El Financiero

Estudio del gas natural revela una situación ‘delicada’

Bolivia. Tres exministros alertan sobre la disminución de las reservas totales del país.

Resumen de reservas de hidrocarburos en Bolivia.

Resumen de reservas de hidrocarburos en Bolivia.

La Razón (Edición Impresa) / Marcelo Padilla / La Paz

00:00 / 12 de septiembre de 2018

La reclasificación de las reservas de gas probables y posibles a probadas en los últimos años deja al país en una situación delicada, de acuerdo con tres exministros de Hidrocarburos, que también observan la declinante producción del energético.

Las exautoridades insistieron en la urgente necesidad de incrementar las inversiones en exploración, en especial en áreas no tradicionales, para asegurar el suministro interno y los actuales y futuros compromisos de exportación.

El 29 de agosto, la canadiense Sproule International Limited informó que en Bolivia se registran, al 31 de diciembre del año pasado, 10,7 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas probadas, 1,8 TCF de reservas probables y 2,2 TCF de reservas posibles.

Comparando los resultados con las certificaciones de 2013 y 2009 se puede apreciar que las primeras aumentaron en 0,25 y 0,76 TCF, respectivamente, mientras que las segundas disminuyeron en 1,7 y 1,9 TCF y las terceras se redujeron en 1,95 y 4,07 TCF.

En el global (probadas, probables y posibles) hay una merma de 3,40 TCF con relación a la evaluación de 2013 y un decrecimiento de 5,22 TCF si se compara la cifra de 2017 con la de 2009.

“La reducción en el total de las reservas es un riesgo y algo delicado para el país, porque demostraría que no se ha aumentado ningún pie cúbico, ni un barril más a las reservas que había”, enfatizó Guillermo Torres, exministro en el periodo 2004-2005.

“Esto es delicado porque el país tiene que aumentar sus reservas probadas, probables y posibles, ya que de lo que se está hablando (en el informe de Sproule) es de reservas descubiertas hace tiempo”, afirmó Álvaro Ríos, también ministro del área durante las gestiones 2003 y 2004.

Este medio solicitó a YPFB Corporación información sobre las causas de la disminución de las reservas probables y posibles, pero no obtuvo respuestas hasta el cierre de esta edición.

El menor volumen de depósitos hidrocarburíferos probables y posibles registrados implica que en el último estudio de cuantificación y certificación “lo único que se ha hecho es que las reservas posible pasen a ser probables y éstas a probadas”, dijo Torres.

“Solo hay una reclasificación de reservas. No se cuenta con información técnica necesaria, pero lo que sí queda claro es que éstas se han reducido y por eso decimos que no ha habido ningún descubrimiento en el país en los últimos cuatro años”, agregó Ríos.

Por su parte, Mauricio Medinaceli, exministro entre 2005 y 2006, afirmó que YPFB tendrá que explicar cómo es que las provisiones probables y posibles de gas se convirtieron en probadas. “La reducción de las reservas es delicada porque no se han hecho mayores descubrimientos”.Tras la presentación del informe de Sproule, el Gobierno destacó la disponibilidad de 10,7 TCF de reservas probadas y que éstas alcanzan para al menos los próximos 14,7 años. Además, se puso como meta subir su riqueza hidrocarburífera en 12 TCF hasta 2025.

Perspectiva. Este “índice de vida” de 14,7 años fue calificado por la empresa canadiense como “excelente”, ya que se considera como “bueno” un nivel de reservas de gas de ocho a 12 años.

Una visión diferente tiene El ABC del desarrollo en Bolivia, elaborado por investigadores e invitados del Instituto de Estudios Avanzados en Desarrollo (Inesad). “Las reservas probadas de Bolivia solo alcanzan para 14 años más al nivel de producción actual, lo que es mucho menos que el promedio mundial de 54 años”, cita el estudio publicado a fines de 2016.

Espere…

“Es necesario consolidar otros mercados para exportación a través de una inversión más precisa, menos política y más eficiente en áreas de exploración no tradicionales”, expresó Medinaceli.

El 30 de agosto, la presidenta de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía, Claudia Cronenbold, dijo a La Razón: “Hoy en día, por el modelo contractual, por los escenarios de precios, por el modelo económico, se hace muy difícil desarrollar un área no tradicional, que tiene mayor riesgo y en la que hay que hacer toda la inversión en infraestructura. Económicamente, esos proyectos no son muy atractivos”.

