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La crisis energética al ritmo de las petrolera
El
gobierno nacional ha confirmado para el año 2008 la escasez energética
en el país. La restricción de gas natural tanto para la generación de
energía como para el consumo automotor y domiciliario se debe a la
falta de producción de las empresas petroleras y a la insuficiencia en
su capacidad de transporte. A esto se suman los compromisos de
exportación de gas natural que Bolivia contrajo con Argentina y Brasil,
los cuales para ser atendidos sacrificarán la demanda de la población
boliviana.
La acción de las petroleras
La
actual incapacidad productiva de las empresas petroleras ha puesto en
una situación endeble el cumplimiento de los compromisos de exportación
de gas natural asumidos con Brasil, Argentina y de atención al mercado
interno boliviano. Esta acción deliberada de las petroleras presiona al
Gobierno para obtener mayores ventajas, pues no están satisfechas con
los nuevos contratos petroleros, pese a que se les ha otorgado
seguridad jurídica, mercados seguros de 80 millones de metros cúbicos
diarios (MMCD) de gas natural y la mejora de los precios de
exportación.
Con los nuevos contratos, las petroleras
han logrado mantener la posesión de las reservas de hidrocarburos
suficientes para la exportación en los próximos 20 años. Por eso, son
las petroleras las que definen los ritmos de las inversiones que
realizan con el fin de monetizarlas a su conveniencia. Lo que se ha
estado viendo es que las empresas ajustan sus inversiones al volumen de
exportación ya comprometidos, sin hacer ningún otro esfuerzo que
aminore los efectos de la crisis energética que afecta al país.
El modelo neoliberal
En
1996, bajo el influjo de la política neoliberal iniciada en 1985, fue
promulgada la Ley de Hidrocarburos (1689). La vigencia de la misma
permitió la privatización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB) en el año 1999, rompiendo el monopolio que ostentaba
y la cadena hidrocarburífera pasó a manos de las petroleras.
Proliferaron los contratos de riesgo compartido para las fases de
exploración y explotación entre YPFB y las petroleras. Las inversiones
en exploración dieron como resultado un significativo aumento de
reservas de gas natural. La suscripción del contrato de venta de gas
natural a Brasil serviría de incentivo para incrementar las mismas.
Entre
1994 y 1997, el gobierno de Gonzalo Sánchez de Lozada privatizó los
principales pozos descubiertos, transfiriendo la propiedad de los
mismos a manos de las empresas petroleras. En la siguiente gestión,
Jorge Quiroga Ramírez aprobó el Decreto Supremo 23366 que liberó a las
petroleras de la obligación de invertir en la perforación de un pozo
por parcela. De esta manera quedaron sin perforar 55 pozos y Bolivia
perdió 1.340 millones de dólares.
Si se analiza el nivel de
inversiones entre 1997 y 2006, destacan los años 1998 y 1999, con
inversiones de 604,81 y 580,75 millones de dólares respectivamente. A
partir del año 2000 éstas tienden a disminuir, llegando el 2006 a un
monto de 198,16 millones de dólares. Es importante hacer notar que en
todo momento se ha privilegiado la inversión en explotación de
hidrocarburos para la exportación a Brasil y Argentina.
Se
perforaron solamente 9 pozos en el país durante el 2006, cifra baja
comparada a la de 1999: 65 pozos perforados. Esto de alguna manera
indica el ritmo de reposición de reservas en el corto y mediano plazo,
además de la sostenibilidad futura de la capacidad de producción y
distribución de hidrocarburos en el mercado1.
Luego de
asegurar mayores yacimientos y la provisión de la exportación a Brasil
y Argentina, las empresas petroleras dejaron de hacer nuevas
inversiones para desarrollar nuevos campos y perforar pozos. Esta
situación se viene arrastrando, sin modificación alguna desde 2003, año
en el cual el país tuvo el pico máximo de reservas probadas de 28,7
TCF. El año 2005 las mismas bajaron a 26,7 TCF y al primer trimestre de
2007 descendieron hasta 19,3 TCF2.
Las exportaciones de gas
natural a Brasil subieron aceleradamente desde 1,1 MMCD en 1999 a 31,5
MMCD en 2007. Los envíos hacia Argentina tienen la misma tendencia,
debido al compromiso con este país de incrementar paulatinamente las
exportaciones hasta llegar a 27,7 MMCD a partir del año 2010.
