Bolivia y la muy delicada situación del sector hidrocarburos: entrevista con Mauricio Medinaceli y Jorge Gumucio

Bolivia y la muy delicada situación del sector hidrocarburos: entrevista con Mauricio Medinaceli y Jorge Gumucio

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Bolivia y la muy delicada situación del sector hidrocarburos: entrevista con Mauricio Medinaceli y Jorge Gumucio

Durante las últimas semanas el optimismo sobre la economía de Bolivia parece haber resurgido luego de 4 años continuos de desaceleración, gracias a los anuncios de proyectos de fracking por parte del Gobierno, así como por el incremento simultaneo de la cotización internacional del petróleo hasta sus niveles más altos desde su caída en 2014, que permitiría mayores ingresos para el Estado en todos sus niveles, a la vez que un mayor estímulo de la demanda interna a través de mayores niveles de gasto público, en línea con la política económica desde 2006.

Sin embargo, es necesario someter la euforia de corto plazo a un examen con dos de los expertos analistas más importantes y destacados del sector energético y de hidrocarburos en particular, de Bolivia, que permitan reducir los riegos e incrementar la certidumbre de los actores de la economía nacional, y contribuir a que puedan acomodar sus expectativas de la mejor manera posible. Se trata de Jorge Gumucio y Mauricio Medinaceli.

Jorge Gumucio (JG) es economista y politólogo graduado de la Universidad de Kansas, US (1991) con maestría en Finanzas de la Universidad Pontificia de Comillas (ICADE) de Madrid, España. Trabajó mas de 20 años en el sector de hidrocarburos en temas relacionados a regulaciones, modelos financieros, modelos de precios y negociaciones para Enron. Fue consultor para el Banco Mundial y CAF, asesorando al Ministerio de Hidrocarburos de Bolivia en temas de negociación del contrato GSA. Actualmente se desarrolla como consultor internacional y ha estado trabajando con agencias del gobierno estadounidense en Irak, Afganistán y US, desarrollando temas relacionados al gasoducto TAPI, proyectos de generación eléctrica y negociaciones de contratos de gas, así como negociaciones de contratos de producción de energía.

Mauricio Medinaceli (MM) es economista boliviano (1972), graduado en la Universidad Católica Boliviana (1994), con estudios de Postgrado en Chile (1997) y Alemania (2001). Fue Ministro de Hidrocarburos en Bolivia y coordinador de Hidrocarburos en OLADE con sede en Quito, Ecuador. Trabajó en Ecuador, México, Honduras, Guatemala, Chile, Paraguay, Perú, Argentina, Estados Unidos de América, Afganistán, Bangladesh, Bután, Pakistán y Sudán del Sur. Profesor de la FLACSO (Argentina y Perú) y Universidad de las Américas (Ecuador); Universidad Católica (Perú), Universidad Nacional Autónoma de México, Universidad Católica Boliviana, Universidad Privada Boliviana, Universidad Andina Simón Bolívar, Universidad Mayor de San Andrés y otras. Tiene varios libros y publicaciones relacionadas con el sector hidrocarburífero.

Conversamos así sobre la cotización internacional del petróleo, las posibilidades de desarrollar proyectos de fracking en Bolivia, y las posibilidades reales del país para renegociar contratos de exportaciones de gas con Brasil, el rol del gas boliviano en la región, y el ensayo que preparan sobre las alternativas que Bolivia tiene con el sector hacia el futuro de largo plazo.

  1. Aparentemente el sector de hidrocarburos en Bolivia está en una situación muy delicada. Entre otros aspectos, la capacidad de producción del país no sería suficiente para negociar nuevos contratos de exportación de GNL, y ya no sólo con Petrobras, sino además con varios otros actores.

JG: Bolivia tiene una situación delicada para cumplir estrictamente sus compromisos de exportación de gas. Por una parte, el mercado interno ha tenido un crecimiento sostenido en la ultima década de 12% CAGR, debido, básicamente, al efecto precio (subsidiado), y es el mercado primario de abastecimiento según la Ley de Hidrocarburos. Brasil tiene un contrato de 30,08 MMMCD, y en teoría tiene prioridad en la asignación de volúmenes. Sin embargo, ahora tenemos el contrato con Argentina y éste demanda aproximadamente 20MMMCD. Con un declive significativo de producción de los mega campos, es muy probable que se generen penalidades por el tema de DOP (Deliver or Pay) con Brasil.