No obstante, sostuvo, “lo que vemos es una decisión de continuar invirtiendo en exploración en nuestro país (...). Actualmente, casi todas las operadoras privadas que están en Bolivia tienen por lo menos un proyecto exploratorio (en área tradicional) en el que están invirtiendo y la mayoría tiene uno o dos convenios de estudios”.

Las reservas probables pasaron a ser probadas en campos en declinación como San Alberto y Sábalo e Itaú, entre otros, sostuvo Torres. “La declinación de los pozos ya es una realidad. De nada sirve que una reserva probable pase a ser probada, porque el conjunto de esa reserva ya está en declinación”, aseveró el experto.

De acuerdo con el estudio del Inesad, ocho de los 11 principales campos gasíferos del país disminuyeron su producción en 2015, incluidos el mega reservorio San Alberto. “En Bolivia, la producción de los campos activos está en declive. En 2000 existían 43” áreas productoras del combustible “activas, mientras que en la actualidad (2016) existen solo 12”, indica.

Por ello, manifestó Torres, “es ya seguro que Argentina y Brasil saben que no tendrán de Bolivia suficiente gas para los próximos 20 años y por eso el Gobierno argentino ha firmado contratos con Chile para importar gas natural licuado del Asia. Lo que pasa —en resumen— es que ya no tenemos gas, ese es el asunto”.

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ABI / La Paz

— ¿Cómo se explica técnicamente el informe de Sproule?

— Ese informe establece que todos los bolivianos tenemos 10,7 TCF listos para comercializar y que al régimen actual de producción ese volumen nos alcanza para cumplir los contratos de exportación con Brasil y Argentina, y para cubrir el mercado interno hasta el 2035. Eso si consideramos que nosotros a partir del día de mañana nos cruzamos de brazos y no hacemos ningún trabajo de exploración, pero eso no va a suceder. Nuestro plan exploratorio establece 12 proyectos prioritarios que pretenden en los próximos tres, cuatro años incluir en estas reservas una cantidad similar a la que acabamos de certificar.

— ¿Eso va a permitir un nuevo contrato con Brasil, porque al año ya fenece ese convenio de compra y venta de gas?

— Después de 2019 tenemos un tiempo todavía en el que debemos entregar los volúmenes que ellos no lograron tomar en el tiempo de vigencia del contrato. Pero estamos negociando ya un nuevo acuerdo, nuevos volúmenes, pero sobre todo nuevas condiciones contractuales más allá de siguiente año. Esta certificación nos da pie a buscar nuevos clientes y contratos, pero sobre todo buscar mejores condiciones y valorizar nuestros recursos.

— ¿A estas reservas hay que sumarles las no convencionales?

— Hoy tenemos una idea de cuántos son nuestros recursos no convencionales, les puedo decir que superan las tres cifras, pero estamos esperando los resultados de un estudio que nos va a decir aproximadamente cuánto de esa riqueza natural tenemos. Es un trabajo a corto y mediano plazo que también nos va a brindar seguridad para los próximos años, porque en los temas de gestión de nuestras reservas sabemos qué es lo primero que debemos explotar y qué debemos dejar para las nuevas generaciones, para que tengan posibilidad de disfrutar también de este recurso estratégico.

— ¿Cuál es la cuantía de la inversión boliviana en el sector?

— Desde 2006 hasta la fecha hemos realizado una inversión histórica de $us 13.000 millones en el sector de hidrocarburos. De ese monto, más del 55% han sido dedicados a lo más importante: la exploración y la explotación. ¿Hemos tenido buenos resultados? Sí. ¿Hemos tenido algunos fracasos? también, hay que aceptarlo. Pero de forma general, si uno analiza nuestra gestión de reservas, los resultados nos dicen que tenemos una nota sobresaliente. Esa inversión nos permite hoy no solamente tener los 10,7 o los 12,5 (TCF) que están listos para ser convertidos en recursos económicos, sino también identificar 160 TCF que están esperando que intensifiquemos un poco más los estudios y realicemos el primer pozo exploratorio. Entonces dentro de esos 160 tenemos 12 proyectos de los cuales cinco están hoy en perforación: Jaguar, Boyuí, Cipotindi, Caranda e Itacaraí, en los que existen (un potencial de) 12 TCF. Entonces, en los próximos dos a cuatro años vamos a incorporar reservas y seguramente esos 10,7 probados o esos 12,5 TCF probados y probables disponibles se convertirán en 14, 15, 16 y eso nos dará seguridad y nos garantizará muchos más años de lo que hoy tenemos garantizado.

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