Página Siete|09|03|20|

Hasta diciembre de 2019, se estima que las reservas probadas de gas natural cerraron en 7,79 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés). Sobre esa base, en 2025 la producción del energético habrá caído a 34,4 millones de metros cúbicos día (MMmcd), un volumen que no alcanzará para exportar, según dos expertas.

En el foro denominado “De la supuesta nacionalización a la importación de hidrocarburos”, organizado por la Fundación Jubileo, las analistas Isabel Chopitea y Susana Anaya explicaron que de acuerdo con las tres certificaciones más recientes, se calcula que hasta 2017 había un remanente de gas de 9,04 TCF, de los cuales el consumo de mercado externo e interno redujo las reservas en 1,25 TCF en un año.

Por lo tanto, quedan 7,79 TCF, pero como en los anteriores 14 años no se firmaron contratos de exploración que sean significativos y que hayan incrementado las reservas, los pronósticos de producción están a la baja  de modo que en cinco años se llegará a 34,4 MMmcd (infografía).

En la actualidad, Bolivia produce 51 MMmcd, con datos a enero de 2020, de los cuales entregó hasta febrero 28 MMmcd a Brasil; 11 MMmcd a Argentina y 12 MMmcd al mercado interno.

“Los pronósticos de producción -ya que no hubo contratos significativos en la exploración y sí decremento de reservas- nos muestran una proyección, con base en las reservas probadas  y desarrolladas, que está decreciendo. Entonces esto afectará nuestros compromisos con los mercados”, explicó Chopitea.

Sostuvo que una situación similar sucede con la producción de líquidos, que es más preocupante porque el país depende de eso para abastecer el consumo interno. A su vez, este factor impacta en una mayor importación de carburantes y lubricantes, lo que supone una mayor erogación de recursos para   el subsidio.

Las expertas apuntaron que para este año se espera un nivel de producción de 47.500 barriles por día (BPD), un volumen que, con base en las previsiones, descenderá hasta los 28.500 BPD, cantidad que no se registró desde 2006, época en que se “nacionalizaron” los hidrocarburos.

En su análisis, identificaron que la causa de la menor producción  fue la ausencia de políticas sectoriales y la mala gestión del sector y de YPFB, que se reflejó en una importación creciente por el déficit que hay en la producción de diésel y gasolina; déficit fiscal, ya que no se supo aprovechar el auge de los precios del gas natural que hubo hasta 2014, y el déficit de la balanza comercial.

Sobre el último punto, indicaron que la caída  del valor de las exportaciones de gas se percibe desde 2012. Por entonces hubo un superávit de más de 3.000 millones de dólares, que se redujo a algo más de 700 millones al cierre de 2019, según datos oficiales del Ministerio de Economía.

Asimismo, según la evaluación de las expertas, desde 2006 hasta 2019 el país recibió al menos 38.651 millones de dólares por la renta petrolera, la generación de regalías, el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) y la participación del Tesoro General de la Nación, entre otros.

La experta añadió que desde hace varios años  YPFB se dedicó en mayor medida a hacer pruebas de sísmica en diferentes regiones, para aumentar la información en áreas poco estudiadas, pero no desarrolló proyectos de exploración-explotación.

Anaya y Chopitea advirtieron que la baja producción de gas impactará en los compromisos que se tienen con el mercado externo, al punto de que en los siguientes años ya no se tendrá de dónde entregar el energético, al tomar en cuenta que  para la maduración de un nuevo reservorio hacen falta, como mínimo, cinco años, hasta un máximo de 10.

De acuerdo con la exposición, con base en las reservas probadas actuales, para este año se tendrá disponible 23,7 MMmcd para vender a Brasil, pero a medida que pasen los años  el nivel disponible irá en descenso y a partir de 2025 se tendrán cifras negativas y no alcanzará para el mercado argentino; se calcula que habrá un faltante de 5,95 MMmcd en 2026, que es cuando vence el contrato con ese socio.

Dos nuevos reservorios

La presidenta Jeanine Áñez anunció el viernes el hallazgo de dos “importantes” pozos de gas y petróleo en los departamentos de Chuquisaca y Santa Cruz.

El hallazgo en el primero se trata del pozo Sipotindi X-1, cuya perforación superó los 6.300 metros hasta el momento y permitió llegar a la formación Huamampampa, que es la misma de los campos gasíferos Incahuasi, San Alberto y Margarita. Los trabajos de exploración llegarán a su fin dentro de dos meses.

El segundo hallazgo está en Santa Cruz y se trata del pozo Yarará X-1, que fue perforado a más de 4.000 metros de profundidad y las pruebas establecieron que producirá, desde el próximo mes, al menos 400 barriles de petróleo por día e incrementará la producción local de líquidos.

Planta de Úrea consume el 6,7% del gas producido

La Planta de Amoniaco y Úrea, ubicada en Bulo Bulo, Cochabamba, demanda el 6,7% del gas producido en el país. La factoría ya lleva más de tres meses parada y el Gobierno tiene planeado reactivarla antes de fin de mes.

En un panel organizado por la Fundación Jubileo, la experta en hidrocarburos Susana Anaya afirmó que del total producido en gas natural, el 72% se destina al mercado de exportación, es decir que se envía a Brasil y a Argentina, y que el 28% es para el consumo de mercado interno.

De éste último, de los 12 millones de metros cúbicos día (MMmcd), el 40,3% se lo destina para la distribución de gas natural por redes (industrias, comercios, GNV y domicilios); el 39,5% es para el sector eléctrico; el 12,8% son los consumidores directos como refinerías  y el 6,7% se lo envía para el funcionamiento de la Planta de Úrea, según información oficial de YPFB.

“El 6,7% que se destina al mercado interno se va para la Planta de Úrea y se lo comercializa a un precio de 0,90 dólares el millar de BTU, pero la planta actualmente está parada y encima genera déficit para el Estado. Es un gas que puede ser exportado a un precio mayor a cinco o seis dólares, como se lo vende a Argentina o Brasil”, consideró Anaya.

La factoría está paralizada desde noviembre de 2019. No obstante, la anterior semana el presidente de la petrolera del Estado, Herland Soliz, anunció  que durante este mes se reanudará las operaciones del complejo y para ello se buscan mercados.

“Vamos a buscar una salida rentable para la planta que fue mal concebida”, afirmó Soliz.