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Hilton Heredia García/ Esta dirección de correo electrónico está protegida contra spambots. Usted necesita tener Javascript activado para poder verla.

El proceso de nacionalización no da sus frutos hasta la fecha y queda claramente establecido que los altos precios del gas en la última década ‘salvaron’ la política energética. Las regiones productoras están en emergencia. A diciembre de 2013 las reservas probadas eran de 10,45 TCF´s, lo que significaba una muy baja inversión en exploración. Este año se especula en valores que van de 4,3 a 6,6 TCF´s de reservas probadas lo que muestra aún más bajo el factor de recuperación de reservas llegando aproximadamente a 4 y 5%. Hasta la fecha, YPFB no da a conocer un informe de certificación de reservas. En este contexto, tres operadores de talla mundial Shell, Repsol y Petrobras aceleran trabajos para suplir la declinación de los campos de gas en unos cinco años.

Una investigación de un equipo periodístico revela la crisis y la acentuada caída de las inversiones, además que los resultados de inversiones de YPFB no han sido nada alentadores. Basta citar que en los últimos años se gastó $us 760 millones en solo tres prospectos exploratorios.

Pese a este escenario, la presidenta de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), Claudia Cronenbold reconoce que se necesita aumentar el ritmo de las inversiones y que se debe priorizar la exploración y trabajar la declinación de los campos.

No obstante, la ejecutiva es optimista por las nuevas inversiones que se vienen desarrollando, entre ellos los proyectos de Caranda Profundo, Jaguar, Boyui, Sipotindi, Ñancahuasu, Sararenda, Itacaray, Iñiguazu, Iñau, Los Monos- Aguaragüe Centro, Villa Montes y Yarará, entre otros.

“Si se tienen resultados positivos, esa producción ingresará al mercado en unos cinco años y podrá suplir la declinación natural que están teniendo los campos en actual producción”, señala Cronenbold.    

Shell

La compañía Shell Bolivia invierte $us 109 millones, en el pozo Jaguar X6 en el sur de Bolivia y se prevé que tiene un potencial de 1,8 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas. Incluye proyectos compensatorios en apoyo a comunidades de la zona. Será el primer del bloque denominado Huacareta, situado entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca.
 
El yacimiento fue identificado en 2016 a una profundidad estimada de 4.429 metros y la construcción comenzó en 2017 con un equipo de 382 personas, el 70 % habitantes de comunidades locales, según YPFB. 

Repsol

Boyui, situado en el departamento de Tarija, tiene un potencial estimado entre 2,3 y 2,7 trillones de pies cúbicos (TCF) que se pretenden confirmar a través de una perforación que llegará hasta las profundidades de la formación geológica Huamampampa, donde también están los reservorios de Margarita. Según reportes de la petrolera Repsol se invierte alrededor de $us 120 MM y a la fecha han perforado hasta 7.000 m.

Las reservas de Boyui servirán para reemplazar parte de la declinante producción de gas del megacampo San Alberto, cuya oferta abastece el mercado brasileño y ya dejó infraestructura de procesamiento “ociosa”.

El primer pozo descubridor en el área Boyui, a cargo de Repsol, se comenzó a perforar en julio de 2017 como parte del nuevo programa de exploración “ultraeficiente” que impulsa el Gobierno para hallar nuevos volúmenes del energético. El sondeo concluirá a finales de 2018 o principios de 2019, pero arrojará sus primeros resultados a fines de esta gestión.

Petrobras

San Telmo Norte


El Área San Telmo Norte, contrato suscrito entre YPFB con YPFB Chaco y Petrobras, está ubicado en las provincias Gran Chaco, O’Connor y Arce del departamento de Tarija, se encuentra en una zona tradicional. Cuenta con un potencial de 1,08 TCF´s, el operador es Petrobras. Se tiene programada una inversión de $us 193 millones para la perforación de un pozo exploratorio y seis pozos de desarrollo.

Según el ministro de Hidrocarburos Luis Alberto Sánchez “la renta petrolera será de $us 5.181 millones durante la vida del proyecto, se prevé su ingreso en operación el año 2021, pero estamos trabajando con las empresas para optimizar los tiempos, esperamos sea el 2020”.

Área Astillero


El Área, cuyo contrato entre YPFB, YPFB Chaco y Petrobras Bolivia, prevé potencial estimado de cerca de 0.9 TCF. El operador es YPFB Chaco, se tiene programada una inversión de $us 489 millones para la perforación de un pozo exploratorio y 5 pozos de desarrollo.

