POR: Luis Alberto Sánchez-Exministro de Hidrocarburos y Energía
En dicho periodo se consolidó la industrialización, con la puesta en marcha de la planta separadora de líquidos Gran Chaco, la Petroquímica de Amoniaco y Urea, que actualmente se tienen exportaciones históricas, se masificaron redes de gas por ducto y GNL a poblaciones alejadas, se continuó con la transformación de vehículos a GNV, se inició el proyecto más importante público-privado, con la incorporación del etanol a la gasolina, siendo fundamental para reducir la subvención de los combustibles.
En relación a la exploración, el principal desafío fue identificar el verdadero potencial hidrocarburífero de Bolivia, por primera vez en la historia, para desarrollar una planificación global en E&E, por este motivo YPFB contrató a la empresa francesa Beicip Franlab, una de las más importantes del mundo en estudios de recursos hidrocarburíferos (2014 – 2019), la cual realizó estudios técnicos en áreas exploratorias, identificó nuevos prospectos exploratorios en áreas disponibles; como conclusión de dicho trabajo, se estableció que Bolivia tiene un potencial aproximado de 136 TCF de gas natural y 16,8 billones de barriles de petróleo por descubrir (Yet to Find – por descubrir). Es importante resaltar que la época de los hidrocarburos, para nada está en su fase final, como algunos señalan, más al contrario con estos estudios, se vislumbra una nueva etapa dorada para varias décadas de gas y petróleo.
Cuenca Madre de Dios: 12 TCF de gas y 4,5
Bbbl Sub Andino Norte y llanura Beniana: 15 TCF y 5,9 Bbbl.
El Boomerang y pie de monte norte: 16 TCF y 0,5 Bbbl
Sub Andino Sur y pie de monte sur: 74 TCF y 3,8 Bbbl.
Llanura Chaqueña: 15 TCF y 0,4 Bbbl.
Altiplano: 4 TCF y 1,7 Bbbl.
Los informes finales presentados por la empresa Beicip Franlab se encuentran en los Archivos de YPFB, los mismos están disponibles de consulta.
El primer eslabón de la exploración es la firma de contratos petroleros, que es el compromiso de inversión por la empresa, en un bloque petrolero de interés. Con esa visión a futuro, para que continúen las actividades de exploración y desarrollo, se negoció y firmó 12 contratos de servicios petroleros ( 2015 Carohuaicho 8A, Carohuaicho 8B, Carohuaicho 8D y Oriental; 2016 Carohuaicho 8C; 2017 Aguaragüe Centro, Itacaray, Charagua y Abapó; 2018 San Telmo Norte y Astillero; 2019 Iñiguazu), con un compromiso de invertir $us 6.900 millones; asimismo, cuatro adendas (Caipipendi, Campo Camiri, Campo Guairuy y Huacareta) a los contratos de servicios petroleros, con un compromiso de inversión de $us 993 millones y cuatro cesiones de contratos de servicios petroleros (Ipati y Aquio, Tatarenda, Colpa y Caranda), con inversión comprometida de $us 442 millones.
Estos contratos de servicios petroleros, adendas y cesiones tuvieron como resultado un compromiso de inversión en el orden de $us 8.355 millones (todos autorizados y aprobados por la ALP), la mayor en las últimas décadas en dicho sector u otros, como muestra la Gaceta Oficial de Bolivia.
http://www.gacetaoficialdebolivia.gob.bo/normas/buscarg/ Reserva%20Fiscal/page:1
En dicho periodo se tuvo una gran actividad en exploración y explotación, con lo cual se logró mantener la producción de gas.
Según el INE, Producción Promedio Gas, 55,39MM m3, octubre 2019.
https://nube.ine.gob.bo/index. php/s/ertqz4LreJbi1MN/download
En los primeros años de esta gestión se tuvieron bajos precios de gas natural por la caída del WTI, los siguientes años las nominaciones de Argentina y Brasil bajaron, debido a que el GNL era más competitivo que nuestro gas boliviano; pese a esos problemas estructurales, se logró de cierta manera mantener el volumen de producción.
Cuando las nominaciones crecieron a finales del año 2019, según el CNMCH-YPFB, el 2 de noviembre de 2019, reportó una producción de aproximadamente 58MMm3d.
Para mantener los volúmenes de producción y contrarrestar la declinación natural, se realizaron varias actividades:
Se perforaron y descubrieron alrededor de 50 pozos de gas natural en los campos de Bulo Bulo, Junín, Curiche, Río Grande, Boquerón, Patujusal, Yapacaní, La Peña, Huacaya, Humberto Suárez Roca, Caigua, Dorado Centro, Enconada, Dorado Sur, Incahuasi, Aquio, cuya producción fue incorporada inmediatamente para su disposición en los mercados interno y de exportación. En dicho periodo se registró un incremento efectivo de más de 15 MMmcd.
La inversión de las empresas operadoras, subsidiarias e YPFB, en exploración y explotación 2006- 2019, fue de aproximadamente 8.900 MM$us, cabe señalar que las inversiones en fase de exploración son a riesgo propio de la empresa.
Clara muestra del incremento de producción fue la planta Incahuasi el año 2016 con 8 MMm3 y el año 2019 con un incremento de 3 MMm3, con una producción actual de 11 MMmcd. Sólo en este proyecto se invirtió aproximadamente 1.200 MM$us.
Se trabajó en una cartera exploratoria formulada el 2018, contaba con más de 35 proyectos de exploración y una producción de aproximadamente de 58 MMm3d, pero después de lo ocurrido en octubre del 2019, no se tuvo el ritmo de exploración y explotación para mantener la producción por declinación natural.
La renta petrolera en el año 2016 fue aproximadamente 1.700 MM$us debido a precios bajos y a que la economía gozaba de buena salud; la renta petrolera del año 2022 es aproximadamente 3.000 MM$us, el sector de hidrocarburos está fuerte y con un mayor aporte a la economía del Estado.
Los recursos potenciales de gas y petróleo identificados por Beicip Franlab, las inversiones comprometidas en los contratos de servicios petroleros, para que se transformen en reservas y producción, se debe recuperar la visión de Corazón Energético de Sud América, para lo cual se debe gestionar nuevos mercados en firme, incentivos y participaciones hidrocarburíferas. En dicho periodo se hicieron cosas importantes y ahora los actuales administradores tienen las condiciones de mejorar el sector dada la coyuntura de precios y demanda de gas natural.