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El presidente Evo Morales, manifestó el domingo que con las reservas probadas natural que ascienden a 10,7 trillones de pies cúbicos se garantiza bienestar para los bolivianos.

"Es una satisfacción saber que nuestras reservas probadas de gas natural son de 10,7 trillones de pies cúbicos (TCF) y que tenemos un potencial exploratorio de 130 TCF. Con estos volúmenes, la educación, salud y bienestar de los bolivianos están garantizados. ¡Jallalla Bolivia!", subrayó en su cuenta personal de Twitter.

En 12 años de gestión del presidente Evo Morales se realizaron fuertes inversiones en exploración de hidrocarburos.

El 2009, se certificaron 9,94 TCFs; el 2013, 10,45 TCFs y la certificación revelada al 31 de diciembre de 2017 es de 10,7 TCF´s, lo que demuestra el incremento de las reservas.

El gerente para Latinoamérica de la firma canadiense Sproule, Vladimir Iglesias, a principios de este mes decía que Bolivia tiene un nivel de reservas de gas natural "excelente", porque garantiza la producción de ese energético para poco más de 14 años.

Iglesias, citado en un boletín de prensa del Ministerio de Hidrocarburos, expresó que con los 10,7 TCFs (trillones de pies cúbicos) Bolivia superó el nivel considerado "bueno", que se califica cuando se garantiza una producción de entre 8 a 12 años.

"En el caso de Bolivia se tiene unas reservas de 10,7 TCFs de gas y la producción de Bolivia en el 2017 fue de cerca de 0,7 TCFs ese cálculo permite obtener un resultado de 14,7 años, este índice de vida lo calificamos como excelente", afirmó.
 
Tres petroleras internacionales aceleran trabajos

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.

Hidrocarburos