Las Plantas Separadoras de Líquidos Carlos Villegas, en Tarija, y Río Grande en Santa Cruz, enfrentarán panoramas complicados si se terminaran los contratos de exportación de gas a Brasil y Argentina, pues ya no podrán tener el flujo del energético para la obtención de la materia prima para el GLP, de acuerdo a entendidos en la materia.

Autoridades del sector de hidrocarburos de Argentina y Bolivia negocian una nueva adenda para terminar el contrato antes de lo previsto (2027), esperan acordar para el 2024. El año ya fue anunciado por el vecino país y Bolivia también se inclinó por la fecha, de acuerdo a medios argentinos.

De acuerdo al artículo de prensa de Roberto Bellato, publicado en https://econojournal.com.ar/, Enarsa y Tenaris acordaron la provisión de tubos para las obras de la reversión del Gasoducto Norte. La reversión del ducto es clave para evitar que la falta de gas desde Bolivia afecte la provisión al norte del país durante el próximo invierno.

Mientras con Brasil, se habla de contratos con empresas privadas pero por períodos cortos y menos volumen, ya proyectaba el experto en el tema Mauricio Medinaceli, hace unos años atrás.

Plantas

Ante la amenaza de que Bolivia se convierta en importador de gas y petróleo, y dejar de exportar a países vecinos, abre el análisis sobre el papel de las Plantas Separadoras de Líquidos, Río Grande y Carlos Villegas (Gran Chaco), en Santa Cruz y Tarija, pues a través de estas se obtiene el Gas Licuado de Petróleo (GLP).

Al respecto, el analista en materia de hidrocarburos de la Fundación Milenio, Raúl Velásquez, destacó la construcción de ambas plantas, pues permitió al país a resolver un problema con la exportación de gas natural rico a Argentina y Brasil.

Recordó que antes de la construcción de las plantas, se enviaba el gas natural rico a los mercados vecinos, pues los licuables no eran separados, pero ahora se envía gas seco, Bolivia aprovecha el butano y propano para la producción de GLP y logró ser autosuficiente.

Proyección

Indicó que las plantas se construyeron bajo los supuestos de renegociar contratos de largo plazo de 15 a 20 años para la venta de gas a los mercados de Brasil y Argentina, pero la realidad es que no se avanzó en el tema.

“Probablemente Río Grande se construyó con el supuesto de renegociar el contrato con Brasil, a través de Petrobras, de largo plazo de 15 a 20 años, pero esto no ha ocurrido”, señaló y agregó que en 2015 el gobierno de Bolivia debía negociar un nuevo contrato de exportación al Brasil, incluso estaba considerada en el plan de desarrollo de hidrocarburos 2015-2020.

El plan contemplaba seguir enviando gas a Brasil y garantizar el flujo en Río Grande para seguir extrayendo GLP, similar situación debía pasar con la Argentina, para la planta Carlos Villegas, los anuncios de conclusión del contrato dejan incierta las proyecciones.

Las perspectivas de renegociar contratos con ambos países daban sentido a las plantas, pero ambos supuestos no se cumplieron, dijo a tiempo de puntualizar que en el caso de Brasil podría entrar en vigencia contratos pequeños de mediano y corto plazo de volúmenes no firmes sino interrumpibles.

Pero ese panorama complicado obedece a la falta de exploración de nuevos yacimientos y provoca que haya problemas de oferta, muestra que Bolivia no tiene producción de gas y más una caída de 39%.

Informó que, en 2015 la producción alcanzó a 61 millones de metros cúbicos día (MMmcd) y a la fecha la cifra estaría en 36 MMmcd.

Explicó que la exportación de gas al Brasil en 2015 alcanzaba a 32 MMmcd y actualmente los envíos bordean los 20 MMmcd a 17 MMmcd; mientras con Argentina la situación es más complicada, pues actualmente se debía enviar 23 MMmcd de acuerdo a la adenda de 2010 y en promedio los envíos están en 6 MMmcd.

Los problemas de oferta genera dos aspectos, uno que Bolivia renegocie menores volúmenes de envío y que la Argentina desarrolle Vaca Muerta para la producción de gas natural, apuntar a su autosuficiencia energética y dejar de depender del país.

Ese panorama adversó para la exportación de gas puede provocar que las plantas separadoras de líquidos se queden sin materia prima, menos gas al Brasil y probablemente se deje de enviar a la Argentina.

El especialista en temas de hidrocarburos alerta sobre el fantasma de la caída de la producción de GLP, de concretarse ese panorama adverso con los mercados de Brasil y Argentina.

Campos

Sostiene que la caída de la producción de gas obedece a una insuficiencia de actividad exploratoria, y recuerda que en los últimos años, sólo fue descubierto Inachuasi, mientras los megacampos de San Alberto, San Antonio y Margarita, ingresaron a una etapa de declinación, que es parte del ciclo natural de un productor de hidrocarburos.

“Lo que llama la atención es el descuido grande en política hidrocarburífera”, sostuvo a tiempo de indicar que en el 2000 la perforación de campos alcanzaba a 25 pozos por año, pero en la actual gestión el número alcanza a 36 pero entre el 2021 al 2024, casi 8 por año.

Alerta que la caída de la producción de gas y la exportación traerán consecuencias fiscales y energéticas. Por un lado se recibirán menos recursos y por otro aumentará la importación de carburantes.

El Plan de Reactivación del Upstream (PRU) apunta a desarrollar 36 proyectos exploratorios en los departamentos de Santa Cruz, Tarija, Chuquisaca, Cochabamba, La Paz y Pando, el mismo se desarrolla desde 2021 hasta 2024. Este plan busca incrementar la producción de hidrocarburos y la reposición de reservas mediante la optimización de recursos existentes e inversiones en exploración y explotación, señalaba una nota de prensa de la estatal petrolera del 17 de julio.

Producción

Por otra parte, el presidente de YPFB, Armin Dorgathen Tapia, informó que un volumen acumulado, superior a 1,9 millones de toneladas métricas (TM) de gas licuado de petróleo (GLP), fueron producidos en ocho años de operación de la Planta de Separación de Líquidos “Carlos Villegas Quiroga”.

La planta tiene una capacidad de procesamiento de 1.047 millones de pies cúbicos por día de gas natural y separa de la corriente de gas residual diversos productos. Actualmente opera a una capacidad del 50% en función al requerimiento del área comercial, con un volumen de producción mensual de 28.500 TM de GLP, 9.800 barriles (BBL) de gasolina estabilizada y 40.200 BBL de gasolina rica en isopentano.

En la pasada gestión se tuvo una producción anual de 334.614 TM de GLP, 477.047 BBL de Gasolina Estabilizada y 134.748 BBL de Gasolina Rica en Isopentano.

Licitación

Energía Argentina (Enarsa) lanzó ayer la licitación para la reversión del Gasoducto Norte, una obra clave para abastecer con gas de Vaca Muerta al Noroeste Argentino (NOA) para el próximo invierno y reemplazar al gas de Bolivia, que viene en declino productivo.

La Licitación Pública GPNK 02/2023 salió ayer en el Boletín Oficial. La compañía estatal que preside Agustín Gerez intentará repetir la fórmula que le permitió cumplir favorablemente la ejecución del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK). En esta clave, acordó la provisión de los tubos con Tenaris, empresa del grupo Techint, tal como sucedió con la provisión de caños para el primer tramo del gasoducto que conectó Tratayén con Salliqueló, que ya se encuentra plenamente operativo y transporta 11 MMm3/día de gas.