Los avatares y sin sabores del contrato de gas Argentina-Bolivia y su destino

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Álvaro Ríos Roca. Ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia. Hoy, Director de Gas Energy Latin America

Posterior a la privatización del sistema energético y de gas natural en Argentina, incluyendo la venta de YPF a Repsol (1999), se construyeron varios gasoductos A Chile, Uruguay y Brasil. Incluso se especulaba que las reservas (actuales y futuras) de gas argentinas servirían para respaldar el contrato de gas Bolivia Brasil.

Muchos argentinos denominaron a esto como el vaciamiento (léase rápida monetización) de las reservas de gas argentinas por parte de actores privados y de Repsol en particular.

Finales del 2001 llego el corralito, uno de los peores momentos económicos de la Argentina, que exigen practicar fuertes subsidios al gas natural, electricidad y otros servicios públicos. La escasa exploración se detiene en seco y poco a poco el país del tango se fue quedando sin reservas y producción de gas natural. Primero se recurrió a cortar las exportaciones y el 2003 iniciaron la búsqueda de gas en Bolivia, que había descubierto buena cantidad de reservas. El 2008 Argentina comenzó a importar GNL para paliar demanda y decreciente producción.

El contrato original de gas se firma el 2006, con vigencia de 20 años con un volumen inicial de 7,7 MMmcd para 2007, incrementando hasta 16 MMmcd para los años 2008-2009 y finalmente 27,7 MMmcd para el periodo 2010-2026. Este contrato definió una fórmula de precios ligada a marcadores del fuel oil y diésel oíl, pero no tenía la contundencia de un contrato normal de gas natural.

El 2010 se firma la primera adenda, donde se establecieron estacionalidad para los diferentes meses del año invierno y verano con volúmenes incrementales a partir de 2010 de 7,7 Mmmcd hasta 27,7 MMmcd. Se pactaron penalidades y otros criterios propios de un contrato serio de compra venta de gas natural. La segunda adenda (2014) modifica uno de los componentes de la fórmula de precios debido a la discontinuidad de un marcador. La tercera adenda (2015), agrega garantías de pagos para YPFB, porque los mismos no se cumplían por parte de Argentina.

Quebrada del Calafate en la provincia de Salta, Argentina. Foto: Pablo Flores, Flickr.com

Ante la nueva oferta de gas en Vaca Muerta y menores expectativas de oferta por Bolivia, reflejadas en algunos incumplimientos en 2018, se firma la cuarta adenda (2019). Se establecen ajustes en los volúmenes de entrega. Para verano 11 MMmcd e invierno 16 MMmcd y un volumen pico 18 MMmcd. Esta adenda incluye modificaciones a la estructura de precios, estableciendo un incremental de 15 por ciento al precio durante verano e incluye precios vinculados al GNL para volúmenes por encima de 10 MMmcd.

La quinta adenda se firma el 31 diciembre de 2021 con vigencia de un año. Nuevamente se ajustaron los volúmenes de entrega y precios y se incluye al marcador Henry Hub y una contante adicional de regasificación (2,25$us/MMbtu), emulando competencia gas con gas. Los volúmenes se ajustaron nuevamente para entregar en verano entre 11–10 MMmcd y en invierno 14-13 MMmcd. Se estableció negociar los nuevos volúmenes de la sexta adenda hasta junio de 2021, situación que por supuesto no ocurrió.

En diciembre de 2021, con la soga al cuello, decidieron darse un mes más de plazo para negociar y luego dos meses más hasta finales de marzo de 2022. Se acordaron realizar envíos de hasta 7,5 MMmcd entre febrero y marzo de 2022, con la expectativa de alcanzar los 10 MMmcd para el invierno ante la falta de capacidad de entrega por Bolivia, que provocaba que Argentina tenga que ir a buscar más GNL y líquidos para paliar su demanda. Con los precios por las nubes del GNL y del petróleo por el conflicto en Ucrania, Argentina se vaciará aún mucho más de los dólares que tanto necesita y por no haber cerrado con tiempo todas sus compras.

No hay nada que hacer, la produccion de Bolivia está en franca declinación y cada vez habrá menos gas para exportar a Argentina. Ante este panorama y el déficit estructural de infraestructura para llevar producción a otras zonas en Argentina, no queda más que se acelere la construcción del sistema de gasoductos y modificaciones planificados en este país. Argentina debe conseguir los 3,500 MMUSD de donde sea, para así paliar sus fuertes importaciones futuras de GNL y líquidos.

El Departamento de Tarija es la región de Bolivia con la radiación solar más alta. Foto: Hanumann

Si ya estuvieran hecho este sistema de ductos, este 2022 se pagaba toda la inversión con lo que se va importar de GNL y líquidos. No hay donde perderse.

A nuestro parecer estos nuevos gasoductos y sus ampliaciones en Argentina, no sólo alivianaran billones de dólares en importaciones de GNL, fuel oíl y otros energéticos en Argentina en años venideros, sino que también puede haber beneficios regionales. Si se actúa con criterio de integración e inteligencia, la reversión del TGN podría servir para mover gas de Vaca Muerta hasta el norte de Chile y también a Brasil (que está en una especie de crisis de abastecimiento) a través de ductos que están quedando con capacidad ociosa en Bolivia y Brasil.

Que Argentina quiera recurrir al contrato original y pedir los volúmenes máximos no lleva a ningún lado porque no hay de dónde. Que Bolivia pague la penalidad de 15 por ciento y deje de abastecer totalmente a Argentina (que contractualmente tiene todo el derecho de hacerlo) y lleve los volúmenes a Brasil que le podrían redituar precios de hasta dos veces, tampoco lleva a ningún lado.

Negociar seriamente con la futura capacidad que tiene Bolivia hasta el 2026 es lo que queda. Recomendamos a ambas partes no llevar ya este contrato de mes en mes, o de seis mese en seis meses o ano en ano, que no es nada serio y deteriora las relaciones.

 

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