Brasil no se fía de Bolivia y pide un estudio de reservas de gas antes de negociar nuevo contrato

La declinación de la producción de gas, la falta de certificación de reservas, así como los esfuerzos de Brasil para ganar autonomía en el tema energético siembra desconfianza en la industria brasileña y le quita poder de negociación a Bolivia

El contrato de compra venta de gas natural entre Bolivia y Brasil tiene fecha límite en 2019, ante esta situación la Confederación Nacional de la Industria (CNI) de Brasil y la Asociación Brasileña de Grandes Consumidores de Energía (ABRACE) sugirieron al Ministerio de Minas y Energía (MME) del país vecino que realice un estudio sobre las condiciones reales de las reservas de gas natural de Bolivia y las inversiones requeridas para garantizar la oferta de gas a Brasil en el largo plazo, antes de firmar un nuevo contrato.

La industria brasileña realizó un análisis titulado Las propuestas para el desarrollo del sector de gas natural en Brasil y atracción de nuevas inversiones, que fue publicado por la revista Valor Económico, en el que considera que la oferta boliviana de gas a Brasil después de 2022 dependerá del esfuerzo exploratorio que se haga en Bolivia, porque las reservas actuales no son suficientes para mantener los volúmenes contratados por otros 20 años.

“El MME debe contratar un estudio independiente con el objetivo de comprender las condiciones reales de las reservas de Bolivia y las inversiones necesarias para garantizar el suministro a Brasil en el largo plazo”, se sugiere en el documento.

En la parte principal se precisa que el suministro de Bolivia puede disminuir “sustancialmente” entre 2022 y 2024 y que se requiere atraer inversores privadas para realizar tareas de exploración y producción, que hasta ahora no fueron aseguradas.

“En Brasil también deben ser conscientes de las posibilidades y condiciones para la renovación del contrato de importación de gas de Bolivia, que expira en 2019”, enfatiza.

De acuerdo con los cálculos de la CNI y ABRACE, gran parte de la producción actual y futura de Bolivia se concentra en cinco campos principales.

Con la inversión actual se espera que la producción de estos campos alcance su punto máximo en 2016 y 2017 y se mantenga estable hasta 2021; a partir de ese año, según los brasileños, comenzarán a disminuir los volúmenes.

La producción llegará a su máximo de 75 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) en 2017 y caerá a 44 MMmcd en 2026.

Bolivia negociará en posición incómoda

Durante la última década, Brasil construyó las hidroeléctricas de Itaipú, Jirau y San Antonio, entre otras, además de termoeléctricas e invirtió en exploraciones hidrocarburíferas con óptimos resultados como el descubrimiento de un gigantesco yacimiento de crudo en Tupi con reservas probadas de entre 5 mil a 8 mil millones de barriles de petróleo. Indicando claramente sus planes prescindir del gas boliviano a mediano plazo (ver aquí).

Sumando el hecho de que Bolivia no tenga reservas certificadas -la última se hizo en diciembre de 2013-, una producción en declinación, según un informe oficial de YPFB,  y las actividades de exploración paralizadas coloca a Brasil en posición muy favorable de cara a las condiciones que se firmarán en el nuevo contrato.

“Con este panorama, el riesgo no es que no haya un nuevo contrato, sino las condiciones contractuales en las que querrá negociar Brasil. Ellos, al saber que nuestras reservas son insuficientes pueden pedir un contrato interrumpible o incluir otro tipo de reglas y las consecuencias para Bolivia, desde todo punto de vista, serán económicas”, según el experto en hidriocarburos, Bernardo Prado, consultado por Página Siete.

Según Prado, a Brasil le conviene que Bolivia envíe el combustible porque ya tiene el gasoducto.

No obstante, dijo que un contrato sólido y beneficioso para Bolivia se puede dar si se tiene la certificación de sus reservas, inversiones en exploración y una producción en constante incremento, lo cual revelaría que es un proveedor seguro.

YPFB reconoció ya en 2012 la declinación de campos de gas

La petrolera estatal YPFB previó hace cuatros años la declinación de la producción de gas natural en todos los megacampos localizados en las zonas tradicionales de producción hidrocarburífera del país. Según un documento de la empresa estatal, el tope máximo de producción se daría entre 2015 y 2016, con 60 millones de metros cúbicos día, pero a partir de este año la declinación es un hecho, a no ser que se descubran nuevas reservas (ver aquí).


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