La firma de una nueva adenda al contrato de venta de gas a la Argentina abrió el debate sobre las ganancias para el Estado boliviano. Las condiciones del mercado empiezan a ganarle a la política.
Pasó mucha agua bajo el puente después que el ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Luis Alberto Sánchez, y el Secretario de Energía de Argentina, Gustavo Lopetegui, estrecharan sus manos -el 14 de febrero en Santa Cruz- luego de la firma de una nueva adenda al actual Contrato de compra venta de gas natural (2006-2016) hasta 2021.
El presidente de YPFB, Óscar Barriga, y el Vicepresidente de Integración Energética Argentina S.A. (IEASA), Luis Pintos, fueron los encargados de firmar la adenda que, de acuerdo a la amplia explicación del ministro Sánchez, establece una base estacional de siete meses de verano, de enero a abril y de octubre a diciembre, y una base estacional de invierno con cinco meses (mayo a septiembre).
“Tenemos un precio base de hasta 10 MMmcd, que en base al precio promedio referencial de la gestión pasada sería $us 6,2 el millón de BTU. Las nominaciones superiores a estos 10 MMmcd en la estación verano tendría un incremento del 15% sobre el precio inicial, decir que costará $us 7,18”, explicó Sánchez.
En época de invierno, se tiene una nominación base de 16 MMmcd, en mayo y septiembre y de 18 MMmcd en junio, julio y agosto. “Estos 6, 7 o más MMmcd, el precio que se aplica será de GNL más un porcentaje de regasificación que con el precio referenciado sería de $us 10,3 el millón de BTU”.
Finalmente la autoridad explicó “si exportamos un volumen de 0,19 TCF anual al precio del anterior contrato, Bolivia recibiría $us 1.199 millones, mientras que con esta adenda el país percibiría por ese mismo volúmen $us 1.379 millones, teniendo un ingreso adicional de $us 180 millones. Por lo que esta nueva adenda es histórica y beneficiosa para el país”.
EL MERCADO
El analista y ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Álvaro Ríos, cree que “hay que mirar otras cosas” porque la adenda fue firmada por la presión de las condiciones del mercado.
“Puede ser que tampoco haya gas, pero las cosas están cambiando. Sabemos que viene mayor producción del Presal (Brasil) y sabemos que viene mayor producción en Vaca Muerta (Argentina) ¿Qué esperamos? ¿Que nos sigan comprando lo mismo? (…) Yo voy a decir que el gas de Bolivia dejó de ser imprescindible, pero sigue siendo importante”, aseveró.
En ese sentido, Ríos manifestó que no imprescindible porque ya no hay combustibles líquidos para reemplazar, en el caso de Brasil, y porque en ambos países hay nueva producción de gas, con el GNL como complemento. “No podemos pretender que nos sigan comprando gas caro que no lo necesitan, hay que competir para bajar condiciones de precio y condiciones de entrega, y eso nos debe llevar a que hay que crear una infraestructura comercial que nos permita entender de una vez que los presidentes y los ministros no compran gas, que van a ser las empresas distribuidoras, generadores eléctricos, usuarios, petroquímicas (…).
El ex ministro precisó que es necesario “un cambio de un chip comercial”, porque la firma de la última adenda con Argentina es una especie de “jalón de orejas”, porque comprará gas barato en verano y pagará mejor en invierno. “Argentina nos está pagando ya un costo de oportunidad, ya no vinculado al petróleo sino al GNL (…). Entonces tenemos que darnos cuenta que ese jalón de orejas es una especie de llegar y aterrizar, el mercado se llama competencia de gas”, añadió.
GAS REGULADOR
Sin embargo, el gas boliviano se ha convertido en un regulador de precios en la región, como lo explica Álvaro Ríos: “si no hubiera el gas boliviano, en Argentina los los productores podrían vender al precio de importación de GNL (…) a mí me parece interesante llegar a un acuerdo, lo que nos está mandando es una señal y hay que cambiar de chip comercial, nada más.
ADENDA NEGATIVA
El economista y ex ministro de Hidrocarburos, Mauricio Medinaceli, expresó en su blog que es un firme creyente que no existen los resultados donde todos ganan, el llamado “win-win”. Precisó que la adenda firmada el 14 de febrero es perjudicial para Bolivia, dado que el acuerdo de recepción de volúmenes antiguo, el llamado “take or pay”, era creciente y cercano a los 20 MMmcd. Sin embargo, a finales del año 2018, dicha importación cae notablemente a 8 MMmcd.
“¿Qué hizo la adenda?”, se pregunta Medinaceli. Mediante una serie de gráficos demostró que disminuye los volúmenes del take or pay. “Naturalmente bajo el gran supuesto que Bolivia sí hubiera podido entregar los volúmenes (arriba de 20 MMmcd). Con un precio de $us 6, esta diferencia (“pérdida” para Bolivia) alcanza $us 958 millones”, aseveró.
Medinaceli menciona que también la adenda establece que durante algunos meses y para volúmenes adicionales, el precio de venta del gas será 15% mayor al anterior. Ello da una “ganancia” para Bolivia de $us 12 millones.
“Finalmente, también para algunos meses y volúmenes adicionales, el precio de exportación es igual al precio del LNG en Argentina + 80 centavitos (…). En promedio se observa que el precio del LNG es $us 1,4 mayor al precio del gas boliviano, si a ello se suman los 80 centavitos, hablamos de un precio mayor de más o menos $us 2.2. Esta diferencia significa una “ganancia” para Bolivia de $us 171 millones, si a ello le añadimos los $us 12 millones anteriores, tenemos un total de $us 183 millones”, precisó.
En resumen -agregó- “y siempre desde la perspectiva boliviana: Por menor take or pay: se deja de recibir: $us – 958 millones. Por un precio 15% más alto se reciben $us +12 millones. Por vincular al precio del LNG se reciben: $us +171 millones.
Entonces tenemos un saldo de $us -775 millones (un saldo negativo), con un precio de 5 esta diferencia es $us -617.
Una historia con gas
La rica historia de la exportación de gas boliviano a la Argentina se inicia en 1968, cuando se suscribe el primer Contrato de Exportación e Importación. En 1972 se realizan los primeros envíos, hasta 1992.
A partir de 1999 algunas empresas operadoras privadas retoman la exportación. Pluspetrol lo hace vía gasoducto Bermejo – Aguas Blancas y en 2001 desde Madrejones hacia Campo Durán. A partir de 2004, YPFB exporta vía gasoducto Santa Cruz – Yacuiba gas producido por Repsol YPF, Petrobras y Pluspetrol.
Los contratos de dichas empresas fueron subrogados a favor de ENARSA en 2006, que luego suscribe el Contrato de Compra Venta de Gas Natural con YPFB, con el compromiso de exportar 7,7 MMmcd los años 2007 y 2008; 16 MMmcd el 2009, y 27,7 MMmcd desde el año 2010 hasta el 2026.
Según datos de la Gobernación de Santa Cruz, en enero de 2019 el promedio exportado a la Agentina fue de 11,05 MMmcd.
Beneficios
Desde el punto de vista técnico/operativo, el presidente de YPFB, Óscar Barriga, dijo que la adenda permite la estabilidad de nominaciones, teniendo como consecuencia una estabilidad en la producción de los campos y permite realizar una proyección y planificación de manera eficiente y efectiva sobre las operaciones en los sistemas de producción y transporte.
Asimismo, permite estabilizar la producción de líquidos con estabilidad en la refinación y comercialización de combustibles para el mercado interno. Otro de los beneficios se traduce en la operación eficiente de las plantas de gas.