En la actualidad no exportamos GNL y a mi parecer no será viable bajo las condiciones de exploración, producción y niveles de reservas actuales.

  1. Acaba de anunciarse que Bolivia tiene 132 TCF convencionales y 100 TCF no convencionales, pero en los últimos dos años, en al menos dos oportunidades, Argentina se vio forzada a importar GNL de Chile porque Bolivia no pudo cumplir con los envíos establecidos por contrato. ¿Cuán delicado es este asunto desde el aspecto contractual con Argentina? ¿Cuál es el riesgo de que esto vuelva a suceder?

JG: La última certificación de reservas de gas natural en Bolivia fue el 2013, realizada por GLI Petroleum Consultants, y el resultado fue que había 10.45 TCF de P1. El último estimado por BP statistical review para el 2016 fue de 9.0 TCF de P1. Es difícil de creer que el potencial sea más de 10X en las convencionales, y más aún se tenga un estimado tan alto para las no-convencionales.

En relación al contrato con Argentina, así como con el contrato con Brasil, existen cláusulas de garantías mutuas de entrega y recepción. Si Bolivia incumple las cantidades contratadas, existen penalidades de incumplimiento diario, mensual y anual. Entonces, si se presentaran las condiciones de una “tormenta perfecta”, es decir, un largo y crudo invierno en Argentina y un período seco con reservorios hídricos deprimidos en Brasil, ambos contratos demandarían el máximo volumen contractual, y con seguridad que Bolivia incurriría en penalidades de entrega. Por lo tanto, el riesgo está asociado a la eventual demanda de volúmenes altos de parte de contratos (Argentina – Brasil).

MM: En este momento las reservas probadas de gas natural, con alta probabilidad, se encuentran por debajo de los 10 TCF. En este sentido, es muy difícil que Bolivia pueda comprometer un volumen de exportación como el actual para los próximos 20 años.

JG: Como comentaba antes, las reservas están por debajo de los 10TCF, por lo tanto, es muy poco probable que Brasil negocie un contrato con las mismas características que la del GSA actual. En nuestra investigación, la cual estamos publicándola en breve, creemos es muy probable que se negocie una ampliación temporal del contrato actual por unos 5 a 10 años, negociando un nuevo mecanismo de formación de precios y nuevas cantidades.

  1. Acaba de anunciarse la suscripción de contratos para exploración y explotación en Tarija para embarcarse en la era del fracking, y que significarían una inversión pública de al menos $3.500 millones hasta 2022. ¿Es esto una forma de disimular un fracaso en la búsqueda de reservas de hidrocarburos en el país? ¿Qué probabilidades de éxito tienen estos nuevos proyectos?

JG: Las condiciones en Bolivia en cuanto a impuestos y seguridad jurídica, sin mencionar la posibilidad de mercados adicionales de exportación, no permiten realizar proyectos como el del fracking. En todo caso, lo que se espera es que esta inversión de $3.500 millones genere no solo flujo para el estado, sino también valor en toda la cadena, pero eso no va a suceder sin mercados dónde exportar.

MM: En general los proyectos de shale gas y shale oil en el mundo necesitan condiciones impositivas e institucionales (relacionadas fundamentalmente con el medio ambiente) muy favorables, pero éstas no existen en Bolivia. Por ello, su factibilidad técnica es poco probable.

  1. La cotización del precio del petróleo está alcanzando los $70, su nivel más alto desde 2014. ¿Qué está pasando? ¿Qué significa esto para el nivel del subsidio a los hidrocarburos en el país? ¿Cuál sería la tendencia de esta cotización hacia fines de año?

