Producción de gas cae un 25%, las regiones calculan regalías

Brasil sigue nominando gas por debajo de lo estipulado en contrato – que expira en un mes -, mientras que Argentina se ha ceñido escrupulosamente a solicitar los mínimos establecidos en el anexo al contrato autorizado a la baja y firmado definitivamente en febrero. El resultado es una producción promedio de 42 millones de metros cúbicos de gas al día (MMmcd), una cifra sensiblemente inferior al promedio de 2018, donde se alcanzaron picos de 57-58 millones de metros cúbicos hasta agosto, fecha en la que Argentina empezó a aplicar una estrategia agresiva para forzar la reducción de volúmenes. Aproximadamente es un 25 por ciento inferior respecto al mayo del año anterior, donde se produjeron 56 MMmcd, que tendrá impacto en las regalías.

El informe de la secretaría de Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija de la última semana de abril y la primera de mayo también muestra que Incahuasi ha desplazado a Margarita – Tarija como principal campo productor, fundamentalmente por el ajuste del pozo tarijeño en su entrega de gas a Argentina, que redujo nominaciones, pero también ha que ha ocupado el espacio abierto en la provisión a Brasil por el declive de San Alberto.
Producción

Entre abril y mayo la producción de gas en el país se fijó en 40 millones de metros cúbicos de gas al día; un 25% menos que en 2018

 
Datos congelados

El gráfico del Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, que ofrece datos con meses de retraso, se ha quedado fijado en febrero, donde muestra una producción de 52 millones de metros cúbicos diarios, que se reparten por departamento con el siguiente detalle: Tarija 28; Santa Cruz 16; Chuquisaca 6,5 y Cochabamba 1,3.

En febrero, el ministro de Hidrocarburos Luis Alberto Sánchez aceptó finalmente firmar el anexo al contrato que redujo los volúmenes de venta a 11 obligatorios durante siete meses de verano, y elevaba a 16 en mayo y septiembre y 18 en los centrales de invierno. La fórmula de cálculo eleva el precio a partir de ciertos volúmenes, pero Argentina no tiene intención de superar los mínimos, como reflejan los datos de la secretaría de Hidrocarburos de los meses de abril y mayo.

Argentina prevé ahorrar 450 millones de dólares del contrato con Bolivia luego de haber subsidiado generosamente la producción no convencional en Vaca Muerta. La renegociación se aceptó luego de que el Gobierno argentino dejara de pagar desde mayo hasta octubre las facturas de gas, provocando una ejecución de boleta que además interpretaron como una declaración de guerra, pues los siguientes meses redujeron de 20 a 6 millones de metros cúbicos las nominaciones de gas provocando incluso daños en el sistema productivo boliviano como reconoció el Ministerio.

El repunte de febrero tiene que ver con las multas por los cálculos de volúmenes globales contemplados en contrato; pues en los meses siguientes se ha estabilizado la nominación en lo firmado.
Tarija, a la espera del Jaguar X6

Después de que el pozo Boyuy X2 no se materializara como un gran pozo productor comercial – algo que los operadores todavía buscan -, las esperanzas de encontrar un gran campo en Tarija pasan por el Jaguar X6, cuya perforación inició hace exactamente un año en el área de Huacareta, al oeste de Entre Ríos.

El área ingresa en un porcentaje en la Reserva de Tariquía, si bien el pozo es perforado en San Diego, que no está en el área protegida. El jefe de operaciones de Shell en Bolivia, Orlando Vaca, señaló hace un año que se pretendían alcanzar los 4.600 metros de profundidad para encontrar Huamapampa, para lo que se invertirían unos 70 millones de dólares. Por lo general, esas profundidades podrían haberse alcanzado en ocho – diez meses, pero hasta el momento no hay informe oficial.
El caso brasilero

Desde finales de abril, Petrobras, que opera el contrato de compra venta con Bolivia, nomina apenas 12 millones de metros cúbicos de gas al día. El contrato vigente permite máximos de 30 millones de metros cúbicos y mínimos de 24, si bien también existen posibilidades de compensar al mes y al año, a pesar del daño que este sistema hace a la producción en el país.

El contrato finaliza en junio de 2019 y de momento no ha habido una reunión de alto nivel que aclare el futuro del mismo. El operador brasilero ha cursado multas en 2018 por incumplimientos y los organismos políticos, como la Agencia Nacional del Petróleo, fuertemente influenciado por el gobierno de Jair Bolsonaro, han recomendado recortar las nominaciones bolivianas y ha puesto en tela de juicio la capacidad de cumplir con el contrato. Del otro lado, el Ministerio de Hidrocarburos ha asegurado que el contrato se ampliará hasta que se cumpla con la entrega de 1,7 Trillones de Pies Cúbicos de gas que en principio faltan por enviar según contrato. El ministro Luis Alberto Sánchez también salió a aclarar que ese volumen no ha sido cobrado con anterioridad – por las cláusulas de toma o paga – y que por tanto se seguirán recibiendo recursos y regalías.

En los últimos meses el Ministerio ha escenificado diferentes firmas de convenio de intenciones con empresas privadas o entre las Shell de Bolivia y Brasil para garantizar la venta del energético más allá de lo que suceda con el contrato principal. También ha habido acercamientos con los gobiernos de Estados federados, como el del Mato Grosso, y generalidades sobre la posibilidad de que YPFB utilice el ducto tendido para distribuir directamente gas en el mercado brasilero como cualquier operador privado. En cualquier caso, y hasta que se cierren los términos del contrato principal, el escenario sigue abierto.