Gobierno siente la presión de los mercados vecinos. Brasil duda de la oferta boliviana en materia de gas, mientras Argentina confía en que el proceso de aumentar los volúmenes se plasme; entretanto, el Gobierno boliviano licita y firma contratos con petroleras internacionales para subir la oferta de hidrocarburos, aunque el anuncio se lo hace desde hace muchos años, pero hasta la fecha no se encontró ni un pozo nuevo, fuera de los tradicionales.
De acuerdo con una publicación de la Fundación Milenio, en julio de 2016, la calificadora de riesgo Fitch Ratings afirmó, en un informe, que la producción de gas natural en Bolivia, luego de 2019, es incierta debido a la ausencia de grandes descubrimientos.
Pese a que el Gobierno promulgó una ley de incentivos, la misma no tuvo el efecto deseado, y en su momento el analista del sector energético, Boris Gómez Úzqueda, señaló que esta debería haber sido incluida en una nueva Ley de Hidrocarburos.
Uno de los fracasos fue la exploración al norte paceño, Lliquimuni, que luego de varios meses de exploración, los resultados fueron negativos, una incursión realizada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Petróleos de Venezuela (Pdvsa).
En los últimos años aumentaron reservas de pozos ya explotados, pero a la fecha todavía no hay uno nuevo y es por ello la publicación de un estudio del Gobierno de Brasil, que advierte que los campos de gas en Bolivia se hallan en fase final de producción y que no existen descubrimientos de nuevos yacimientos.
Esa decisión ha vuelto a encender las alarmas en el país, y es por ello que se anuncia millonarias inversiones pero a la fecha los resultados son inciertos.
En su momento, el Gobierno boliviano ha desestimado esos informes, arguyendo que sus datos son desactualizados y no consideran descubrimientos recientes, ello no alcanza para disipar los temores de que el país hubiera ingresado en una etapa de inseguridad energética y que las exportaciones futuras de gas podrían estar comprometidas.
Si bien los datos de la Fundación muestran hasta el 2015, 8,9% de TCFs, declaraciones del ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, señalan que la cifra sería 10 TCFs, y que ya se tendrá cifras oficiales en el mediano plazo.
ESTIMACIÓN DE RESERVAS
La estimación de las reservas de gas plantea un problema, debido a que su certificación oficial no está actualizada. Los datos disponibles provienen, por una parte, de la certificación de reservas al 31 de diciembre de 2013, determinadas por la empresa canadiense GLJ Petroleum Consultants, y publicada por YPFB en 2014; y por otra, de los anexos a los estados financieros de YPFB (publicados en 2016), en los que esta empresa estimó las reservas probadas para los años 2014-2015.
Con base en dicha información, Mauricio Medinaceli apunta que Bolivia repuso el gas natural consumido entre 2009 y 2013, lo que, en cambio, no ocurrió en 2014 y 2015, dado que la estimación de YPFB solo considera los volúmenes consumidos y no así los repuestos.
De las estimaciones de la estatal petrolera –refiere el experto boliviano-, se deduce que la producción anual bruta de gas natural en Bolivia es de 0.8 TCF, aproximadamente; cifra que puede incrementarse siempre que los envíos a la Argentina también lo hagan.
SOBREEXPLOTACIÓN
Dentro de las primeras conclusiones que realiza Medinaceli, se evidencia los efectos contraproducentes de un enfoque de política que ha sacrificado las inversiones en exploración de nuevas reservas a la maximización de ingresos inmediatos para el Estado, con la sobreexplotación de los campos existentes, al límite de su agotamiento. La mayor parte de la inversión petrolera ha sido dirigida a la explotación de reservas antes descubiertas, con el resultado de un fuerte incremento en la producción de hidrocarburos, pero, y sobre todo, de la disminución en la tasa de recuperación de reservas de gas, añade la nota.
PRODUCCIÓN DE GAS
Según Medinaceli, el coeficiente entre el nivel de reservas probadas (P1), estimadas para el año 2015, y el nivel de producción bruta, observado durante el mismo período, alcanza un valor de 11.3 años. Esto, como resultado de que dicho coeficiente presenta una tendencia decreciente respecto de los primeros años de la década pasada.
