Mediante un proyecto de ley que modifica un artículo de la Ley de Hidrocarburos, el Gobierno pretende condicionar la ampliación de contratos vigentes con empresas a cargo de operaciones en fase de explotación y con producción comercial, a que las mismas comprometan y ejecuten nuevas inversiones en exploración de entre 350 y 500 millones de dólares.
El proyecto, remitido a la Asamblea Legislativa el 18 de mayo por el presidente Evo Morales, establece —en su único artículo— la incorporación de un quinto párrafo en el Artículo 42 de la Ley de Hidrocarburos, el cual fue modificado por la Ley 767 de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera, sancionada el 11 de diciembre de 2015.
La norma actual estipula un plazo de cinco años para que las empresas con contratos de operación y producción comercial suscriban una adenda con el Estado para ampliar la duración de dichos contratos.
El párrafo adicional contemplado por el proyecto de ley “exceptúa” el plazo a las empresas con contratos vigentes en fase de explotación “y con producción comercial regular al 11 de diciembre de 2016, que comprometan y ejecuten nuevas inversiones iguales o superiores a los 350.000.000 dólares en actividades de exploración o 500.000.000 dólares en actividades de exploración y su desarrollo”.
El texto del párrafo menciona que la exploración debe hacerse según un Programa de Trabajo y Presupuesto aprobado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), y con la finalidad de “incrementar la producción comercial regular en el área de contrato”. Las inversiones “deberán ser ejecutadas en el marco de un plan de inversiones dentro de los próximos cinco años, computados a partir de la promulgación de la presente ley”, se lee en el proyecto.
“Lo que se está diciendo básicamente es (que las empresas) hagan exploración y que pueden renovar el contrato antes de los cinco años siempre y cuando inviertan en ese rubro”, explicó Álvaro Ríos, exministro de Hidrocarburos y analista en temas energéticos.
La Comisión de Economía Plural, Producción e Industria de la Cámara de Diputados aprobó el anteproyecto, en grande y en detalle, el 1 de junio. “Se trata de garantizar la inversión de las empresas que ya están realizando trabajos de exploración y explotación en el país”, indicó a OPINIÓN el diputado Henry Cabrera (MAS), presidente de la comisión.
“Como resultado de esta medida, se espera que se efectivicen mayores inversiones en exploración hidrocarburífera en los campos que se encuentran en etapa de explotación, los cuales conducirán a la reposición e incremento de la producción de gas natural y líquidos (petróleo y condensado) y, consecuentemente, se obtendrían niveles de producción acordes a las necesidades del mercado interno y mercado externo”, se señala en la exposición de motivos del proyecto de ley.
Se enfatiza que la exploración permitirá confirmar el potencial hidrocarburífero de las áreas en operación, descubrir nuevos campos y —con las inversiones en desarrollo— “incorporar producción de hidrocarburos en el corto plazo”.
A decir de Ríos, la medida es parte de un paquete de incentivos que desde hace dos años se están dando en el país para atraer inversión exploratoria, escasa en los últimos 10 años. Entre los otros incentivos de esa serie, el analista mencionó la Ley de Conciliación y Arbitraje (promulgada el 2015), la apertura de áreas protegidas a la exploración petrolera, la anulación de los contratos bajo la modalidad de sociedades anónimas mixtas y la propia Ley 767.
“Todo lo que esté destinado a fomentar la exploración es bienvenido, siempre y cuando tenga resultados”, complementó. Por el contrario, para Hugo del Granado, también analista en temas de hidrocarburos, “prolongar la vigencia de los contratos no es un hecho significativo para atraer inversiones”.
El tratamiento del proyecto de ley continuará en el pleno de la Cámara de Diputados esta semana, adelantó Cabrera.
SOCIOS La estatal petrolera, en los últimos tiempo ha intensificado la búsqueda de inversiones y socios para la exploración petrolera en el país, es así que el pasado viernes firmó un acuerdo con la rusa Gazprom, para la evaluación del potencial hidrocarburífero en las áreas Vitiacua, La Ceiba y Madidi.
Estos Convenios de Estudio y los futuros contratos para la exploración y explotación de hidrocarburos, conforman un serie de medidas que YPFB se encuentra impulsando en un área prioritaria como es la exploración bajo la nueva normativa de la Ley de Promoción a las Inversiones en Exploración y Explotación Hidrocarburífera que rige en Bolivia.
Inversión
El Ministerio de Hidrocarburos informó que entre 2016 y 2020 se invertirán 12.680 millones de dólares en el sector de hidrocarburos, lo que permitirá llegar a una producción superior a 68 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas natural, según un boletín institucional.
Producción de gas
Actualmente se está en un orden de 56 millones de metro cúbicos por día (MMmcd) para el abastecimiento de los mercados de Argentina, Brasil y el nacional, sin embargo, el país tiene la capacidad de producir hasta 61 MMmcd del energético, según YPFB.