“La renta petrolera que, a partir de la vigencia del contrato de servicios petroleros durante la vida productiva del campo, se estima alcanzar es de $us 3.734 millones, estimamos que entre en producción el año 2021; sin embargo, se está trabajando para optimizar tiempos y empezar la producción antes”, puntualizó Sánchez.

Las críticas no cesan; regiones en emergencia

Pese a toda esa situación, las regiones productoras de Tarija, Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija están en emergencia pues YPFB no cumple con la Ley de dar a conocer las reservas de gas.

Así lo determinó el Consejo Nacional de Hidrocarburos que exige de manera inmediata la certificación de las reservas de gas a YPFB, ante la falta de información con relación a los estudios realizados por la empresa canadiense Sproule.

La respuesta no se dejó esperar. El viceministro de Planificación y Desarrollo Hidrocarburífero, Carlos Quispe, indicó que a fin de mes se conocerán los resultados de la certificación de reservas hidrocarburíferas que mandó a realizar YPFB.

"Hasta fin de mes vamos a tener los resultados del informe, las especificaciones de reservas, estamos a pocos días de concluir el mes, así que tengamos paciencia que seguramente YPFB va hacer públicos esos resultados para que todos los bolivianos tengamos la tranquilidad de conocer de cuánto contamos en reservas", dijo.

En febrero de este año, la empresa canadiense Sproule International Limited se adjudicó el proceso que permitirá conocer la cantidad de reservas de hidrocarburos con las que cuenta el país hasta el 31 de diciembre de 2017.

En julio de 2014, la empresa canadiense Consultants GLJ certificó que las reservas probadas de gas natural de Bolivia, al 31 de diciembre de 2013, ascienden a 10,45 Trillones de Pies Cúbicos (TCF).

Un rector cuestiona la nacionalización

Cabe recordar que en plenas fiestas patrias, el presidente Evo Morales, volvió a destacar el proceso de nacionalización para el desarrollo del país, sin embargo, el rector de la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA), Waldo Albarracín, cuestionó que las ganancias mayoritarias por la explotación de hidrocarburos sean para las empresas transnacionales.

“La mentada nacionalización que tanto enarbola el actual Gobierno es solo un mito, una falacia que hoy debemos desmentir. En la toma de decisiones empresariales, que se rigen por las participaciones accionarias, YPFB Corporación tiene una escasa participación: 25,5% en San Antonio y San Alberto; 10% en Incahuasi y ninguna participación en Margarita y Huacaya”, afirmó.

Dijo que en los más de 12 años del Gobierno actual, las principales empresas del país, como YPFB o la Corporación Minera de Bolivia (Comibol), solo fueron “presas de inestabilidad sin precedentes en la historia reciente de Bolivia que contribuye a la corrupción y al debilitamiento de la nación”. Además ve inestabilidad y corrupción en YPFB.

No se reponen las reservas

Por su lado, el exgerente de Exploración y Explotación de YPFB, Edmundo Pérez, afirmó que desde la última vez que el país realizó la certificación de reservas, no repuso los volúmenes exportados a Brasil y Argentina, ni el equivalente del consumo interno, por lo que puso en duda que se cuente a la fecha con 10,4 trillones de pies cúbicos (TCF), como afirma el Gobierno.

“No se han descubierto reservas de gas, que reemplacen a los 3,2 TCF, consumidas en cuatro años por los mercados de Argentina, Brasil e interno”, señala una de las conclusiones de Pérez.

Resulta muy difícil contabilizar poco más de 10 TCF de gas natural de reservas, según Pérez, por los resultados obtenidos de las actividades de exploración en los últimos años.

“Recordemos que la última certificación de las reservas probadas de gas alcanzaban a 10.45 TCF, al 31 de diciembre de 2013, efectuada por la empresa canadiense GLJ Petroleum Consultants. Han pasado cuatro años, sin evaluación y certificación de las reservas de gas de Bolivia”, sostiene.

Senador Ortiz ve más problemas

El senador opositor Óscar Ortiz va más allá. En un estudio presentado recientemente afirma que los niveles esperados de reservas probadas de gas se han reducido en forma dramática ante el infortunado fracaso de la política exploratoria cuyos resultados no han podido brindar ningún nuevo descubrimiento que pueda soportar una reposición de reservas.

Mostrando documentación refiere que en abril de 2006 se tenía una reserva probada de gas de 13.74 TCF según Memoria del Ministerio de Energía e Hidrocarburos (MEH).

La auditoría a Diciembre de 2009 efectuada por Ryder Scott estableció un nivel de reservas probadas de gas de 9.94 TCF. Cuatro años más tarde la auditoría a Diciembre de 2013 efectuada por GLJ resultó en una reserva probada de gas de 10.35 TCF. La reserva probada de gas estimada por ETI al 31 de diciembre de 2017 es de tan solo 4.48 TCF.