Inversiones para explotación
Según
la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), se precisa de una inversión
de 8 mil millones de dólares para garantizar el suministro de gas a los
mercados externo y local3. Esto incluye todo el proceso de la cadena
productiva (explotación, refino, desarrollo, transporte y
comercialización), inversiones que deben ser programadas para
ejecutarse en cinco años. La búsqueda y producción demandan entre 3 mil
y 3.500 millones de dólares, en tanto que el transporte, la refinación
y la infraestructura para el uso de los hidrocarburos líquidos
requieren entre 4.500 y 5 mil millones de dólares.
En
septiembre de 2007, las petroleras presentaron sus planes de inversión
para el 2007 en los que se comprometen a destinar 587 millones de
dólares4, de los cuales 333 (57%), serían invertidos en mantenimiento
de la infraestructura y gastos administrativos; en tanto que sólo 254
millones (43%), se utilizarían para el desarrollo productivo de los
campos petroleros. Este monto sólo alcanza para perforar entre 5 y 10
pozos, cantidad absolutamente insuficiente para mantener los actuales
niveles de producción. Se conoce que para cumplir los compromisos
contraídos con Argentina se requiere de aproximadamente 35 pozos y que
el costo calculado de cada uno de ellos oscila entre 25 y 50 millones
de dólares5. Este compromiso es difícil de cumplir debido a que en el
primer semestre solamente se invirtieron 22,9 millones de dólares.
Las
inversiones comprometidas en los contratos de operación para el 2008
ascienden a 967 millones de dólares, cifra que superará los 600
millones de dólares invertidos en 1998, una de las inversiones más
altas realizadas por efecto de la capitalización. Pese a ello, Bolivia
no logrará cumplir los contratos de exportación de gas natural a Brasil
y Argentina. De este monto, se destinarán a la inversión bruta el
90,6% y a gastos administrativos y operativos el 9,4%.
Estos
compromisos de inversión reconfirman la acelerada monetización de las
reservas hidrocarburíferas, puesto que para incrementar la producción
de reservas existentes destinan 832,7 millones de dólares (95%) y en la
búsqueda de nuevos depósitos tan sólo se destinan 43,82 millones de
dólares (5%)6.
Por su parte, Transredes invertirá 170
millones de dólares en la construcción de los gasoductos: Carrasco -
Cochabamba, Gasoducto Al Altiplano (GAA) Fase IIIb, Villamontes -
Tarija Fase II, Interconexión Campo Percheles GAA, Proyecto
Interconexión Oleoducto OCSZII, Campo Percheles Líquidos y Construcción
Loop Lateral Vuelta Grande7. Esto es ínfimo frente al costo del
Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) que asciende a 1.520 millones de
dólares.
YPFB, por otro lado, programó invertir 182 millones
de dólares en redes domiciliarias, compra de camiones cisternas,
vehículos de transporte de GLP, arreglo de surtidores y engarrafadoras.
Entre tanto, YPFB-Refinación invertirá 36 millones de dólares8.
YPFB en la fase de mayor riesgo
Según
datos del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, en 80 años tan sólo el
17% del territorio boliviano fue objeto de tareas de exploración. Esto
a pesar de que el 48,7% de la extensión nacional es considerada “zona
de interés hidrocarburífero”.
Las petroleras apenas lograron
abarcar el 2,63% de la extensión, siendo que el 40,83% se ha declarado
área libre, el 7,87% ha sido parcelada y sólo el 5,24% está considerada
área reservada.
Debido a que los nuevos contratos
petroleros no exigen a las empresas invertir en exploración, YPFB ha
sido conminada a asumir esta responsabilidad que es la fase de mayor
riesgo en la cadena productiva.
Si bien se ampliaron de
219 a 3310 las áreas de interés hidrocarburífero a favor de YPFB para
que la estatal petrolera desarrolle actividades de exploración y
explotación por iniciativa propia o, a través de contratos de
asociación, ésta no cuenta con las condiciones necesarias para hacer
efectivas estas tareas.
Es más, la política de exploración
del actual Gobierno está en la perspectiva de adjudicar 8.109.630,57
hectáreas potencialmente productoras de gas y petróleo, en zonas libres
bajo tuición de YPFB por lo cual busca establecer convenios con
empresas petroleras estatales o privadas para conformar Sociedades de
Economía Mixta (SAM) y suscribir “Contratos de Exploración y
Explotación de áreas reservadas” 11.
