Villegas cree que la “guerra” entre la OPEP y los productores de EEUU concluirá en 2015

El mercado petrolero en la óptica de YPFB

Se aproxima la fecha de la negociación de un nuevo contrato con Brasil, pero se precisa, en el país, contar con más reservas probadas. ¿Tendremos el suficiente gas?
sábado, 3 de enero de 2015 · 18:09

Marco Zelaya  / La Paz
El mercado del petróleo está que arde. Lo que no se sabe, hasta ahora, es hasta cuándo durará la guerra de precios que mantienen las 12 naciones de la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP) y los productores de shale oil de Estados Unidos.
Como se ha informado, la meta de la OPEP es llevar los precios hasta que ya no sea rentable, en EEUU, producir los increíbles volúmenes de shale oil que llegan al mercado y que inducen la caída de las cotizaciones internacionales.
¿Cómo analiza esta situación cambiante el presidente interino de YPFB, Carlos Villegas, sobre todo en una etapa en la cual ya se debe meditar sobre la negociación de un nuevo contrato de compraventa de gas con Brasil, que fenece en 2019?
Antes de dejar temporalmente el timón de YPFB –¿volverá o no?-, Villegas afirmó que se ha previsto que la OPEP persistirá en el intento de llevar los precios internacionales  por debajo de 40 dólares por barril, para que la producción de shale oil ya no sea rentable para las operadoras de Estados Unidos.
En YPFB, se considera que, como sostiene el Instituto de Energía Internacional, la "guerra” entre la OPEP y los productores de Estados Unidos concluirá a fines del primer semestre de este año o bien a principios del segundo.
Aunque habrá un impacto como la disminución de los ingresos, a causa de la caída del precio internacional del petróleo,  en YPFB se considera esa pelea de pesos pesados como una oportunidad para los productores de gas tradicionales y con mercados asegurados, entre los cuales está Bolivia.
¿Una oportunidad en medio de una catastrófica caída de la cotización internacional del petróleo?
Según Villegas, esto tiene que ver, precisamente, con una cuestión de oscilaciones de precios; los prospectos de Vaca Muerta, en Argentina, y Presal, en Brasil, dos formidables reservorios de gas de esquisto o shale gas, son sólo rentables con 100 dólares por barril; con un precio que está por debajo de los 55 dólares o que varía en torno a él, no conviene efectuar las inversiones que demanda la tecnología del también llamado fracking.
"Es una  oportunidad para Bolivia de no sólo seguir entregando el gas, sino tal vez de tener posibilidades de aumentar la entrega de gas a Brasil y Argentina”, aseguró Villegas.
Un contrato en ciernes
El compromiso venidero más importante –y decisivo- para la economía nacional es la firma de un nuevo contrato de compraventa de gas natural con Brasil, en reemplazo del que se vencerá en 2019. Pero la condición esencial, para el establecimiento del nuevo acuerdo, es que el país cuente con el suficiente volumen de reservas para abastecer durante 20 años al demandante mercado brasileño.
Según las cifras de la última certificación, se cuenta con 10,34 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) de gas natural que, a un ritmo de consumo de 0,8 TCF al año, alcanzan para 13 años. ¿Cómo se garantizará el cumplimiento de un contrato de 20 años con ese volumen?
De acuerdo con Villegas, para probar un mayor volumen de reservas, en la actualidad se han activado 62 proyectos exploratorios que, según sus previsiones optimistas, representarían entre 18 a 20 TCF de reservas probadas.
Pero una de las principales limitaciones está vinculada a la falta de recursos humanos para garantizar el éxito de estos emprendimientos.
Se espera, en YPFB, que la caída de los precios internacionales derive también en el cierre de muchos prospectos y que, en consecuencia, haya más técnicos en el mercado, con los cuales se pueda alcanzar la mencionada meta de reservas probadas.
La producción
 El cumplimiento de los compromisos, con el mercado interno y con los contratos con Brasil y Argentina, sin que se pruebe un volumen adecuado de reservas, ¿no ha llevado a una explotación extrema o a una sobreexplotación de los megacampos existentes? Se han firmado nuevos contratos, pero el gas sale de los mismos pozos.
Según Villegas, esto no es  evidente porque, en primer lugar, en el país se ha logrado contar con mayores reservas probadas, de 3,4 TCF en los últimos años.
Además, el ejecutivo asegura que se debe tener un extremo cuidado en el manejo de las reservas de los campos productores. "Si hay un manejo discrecional e irresponsable de reservas, ponemos en grave riesgo a los campos del país”, afirmó. Como se trata de recursos naturales, explicó que los campos tienen una producción que llega a una constante, pero que posteriormente comienzan a declinar.
"En el caso boliviano estamos  observando declinaciones en algunos campos; por ejemplo, el caso de San Alberto, que es un megacampo que está en territorio boliviano y que es la continuidad de la estructura Macueta, en Argentina, y que tiene una declinación tan importante en estos últimos 10 años, que prácticamente el norte Argentino dejó de ser productor de gas natural e incluso hubo invasión de agua”, comenta Villegas. 
En  San Alberto, se trabaja cuidadosamente y cerca de fines de 2015 se instalará una compresora para evitar mayor declinación en el campo, pero ya hay visos fuertes de declinación.

Reformas legales

 

Reformas legales

La otra barrera tiene relación con el marco legal de la industria de los hidrocarburos. Y principalmente, como han señalado los operadores, con la Ley de Hidrocarburos 3058, que al parecer ya no refleja la realidad de este sector.
De acuerdo con el presidente de YPFB, Carlos Villegas, después de la nacionalización de los hidrocarburos, de mayo de 2006, la actual norma sectorial, promulgada en 2005, quedó obsoleta en muchos aspectos.
Se tomaron decisiones, asegura, que dejaron atrás la actual ley, por lo cual en la actualidad el Ejecutivo se ha visto obligado a emitir decretos y resoluciones para controlar la cadena que aporta los mayores ingresos al país.
Lo que cabe, expresó, es una sistematización de esas normas de menor rango para convertirlas en una nueva ley para el sector. No habrá ningún cambio, sin embargo, en el esquema de la nacionalización. ¿Cómo se logra la confianza de los inversionistas en un sector petrolero nacionalizado?
Está claro que no habrá, dijo, cambios en el esquema de la nacionalización de los hidrocarburos, pero anunció que se trabajará en una política de incentivos para atraer más capitales al sector.
"Hemos discutido ampliamente los incentivos , que estaban asociados a un precio internacional, pero ahora bajó el precio y ya no podemos ofrecerlos; una comisión interinstitucional, entre los ministerios de Hidrocarburos, de Economía e YPFB trabaja para redefinir algunos conceptos de los incentivos”, explicó.

"Es una  oportunidad para Bolivia de no sólo seguir dando el gas, sino  de posibilidades de subir la entrega a Brasil y Argentina”.

13 años es la duración para los 10,34 TCF de reservas probadas de gas que tenemos.

"Observamos declinaciones en algunos campos.  San Alberto tiene una importante  declinación estos últimos 10 años”.

3,4 tcf son, según YPFB, las reservas probadas que se aumentó  en los últimos años.

Se han activado 62 proyectos exploratorios que, según YPFB, representarían entre 18 a 20 TCF de reservas probadas.

 

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