Desde que el gobierno del presidente Luis Arce asumió funciones, la producción de crudo se incrementó en un 60% en el país. El gas tuvo una producción promedio de 36 millones de metros cúbicos diarios en 2023. En la gestión del presidente Luis Arce, en el presente año, la política de incentivos ha logrado un notable aumento en la producción de petróleo crudo, la cual constituye el 68% del volumen total de producción de este recurso. En cuanto al gas, la producción promedio en 2023 ha sido de 36 millones de metros cúbicos diarios. Conversamos con el viceministro de Exploración y Explotación de Recursos Energéticos, Raúl Mayta, quien brinda todos los detalles de la situación actual de los hidrocarburos en Bolivia, las proyecciones para 2024 y los principales desafíos hacia adelante.
Lea también: El ansiado camino de la minería boliviana
Exploración
—¿Cuáles han sido los principales resultados del Plan de Reactivación del Upstream en la gestión 2023?
—Primero, es bueno recordar que el Plan de Reactivación del Upstream (PRU) que viene trabajando Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos comenzó en la gestión 2021 con 30 proyectos. Actualmente está alcanzando la cifra de 42 proyectos, porque se han incorporado nuevos proyectos a la cartera exploratoria. Esto muestra también que, desde el punto de vista de los estudios, se le está dando sostenibilidad al PRU. Desde el principio de la gestión, ese siempre fue el propósito: construir un plan que sea sostenible. ¿Por qué? Porque tiene que haber una reposición continua de proyectos. Si no llegara a ocurrir esta reposición, se ejecutan las actividades, los proyectos que sean exitosos son exitosos, los que sean negativos son negativos, pero ya no se da más continuidad. Entonces, la primera tarea fue crear un plan que sea sostenible. Al concluir esa tarea, esta gestión 2023 hemos empezado justamente a tener resultados. Se ejecuta una inversión cercana a los $us 250 millones. Se han perforado siete pozos exploratorios y cuatro han resultado positivos: Yope, Yarará, Chaco Sur X7D y Chaco Sur X9D, que tienen componentes exploratorios. Por otra parte, también en esta política implementada para la reactivación de campos maduros y cerrados se han realizado pruebas de producción exitosas a dos pozos, uno de esos es Remanso X1 y el otro pozo es Churumas X2. Reciben estas denominaciones de X1 y X2 porque son pozos exploratorios que no llegaron a ponerse en comercialización. En el caso de Remanso X1, porque no se pudieron ejecutar las pruebas oportunamente y en el caso de Churumas X2, porque no tenían un componente comercial. Entonces se catalogaban como recursos contingentes. Hoy, en función de las condiciones de precio, de los contratos que tenemos y la gestión comercial que ha hecho YPFB para poder brindarle economía a algunos proyectos, es posible rescatar este tipo de pozos que han sido descubridores de recursos contingentes, pero que ahora se van a convertir en pozos descubridores de nuevos campos. Es así porque esa producción va a poder tener acceso a un mercado y va a tener un precio que va a hacer que el proyecto sea económico. Entonces, por otro lado, actualmente también con la inversión que se ha ido ejecutando este año, estamos perforando seis pozos. Uno es Astillero, que está en el departamento de Tarija, y los otros cinco están en obras civiles y se encuentran en los departamentos de Tarija, Chuquisaca y Santa Cruz; son los proyectos Iñau-X3 y Yapucaiti-X1 (Chuquisaca), Bermejo X46D y Villamontes-X7 (Tarija), y Charagua-X1 (Santa Cruz). Los objetivos de estos pozos también están orientados a incrementar y reponer reservas de hidrocarburos del país, como cualquier otro proyecto exploratorio y como lo que se debió efectuar desde gestiones pasadas, por lo que ahora estamos recuperando ese tiempo perdido. También en la gestión 2023 se han ejecutado proyectos de adquisición de información muy necesaria e importante para darle sostenibilidad al proyecto. Si bien ya estamos avanzando con la perforación, que es la exploración local en algunas áreas, tenemos que continuar con la exploración regional para seguir consiguiendo oportunidades exploratorias en las que podamos seguir perforando. Entonces, tenemos cuatro proyectos de adquisición y procesamiento sísmico, un proyecto de adquisición aerogravimétrica y un proyecto de geoquímica de superficie, además de la perforación de dos pozos de investigación estratigráfica. Ahora, es importante señalar que uno de los pozos de investigación estratigráfica, que está en el departamento de La Paz, el Pozo Mayaya Centro X1IE, actualmente está en perforación. En el directorio de YPFB de este mes se estaría aprobando lo que son las pruebas de producción para el mismo. Esto porque, además de que haya tenido un componente de investigación, al momento de perforar hemos ido observando manifestaciones e indicios de que podrían existir acumulaciones de hidrocarburos y ahora tenemos que probar cuál es el carácter que tienen, es decir, si son comerciales. Estas pruebas de producción se van a efectuar durante el primer trimestre del próximo año.