Uno de ellos tiene que
ver con la conformación de la empresa Petroandina junto a la estatal
petrolera venezolana PDVSA con el objetivo de explorar el norte de La
Paz, el Chapare cochabambino y la zona tradicional de Tarija.
En
esta misma perspectiva, la empresa boliviana GTL Internacional junto a
Jindal tiene previsto hacer trabajos de exploración de petróleo en el
norte del departamento de La Paz. El objetivo del consorcio es realizar
trabajos en el bloque del río Beni, ubicado entre los departamentos de
La Paz, Beni y Pando.
Y a pesar de que en la conformación de
SAM entre YPFB y las empresas petroleras estatales o privadas se
modificó la participación accionaria de Yacimientos de 51% a 50% más
uno12, la estatal petrolera boliviana debe asumir los riesgos y
devolver a las petroleras los costos asumidos en exploración en función
a la participación accionaria si el proyecto pasa a la etapa de
producción.
Altas probabilidades
Las
probabilidades de hallar hidrocarburos en un pozo exploratorio en
Bolivia son comparativamente mayores que en cualquier otro país; de
cada 10 perforaciones, cuatro resultan exitosas.
Con la
finalidad de concretar nuevas inversiones en el área, el ministro de
Hidrocarburos, Carlos Villegas en una visita a Estados Unidos, dispuso
encuentros con los representantes de la empresa Energy Action Group
(EAG) que incluye a las compañías Chevron, Conoco Philips, TUC, Energy,
Exxon Mobile, Occidental Internacional Exploration, Shell y ADM Bungue,
además de la American Gas Association y la empresa Ashmore Energy
Internacional.
Villegas visitó además Brasil con la finalidad
de reanudar las actividades de exploración y producción que Petrobras13
suspendió debido a la “nacionalización” de los hidrocarburos y abrir
la posibilidad de que esta empresa asuma el control del campo Itaú,
actualmente bajo la responsabilidad de la compañía francesa Total. Y
para diciembre de 2007 el presidente Lula Da Silva llegaba al país para
suscribir algunos acuerdos, retomando así el liderazgo brasileño
respecto a la producción hidrocarburífera en la región.
Todo
esto a costa del mercado interno, ya que a título de integración
energética regional se busca abastecer de hidrocarburos a Brasil,
Argentina y Chile.
Actualmente Petrobras está a cargo del 45,6% de las reservas de gas
natural y 39,5 % de petróleo del país.
Por
otro lado, entre Petrobrás y Total, se tiene previsto conformar una
sociedad anónima mixta con el objetivo de trabajar conjuntamente nuevas
áreas de exploración y explotación.
Las primeras acciones se concentrarían en Carahuaycho, Astillero,
Cedro y Huacareta, esta última aún por definirse14.
Desequilibrios entre oferta y demanda de energía
Si
bien el Sistema Interconectado Nacional (SIN) tiene una potencia
efectiva de 1,140 megavatios (MW), el 2007 la oferta de energía
eléctrica en el país llegó apenas a 936 megavatios, en tanto que la
demanda bordeó ya los 833 MW15.
Con estos datos, el Gobierno
ha confirmado la persistencia de la escasez energética en el país para
el año 2008. Sectores como la Construcción, la Minería y la Industria
entre otros están demandando una mayor cantidad de energía, en tanto
que la oferta es cada vez más restringida. En el caso de la Minería se
prevé que el 2008 proyectos como San Cristóbal demandará inicialmente
50 megavatios, en tanto que San Bartolomé y San Vicente 80.
La
restricción de gas natural16 tanto para la generación de energía
eléctrica como para el consumo automotor y domiciliario se debe a la
falta de producción e insuficiencia en su capacidad de transporte.
Debido a que el cumplimiento del contrato GSA es prioritario, el
Gobierno adoptó una política de racionamiento de provisión de gas
natural al mercado interno.
Según la Cámara Boliviana de
Hidrocarburos (CBH) la Industria es la más afectada por la crisis
energética, debido a las restricciones sobre todo en el occidente y sur
del país. El año 2006 este sector consumió 1,34 MMCD, el 2007 llegó a
1,39 y se proyecta que para el 2012 llegue a 1,66. En términos
generales, la Industria representa el 47,4% del consumo de energía.