JG: El incremento del precio del petróleo se debe, básicamente, a dos factores: el primero tiene que ver con la reducción en la producción por parte de Arabia Saudita, con la idea de provocar un incremento artificial en el precio de las acciones de Aramco (la empresa estatal de petróleo de Arabia Saudita), prontas a cotizar en bolsa. El segundo factor tiene que ver con que el mercado está descontando la incertidumbre sobre las nuevas sanciones que EE.UU. impondría a Irán, y el efecto que provocan en la oferta de crudo en el mercado. Sin embargo, concuerdo con que el precio del petróleo bajará a niveles entre 50-60 U$/BBl, ya que la producción de shale oil eventualmete suplirá cualquier disrupción en la oferta a precios por encima de 60 U$/BBl

El efecto sobre el subsidio a los hidrocarburos tiene que ver básicamente con el subsidio al diésel y la gasolina que Bolivia importa.

MM: Con alta probabilidad, la cotización internacional del petróleo tenderá a caer hasta estabilizarse nuevamente entre los 50 y 60 USD/Barril.

  1. Se escucha mucho decir que el último barril de petróleo en el mundo no costará miles de dólares, sino cero. Con esto en mente, ¿tiene mucho sentido insistir con este modelo de economía donde el Estado busca exprimir hasta el último centavo de la última molécula de gas que pueda vender?

MM: En un modelo de optimización temporal lo razonable sería sustituir capital natural (gas natural) por capital físico y humano. Ello tiene sentido para mantener el stock de capital constante en la economía.

JG: Es un tema de política de corto plazo adoptada por todos los gobiernos populistas, donde se explotan todas las políticas extractivistas al máximo, y donde es muy conveniente recaudar sin arriesgar invirtiendo. Lo correcto es, como apunta Mauricio, crear valor para que luego, una vez que se acabe el gas o ya no sea rentable, se cuente con fuentes alternativas de ingresos que generen valor agregado en la economía.

  1. Entiendo que entre ambos se han dedicado durante meses a la elaboración de un trabajo de investigación sobre el sector, ¿de qué se trata?

MM: Se trata de la aplicación de dos metodologías de análisis para observar los márgenes de negociación que tiene Bolivia con el precio de exportación de gas natural al Brasil, en una situación de ampliación del actual contrato.

JG: A poco tiempo que acabe el contrato GSA con el Brasil, creemos que es necesario analizar las alternativas de negociación que tiene Bolivia, dado los eventos económicos y de mercados acontecidos en la última década. En este sentido analizamos cómo la demanda en Brasil ha evolucionado, y cómo el gas boliviano ha ido perdiendo importancia dentro de la matriz energética brasilera (mayor producción gas brasilero + capacidad de importación de GNL).

También hemos analizado cómo Bolivia ha ido perdiendo competitividad de abastecimiento debido a la falta de inversión para reemplazar las reservas utilizadas en estos 20 años de contrato. En nuestra estimación, para ver el margen de negociación que Bolivia podría tener con Brasil, creemos que el contrato será acortado a un periodo no mayor a 10 años, el volumen en firme será contratado para satisfacer la demanda industrial (industria+GCV+residencial) en la región SE de Brasil, aproximadamente 14MMMCD, el resto de la capacidad del gasoducto (16 MMMCD) podrá ser negociado y contratado por privados. En este sentido, creemos también, que la formación del precio estará ligada a una fórmula que refleje la competencia gas-to-gas y el costo de oportunidad de Brasil será el precio al que pueda importar GNL.

Para modelar todos estos parámetros, creamos un “hub” virtual en donde se comparan los precios (a nivel Netback) del gas boliviano y el GNL que importa Brasil. En los escenarios corridos en el modelo, el margen de negociación es negativo si los precios del GNL están alrededor de 8.50$/MMbtu, inclusive tomando en cuenta la Ley de incentivos. Sin incentivos, el margen de negociación es mucho menor.

En conclusión, va a ser complicado tener alguna ventaja competitiva en la re- negociación del GSA, se puede esperar una disminución en ingresos por tema volumen, precio y tiempo de contrato.

  1. ¿Algo que quieran agregar?

Es interesante ver cómo se proyectan cifras y proyectos gasíferos de magnitud, cuando sabemos que la realidad es otra. En Bolivia no existen las reservas en nivel P1, suficientes para garantizar los dos contratos de exportación, mas el mercado interno a volúmenes actuales. Es mas, estas “intenciones” de proyectos bajan sustancialmente la credibilidad del gobierno boliviano en cuanto a su política hidrocarburífera, denotando claramente el desconocimiento de la escala de inversión necesaria para llevarlos acabo.

