contrato de exportación con Brasil y el resto al de Argentina.

“Eso es hoy, pero mañana la producción puede caer a 44, 42, 40 (MMm3d), hasta el 2026, año en que expira originalmente el contrato con Argentina”, dijo.

Ríos sugirió que Bolivia trate de que el volumen de exportación de gas sea equilibrado, tanto en invierno como en verano.

“Ahora, el convenio tiene un pico alto de 14 MMm3d y un mínimo de 10; lo que hay que hacer es que este pico sea plano, es decir, que la demanda sea de 12 MMm3d todo el año”, dijo. “Debemos tratar de vender la mayor capacidad posible en un volumen lo más plano posible”, añadió.

Además, Ríos recomendó negociar recurriendo a un precio de mercado, en base a los valores de verano y de invierno que tiene Argentina. Explicó que el país vecino importa en invierno mucho gas natural licuado (GNL) de América del Norte y Catar, entre otros países, de modo que los importes tienen que fijarse de acuerdo a la semejanza del mercado.

Ríos sugirió que no se firme una adenda por un año más, sino plantearse en ampliar el horizonte hasta 2026, para que YPFB sepa qué tiene para negociar.

Por su parte, el analista en hidrocarburos José Padilla considera que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) “por lo menos debería mantener los volúmenes actuales”, es decir, los 14 MMm3d en invierno y los 10 MMm3d en verano. Sin embargo, aclaró que eso será posible si la producción lo permite, dado que los megacampos bolivianos están en declinación.

Padilla aseguró que es imposible para Bolivia pensar en aumentar los volúmenes de venta de gas a Argentina porque su producción es limitada y no se lo permite, pues indicó que Incahuasi, el último campo descubierto, ya se encuentra en su máximo nivel de producción.

“Los demás campos como San Alberto, San Antonio y otros que están en Tarija se encuentran en declinación, y yo creo que lo único que puede hacer Bolivia es por lo menos mantener el volumen que tiene actualmente con Argentina para no comprometerse en volúmenes que no va a poder cumplir”, dijo.

Por su parte, el analista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, recordó que Bolivia, en la gestión 2020, se vio forzada a renegociar los volúmenes de exportación de gas natural a Argentina por la caída de producción que arrastra desde 2016.

Mencionó que la negociación que llevarán ambos países estará enmarcada en estos aspectos: el precio y los volúmenes. Al respecto, señaló que la exportación de gas al precio establecido en el contrato original sería una buena alternativa con la finalidad de lograr dividendos por ese rubro.

En lo que se refiere al volumen de producción, Velásquez dijo que poco o nada se poder hacer, debido a la capacidad limitada de producción a raíz del descuido en la exploración por más de una década.

Los Tiempos buscó la postura de YPFB en relación a las negociaciones que debe entablar hasta fines de junio de este año con la estatal argentina Integración Energética Sociedad Anónima (Ieasa) respecto a las nuevas condiciones del contrato de exportación de gas, pero hasta el cierre de esta edición no hubo respuesta.

Ventas de gas llega  a $us 668,2 millones

Según datos del INE, los ingresos por las exportaciones de gas natural entre enero y abril de 2021 alcanzaron un valor de 668,2 millones de dólares, equivalente al -10,6 por ciento en relación a similar periodo de la gestión pasada.

Como ocurre cada año, el vecino país aumenta su déficit energético durante los meses de mayo, junio y julio, por lo que aprobó la semana pasada un crédito público de 200 millones de dólares para importar más gas desde Bolivia.

En 2015, el Ministerio de Hidrocarburos proyectó que la producción de gas en 2020 llegaría a 73 MMm3d; la producción en realidad fue de 43 MMm3d, situación que es cuestionada por el analista Raúl Velásquez. 

Diferentes analistas en hidrocarburos coinciden en que la Ley 3058 está orientada a la explotación de gas y no a la búsqueda de nuevas reservas, por lo que consideran necesario una modificación para incentivar las inversiones.

 RESERVAS: EL PAÍS NO TIENE CERTIFICACIÓN 

El analista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, considera que hubiera sido ideal contar con una certificación de reservas antes de encarar el proceso de negociación de venta de gas natural a Argentina.

La última certificación que realizó Bolivia en materia de reservas data de la gestión 2017, cuando se alcanzó a los 8,95 trillones de pies cúbicos (TCF), comentó el analista.

Velásquez recordó que la Ley 3740 de desarrollo sostenible (agosto 2007), en el artículo 7, establece que el país debería certificar reservas cada año y publicarlas hasta el 31 de marzo de cada gestión; sin embargo, la norma no ha sido acatada por las diferentes autoridades que pasaron por YPFB en los últimos años.

“Tenemos entendido que el Gobierno está preparando una certificación de reservas para fin de año, y que dará un nuevo diagnóstico de la realidad de las reservas de hidrocarburos en el país”, dijo.