LA
PAZ
Petroleumworldbo.com 28 02 08
Bolivia se encuentra al borde de un colapso energético que se refleja
en su limitada oferta de gas natural para atender a los mercados interno y externo;
las restricciones en las refinerías, almacenaje y transporte, además
de complicaciones en el suministro eléctrico.
Así lo demuestra La Estrategia Nacional de Hidrocarburos,
Cuaderno 2, elaborada por el Ministerio de Hidrocarburos, que
consta de 618 páginas y al que tuvo acceso La Prensa
(ver cuadros adjuntos).
Sin
embargo, el Gobierno plantea como opciones para superar esta
situación implementar un mecanismo de asignación
de volúmenes de gas natural para el mercado interno
y de exportación, “que incentive la inversión
en explotación de hidrocarburos”, y apelar a la
importación de gas licuado de petróleo (GLP)
y diésel para cuando se requiera, entre otras políticas.
La
estrategia identifica varios problemas: “la capacidad
limitada, tanto en gas natural como líquidos; la falta
de inversión en explotación de hidrocarburos
y la adquisición de compromisos de abastecimiento interno
y externo mayores a la capacidad bruta de producción”.
Esto último está vinculado con la posibilidad
de que Bolivia sea sujeta a “multas derivadas del incumplimiento
de los contratos de exportación”.
Bolivia
produce poco más de 40 millones de metros cúbicos
de gas natural por día, de los que debe entregar por
contrato 30 millones a Brasil; unos seis millones para el mercado
interno y 7,7 millones a Argentina. Empero, a este último
le ha estado suministrando menos de 4 millones, en función
de su oferta existente, lo que complicó la situación
del país vecino, que teme una crisis en invierno. Con
estas cifras ya hay un déficit de al menos 3,7 millones.
Según los expertos, la falta de gas puede influir en
el suministro de energía eléctrica en invierno,
pues se genera a partir de ese carburante. De acuerdo con la
estrategia, las generadoras de electricidad utilizan el 50
por ciento del consumo de gas en el mercado interno.
Para
evitar problemas, el Poder Ejecutivo informó que
alista un plan de autosuficiencia con la dotación de
bombillas fluorescentes.
Las
industrias también anticiparon que exigirán
el suministro sin restricciones.
En
el caso de Argentina, el ex presidente de YPFB Hugo Del Granado
anticipó que esa nación podría
sancionar a Bolivia por incumplir el suministro. Para evitar
aquello, el vicepresidente Álvaro García Linera
anunció que el Estado solicitará la renegociación
del contrato.
La
Cámara Boliviana de Hidrocarburos anticipó que
para cubrir los volúmenes prometidos a Argentina, el
lado boliviano debe invertir siete mil millones de dólares
en los próximos años. García Linera insistió en
que los problemas de oferta de gas se deben a que en anteriores
gobiernos las empresas no invirtieron. La estrategia de hidrocarburos
confirma que desde 2001 bajaron las inversiones en exploración
y explotación. Según YPFB, la inyección
de capital en exploración en esa época llegó a
168,9 millones de dólares y en 2006 cayó a 71,6
millones. Para explotación se desembolsaron 237,8 millones
en 2001 y cinco años después, 126,59 millones,
por falta de seguridad jurídica.
El
Gobierno espera que después de renegociar los contratos
con las productoras las inversiones en el sector muevan este
año mil millones de dólares. Sin embargo, hay
complicaciones en otras áreas. “El nivel actual
de carga de crudo a las refinerías y la capacidad de
refinación en el país han llegado a su límite,
más aún considerando que en los últimos
años la demanda de varios carburantes líquidos
se ha visto incrementada por el crecimiento vegetativo y por
una serie de connotaciones de precio”.
La
producción
“Existe una gran posibilidad de incumplimiento de nuestros
compromisos de exportación en el corto plazo, debido
a la limitada capacidad de producción existente en la
actualidad”.
“Este incumplimiento puede traer como consecuencia el
pago de multas estipuladas en los contratos de exportación”.
“Las inversiones petroleras en el país vienen
disminuyendo en exploración y explotación desde
hace siete años, de acuerdo con YPFB.
El
D.S. 26366 contribuyó a eso. Establecía como
unidad de medida mínima la sección de parcela.
Esta norma, emitida en el Gobierno de Jorge Quiroga, liberó a
las petroleras de la obligatoriedad de perforar un pozo productor
o de inyección por parcela como establecía la
Ley de Hidrocarburos 1689. En virtud de este decreto, las empresas
pudieron renunciar a franjas o límites de las parcelas,
pero no a la integridad de la concesión, consecuentemente
dejando de invertir millonarias sumas por concepto de perforación
de nuevos pozos”.
“Ahora, para cumplir con los requerimientos y poder
asignar volúmenes a los campos que cubrirán los
compromisos contractuales y el abastecimiento al mercado interno,
es necesario elaborar un procedimiento de Asignación
de Volúmenes de Hidrocarburos para su entrega a Yacimientos,
el cual debe incentivar las inversiones en exploración
y producción”.