Según el legislador, la fuerte reducción de reservas probadas de gas se debe a los altos volúmenes de producción de gas para cubrir el mercado nacional y el gas comprometido con Brasil y Argentina y la ausencia de descubrimientos de nuevos campos exploratorios.

Agrega que la capacidad de producción ha dejado de cubrir la demanda de mercados y la diferencia entre demanda y producción crece aceleradamente ante la falta de reposición de reservas. El déficit de Producción a partir del 2017 causó el pago de penalidad a la Argentina por incumplimiento de contrato. Ante tal situación indica que se tiene que transparentar el cumplimiento a los mercados interno y externo.

Asimismo, señala que la empresa BEICIP viene trabajando desde hace dos años en estudios exploratorios sin mostrar resultados. La misma fue contratada para encontrar nuevos prospectos para perforar y actualmente se encuentra en proceso de renovación de contrato sin antes haber demostrado la efectividad de sus resultados.

Sin pelos en la lengua añade que el esfuerzo exploratorio durante la década pasada ha sido mal planificado y mal ejecutado basada en la utilización de información residual del siglo pasado de los antiguos esfuerzos de YPFB sin una actualización adecuada con las mejores técnicas de la industria para mejoramiento de los modelos geológicos.

“En una década en que se tuvo la mejor renta petrolera de la historia, gracias a la gran subida de precios de los hidrocarburos, no se asignó proporcionalmente suficientes recursos a la fase exploratoria. Los esfuerzos exploratorios de 1.483 millones de dólares en la década pasada, entre sísmica y perforaciones, resultan en un magro promedio de 123 MM $us por año, mal gastando una etapa que debió ser más intensa y de mejor calidad. En consecuencia los resultados de los trabajos exploratorios fueron un fracaso rotundo y hasta la fecha no se ha descubierto ningún megacampo ni tampoco otros campos menores que pudiesen reponer reservas”, acotó.

Las inversiones según el Gobierno

YPFB en los 12 últimos años después de la nacionalización de los Hidrocarburos, ha logrado alcanzar una inversión acumulada de $us 13.361 MM. En los 10 años anteriores a la Nacionalización, las inversiones en el sector alcanzaron solo $us. 4.893 Millones. A partir de la gestión 2015 las inversiones comienzan a bajar producto de la caída de los precios del petróleo en los mercados internacionales.

YPFB, para la gestión 2017, programó $us 1.876 millones de cuyo monto, el 38,7% corresponde a inversiones que está programado YPFB Casa Matriz, el 42,9% corresponden a inversiones de las Empresas Filiales y Subsidiarias de YPFB y el restante 18,4% son inversiones programadas por las Empresas Operadoras Privadas con contratos petroleros.

La ejecución de la gestión alcanzó a $us 911 millones que corresponde al 48,5% del total programado. Este porcentaje de ejecución obedece a una priorización de la inversión en el sector, destinando los recursos a proyectos priorizados de Exploración y Desarrollo de campos.

Del monto total, ejecutado en el 2017, un 45% le corresponde al conjunto de Empresas Filiales y Subsidiarias de YPFB; el 33% de la inversión fue realizada por la Casa Matriz de YPFB y el restante 22% es atribuido a las Empresas Operadoras Privadas.

La inversión programada por las diferentes empresas que operan el sector de hidrocarburos para 2018 asciende a $us 1.198,3 millones con una participación del 69,2% de YPFB Corporación (YPFB Casa Matriz y sus Filiales y Subsidiarias) y un 30,8 % de las empresas operadoras privadas a nivel nacional.

YPFB y los millones hasta 2021

Según el presidente de la estatal petrolera, Óscar Barriga, el pozo SIP X-1 es uno de los primeros proyectos en ejecutarse en base al Acuerdo Marco de Desarrollo, suscrito el mes de julio entre el presidente Evo Morales y autoridades departamentales y municipales de Chuquisaca que viabiliza una inversión de $us 2.514 millones para nueve áreas petroleras en dicho departamento.

El acuerdo establecía la inyección de $us 1.290 millones para el periodo 2018-2021, a ejecutarse en las áreas de Aguarague Norte, Azero, Caipipendi, Huacareta, Itacaray, Iñau, Ingre y Sauce Mayu, entre otras. Mientras que otros $us 1.224 millones serán parte de las inversiones a realizarse en el marco del contrato con la empresa rusa Gazprom, que prevé proyectos de exploración y desarrollo en Vitiacua.

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