Antes del proceso de nacionalización de los hidrocarburos, YPFB estaba convertida en una empresa residual sin potestad en la toma de decisiones. Tras la promulgación de la Ley 3058 y el Decreto de Nacionalización, a partir del cual el Estado recupera la propiedad de los hidrocarburos, YPFB asume la cadena productiva desde la exploración hasta la comercialización e industrialización; no obstante, la estatal se encontraba muy debilitada debido a que en el periodo de administración neoliberal —del que fue parte Álvaro Ríos (2003- 2004) y otros que ahora opinan, cuando no incrementaron una molécula de gas a la producción o gestionaron un centavo en la inversión al sector de los hidrocarburos que manejaron—, se desmanteló a YPFB, dejándola sin capacidades técnicas para la operación de la cadena productiva y mucho menos asumir su operación de los campos. Bajo este contexto, el Estado asumió la tarea de restaurar a la estatal, tarea que inició en 2007.

Uno de los retos que asumió YPFB en materia exploratoria fue la incorporación de nuevas inversiones, y en este sentido se suscribieron más de 60 convenios de estudio y/o planes iniciales de exploración para realizar evaluación de oportunidades exploratorias en bloques como Azero, Huacareta, Itacaray, Isarsama, San Miguel, por mencionar algunos.

Asimismo, a partir de 2006 se perforaron más de 70 pozos exploratorios, por ejemplo: Huacaya-X1D, Kanata Este-1, Tacobo-X1002, Aqio-X1001, El Dorado-X3ST.

Se proyectó la exploración a largo plazo, por lo que se realizaron estudios de magnetotelúrica en el Subandino Norte (2016- 2017), geoquímica en el Altiplano (2017), sísmica en el Altiplano (2016-2017), aerogravimetría y aeromagnetotelúrica en el Altiplano (2017), sísmica Río Beni Fase 2 (2015-2018), sísmica Río Beni Fase 1 (2014-2016), sísmica Nueva Esperanza (2015-2017), aerogravimetría y aeromagnetometría Subcuenca Roboré (2017), geoquímica Roboré (2017), sísmica San Telmo (2016-2018), magnetotelúrica Subandino Sur (2016-2017), entre otros.

La empresa Beicip Franlab realizó estudios con YPFB desde 2014 hasta 2018, buscando oportunidades exploratorias en el territorio nacional, por lo cual se determinó que Bolivia cuenta con un potencial (Yet to Find-por descubrir) de 12 TCF de gas y 4,5 Bbbl en la cuenca Madre de Dios, 2,3 TCF de gas en el Subandino Norte, 16 TCF de gas y 470 MMBBL en el Boomerang, 4,8 TCF de gas en Pie de Monte, 24,4 TCF de gas en el Subandino Sur, entre otros, haciendo un total de 136 TCF de gas y 17 billones de barriles de petróleo.

Asimismo, en 2015 se promulgó la ley de incentivos, resultado de la firma de 12 contratos de servicios petroleros, con un compromiso de inversión de $us 6.900 millones; asimismo, cuatro adendas a los contratos de servicios petroleros con compromiso de inversión de $us 993 millones y cuatro cesiones de contratos de servicios petroleros, 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 (autorizados y aprobados por la ALP), el mayor en las últimas décadas, además en un periodo donde los precios de GNL eran bajos y con baja nominación.

Uno de los resultados fue la cesión Aquio Ipati del campo Incahuasi, que desarrolló la interconexión del pozo ICS3 (actualmente produciendo); la perforación e interconexión del pozo ICS 5 (actualmente produciendo), y la ampliación de la planta de Incahuasi de 6 a 11 MMmcd, actualmente procesando hasta 11 MMmcd.

Asimismo, se suscribió una adenda para el bloque Caipipendi, en el que Repsol comprometía una inversión de $us 350 millones en actividades exploratorias o $us 500 millones en actividades de desarrollo durante los siguientes cinco años, por lo cual se perforaron los pozos Boyuy, éxito exploratorio importante ya que rompe paradigmas y prejuicios sobre la exploración, que permitió el hallazgo del sistema petrolero a niveles profundos, por lo tanto representa un éxito en el ámbito geológico, técnico y operativo, cuyos resultados permiten confirmar la existencia de un sistema petrolero en los bloques Iñiguazu y Margarita Sur, además de un posible gran reservorio profundo en todo el Subandino Sur.