Por
su parte el consumo de Gas Natural en el parque automotor se ha
incrementado notablemente. El 2006 fue de 0,28 MMCD, para el 2007 de
0,39 MMCD y para el año 2012 se proyecta que alcance 1.54 MMCD, con un
crecimiento de casi el 300%17.
En términos generales, el
consumo en el mercado interno durante el 2006 fue de 5,22 MMCD. De este
total, las plantas de generación termoeléctrica consumieron el
44,13%, el sector Industrial el 25,69%, el consumo vehicular de gas
natural comprimido (GNV) representó el 9,94% y el doméstico solamente
significó el 1,19% del consumo interno18.
Para honrar los
volúmenes comprometidos tanto de exportación como del mercado interno
la capacidad productiva debe incrementarse por encima de 80 MMCD para
el año 2012. Para llevar a Brasil 30,08 MMCD19, por el contrato GSA, a
Cuiabá 2,2 (este volumen puede subir a 4 MMCD) y Comgas 0,65 MMCD; a
Argentina 27,7 MMCD; al Mutún de 8 a 10 MMCD y el mercado interno 8,51
MMCD20.
Para cubrir los volúmenes comprometidos para la
exportación y el mercado interno durante el 2007, la capacidad
productiva debió haber estado por encima de los 47 MMCD de gas natural.
Brasil, por el contrato GSA demandó 30,08, Cuiabá 2,2 y Comgas 0,65
MMCD, en tanto que Argentina 7,7 MMCD y el mercado interno 6,5 MMCD.
Sin embargo, la capacidad productiva de las petroleras llegó el 2007
apenas a 41 MMCD, misma que se vio mermada debido a problemas de
inundación de uno de los pozos del campo Margarita y el mantenimiento
del campo San Antonio, con lo que este volumen ha disminuido a 38,5
MMCD en el mes de septiembre de 2007.
Se prevé que para el
año 2008 el racionamiento de energía será progresivo y los sectores
productivos se verán afectados, así como los de Servicio y
Transporte.
Colapso en los gasoductos
La
red de Transredes para transportar gas al mercado interno se extiende
sobre un área equivalente a dos tercios del país y se divide en dos
sistemas: Norte y Sur.
El primero conecta a las ciudades de La Paz, Oruro, Cochabamba y
Santa Cruz con una capacidad de 6 MMCD.
En
este sistema, el GAA es el más importante, pues abastece a La Paz,
Oruro y Cochabamba. Luego de saturarse incrementó plantas de compresión
y conexión de loops (codos accesorios al gasoducto construido por
YPFB). El año 2005 se realizó la Fase 1 de dicha ampliación,
incrementando así su capacidad de 1,26 a 1,34 MMCD. El 2006 esta
capacidad fue incrementada a 2,12 MMCD entre Río Grande y Parotani.
En
la Fase III, la capacidad es ampliada en el tramo Parotani – Senkata en
0,14 MMCD. Llegando de esta manera a 2,26 MMCD. La inversión en las
tres fases fue de 70,6 millones de dólares.
Se estima que las
empresas de La Paz, en especial la cementera Soboce consumen el 90% del
gas natural que llega a la sede de Gobierno, en tanto que el 2% se
destina a las redes domiciliarias y a los vehículos, mientras que el
resto es entregado al rubro comercial21.
Transredes ha
planteado la construcción del gasoducto Carrasco-Cochabamba (GCC) para
con-trarrestar el desabastecimiento energético interno en el mediano
plazo.
Para su construcción se prevé invertir entre 70 y 100
millones de dólares. La obra, que debería estar concluída hasta fines
del presente año, tendría una extensión de 250 kilómetros de longitud y
16 pulgadas de diámetro, con una capacidad de transporte de 3,67 MMCD
(sin compresión) y 5,08MMCD (con compresión).
El Sur también con deficiencias
A
pesar de contar con las mayores reservas de gas natural en el país,
Tarija sufre también el desabastecimiento del energético, debido a la
incapacidad de transporte del Gasoducto Villamontes - Tarija (GVT).
Éste es parte fundamental del Gasoducto Sur y fue construido por YPFB
en 1988.
