Decreciente producción de petróleo en el país

De los últimos datos proporcionados en un interesante estudio realizado por CEDLA en el cual se ha analizado estadísticas obtenidas de los Balances Energéticos de los departamentos de los años 2005 al 2009, queda en claro que estamos sufriendo una preocupante caída en la producción de petróleo.

Si bien el año 2002 se producía 15.603 barriles de petróleo por día (BPD), al parecer por las proyecciones con que se cuenta para el 2012 la producción promedio no va a pasar de los 5.000 barriles por día. Estas preocupantes cifras se dan porque desde hace una década no hay nuevos descubrimientos de líquidos en el país y es así que la estatal YPFB está obligada a duplicar esfuerzos para evitar la importación de mayores volúmenes de los derivados del petróleo con los elevados precios del mercado internacional, a los que hay que agregar los costos del transporte.

Esto se visualiza claramente, por ejemplo, en un análisis global de la producción energética del eje central indicado en el gráfico adjunto. La primera fila del gráfico representa la producción del departamento de La Paz, la cual se ha mantenido alrededor de los 2.400 kbpe. (Kilo barriles equivalentes de petróleo) en los años considerados, en cambio su consumo ha ido aumentando paulatinamente desde el 2005 al 2009.

La producción del departamento de Cochabamba representada en la tercera fila ha ido disminuyendo de 18.774 kbpe a 12.323 kbpe y por otro lado su consumo indicado en la cuarta fila ha ido aumentando de 4.710 kbpe a 6.318 en los años considerados.

La producción de Santa Cruz representada en la última fila ha disminuido de 28.497 a 21.641 kbpe y su consumo representado en la penúltima fila ha ido aumentando de 9.379 kbpe el año 2005 a 13.116 kbpe el 2009.

Es cierto que la producción nacional de gas natural y de los líquidos livianos que lo acompañan, como gasolina natural y condensado han aumentado, pero estamos en franca falencia en lo que se refiere a los derivados de las fracciones más pesadas del petróleo, como ser diesel oil, jet fuel y aceites bases para lubricantes.

En un artículo que publiqué en EL DIARIO el 06/03/12 proponía un pago directo adicional por barril a las empresas productoras de petróleo en campos nuevos, para evitar el pago de un mayor costo por su importación y considerando el transporte por barcos y cisternas. Mediante un decreto aprobado el 18 de abril de 2012, el Gobierno ofreció un incentivo fiscal de $us 30 por barril a favor de los productores de petróleo, en un esfuerzo por aliviar el déficit de crudo en el país. A dicho incentivo otorgado en forma de notas de crédito fiscal de libre negociación (NOCRES), se suma a la exigua ganancia que las empresas petroleras productoras reciben actualmente en efectivo por barril, al margen de los costos de transporte y cargas tributarias con que se completa el precio interno pagado por el crudo. No obstante, esta oferta en Nocres, en manera alguna les resulta atractiva, puesto que las empresas petroleras al parecer esperan más bien que el Gobierno apruebe una nueva Ley de hidrocarburos que ofrezca reglas claras y sólidas y que ofrezca seguridad en el tiempo a los posibles inversionistas, criterio en el que concuerdan casi todos los entendidos en el tema petrolero.

De formularse una nueva ley en los términos que las empresas petroleras consideren aceptables, tomaría por lo menos unos cinco años adicionales ver el fruto de una mayor producción que mejore la perspectiva actual para el petróleo. De no llegarse a acuerdos aceptables se tendría que seguir importando derivados con los elevados precios actuales que no presentan perspectivas de reducción.

Como medida paliativa de aplicación rápida, hasta que se aclare el panorama para las empresas petroleras, sugeriría que se contrate a empresas que aplican técnicas probadas y patentadas de recuperación mejorada de petróleo (EOR) en los actuales pozos declinantes, técnicas que naturalmente se aplican siguiendo la buena práctica petrolera, es decir previa evaluación e inspección de los aspectos técnicos relativos en cada posible pozo potencial, como ser tipo de roca, presiones, permeabilidad, porosidad, geología, estratigrafía, etc. Según una de las empresas que cuenta con un método patentado de producción mejorada, la productividad en los pozos aceptados puede aumentar de un 30 a un 50 % por períodos que según el caso van de 3 a 18 meses, o más en algunos casos, lo que significaría una notable reducción al monto gastado en subvencionar los combustibles. Por otro lado es también importante continuar con la campaña para transformar en lo posible el parque automotriz al uso de gas natural y la campaña para evitar el contrabando de combustibles a los países aledaños.

El Ing. Urquidi es ex directivo de YPFB.