—¿Cuáles son los detalles más relevantes de este último hallazgo en Churumas X2?
—Este proyecto es interesante e importante, en el entendido de que era un proyecto que se encontraba cerrado desde 1994, porque no existía ese componente de comercialidad para el gas que se podría haber producido. Ahora, con las gestiones comerciales que hace YPFB para buscar un destino de venta de este gas, con un contrato en firme, con contratos que ya se tienen suscritos y con la inversión que ha efectuado a través de su subsidiaria YPFB Chaco, que ronda los $us 5,35 millones, es que se está reactivando este proyecto. Su reactivación se inició en agosto de este año y con la prueba extendida se pudo corroborar un caudal promedio de 4,75 millones de pies cúbicos por día, lo que representaría un volumen de 230 millones de pies cúbicos de gas. Con estos resultados, Chaco ya va a efectuar lo que es la Declaratoria de Comercialidad del Campo Churumas. Se ha hablado mucho de áreas en reserva y demás, es algo totalmente falso, no es el concepto correcto y no está en el marco de lo que nuestra normativa establece. Nuestra normativa habla de áreas de retención, sin embargo, como este hallazgo de hidrocarburos -en su momento, no comerciales- se produjo en 1994, todavía no teníamos una legislación que versaba sobre lo que es un área de retención. Por lo tanto, el área fue catalogada como un área de exploración y es que se han hecho inversiones justamente para rehabilitar el pozo y efectuar estas pruebas para ver, primero, la integridad del pozo y si se podía efectuar las pruebas. Se ha corroborado que era así y estamos teniendo estos resultados positivos.
—¿Qué se viene en 2024 en cuanto al PRU?
—Primero, lo que me gustaría explicar por qué se denomina plan. El Plan de Reactivación del Upstream es más que un programa, que es de corta duración. Este plan está concebido no solamente para este periodo de cinco años, sino que debe tener continuidad a nivel nacional y una continuidad en el tiempo para que nos permita no solamente reponer reservas, sino ir mejorando también nuestra cantidad de reservas y también lo que es nuestra producción diaria de hidrocarburos. Entonces, más allá de que lo estemos trabajando por el esquema que tenemos de administración de manera anual con algunos proyectos que ingresan en ciertas etapas, en realidad está previsto para larga data. Hay proyectos que vamos a poderlos iniciar hasta 2025, pero hay otros que tienen que continuar iniciándose en gestiones posteriores a 2025. Esta gestión 2024 se tiene previsto incrementar lo que es la inversión en la exploración. Estamos hablando de por lo menos $us 400 millones destinados para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. Ya tenemos 14 proyectos de perforación aprobados en directorio. Algunos se encuentran en etapas de licencia ambiental, otros ya se han iniciado esta gestión y van a tener su continuidad en lo que se refiere a obras civiles, perforación y pruebas de producción. También se está dando continuidad a las actividades de reactivación de campos maduros y campos cerrados. Ahí YPFB ha recibido varios activos de las empresas y está trabajando en poder continuar la producción de aquéllos. Para esto, por ejemplo, está el caso de Bermejo, donde YPFB ya asumió las operaciones hace más de un año. Son actividades en campos petrolíferos muy importantes para, justamente, implementar estos proyectos de recuperación mejorada e ir un poco a atacar lo que es la disminución de los hidrocarburos líquidos, para reemplazar la importación con producción de hidrocarburos líquidos nacionales. Tenemos los casos de Surubí, Paloma y Mamoré, proyectos petrolíferos que estaban operados por empresas, pero ahora gestionados por YPFB. Es importante también señalar que el riesgo de esta actividad de hidrocarburos es grande, por lo cual se debe manejar un amplio portafolio de proyectos para que tengamos la posibilidad de incrementar la probabilidad de éxito exploratorio. Mientras más cantidad de proyectos tengamos en ejecución, dentro de un juego de probabilidades, podemos tener más boletos ganadores y de esa manera conseguir más éxitos exploratorios. Una idea que se tenía anteriormente, antes de la gestión 2020, tal como se había planteado la exploración, era que dejemos la misma en las manos de las operadoras; que YPFB no invierta, porque es un riesgo político y además se podía perder. Pero, mientras más actividad exploratoria tengamos, tanto de las operadoras como de YPFB, tenemos más probabilidades de conseguir éxitos exploratorios, ya sea que el éxito exploratorio provenga de una operadora o provenga de YPFB. Se ha mostrado en este periodo que se puede tener resultados exitosos, como es el caso de YPFB. También en la gestión 2024 se tiene previsto lo que sería la aprobación de una ley de reactivación de la exploración y la explotación en Bolivia. Esa ley va a permitir que se mejoren las condiciones económicas de los proyectos y también se hagan más atractivos a la inversión de las operadoras, lo cual va a significar mayor cantidad de proyectos en ejecución y también, por ende, mayores probabilidades de que se pueda tener éxito de los proyectos que se ejecuten al mismo tiempo.