El GVT fue diseñado para satisfacer la demanda de la
ciudad de Tarija, industrias cercanas y, sobre todo, de las centrales
termoeléctricas del Servicio Eléctrico Tarija (Setar), por encontrarse
éstas aisladas del Sistema Interconectado Nacional. Sin embargo, con
0,21 MMCD, el GVT se encuentra al límite de su capacidad.
Con la finalidad de paliar las deficiencias del GVT se está
diseñando un plan de ampliación.
La
primera fase abarca el tramo lateral Margarita - Palos Blancos.
Comprende la construcción de un ducto lateral de 10 pulgadas de
diámetro y 22 kilómetros de extensión, un compresor en el área de Entre
Ríos, un sistema de medición y un lazo de 12 kilómetros de cañería con
10 pulgadas de diámetro en la región de Palos Blancos.
La
construcción del ducto en su primera fase permitirá incrementar los
volúmenes de transporte de gas hacia Tarija a 0,25 MMCD. Para tal
efecto se calcula una inversión de 9,3 millones de dólares.
En
la segunda fase se proyecta la construcción de dos lazos de 31 y 35
kilómetros respectivamente en una cañería de 10 pulgadas y una estación
de compresión en Calama. La obra que debe ser concluida a mediados del
2008, transportará 0,39 MMCD y requiere una inversión de 20,9 millones
de dólares.
En su tercera fase se ampliaría la capacidad
del ducto a 1,47 MMCD. Aunque no se conoce la fecha de inicio de la
obra ni el monto de inversión, se sabe que su construcción permitirá la
generación de energía termoeléctrica en Tarija, abastecer el mercado
interno boliviano e incluso los requerimientos del proyecto minero San
Cristóbal: 0,45 MMCD22.
En términos generales, el Sistema Sur
atiende a las ciudades de Sucre, Potosí y Tarija con una longitud
aproximada de 1.700 kilómetros. Su tramo más importante se origina en
Yacuiba, con un ducto de 36 pulgadas de diámetro y 440 kilómetros que
llegan hasta la localidad de Río Grande de Santa Cruz.
La
importancia del mismo radica en su proximidad a las nuevas reservas
gasíferas descubiertas en los campos: Margarita, Itaú, San Alberto y
San Antonio, en la región del Gran Chaco23.
Con la
finalidad de cubrir los volúme-nes de exportación comprometidos con
Brasil, GSA y adicionales, se proyecta expandir el Gasoducto Sur hasta
alcanzar los 40 MMCD en los próximos años.
Sin
embargo, con la realización de dichas ampliaciones no se logrará el
objetivo de cambiar de matriz energética, generar la energía eléctrica
necesaria para el país, un beneficio para la Industria y la
masificación del uso ciudadano de gas (conexiones de gas domiciliario,
gas vehicular u otros programas de prioridad nacional). En otras
palabras, el problema de la escasez de gas no será solucionado.
Los gasoductos de exportación
La
capacidad de los gasoductos que sirven para abastecer al mercado
interno se pone en evidencia al ser comparada con la de los destinados
a la exportación. El gasoducto Bolivia - Brasil, operado por GTB –
Transredes (Gastransbol) es, hasta el momento, el mayor proyecto de
transporte de gas natural construido en América Latina, con una
extensión de 3.150 kilómetros, un diámetro de 32 pulgadas y una
capacidad plena de transporte de 30 MMCD.
El gasoducto
Yacuiba - Río Grande (Gasyrg) tiene una capacidad para transportar 34
MMCD, sin loop. Con una dimensión de 32 pulgadas de diámetro y 432
kilómetros de longitud, parte de Yacuiba y concluye en la Planta de
Compresión de Río Grande24 (enlace del gasoducto Bolivia - Brasil).
Esta infraestructura perteneciente a Transtierra, fue construida el año
2002 y tiene una capacidad instalada de 17,6 MMCD, misma que le permite
abastecer al 70% de las exportaciones de gas natural a Brasil.
El
gasoducto a Cuiabá tiene una longitud de 633 kilómetros y un diámetro
de 18 pulgadas, con una capacidad para transportar 2,5 MMCD. El
gasoducto que une Río Grande (Bolivia) y Sao Paulo (Brasil) 25, fue
construido con una inversión de 2.015 millones de dólares.
Como
si esto fuera poco, se tiene previsto concluir el GNEA en tres años.
Con una inversión de 1.520 millones de dólares, el ramal principal
tendrá una longitud de 1.500 kilómetros, un diámetro de 30 pulgadas y
una capacidad de 20 MMCD, misma que se sumará a la actual (7,7 MMCD).