Reservas
Al 31 de diciembre de 2013 las reservas probadas de gas natural en Bolivia alcanzan a 10.45 TCF, las probables a 3.50 TCF y las posibles a 4.15 TCF. Sin embargo estan van reduciendo año tras año, por el consumo.
YPFB trabaja en la certificación de nuevas reservas halladas recientemente.
Crecimiento de las inversiones
Información de YPFB da cuenta que las petroleras privadas incrementaron sus inversiones ejecutadas de 158 millones de dólares en 2006 a 878 millones en 2014, mientras que en ese mismo periodo las inversiones de la corporación estatal subieron de 155 millones a 1.519 millones de dólares.
El VI Congreso Internacional Gas y Petróleo 2016, que se realizará en Santa Cruz el 12 y 13 de julio, abordará el accionar, en el mundo y la región, de la industria de los hidrocarburos.
En el evento, también se analizará las perspectivas de las futuras inversiones en exploración e industrialización en el rubro. De acuerdo con un informe oficial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), en la lista de participantes figuran ejecutivos de las empresas e instituciones de América, Europa y Asia, quienes fueron invitados como disertantes al congreso internacional.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) firmará contratos para la exploración de hidrocarburos en el país con las estatales Petrobras de Brasil y YPF de Argentina, informó el titular de la petrolera boliviana, Guillermo Achá.
Con Petrobras se prevé firmar la exploración de hidrocarburos en dos áreas, como Santelmo y Astillero; mientras que con YPF se acordará la exploración en Charagua, Abapó y Yuchan, en el subandino sur boliviano.
"Esperamos que hasta la primera quincena de julio tengamos la firma de nuevos contratos exploratorios, son contratos ya confirmados con las empresas. Son contratos como San Telmo y Astillero, firma Petrobras. Son tres contratos que también firmará YPF, que será un operador nuevo que vamos a tener en nuestro mercado, son contratos de Charagua, Abapó y Yuchan", dijo.
De acuerdo con fuentes institucionales, San Telmo y Astilleros constituyen las áreas más importantes destinadas a proyectos de exploración de hidrocarburos.
Ambas suman una extensión de 210 hectáreas. San Telmo se halla en un área no tradicional, es decir donde no se realizaron fases exploratorias previas al desarrollo de los campos, mientras que Astilleros ya tiene estudios geológicos, geofísicos y otros.
NUEVAS INVERSIONES El Gobierno espera a representantes de entre 50 y 60 empresas de Canadá, que llegarán al país en los próximos meses, para analizar oportunidades de inversión en el país, en el área de hidrocarburos y energía.
"Nosotros expondríamos todas las inversiones que tienen tanto en el sector hidrocarburos y en el sector energético, iría una delegación importante, se habla de unas 50 a 60 empresas que vienen a Bolivia de Canadá para ver posibilidades y oportunidades de inversión", dijo el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez.
La visita fue confirmada tras un acuerdo con la ministra de Energía de la provincia Alberta de Canadá, Margaret McCuaigBoyd.
Para dos analistas en temas energéticos consultados por OPINIÓN, el incremento de las inversiones en la búsqueda de hidrocarburos en el país requiere también que la fiscalización de áreas en exploración y los compromisos de inversión no estén a cargo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), sino de una entidad independiente del Estado.
“YPFB no debe ser juez y parte, debería ser un actor más de la cadena y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) debería ser parte del control de las áreas en exploración y los compromisos de inversión”, dijo Álvaro Ríos, analista y socio de la consultora internacional Gas Energy.
Para las empresas extranjeras que operan en el país, “es complicado” tener en YPFB un socio que además fiscaliza. Al dejar esa tarea en manos de la ANH, añadió, la petrolera estatal pasaría a ser una empresa más. Sería “una medida que también daría seguridad jurídica y mejoraría las inversiones en el país”.
En la misma línea, Hugo del Granado, experto en hidrocarburos, señaló que la “ausencia de un regulador independiente” es una de las trabas puestas a la inversión privada en exploración desde 2007.
La otras trabas, detalló, son la inseguridad jurídica, la falta de libertad económica, y el estatismo secante, condiciones que los inversores extranjeros no aceptan y por las cuales no vienen a Bolivia.
De acuerdo con Ríos, otro aspecto importante a la hora de atraer inversiones para la búsqueda de nuevos reservorios de gas y petróleo es la justicia, un tema que no está intrínsecamente ligado al sector. “Justo lo que se está viendo ahora es mejorar la justicia, un tema importante para cualquier inversionista que viene a Bolivia”, afirmó.
RESERVAS EN DECLIVE El éxito o fracaso de las tareas de exploración de hidrocarburos en el país pueden medirse mediante los niveles de reservas certificadas de gas, indicó Hugo del Granado. Según el analista energético, dichas reservas están en declive a causa de una política inadecuada.