El gas natural seguirá siendo por muchos años el energético de transición hacia las energías limpias y su demanda seguirá vigente en el mundo. Esta coyuntura energética debe ser aprovechada por Bolivia empleando nuevas estrategias para atraer inversiones exploratorias acordes al contexto actual, considerando nuevas formas de incentivos y/o contextualizando el régimen fiscal, de tal forma que se abran nuevas rutas que visibilicen la exploración hidrocarburífera.

Luis Alberto Sánchez Fernández es ingeniero, consultor y exministro de Hidrocarburos.

Finalizada la cumbre de la COP26, en Escocia, los principales mandatarios de los países del mundo han determinado que el mayor reto del planeta es la reducción de las emisiones de carbono.

El caso boliviano no es muy representativo en el impacto ambiental al planeta, dado que solo participa, en términos absolutos, con el 0,27% de las emisiones mundiales. Sin embargo, aporta con la descontaminación, con sus grandes bosques, puesto que cuenta con una alta tasa per cápita de árboles: aproximadamente 5.500 árboles por persona, muy por encima del promedio mundial que es de 450 por habitante.

Sumado a ello, Bolivia tiene un alto potencial seguir aportando a la descarbonización de la matriz energética a través de la implementación y desarrollo de proyectos en el sector que genera las mayores emisiones de carbono, que es el transporte, siendo que aporta con un porcentaje cercano al 25% de las emisiones mundiales. Uno de estos proyectos que puede contribuir al proceso de descarbonización es el uso de los biocombustibles; es exitoso, por ser una energía renovable y limpia en el transporte.

La producción de biocombustibles en el mundo tiende a crecer y apreciarse por la fijación de precios de carbono, el aumento del precio del petróleo, la comercialización de créditos de descarbonización.

Las bondades de la planta de caña poseen un elevado componente de biomasa que aporta cantidades importantes de carbono orgánico al medio. El cultivo de la caña de azúcar podría estar contribuyendo significativamente con el ambiente en lo relacionado con el cambio climático, al fijar carbono atmosférico en cantidades importantes.

Los suelos sembrados con caña están capturando y fijando, en promedio por hectárea y por año, cerca de 312 kg de CO2.

En el plano económico, por la coyuntura, el precio de la gasolina importada es mayor que el etanol, además es producido por bolivianos, contribuyendo a la reducción de las importaciones y consiguientemente a la disminución de la subvención, lo cual hace que para Bolivia tenga mayores beneficios.

La transformación paulatina de la matriz energética hacia el uso de los biocombustibles presenta grandes ventajas en el ámbito ambiental, como la considerable reducción de CO2, que implica menor incidencia sobre el efecto invernadero; asimismo, el uso de biocombustibles reduce las emisiones de material particulado, mejorando la calidad del aire que respiramos

En la actualidad, la capacidad de la producción de etanol representa el 25% del consumo de gasolina del país. Entonces, en la línea de reducir las emisiones de carbono, Bolivia debe apostar al incremento de la producción y uso del etanol en el transporte y la bioenergía generada a partir del bagazo de los ingenios azucareros, lo cual generará como efecto directo el desplazamiento de importantes volúmenes de gas que pueden ser exportados a mayores precios, incrementándose en ocho veces los ingresos para nuestro país.

El sector sucroenergético genera empleos verdes, reutiliza los recursos, promoviendo un círculo virtuoso en la economía, asegurando un transporte limpio y soberanía en administración de los combustibles.

En conclusión, los biocombustibles reducirán grandemente las emisiones de gases de efecto invernadero en el corto plazo, incrementando los volúmenes de mezcla de etanol en la gasolina, además se convierte en un combustible más potente. El incentivo a los vehículos eléctricos fue una política acertada para el cambio de la matriz del transporte, pero los costos de los vehículos y la generación de la energía siguen siendo muy elevados. No obstante, se alcanzaría un mayor impacto incentivando e incursionando en otras tecnologías como el uso de los vehículos flex fuel, que pueden funcionar con una mezcla de entre el 10% y el 85% de alcohol, con evidentes beneficios al medio ambiente, dado que la combustión con etanol es más limpia que con combustibles fósiles, lo que genera menor emisión de monóxido de carbono que la gasolina.

Luis Alberto Sánchez Fernández es ingeniero, consultor y exministro de Hidrocarburos.