Existirán
11 estaciones compresoras. Las ramas provinciales tendrán una longitud
de mil kilómetros en diversos diámetros (4 a 12 pulgadas), mismas que
conectarán a todas las capitales provinciales y principales ciudades
del Noreste Argentino y zonas no provistas del servicio de Salta y
Santa Fe. Se invertirán, además, 420 millones para la construcción de
una planta de separación de líquidos en territorio boliviano.
Algunas conclusiones
Las
medidas asumidas por el Gobierno no modificaron sustancialmente la
política hidrocarburífera adoptada por las anteriores gestiones. El
control de la producción continúa en manos de las petroleras, debido a
que la solución a la crisis energética tendrá que esperar hasta el
2009, año en el que éstas estarían en condiciones de mejorar su
producción y cumplir con los compromisos de exportación, cubriendo, de
alguna manera, la demanda del mercado interno.
Con
la suscripción de los nuevos contratos, el negocio de los hidrocarburos
sigue supeditado a las inversiones que realicen las petroleras en el
sector, además que a través de ellos, se deslindó a éstas de la
obligatoriedad de invertir en exploración y explotación. Por esta
razón, se calcula que en aproximadamente 20 años se agoten las reservas
probadas de 19,3 TCF.
Las petroleras, por su parte, arguyen
falta de seguridad jurídica. Sin embargo, pese a un escenario que las
empresas consideran desfavorable y la proliferación de conflictos
sociales, su producción continúa rumbo a mercados seguros del
exterior.
Notas
1. Semanario Energy Press. Nº 358, Agosto de 2007.
2. Página electrónica Bolpress
3. Los Tiempos, 2 de octubre de 2007, Cochabamba.
4. El Deber, 11 de septiembre de 2007. Santa Cruz.
5. El Diario, 17 de septiembre de 2007, La Paz.
6. Los Tiempos, 3 de enero de 2008. Cochabamba.
7. Separata del Ministerio de Hidrocarburos. La Razón
6 de enero de 2008.
8. Revista Hidrocarburos & Energía. Año 1, Nº 4.
Diciembre de 2007.
9. Decreto Supremo 29130 del 13 de mayo de 2007 (Reglamento
de áreas reservadas a favor de YPFB).
10. Decreto Supremo 29226 del 9 de agosto de 2007 (Incorpora
nuevas áreas reservadas de interés hidrocarburífero).
11. D.S. 29130 del 13 de mayo de 2007 (Reglamento de áreas
reservadas a favor de YPFB).
12. Decreto Supremo 29371 del 12 de diciembre de 2007
(Modifica parcialmente el DS. 29130).
13.
La petrolera que más produce gas natural en el país es Petrobras con
más de 21 MMCD, luego le siguen Repsol (Andina subsidiaria de Repsol)
con más de 9 MMCD y Chaco con más de 5 MMCD.
14. El Deber, 7 de noviembre de 2007. Santa Cruz.
15. La Prensa, 7 de junio de 2007. La Paz.
16.
Según el ex ministro de Hidrocarburos Mauricio Medinacelli, la tasa de
crecimiento promedio anual de la demanda de gas natural vehicular (GNV)
es del 35,5%, de gas doméstico 33,4%, de industrial 2,2% y de comercial
18,2%, lo que hace que el panorama para este año no sea nada alentador.
(La Razón, 1 de octubre de 2007. La Paz).
17. La Razón, 3 de octubre de 2007, La Paz.
18.
Del total de energía generada el 2006, el 52,7% provino de la
generación termoeléctrica en base a gas natural, el 47,3% de las
hidroeléctricas y un 0,1% de generación termoeléctrica en base a diesel
oil (Revista Petróleo & Energía. Nº 51/2007.
19.
Aunque el contrato sólo establece un máximo de 30,08 MMCD, Petrobras
solicitó y recibió 31,5 MMCD en el mes de septiembre de 2008,
argumentando que el excedente sirve para que funcione las compresoras
del sistema de gasoductos del Brasil.