—¿Cuáles son las principales cifras en la producción de gas y de crudo en lo que es el país en 2023?
—Bueno, la producción de gas este año ha empezado con un promedio entre 38,95 millones de metros cúbicos por día, se tiene previsto cerrar con 35 millones de metros cúbicos diarios, producción que tenemos registrada actualmente. Estas cifras van variando y fluctuando, pero, en promedio, podríamos decir que tenemos entre 36 millones de metros cúbicos por día para la gestión. Se ha mantenido en esa forma una cierta estabilidad este año, no ha habido una disminución mayor. En cuanto a los hidrocarburos líquidos, la producción es de 31,5 millones de barriles por día, como consecuencia de que se han efectuado bastantes trabajos de manera tal que nos permitan incrementar lo que es la cantidad de producción de hidrocarburos líquidos en Bolivia. También hemos promovido la normativa que ha permitido tener justamente esta reposición, tal es el caso de los incentivos a la producción de crudo. En particular, el descubrimiento del campo Yarará y el desarrollo del campo Boquerón, junto con otros proyectos del Plan de Reactivación Upstream (PRU), han impulsado notablemente la producción de petróleo crudo. Como resultado la producción incentivada de petróleo crudo ahora representa el 68% del total de la producción de este recurso en el país. Es importante destacar que, en esta actividad, si descontamos el hecho de que en 2020 no se han efectuado directamente actividades, se ha dejado los campos a la declinación natural que tenían; lo que venía ya siendo arrastrado desde gestiones anteriores, desde 2016, 2017, 2018, 2019. En 2020 recibimos un escenario y ahora hemos mejorado en un 39% respecto a la producción de petróleo crudo en noviembre de 2020. En cuanto al tema de reservas, es un tema donde la última certificación que ha existido a nivel país data de 2018. No quiero anticipar resultados, porque es una comunicación oficial la que se tiene que efectuar, primero a través de YPFB, pero nosotros estamos viendo que algunos datos que se han brindado de reservas en la gestión 2018 no condicen con las cuantificaciones actuales que viene efectuando YPFB y que también han realizado las empresas a las que ahora le han dado este servicio para la cuantificación y la certificación de reservas. Esto nos alarma, porque nos estaría hablando de que en cierta manera se ha querido enmascarar la verdadera situación que se tenía en cuanto a términos de producción de hidrocarburos y a reservas de hidrocarburos en aquellas gestiones, 2018 y 2019 principalmente.
PERFIL
Nombre: Raúl Mayta
Cargo: Viceministro de Exploración y Explotación de Recursos Energéticos
Estudió Ingeniería Geológica en la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA), donde también concluyó el diplomado en Especialidad en geofísica aplicada a la exploración de hidrocarburos y otro en Alta especialización en geociencias en el Instituto Francés del Petróleo. Trabajó en YPFB desde 2012, donde desarrolló sus conocimientos en elaboración de proyectos exploratorios, estudios de evaluación hidrocarburífera regionales y locales, análisis de sistemas petroleros, estimaciones de volúmenes, riesgo geológico y planteamiento de propuestas de perforación exploratoria y programas de adquisición de información geológica y geofísica.