Mauricio Ríos García, Crusoe Research.

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Durante las últimas semanas el optimismo sobre la economía de Bolivia parece haber resurgido luego de 4 años continuos de desaceleración, gracias a los anuncios de proyectos de fracking por parte del Gobierno, así como por el incremento simultaneo de la cotización internacional del petróleo hasta sus niveles más altos desde su caída en 2014, que permitiría mayores ingresos para el Estado en todos sus niveles, a la vez que un mayor estímulo de la demanda interna a través de mayores niveles de gasto público, en línea con la política económica desde 2006.

Sin embargo, es necesario someter la euforia de corto plazo a un examen con dos de los expertos analistas más importantes y destacados del sector energético y de hidrocarburos en particular, de Bolivia, que permitan reducir los riegos e incrementar la certidumbre de los actores de la economía nacional, y contribuir a que puedan acomodar sus expectativas de la mejor manera posible. Se trata de Jorge Gumucio y Mauricio Medinaceli.

Jorge Gumucio (JG) es economista y politólogo graduado de la Universidad de Kansas, US (1991) con maestría en Finanzas de la Universidad Pontificia de Comillas (ICADE) de Madrid, España. Trabajó mas de 20 años en el sector de hidrocarburos en temas relacionados a regulaciones, modelos financieros, modelos de precios y negociaciones para Enron. Fue consultor para el Banco Mundial y CAF, asesorando al Ministerio de Hidrocarburos de Bolivia en temas de negociación del contrato GSA. Actualmente se desarrolla como consultor internacional y ha estado trabajando con agencias del gobierno estadounidense en Irak, Afganistán y US, desarrollando temas relacionados al gasoducto TAPI, proyectos de generación eléctrica y negociaciones de contratos de gas, así como negociaciones de contratos de producción de energía.

Mauricio Medinaceli (MM) es economista boliviano (1972), graduado en la Universidad Católica Boliviana (1994), con estudios de Postgrado en Chile (1997) y Alemania (2001). Fue Ministro de Hidrocarburos en Bolivia y coordinador de Hidrocarburos en OLADE con sede en Quito, Ecuador. Trabajó en Ecuador, México, Honduras, Guatemala, Chile, Paraguay, Perú, Argentina, Estados Unidos de América, Afganistán, Bangladesh, Bután, Pakistán y Sudán del Sur. Profesor de la FLACSO (Argentina y Perú) y Universidad de las Américas (Ecuador); Universidad Católica (Perú), Universidad Nacional Autónoma de México, Universidad Católica Boliviana, Universidad Privada Boliviana, Universidad Andina Simón Bolívar, Universidad Mayor de San Andrés y otras. Tiene varios libros y publicaciones relacionadas con el sector hidrocarburífero.

Conversamos así sobre la cotización internacional del petróleo, las posibilidades de desarrollar proyectos de fracking en Bolivia, y las posibilidades reales del país para renegociar contratos de exportaciones de gas con Brasil, el rol del gas boliviano en la región, y el ensayo que preparan sobre las alternativas que Bolivia tiene con el sector hacia el futuro de largo plazo.

  1. Aparentemente el sector de hidrocarburos en Bolivia está en una situación muy delicada. Entre otros aspectos, la capacidad de producción del país no sería suficiente para negociar nuevos contratos de exportación de GNL, y ya no sólo con Petrobras, sino además con varios otros actores.

JG: Bolivia tiene una situación delicada para cumplir estrictamente sus compromisos de exportación de gas. Por una parte, el mercado interno ha tenido un crecimiento sostenido en la ultima década de 12% CAGR, debido, básicamente, al efecto precio (subsidiado), y es el mercado primario de abastecimiento según la Ley de Hidrocarburos. Brasil tiene un contrato de 30,08 MMMCD, y en teoría tiene prioridad en la asignación de volúmenes. Sin embargo, ahora tenemos el contrato con Argentina y éste demanda aproximadamente 20MMMCD. Con un declive significativo de producción de los mega campos, es muy probable que se generen penalidades por el tema de DOP (Deliver or Pay) con Brasil.

