reporteenergia.com.- En cinco años más el mercado interno representará el 25,9% de la demanda total de gas natural de Bolivia, que para ese año se prevé que alcance los 70,39 millones de metros cúbicos por día MMmcd, incrementando notablemente su “peso” específico en este sector, de acuerdo a una interpretación de datos del Plan Estratégico Corporativo (PEC 2015 -2019) de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

En esta gestión se prevé una demanda promedio total de 60,15 MMmcd de gas natural, con lo que la participación del mercado interno será  del 20,7%.

De acuerdo al informe, se prevé que el requerimiento local del fluido pasará de 12,15 MMmcd que se proyecta en promedio para 2015 hasta los 18,25 MMmcd en el 2019, lo que implica un crecimiento del 34,7%.

¿A qué se debe esta importante tendencia creciente en el consumo local del fluido en los próximos años? Básicamente está impulsada por la puesta en marcha de proyectos de industrialización, al aumento de la demanda del sector industrial y la conversión de vehículos a gas natural vehicular (GNV), entre otros, se indica.

La proyección de demanda de gas natural considera el comportamiento histórico de los diferentes sectores que conforman el mercado interno, las diferentes políticas de masificación del uso del gas natural actualmente aplicadas y que serán afianzadas durante los próximos años, los proyectos de extracción de líquidos, industrialización y otros que se prevé ingresen en operación durante el período 2015 – 2019.

En este marco se indica que la Planta de Amoniaco-Urea, a partir de julio de 2016 consumirá 1,66 MMmcd de gas natural, volumen que considera el gas de proceso y el gas combustible incluyendo el consumo para generación de electricidad.

A su vez la Planta de Separación de Líquidos Río Grande demandará 0,25 MMmcd de gas natural que toma en cuenta tanto la recuperación de GLP como el gas para combustible y pérdidas, mientras que para la Siderurgia del Mutún, se ha considerado un volumen que se va incrementando gradualmente, en base al último requerimiento realizado por la Empresa Siderúrgica del Mutún, de 0,5 MMmcd hasta 2,5 MMmcd. Se considera que la demanda del fluido de este proyecto se iniciará a partir de 2017.

Para la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco se prevé que la exportación de gas natural a la Argentina, corriente de la que esta planta extrae los componentes licuables, será la Cantidad Diaria Garantizada 1 (CDG1) y que esta planta trabajará en Modo Rechazo de Etano hasta el ingreso en operación de la Planta de Etileno – Polietileno después del año 2019.

Asimismo, se considera como parte de la demanda de esta planta, los volúmenes de gas para la recuperación de GLP, el gas para combustible y pérdidas.

De igual manera se prevé que la distribución de gas natural por redes, que incluye los sectores residencial, comercial, GNV e industrial, se incremente de 5,17 MMmcd en 2015 a 6,79 MMmcd para el año 2019.

Otro de los sectores importantes en este sentido es el de los consumidores directos, desagregada en consumo de gas natural como combustible en refinerías, estaciones de bombeo de oleoductos y poliductos, estaciones de compresión, consumo propio de gasoductos y otros usuarios que se conectan directamente al Sistema Troncal de Transporte. El total de la demanda de consumidores directos alcanza a 1,26 MMmcd en 2015 y 1,52 MMmcd para el 2019.

Por último las proyecciones de consumo de gas natural para la generación de energía eléctrica en el periodo 2015 – 2019, relativas a la expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) en el mercado interno muestran un crecimiento de la demanda de gas de 4,45 MMmcd en 2015 a 5,20 MMmcd para el año 2019.

¿Se afectará el margen de ganancias de las operadoras?

Si  bien para los consumidores del gas natural a nivel nacional resulta favorable el incremento de los volúmenes asignados, no ocurre lo mismo con las compañías productoras, puesto que técnicamente se reduciría su margen de ganancias, debido a que el precio fluido que se entrega al mercado interno es comparativamente mucho más bajo en relación al de exportación.

Cabe recordar que el precio ponderado de gas exportado a Brasil hasta diciembre de 2014 fue de $us 8,40 MMBTU (millón de BTU), mientras que para Argentina registró $us 9,91 MMBTU.

Los precios de gas natural en el mercado interno (1 millón de BTU es aproximadamente igual a un millar de pies cúbicos – MPC) se encuentran en una banda definida entre un nivel máximo de 4,3000 $us/Mpc y un nivel mínimo de 0,57 $us/Mpc, en función al sector de destino y la normativa empleada en cada caso, según el Boletín Estadístico 2014 de YPFB Corporación.

Los volúmenes de gas natural que se destinan tanto al mercado interno, como al de  exportación, están sujetos a reglamentos aceptados por las operadoras, pero la dificultad surge porque el requerimiento del mercado interno crece cada vez más, con lo que se avizora dificultades.

Por ejemplo se conoce que con la puesta en marcha de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco, las operadoras petroleras que proveerán gas natural para la misma, verán mermados sus ingresos.

En este tema una de las compañías operadoras más importantes del país indicó a Reporte Energía que desde este 2015 el aporte de gas natural de su compañía al mercado interno será mayor que el año pasado, por lo que no tendrán los mismos resultados económicos porque “se venderá el mismo gas a precios más bajos”. ▲

Mayor requerimiento

de diésel y gasolina

▶ El incremento de la demanda de diésel y gasolina en el mercado interno entre 2015 y 2019 superará el 6% anual; en ambos casos, debido principalmente a la expansión del parque automotor, pese a los esfuerzos de conversión a gas natural vehicular (GNV), según pronósticos  de YPFB Corporación.

Según el informe oficial, el requerimiento del mercado interno de combustibles líquidos ha mantenido un ritmo de crecimiento sostenido, consistente con el aumento del Producto Interno Bruto (PIB) y como resultado de una política expansiva de la demanda agregada.

Los combustibles que mayor consumo han registrado son la gasolina especial y diésel oíl. Los pronósticos muestran que este sector va a incrementar la presión sobre la demanda.

En el caso de la gasolina especial, la proyección de su demanda parte de 25.695 BPD (barriles por día) en 2105 hasta llegar a 31.685 en 2019, con un 6,6% de crecimiento durante ese periodo, situación similar a la del diésel oil que se espera registre 6,7% de incremento del consumo en los próximos cinco años, pasando de 33.359 BPD en este año a 40.454  el 2019.

Para la proyección de la demanda interna de combustibles líquidos se utilizó una metodología basada en la proyección del consumo según departamento y por tipo de combustible. Esos pronósticos departamentales se han agregado para obtener la demanda total nacional.

Boris Gómez Úzqueda

‘Se debe priorizar

el consumo local’

Es importante que se priorice el mercado interno conforme señala la CPE. Además se debe resaltar que es urgente que en esta legislatura el Parlamento debata una reforma energética a partir de una nueva Ley de Hidrocarburos que establecerá los marcos en los que la industria se desenvolverá en los próximos 20 años.

Celebro que hayan iniciativas en exploración y producción; Sin embargo urge promover mayor participación de capitales externos que impulsen upstream/downstream para no sólo elevar la producción, y bajar subvenciones, sino mejorar nuestra oferta de productos: ejemplo electricidad a partir del gas y productos gas – químicos; o electricidad a partir del agua que permitan «liberar» gas, es decir, tener más gas para el consumo interno y para la industrialización.

Estos temas necesariamente deben ir de la mano de una reforma energética. Hoy es más necesario que nunca porque será más complicado atraer inversionistas con el precio del petróleo tan bajo.