20. Según la Cámara
Boliviana de Hidrocarburos, la demanda de gas natural en el país
crecerá en 38,54% hasta 2012, es decir, que el mercado interno
consumirá 8,51 MMCD, tomando como punto de partida 2006 con un promedio
diario de 5,23 MMCD. De acuerdo con las proyecciones de la CBH, el 2007
el país consumió un promedio diario de 5,84 MMCD, el 2008 subirá a 6,54
el 2009 a 6,80 millones, el 2010 a 7,52 millones, el 2011 a 8,23
millones y el 2012 a 8,51 millones MMCD (Los Tiempos, 3 de octubre de
2007, Cochabamba).
21. La Prensa, 2 de noviembre de 2007. La Paz.
22. Revista Nueva Economía, del 14 al 20 de octubre de 2007.
Nº 696.
23. Pérez Llanes, Roberto. Caso: Transredes S.A.: Implicados y
Gestión Social Responsable.
24. Semanario Energy Press, Nº 348, junio de 2007.
25. Villegas, Carlos. Privatización de la Industria Petrolera
en Bolivia. Segunda edición 2004.
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DESABASTECIMIENTO DE GLP SIN RESOLVERSE
El
problema del desabastecimiento de gas licuado de petróleo (GLP) en el
país no se debe a la falta de capacidad de envasado ni de distribución,
es un problema de producción1.
La ausencia de inversiones
destinadas a la exploración y desarrollo de nuevos campos y pozos
petroleros reduce cada vez más la capacidad productiva de los recursos
hidrocarburíferos del país. Una muestra clara de ello es la declinación
en la producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP) 2 de los campos de
Santa Cruz y Tarija, como Río Grande, Colpa, Caranda y Escondida.
Las
plantas separadoras o criogénicas que producen GLP representan el 73%
de la producción boliviana (el 27% restante lo producen las refinerías
de Cochabamba y Santa Cruz). El 78% de esta producción la consumen los
departamentos del eje troncal.
Mientras la producción
nacional de GLP se ha mantenido constante y ha alcanzado las 990
toneladas diarias, la demanda crece a un ritmo anual de 4,6% llegando a
las 1.036 toneladas diarias, vale decir 4.600 garrafas, dejando un
déficit de 46 toneladas a junio de 2007.
Debido a que en el
mercado interno rigen precios internacionales y ambos hidrocarburos
están subvencionados por el Estado, el Gobierno se vió obligado a
importar GLP y diesel.
Si bien para el año 2007 se ha
programado un subsidio al GLP de 27 millones de dólares y al diesel de
160, totalizando 187 millones de dólares, el 2008 éste puede sobrepasar
los 230 millones de dólares.
El incremento se debe al
constante ascenso del precio internacional de petróleo que en enero de
2008 sobrepasó los 100 dólares el barril, lo cual encarece tanto la
importación como el subsidio3.
El 2007 el Gobierno anunció la
importación de 45 toneladas diarias de GLP desde Venezuela, incluso a
un precio mayor que el internacional4 (920 dólares la tonelada). Es
decir que por las 45 toneladas el Estado boliviano pagaría 41.400
dólares, a lo que se debe descontar la subvención para el mercado
interno (12.600 dólares). De esta manera la subvención diaria llegaría
a costarle al Estado 28.800 dólares y durante un mes 892.800 dólares.
La
región más beneficiada con el subsidio al diesel es Santa Cruz. El 2006
se destinó el 40% de la producción disponible a este departamento y el
2007 el 50%, debido al crecimiento de la frontera agrícola.
La
Paz con 21% y Cochabamba con 16% son los departamentos que, luego de
Santa Cruz, consumen un mayor porcentaje de energéticos. El ministro
interino de Hidrocarburos, William Donaire, precisó que en la
actualidad el país produce entre 13 y 14 mil barriles por día y
necesita importar al menos 8 mil barriles para atender la demanda5.
Como
el Gobierno no ha logrado resolver el problema de fondo, intenta paliar
la escasez de GLP atacando al contrabando por carretera a través de
fuertes sanciones a los infractores. Sin embargo, los datos señalan que
la escasez de GLP se incrementará con el paso de los años debido a
otros motivos ligados a la actividad de las petroleras.
Notas
1. Semanario Energy Press, N° 346, 2007.
2. El Diario, 23 de junio de 2007. La Paz.
3. Según el FMI el precio del petróleo llegará a 100 dólares.
4. Viceministro de Comercialización e Industrialización,
William Donaire. La Razón, 21 de junio de 2007.
5. La Prensa, 24 de octubre de 2007. La Paz.
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