En la actualidad no exportamos GNL y a mi parecer no será viable bajo las condiciones de exploración, producción y niveles de reservas actuales.

  1. Acaba de anunciarse que Bolivia tiene 132 TCF convencionales y 100 TCF no convencionales, pero en los últimos dos años, en al menos dos oportunidades, Argentina se vio forzada a importar GNL de Chile porque Bolivia no pudo cumplir con los envíos establecidos por contrato. ¿Cuán delicado es este asunto desde el aspecto contractual con Argentina? ¿Cuál es el riesgo de que esto vuelva a suceder?

JG: La última certificación de reservas de gas natural en Bolivia fue el 2013, realizada por GLI Petroleum Consultants, y el resultado fue que había 10.45 TCF de P1. El último estimado por BP statistical review para el 2016 fue de 9.0 TCF de P1. Es difícil de creer que el potencial sea más de 10X en las convencionales, y más aún se tenga un estimado tan alto para las no-convencionales.

En relación al contrato con Argentina, así como con el contrato con Brasil, existen cláusulas de garantías mutuas de entrega y recepción. Si Bolivia incumple las cantidades contratadas, existen penalidades de incumplimiento diario, mensual y anual. Entonces, si se presentaran las condiciones de una “tormenta perfecta”, es decir, un largo y crudo invierno en Argentina y un período seco con reservorios hídricos deprimidos en Brasil, ambos contratos demandarían el máximo volumen contractual, y con seguridad que Bolivia incurriría en penalidades de entrega. Por lo tanto, el riesgo está asociado a la eventual demanda de volúmenes altos de parte de contratos (Argentina – Brasil).

MM: En este momento las reservas probadas de gas natural, con alta probabilidad, se encuentran por debajo de los 10 TCF. En este sentido, es muy difícil que Bolivia pueda comprometer un volumen de exportación como el actual para los próximos 20 años.

JG: Como comentaba antes, las reservas están por debajo de los 10TCF, por lo tanto, es muy poco probable que Brasil negocie un contrato con las mismas características que la del GSA actual. En nuestra investigación, la cual estamos publicándola en breve, creemos es muy probable que se negocie una ampliación temporal del contrato actual por unos 5 a 10 años, negociando un nuevo mecanismo de formación de precios y nuevas cantidades.

  1. Acaba de anunciarse la suscripción de contratos para exploración y explotación en Tarija para embarcarse en la era del fracking, y que significarían una inversión pública de al menos $3.500 millones hasta 2022. ¿Es esto una forma de disimular un fracaso en la búsqueda de reservas de hidrocarburos en el país? ¿Qué probabilidades de éxito tienen estos nuevos proyectos?

JG: Las condiciones en Bolivia en cuanto a impuestos y seguridad jurídica, sin mencionar la posibilidad de mercados adicionales de exportación, no permiten realizar proyectos como el del fracking. En todo caso, lo que se espera es que esta inversión de $3.500 millones genere no solo flujo para el estado, sino también valor en toda la cadena, pero eso no va a suceder sin mercados dónde exportar.

MM: En general los proyectos de shale gas y shale oil en el mundo necesitan condiciones impositivas e institucionales (relacionadas fundamentalmente con el medio ambiente) muy favorables, pero éstas no existen en Bolivia. Por ello, su factibilidad técnica es poco probable.

  1. La cotización del precio del petróleo está alcanzando los $70, su nivel más alto desde 2014. ¿Qué está pasando? ¿Qué significa esto para el nivel del subsidio a los hidrocarburos en el país? ¿Cuál sería la tendencia de esta cotización hacia fines de año?

JG: El incremento del precio del petróleo se debe, básicamente, a dos factores: el primero tiene que ver con la reducción en la producción por parte de Arabia Saudita, con la idea de provocar un incremento artificial en el precio de las acciones de Aramco (la empresa estatal de petróleo de Arabia Saudita), prontas a cotizar en bolsa. El segundo factor tiene que ver con que el mercado está descontando la incertidumbre sobre las nuevas sanciones que EE.UU. impondría a Irán, y el efecto que provocan en la oferta de crudo en el mercado. Sin embargo, concuerdo con que el precio del petróleo bajará a niveles entre 50-60 U$/BBl, ya que la producción de shale oil eventualmete suplirá cualquier disrupción en la oferta a precios por encima de 60 U$/BBl

El efecto sobre el subsidio a los hidrocarburos tiene que ver básicamente con el subsidio al diésel y la gasolina que Bolivia importa.

