Raíces y antenas

Gas natural: del anillo al lazo

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domingo, 25 de noviembre de 2018 · 00:11

A mediados de los años 90 fui invitado a participar en  un seminario internacional sobre gas natural en la Universidad de San Diego. Nunca tuve un recibimiento y tratamiento tan espectacular como en aquella oportunidad. En primer lugar, los organizadores me fueron a esperar a la puerta del avión. Bajé por una escalera privada hasta la pista, donde me esperaba una limusina.

  En el hotel estaba en una habitación de jeque árabe. El evento estaba lleno, pero como estaba en mi calidad de very important person (VIP) atravesé las multitudes como Moisés por el Mar Rojo. Tenía una cómoda  butaca en la primera fila. La explicación para estas deferencias estaba en la primera lámina del seminario. En éste había un mapa de América Latina de  2020. Bolivia era el centro del anillo energético en la región.

 En efecto, en el continente, cuando se hablaba de integración energética, había  dos ejes conductores. Primero, la integración regional giraría en torno del gas natural, y segundo, Bolivia, con sus inmensas reservas del energético, sería un jugador central en el proceso. Se visualizaba un mapa del Cono Sur como una red de gasoductos.

 15 años después,  volví al mismo seminario. Nadie me fue a  esperar al aeropuerto. Tuve que tomar un bus público para llegar al hotel, mi cuarto era espantoso. Para ingresar al evento tuve que agarrarme a empujones con otros participantes para conseguir mi pase de entrada y me habían sentado en la última fila del salón. El trato indiferente tenía la explicación nuevamente en el mapa de Sudamérica. Ahora éste se mostraba muy diferente.

 El anillo se había convertido en loop, en un lazo que interconectaba varias   plantas de Liquefied Natural Gas (LNG) situadas en las costas del continente. Chile tenía una en Quinteros y Mejillones. Brasil,  tres terminales (Bahía de Guanabara, Pecém y Salvador de Bahía)  y otro par en alta mar, en el Presal. En Argentina había una planta en Bahía Blanca, Colombia tenía también plantas de LNG. El sueño de integración física vía gasoductos se había sustituido por una integración virtual, barcos metaneros circulando por los puertos que rodean el continente.

 Pues bien, el futuro ha llegado. Se está produciendo un cambio radical en el mercado del petróleo y del gas natural. Estados Unidos ha surgido como un  gran proveedor del oro negro y la otrora poderosa OPEP está dividida. Por el lado de la demanda, la economía mundial está desacelerada. China crece poco (6%) comparado con el pasado (12%). El consumo de petróleo está más lento y sus precios,  muy volátiles.

 Ha terminado el periodo áureo, que duró hasta 2014, cuando este energético llegó a costar 110 dólares el barril. Posteriormente, se produjo una caída estrepitosa que alcanzó su mínimo el 15 de enero de  2016, cuando el barril de petróleo fue cotizado a 29,42  dólares. Alcanzado el fondo del pozo, lo que se vive en la actualidad es una lenta recuperación del precio del petróleo, pero con una enorme volatilidad.

 Entre 2016 y mediados de 2017, el precio  osciló entre 40 y 50 dólares. A partir del 23 de junio de 2017 se produce un aumento del precio, que hace que en 2018 el precio aumente a otra escala. El oro negro varía entre 60 y 70 dólares. Pero a partir de octubre del año en curso el valor cayó en picada, rumbo a los 50 dólares el barril.

 En términos más estructurales, esta variabilidad de los precios y el comportamiento del mercado del petróleo tiene que ver con una disputa entre productores tradicionales  -cuya extracción es barata 15 y 20 dólares por barril, (países árabes)- y los productores no tradicionales, cuyos costos son más elevados, entre 30 y 40 dólares el barril. Aquí está Estados Unidos con el shell oil  y el petróleo de aguas profundas.

 Los primeros productores, por lo tanto, tienden a hacer que el precio del oro negro no suba mucho, para así inviabilizar la producción de mediano plazo de los segundos. A su vez, los productores no tradicionales buscan subir el precio del petróleo para cubrir sus costos. Esta disputa de mercado crea la base del precio del petróleo. Por supuesto que éste también es afectado por razones políticas y estratégicas. Este es el precio del petróleo referencia que sirve para calcular el precio del gas que Bolivia exporta.

 Además, el negocio gasífero enfrenta cambios en el modelo de negocios. Probablemente el más relevante es el nivel de reservas probadas en Bolivia, por falta de inversiones ha bajado mucho, a 10,6 TCF.

 También recordemos que debemos renegociar el contrato con Brasil en 2019 y con Argentina algunos años después. Aquí el tema es el precio de venta de gas. Es altamente probable que a futuro en ambos contratos el precio no esté vinculado al petróleo, sino tenga como referencia el propio precio del gas. Con la entrada del LNG al mercado, éste se ha convertido en una commodity que históricamente registró un valor más bajo que el precio del gas indexado al petróleo. También puede  haber reducciones en las cantidades vendidas y se cree que ya no habrá venta del Estado a Estado, sino que YPFB estaría vendiendo a compradores privados, lo que complicará las negociaciones.

  Así mismo, es relevante resaltar los cambios políticos que se están dando en nuestros principales socios comerciales de gas (Brasil y Argentina),  que ahora   tienen gobiernos de signo opuesto al boliviano. Es una interrogante muy grande saber cómo se comportarán respecto al negocio del  gas. En especial, es una gran duda cómo el presidente Bolsonaro  estructurará sus relaciones internacionales en América Latina, a base de intereses económicos o ideología.

 Por otra, ambos países serán nuestros competidores en el mercado del gas con los campos de Vaca Muerta y el de Presal. De hecho, esta semana hemos conocido que Argentina está vendiendo gas a Brasil y Chile a un precio menor que el nuestro.

Gonzalo Chávez A.  es economista.

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