La producci\u00f3n de gas en ca\u00edda, en 2014 registr\u00f3 un pico de 59 millones de metros c\u00fabicos por d\u00eda (MMmcd) y en 2023 estuvo en un promedio de 36,3 MMmcd y para este a\u00f1o YPFB calcula que estar\u00e1 en un nivel de 31,9 MMmcd. Un experto afirma que no se ve un escenario favorable como para que el pa\u00eds tenga exploraciones exitosas y se revierta esta situaci\u00f3n.<\/p>\n
\u201cYPFB ha hecho varios pozos, alrededor de seis hasta ocho pozos exploratorios para buscar gas, principalmente en el sur del pa\u00eds, en el sub andino sur y no le ha ido nada bien, no hubo ning\u00fan descubrimiento que pueda decirse que ha cambiado la tendencia de las reservas de gas o de la producci\u00f3n declinante que tenemos desde el 2015\u201d, afirm\u00f3 el exministro de Hidrocarburos, \u00c1lvaro R\u00edos.<\/p>\n
La declaraci\u00f3n del experto se da luego que la estatal petrolera mostr\u00f3, en su rendici\u00f3n final de cuentas p\u00fablicas, que fue la que m\u00e1s recursos destin\u00f3 para la fase de exploraci\u00f3n con 259,4 millones de d\u00f3lares, lo que represent\u00f3 el 48% del total; el 44% fue hecha por sus filiales y subsidiarias, con 238,6 millones, mientras que, las empresas operadoras s\u00f3lo invirtieron 35,3 millones, es decir un 7%. A continuaci\u00f3n el cuadro expuesto:<\/p>\n
El cuadro expuesto sobre las inversiones en exploraci\u00f3n y el monto que destin\u00f3 la estatal petrolera.<\/p>\n
\u201cYPFB no tiene el flujo ni las finanzas necesarias para encarar una masiva perforaci\u00f3n de pozos, yo dir\u00eda tener que perforar 15 o 20 pozos al a\u00f1o, durante dos o tres a\u00f1os para realmente encontrar nuevos campos medianos que nos permitan recuperar reservas y producci\u00f3n. El flujo de YPFB cada vez es menor, el Estado le ha hecho subsidiar parte de los hidrocarburos que Bolivia importa, porque cada a\u00f1o importa m\u00e1s y le devuelve con Nocres (notas de cr\u00e9dito fiscal)\u201d, se\u00f1al\u00f3.<\/p>\n
En su criterio, se tiene que hacer cambio en el sector hidrocarburos, por ejemplo, observ\u00f3 que a las empresas operadoras se les remunere a 27 d\u00f3lares el barril de petr\u00f3leo y el que se importa se paga a 80 d\u00f3lares el barril de di\u00e9sel y gasolina, hecho que desincentiva a las privadas, mismas que est\u00e1n pensando en abandonar el pa\u00eds una vez que terminen de operar los campos peque\u00f1os y grandes<\/p>\n
\u201cEntonces no veo un escenario favorable para que el pa\u00eds tenga exploraci\u00f3n por ning\u00fan lado, ni por el privado ni por YPFB y pues la exploraci\u00f3n que viene haciendo es m\u00ednima con lo poco que tiene YPFB y es b\u00e1sicamente nula de parte del sector privado. Entonces, nos presenta un escenario muy catastr\u00f3fico que terminaremos importando gas natural y dejando de exportar en 2029\u201d, advirti\u00f3 R\u00edos.<\/p>\n
Al respecto, el presidente de YPFB, Armin Dorgathen, se\u00f1al\u00f3 que con el fin de hallar m\u00e1s reservas de hidrocarburos, se implementa el plan de reactivaci\u00f3n que se se ejecuta desde julio de 2021, cuando se se lanz\u00f3 un plan estrat\u00e9gico y desde entonces se ejecutaron 20 pozos exploratorios, que est\u00e1n en seis de nueve departamentos.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
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