MM: Con alta probabilidad, la cotización internacional del petróleo tenderá a caer hasta estabilizarse nuevamente entre los 50 y 60 USD/Barril.

  1. Se escucha mucho decir que el último barril de petróleo en el mundo no costará miles de dólares, sino cero. Con esto en mente, ¿tiene mucho sentido insistir con este modelo de economía donde el Estado busca exprimir hasta el último centavo de la última molécula de gas que pueda vender?

MM: En un modelo de optimización temporal lo razonable sería sustituir capital natural (gas natural) por capital físico y humano. Ello tiene sentido para mantener el stock de capital constante en la economía.

JG: Es un tema de política de corto plazo adoptada por todos los gobiernos populistas, donde se explotan todas las políticas extractivistas al máximo, y donde es muy conveniente recaudar sin arriesgar invirtiendo. Lo correcto es, como apunta Mauricio, crear valor para que luego, una vez que se acabe el gas o ya no sea rentable, se cuente con fuentes alternativas de ingresos que generen valor agregado en la economía.

  1. Entiendo que entre ambos se han dedicado durante meses a la elaboración de un trabajo de investigación sobre el sector, ¿de qué se trata?

MM: Se trata de la aplicación de dos metodologías de análisis para observar los márgenes de negociación que tiene Bolivia con el precio de exportación de gas natural al Brasil, en una situación de ampliación del actual contrato.

JG: A poco tiempo que acabe el contrato GSA con el Brasil, creemos que es necesario analizar las alternativas de negociación que tiene Bolivia, dado los eventos económicos y de mercados acontecidos en la última década. En este sentido analizamos cómo la demanda en Brasil ha evolucionado, y cómo el gas boliviano ha ido perdiendo importancia dentro de la matriz energética brasilera (mayor producción gas brasilero + capacidad de importación de GNL).

También hemos analizado cómo Bolivia ha ido perdiendo competitividad de abastecimiento debido a la falta de inversión para reemplazar las reservas utilizadas en estos 20 años de contrato. En nuestra estimación, para ver el margen de negociación que Bolivia podría tener con Brasil, creemos que el contrato será acortado a un periodo no mayor a 10 años, el volumen en firme será contratado para satisfacer la demanda industrial (industria+GCV+residencial) en la región SE de Brasil, aproximadamente 14MMMCD, el resto de la capacidad del gasoducto (16 MMMCD) podrá ser negociado y contratado por privados. En este sentido, creemos también, que la formación del precio estará ligada a una fórmula que refleje la competencia gas-to-gas y el costo de oportunidad de Brasil será el precio al que pueda importar GNL.

Para modelar todos estos parámetros, creamos un “hub” virtual en donde se comparan los precios (a nivel Netback) del gas boliviano y el GNL que importa Brasil. En los escenarios corridos en el modelo, el margen de negociación es negativo si los precios del GNL están alrededor de 8.50$/MMbtu, inclusive tomando en cuenta la Ley de incentivos. Sin incentivos, el margen de negociación es mucho menor.

En conclusión, va a ser complicado tener alguna ventaja competitiva en la re- negociación del GSA, se puede esperar una disminución en ingresos por tema volumen, precio y tiempo de contrato.

  1. ¿Algo que quieran agregar?

Es interesante ver cómo se proyectan cifras y proyectos gasíferos de magnitud, cuando sabemos que la realidad es otra. En Bolivia no existen las reservas en nivel P1, suficientes para garantizar los dos contratos de exportación, mas el mercado interno a volúmenes actuales. Es mas, estas “intenciones” de proyectos bajan sustancialmente la credibilidad del gobierno boliviano en cuanto a su política hidrocarburífera, denotando claramente el desconocimiento de la escala de inversión necesaria para llevarlos acabo.

Mauricio Ríos García, Crusoe Research.

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