El 28 de julio, Petrobras anunció la venta del control de Gaspetro a Compass Gas & Energía, empresa perteneciente al Grupo Cosan, uno de los mayores grupos privados de Brasil; los jugadores en la distribución de gas en Brasil cambiaron con la actual normativa de este país.

Compass es actualmente el controlador de Comgas, la mayor distribuidora de gas de Brasil, con 18.000 kilómetros de ductos de distribución; 2,2 millones de clientes, presentes en 94 municipios del estado de São Paulo. Con la adquisición de Gaspetro, se convierte en accionista de otras 19 distribuidoras de gas en Brasil, en todas las regiones. Compass tendrá más de 10.000 kilómetros adicionales de redes de distribución y un volumen distribuido de aproximadamente 29 MMmcd.

Compass ha mostrado mucho interés en Bolivia para cerrar contratos firmes de compra de gas a largo plazo para sus distribuidores y clientes en Brasil. Asimismo, en diferentes momentos, ha manifestado que está dispuesto a comprar todo el volumen disponible, actual y futuro, que tiene YPFB a mejores precios que los actuales.

A través de las más grandes empresas comercializadoras de gas en Brasil, que no intermedian la venta de gas a los clientes finales, Bolivia puede garantizar mantener o ampliar los volúmenes de exportación a este país, con esto se da viabilidad y un gran incentivo para la inversión en exploración (sin mercado no hay inversión); además, la certeza para quienes coparticipan de la renta petrolera, como son las gobernaciones, alcaldías y universidades, entre otros, de que puedan seguir recibiendo recursos por concepto de regalías e IDH.

En la actualidad, muchas empresas en Brasil realizan inversiones para implementar facilidades en plantas de regasificación con la finalidad de incrementar la importación de volúmenes de GNL; asimismo, se desarrollan facilidades para evacuar mayores volúmenes de gas del Presal. Por otro lado, en Argentina, se planifican proyectos de gran envergadura en facilidades de transporte de gas para evacuar el gas de Vaca Muerta hacia Brasil. Estos factores harán que el gas boliviano sea menos competitivo en el futuro con la nueva configuración de los mercados internacionales y la incidencia de los países productores en la región.

Bajo este contexto, es importante que Bolivia, a través de YPFB, implemente una estrategia oportuna, dirigida a asegurar la venta de gas a las empresas que hoy requieren este energético, puesto que en el futuro es muy probable que el escenario del mercado internacional del gas en la región sea mucho más competitivo y menos atractivo para Bolivia en la posición en la que se encuentra.

La apertura de un nuevo mercado donde exportar el gas boliviano se constituirá en un trampolín para la reactivación de la actividad exploratoria, esto considerando que los potenciales inversores en exploración y explotación tendrán un mercado seguro para monetizar el futuro gas susceptible de ser producido.

El escenario posterior al GSA de Petrobras debería ser remplazado con empresas que tengan clientes finales en el consumo del gas y no así empresas intermediarias, solo de esta forma se maximizará el valor de venta del gas boliviano.

Es estratégico que YPFB y los potenciales clientes en Brasil (Compass) tengan una relación contractual directa, sin intermediarios, para la conexión directa al mercado más grande de Sudamérica, en mejores condiciones de precio.

Compass firmará en breve contratos con productores brasileños en los campos del Presal a finales de este año. Con la entrada de su terminal de GNL en Santos/SP, ya no podría estar interesado en el gas boliviano. Una amenaza que puede convertirse en una oportunidad para Bolivia si es rápida y diligente en cerrar alianzas equitativas con Compass.

Luis Alberto Sánchez es ingeniero, consultor y exministro de Hidrocarburos.

Después de un largo periodo en el que los precios del petróleo crudo WTI se mantuvieron estables entre $us 80 y 100 por barril, a partir de 2015 se desmoronaron de manera preocupante hasta llegar a sus niveles más bajos en 2016, cuando el precio del gas boliviano de exportación cayó por debajo de los $us 3 por millón de BTU. El impacto de la caída de precios del WTI y del gas natural boliviano tiene fundamentalmente dos efectos: la reducción de la renta petrolera y la contracción de las inversiones en exploración y explotación (E&E), avizorándose la paralización del sector hidrocarburos.