El propio Medinaceli advierte, sin embargo, que la relación reservas/producción (R/P) es un indicador estático, que solo permite conocer la tendencia pasada; o sea, que no considera la producción futura. Así pues, y dado que no necesariamente la producción se mantendrá constante en el futuro, lo correcto sería dividir la cantidad de reservas con la producción futura estimada, de forma tal de introducir cierta dinámica al indicador; lo cual, empero, implica tener que pronosticar la producción y/o demanda de la producción de gas.
En ese sentido, el experto propone una segunda forma de analizar el desempeño de las reservas, cotejando la producción de gas natural futura con las reservas certificadas al presente. De este modo, tomando en cuenta los volúmenes de exportación a Brasil y Argentina así como el crecimiento del consumo interno de gas, además de los requerimientos de este recurso para la planta de urea y también las plantas de separación de líquidos, se tiene que a partir del año 2017 las necesidades de gas natural suman aproximadamente 0.92 TCF por año. Vale decir que las reservas probadas de gas natural, estimadas al año 2015, podrían ser útiles por 8.8 años más; aproximadamente 2.5 años menos al resultado otorgado por el indicador R/P.
RENOVACIÓN
En ausencia de descubrimientos de campos nuevos, la disponibilidad de reservas podría no ser suficiente para garantizar la renovación de un contrato de largo plazo con Brasil, lo cual, de confirmarse, significaría la pérdida eventual de su principal fuente de ingresos externos, además de ponerse en riesgo la provisión de gas para el mercado.
A la vista de estos hechos, y de cara al futuro, es indudable el imperativo de reorientar la política hidrocarburífera, priorizando ante todo la urgencia de captar inversiones externas masivas en exploración y explotación de campos, condición sine qua non para sostener y ampliar la producción y exportación de gas natural.
El ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, anunció el sábado que las negociaciones para la definición del contrato de servicios petroleros con la rusa Gazprom para las áreas Vitiacua y La Ceiba se iniciarán la siguiente semana. “La próxima semana firmaremos el memorándum de inicio de negociación de los contratos de exploración en La Ceiba y Vitiacua con Gazprom”.
Durante el Foro Económico de San Petersburgo realizado el pasado año, Gazprom firmó con Bolivia la realización de los convenios de estudio para calcular el potencial hidrocarburífero en las áreas Vitiacua, La Ceiba y Madidi. En mayo pasado, durante el mencionado foro, la firma rusa expresó interés en la realización de actividad exploratoria en las dos primeras áreas, según recordó la autoridad.
Vitiacua, ubicada en el departamento de Chuquisaca y Santa Cruz, es un área con una extensión de más de73.000 hectáreas (h), colinda con el tren estructural de Caipipendi. Se localiza en el mismo tren estructural de los Campos Sábalo, Itau y San Alberto y Área Reservada Oriental, y está a cargo de YPFB Chaco S.A.
La Ceiba se ubica en el departamento de Tarija, con una extensión de 47.500 h, es contigua a los Campos San Alberto, Itaú y Madrejones. Se localiza en el mismo tren estructural del Campo Caigua y las Áreas Sanandita y Aguaragüe Sur A. “El acuerdo en el que estamos trabajando permitirá la exploración en dos áreas tradicionales de Bolivia como es el caso de Vitiacua y La Ceiba, y de una nueva área no tradicional como es el caso de Madidi”.
El ministro informó que actualmente se tramitan las licencias ambientales para dos proyectos que se tienen con las firmas Total E&P Bolivie y Gazprom: Tendido de líneas de recolección e instalación de las facilidades para los pozos Incahuasi 3, 4 y 5 que concluirá hasta fines del mes de julio 2017.
En el caso del proyecto Perforación del Pozo Ñancahuazu F/G, del Bloque Azero se prevé concluir la Licencia Ambiental en la primera quincena de agosto.