Refinación
y plantas de GLP
Refinación
“No
se cuenta con capacidad operativa disponible para procesar
crudo adicional.
Se
procesa crudo al 98 por ciento de su capacidad”.
“Las Refinerías Guillermo Elder Bell y Gualberto
Villarroel (5.000 BPD y 12.000 BPD, respectivamente) no se
encuentran habilitadas para su operación en razón
de que no se realizaron las adecuaciones técnicas”.
Plantas
de Extracción de GLP
“No se cuenta con capacidad operativa disponible para
procesar gas natural adicional, se procesa gas natural al 90
por ciento de su capacidad operativa”.
“La creciente demanda de GLP en el mercado interno se
ha incrementado a niveles altos y llegó a un punto cercano
al de la oferta, lo cual representará déficit
a corto plazo, que obligaría a importar este insumo”.
“No se efectuaron inversiones en ampliación de
la capacidad de extracción de GLP de Gas Natural, debido
a que esta operación, según las empresas, no
reporta utilidades”.
“El gas de los campos Río Grande, Vuelta Grande
y Paloma ha disminuido en su riqueza de componentes licuables
y volúmenes, por ser campos antiguos. Esto reduce la
producción de GLP y gasolina”.
Transporte
“Se considera que la vida útil de un ducto está en
los 40 años, lo que significa que tramos de ducto que
hayan sido construidos antes del año 1966 deberían
ser inspeccionados para establecer cronogramas de mantenimiento
necesario”.
“Se concluye que de los ductos administrados por Transredes
para el transporte de gas para el mercado interno, los tramos
más antiguos son de 1972, con lo que se tendría
un margen de cinco años de vida”.
“A partir de 2008, una vez ejecutado el proyecto Gasoducto
Al Altiplano (GAA) III B primera fase, la capacidad del ducto
permitirá cubrir la demanda proyectada; sin embargo,
efectivamente esta capacidad podrá ser utilizada una
vez que se cuente con el Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC),
cuyo inicio de operaciones se estima será el 2009”.
Almacenaje
“A partir de la promulgación de la Ley de Hidrocarburos,
el almacenaje debe ser regulado económicamente; pero,
hasta la fecha no se cuenta con un Reglamento de Márgenes”.
“Existe insuficiente infraestructura de almacenaje de
GLP en La Paz, Cochabamba, Santa Cruz y Tarija, lo cual no
permite que se genere un mayor stock de seguridad que garantice
el normal abastecimiento en épocas de mayor consumo
de este combustible”.
“De igual forma, se ha identificado la misma problemática
para el caso del diésel importado, que en los puntos
de recepción de importaciones (Puerto Suárez,
Yacuiba y La Paz) no existe la suficiente capacidad de almacenaje”.
Argentina transa gas por fuel con Chile
La
fórmula “energía por energía” que
se mencionó en medio de las discusiones por el reparto
del gas boliviano entre Brasil y la Argentina tenía
ya un antecedente: Chile y la Argentina acordaron reactivar
un mecanismo para canjear gas por fuel oil, según indicaron
ayer fuentes oficiales chilenas.
Los
gobiernos de ambos países reabrieron un mecanismo
de intercambio, conocido como swap, por el que una empresa
argentina resigna gas en favor de una compañía
chilena, que entrega a cambio el equivalente de otro combustible.
El
plan está pensado, en realidad, para las centrales
térmicas que pueden reemplazar el gas por fuel oil,
un insumo más ineficaz y más caro, pero bastante
más barato que el combustible alternativo que usan las
centrales en Chile, el gas oil o diésel, como se lo
conoce en el país vecino. El sistema, en rigor, no es
novedoso: comenzó a utilizarse luego de que empezaran
las restricciones en los envíos de gas a Chile, en 2004.
La
comisión binacional, creada en diciembre del año
pasado por la presidenta Cristina Fernández de Kirchner
y su par de Chile, Michelle Bachelet, para tratar el problema
de la escasez de gas, acordó reponerlo la semana pasada.
Central
Puerto, la mayor generadora térmica del país
controlada por el grupo Miguens-Bemberg, y la generadora chilena
Colbún son hasta el momento las dos primeras empresas
en utilizarlo este año. El pacto incluye envíos
diarios de gas a Chile por alrededor de 700 mil metros cúbicos.
El
mecanismo regirá hasta el 30 de abril. Luego de
esa fecha será desactivado, ante la mayor demanda de
gas, que se extiende hasta la primavera.
El
beneficio para las empresas chilenas es claro: obtienen gas
y entregan
fuel oil, más barato que el gas oil que
dejan de consumir. No resulta tan claro cuál es la ganancia
para las compañías argentinas. “Hay que
ver el precio al que se paga ese fuel oil, pero se debería
pagar un plus para generar un negocio atractivo”, indicó una
fuente del sector.
Chile ve el acuerdo como una muestra de buena fe.
Nota
de La Prensa
La
Prensa 28/02/08
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