Las negociaciones para una nueva adenda de compraventa de gas entre Argentina y Bolivia están en cuarto intermedio. Mientras tanto el Gobierno argentino calcula el costo que tendría el no llegar a un entendimiento o a volúmenes menores a los que en realidad necesita.
(#RadarEnergetico).- Las dificultades que el Gobierno argentino está atravesando para actualizar la adenda con Bolivia para asegurarse el gas natural para el norte este año, tendría un alto costo fiscal en caso de verse reducido el suministro o en el peor de los casos suspendido por la falta de un acuerdo.
La actual situación viene arrestándose en los últimos años por los serios inconvenientes que afronta Bolivia por la declinación de sus niveles de producción, lo que le permitió incumplir el compromiso original de 2006 y obligó a sucesivas adecuaciones a la realidad productiva de los campos bolivianos.
La falta de acuerdo motivó a que las partes decidieran el 31 de enero un cuarto intermedio en las negociaciones hasta el 30 de abril, con un compromiso provisorio de entrega de gas de 7,5 millones de metros cúbicos de gas diarios (MMmc/d), hasta tanto se defina si Bolivia podrá cubrir lo que Argentina requiere para los meses del pico invernal; al menos 12 MMmc/d.
Para este año la Secretaría de Energía argentina estima que en la temporada invernal que abarca los meses de mayo a septiembre, el gas nacional representará 73% de la demanda con 17.995 MMmc globales (120 diarios), se importarán 2.142 MMmc (14 diarios) de Bolivia que cubrirá el 9% de la demanda, y se requerirá importar vía barcos 4.406 MMmc equivalentes de gas natural licuado (GNL) para cubrir el 18% restante.
Así planteada la ecuación, todo lo que Bolivia no pueda cumplir de sus compromisos deberá ser afrontado particularmente con la importación de GNL, ya que en particular en las usinas eléctricas del norte argentino mayormente no pueden utilizar combustibles líquidos como el gasoil y el fuel oil.
Pero para estimar el compromiso fiscal que tendría una falta de acuerdo según las necesidades de Argentina, el Gobierno estima que el costo del gas importado de Bolivia derivado del contrato entre Integración Energética Argentina (IEASA) y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), sea de $us 7,46 por MMBtu (millón de unidades térmicas británicas) para este año.
En tanto que el precio del GNL importado, por su condición de commodity, una variable determinada por el mercado internacional ascienda a un promedio de $us 25 por MMBtu para el periodo mayo a septiembre de este año, a lo que debe adicionarse un costo fijo y variable de la regasificación, que se estima entre 1 y 1,3 $us/MMBtu.
Así, por cada millón de BTU que Bolivia no entregue a Argentina significará para su reemplazo un diferencial de $us 17,45 aproximadamente es decir unas 3,5 veces el costo previsto en el contrato con YPFB.
En los últimos días, la Secretaría de Energía había dejado trascender las trabas que estaba encontrando IEASA en las negociaciones a punto de llevar las conversaciones a un escenario de tensión más próximo al fracaso que al entendimiento para la firma de una nueva adenda que debería haberse alcanzado el 31 de diciembre.
De acuerdo a las fuentes locales no se descartaba volver a aplicar los términos de la primera adenda al contrato original que firmaron los entonces presidentes Néstor Kirchner y Evo Morales, lo que representaría para YPFB entregas por unos 23 MMmc/d. Llevar la negociación a ese extremo significaría incumplimientos muy por encima de los volúmenes que se estaban negociando para una nueva adenda que rondan los 7 MMmc/d para el verano y 14 MMmc/d para invierno, con el igual perjuicio inmediato para el Tesoro argentino que sólo sería compensado a mediano y largo plazo por las millonarias penalidades aplicables.
El contrato original de compra venta de gas natural fue firmado el 16 de octubre de 2006 con una vigencia de 20 años, pero ya en mayo de 2010 se debió apelar a una primera adenda para adecuar los envíos a las posibilidades de producción, teniendo en cuenta también el consumo interno boliviano y los acuerdos de suministro alcanzados con Brasil, mercado con el que Bolivia también tuvo que renegociar.
La producción boliviana en diciembre de 2021 fue de 42 MMmc/d, la que está distribuida de la siguiente manera, por orden de prioridad de los mercados: 14 MMmc/d para el mercado interno, 20 MMmc/d para Brasil y, el resto 8 a 9 MMmc/d para Argentina.
YPFB estima que el pozo Margarita 10, del campo Margarita operado por Repsol, ingrese en producción a mediados de año el cual podría aportar unos 3 MMmc/d, un alivio necesario al ajustado inventario con el que Bolivia debe lidiar todos los días para cumplir los compromisos.
Con información de Econojournal – TNS Latam