En este contexto, con la finalidad de contrarrestar la inminente paralización de la actividad exploratoria, el gobierno tuvo el reto de plantear una fórmula que permita impulsar y despertar nuevamente el interés de los inversores en E&E, es así que se materializó la Ley 767 con el objetivo fundamental de reactivar las inversiones en la exploración de nuevos campos.

Bajo la política de incentivos a E&E, en 2015 se autorizaron y aprobaron en la Asamblea Legislativa los contratos de servicios petroleros (CSP) Carohuaicho 8A, 8B, 8D y Oriental; en 2016, Carohuaicho 8C; en 2017, Aguaragüe Centro, Itacaray, Charagua y Abapo; en 2018, San Telmo Norte y Astillero; y en 2019, Iniguazu por el Consorcio Repsol, PAE, Shell y YPFB Chaco. La suscripción de estos CSP representó un compromiso de inversión en el orden de $us 6.900 millones.

Asimismo, se gestionaron y aprobaron en la Asamblea cuatro adendas: Caipipendi, bloque operado por Repsol, PAE y Shell; Campo Camiri; Campo Guairuy, operado por YPFB Andina; y Huacareta, operado por Shell. Las inversiones comprometidas por estas adendas estuvieron en el orden de $us 993 millones.

Por otro lado, el Legislativo aprobó cuatro cesiones de CSP: Ipati y Aquio con la empresa Total; campo Tatarenda por Matpetrol; Colpa y Caranda por Petrobras. Con inversiones comprometidas de $us 442 millones.

En cinco años se comprometió una inversión en E&E de aproximadamente $us 8.335 millones, por las empresas petroleras que operan y llegaron a Bolivia.

Asimismo, en el quinquenio 2015-2019 se realizaron 22 “convenios de estudios” (CE) que se constituyen en la fase inicial a los CSP, los cuales son: Cupecito (2015); La Ceiba, Vitacua y Madidi (2016); Río Salado (2017). Durante 2017 se realizó en Bolivia el evento más importante del gas en el ámbito mundial, denominado Foro de Países Exportadores de Gas, donde se suscribieron 19 expresiones de interés para realizar convenios de estudios y posteriormente suscribir contratos de servicios petroleros. En 2018 se realizaron los CE para las áreas Carandaiti, Sayurenda, Yuarenda, Sauce Mayu, Monte Verde, San Telmo Sur, Río Salado e Ingre; en 2019, Algarrobilla, Ovai, Miraflores, Irenda, Cedro, La Guardia, El Rodeo, Florida Oeste y Florida Este. Los convenios fueron suscritos por Pluspetrol, Gazprom, Petrobras, Vintage, GTLI, Camcabria, YPFB Chaco, Andina y otros. 

Por lo tanto, entre 2015 y 2019 se logró suscribir 12 CSP y 22 CE, cuatro adendas y cuatro cesiones, lo que implica que, en promedio, se firmaron entre dos y tres CSP por año; entre cuatro y cinco CE por año, y una adenda y una cesión por año. Esta actividad atrajo un promedio de $us 1.600 a 1.700 millones por año, generando un escenario resiliente en una coyuntura de precios bajos del WTI. Estas gestiones hasta la fecha siguen reportando resultados positivos, tales como los pozos perforados en Boicobo, Los Monos, Caigua, Yarara, Sipotindi, entre otros.

Ahora bien, para mantener el ritmo en la actividad exploratoria, mínimamente se debería suscribir entre dos y tres CSP y al menos cuatro y cinco convenios de estudio por año, con la finalidad de hacer sostenible la producción de hidrocarburos a través de las actividades de exploración y explotación en Bolivia.

Ante este nuevo escenario, una visión integral del sector y una presencia más activa permitirían aprovechar las oportunidades actuales, que se generan a partir de los precios altos del gas que se gozan actualmente y la gran competitividad de nuestro gas con relación a los precios del GNL, además que las proyecciones de los precios del gas son muy alentadoras para el futuro. Es el momento de la negociación de nuevos CSP y la consolidación de más mercados de exportación de gas, a través de la firma de nuevos contratos de “venta de gas en firme”, sin intermediarios (venta directa), con precios mayores a los actuales contratos; son las acciones que reactivarán el sector del gas, y consiguientemente la reactivación económica del Estado a corto plazo.

Luis Alberto Sánchez es ingeniero, consultor y exministro de Hidrocarburos.