“La última certificación que se ha hecho data de 2013 y la misma da cuenta de 10,45 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés). Ya no son tales porque se han consumido el 2014, el 2015 y la mitad de 2016; han bajado porque no se han certificado nuevas reservas desde entonces y lo que tenemos es por lo menos 2 TCF menos respecto de 2013”, explicó Del Granado. “Son reservas en declive y el resultado de una mala política exploratoria”.
NUEVOS HALLAZGOS En febrero, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, informó que los reservorios de gas hallados en tres estructuras del Bloque Caipipendi sumaban 4 TCF, lo que permitirá incrementar las reservas probadas de gas del país a 14 TCF. El hallazgo, añadió, no estaba contemplado en el plan que tiene YPFB para llegar a 17 TCF hasta 2020.
“Eso no está certificado y en algunas áreas han dicho que hay nuevas reservas sin siquiera terminar la exploración sísmica y haber perforado pozos; no son reservas, son estimaciones, buenos deseos”, dijo Del Granado.
El 8 de abril, el presidente Evo Morales anunció el inicio de una exploración en el campo Huacareta, en Tarija, cuyo potencial es de al menos 13 TCF. La tarea está a cargo de la empresa British Gas (BG).
El megacampo San Alberto, ubicado en Tarija, es considerado como el yacimiento que volvió a poner a Bolivia en el mapa de la industria petrolera en la década de los años 90. Ahora, su producción declina.
San Alberto fue el escenario del anuncio de la Nacionalización del Gobierno, en 2006. Su aporte en la producción del país significó el 31% pero en la actualidad sólo es del 13%; es decir que produce seis millones de metros cúbicos día (MMmcd).
Expertos en hidrocarburos coincidieron en calcular que la producción del megacampo San Alberto durará máximo seis años y que sufrirá un descenso gradual hasta 2022.
El investigador Raúl Velásquez, de la Fundación Jubileo, señaló que hace 10 años, en 2006, la producción en promedio era de 12 MMmcd de gas natural, volumen que representaba el 30% del total producido en Bolivia.
"Hoy no llega ni a la mitad, hecho que refleja la sobreexplotación a la que fue sometido. El panorama hacia delante es delicado si no se adoptan medidas urgentes. Resulta claro que los contratos de operación no incentivan la exploración como tampoco lo hace la Ley 767 de Incentivos. Hoy nos encontramos ante el hecho inédito de no poder cumplir con las máximas cantidades que pueden demandar nuestros principales mercados de exportación”, evaluó.
Ante el panorama, indicó que en el país no sólo se sobreexplotaron los megacampos sino que, en estos 10 años, YPFB no tuvo la capacidad de descubrir un campo importante a diferencia de la estatal antigua que sí logró explorar Sábalo y San Alberto.
Expuso que Bolivia está a puertas de renegociar el contrato con Brasil en un contexto muy distinto de la época de la década de los años 90. "Hoy ya no somos el único proveedor de gas en la región, está el mercado del LNG y otros precios de referencia, además del petróleo, y para rematar vamos sumamente atrasados en exploración”, precisó.
En criterio de Velásquez, es urgente elaborar una nueva ley de hidrocarburos, gestionar nuevos mercados, invertir en el sistema de transporte hacia el occidente, institucionalizar YPFB y debatir el régimen fiscal, el uso y destino de la renta petrolera.
Para los expertos del sector Gustavo Navarro y Francesco Zaratti, no hay un nuevo megacampo que pueda reemplazar a la producción de San Alberto.
"San Alberto fue el comienzo del renacer en la industria petrolera de Bolivia, dio paso al ingreso de nuevas transnacionales como Petrobras, que a partir del año 1999 hasta hoy y pese a las modificaciones de la normativa vigente -migración a nuevos contratos, duro régimen impositivo- continúa apostando por el país ”, evaluó Navarro.
A base de datos técnicos sobre la relación reservas/factor de recuperación, vinculados a la acelerada intrusión de agua de formación, manifestó que se calcula una vida de explotación de cinco años para el megacampo.
Dijo que nuevos prospectos hay varios; pero megacampos, pocos y entre ellos Huacareta, que está bajo contrato con BG Bolivia - Shell y que está en una primera fase de adquisición sísmica. Se prevé la posible ubicación del primer pozo exploratorio dentro de dos años.
Advirtió que la consecuencia de la "incipiente” reposición y descubrimiento de nuevas reservas comenzará a observarse en un par de años y coincidirá con la intención de renovación del contrato con Brasil.
Zaratti mencionó que San Alberto fue el primer megacampo que empezó a abastecer al mercado de Brasil y el que garantizó el cumplimiento del contrato GSA que se suscribió entre YPFB y Petrobras.
"Para YPFB y Bolivia significó la frustración de no haberlo podido descubrir de manera certificada antes de la capitalización de YPFB. El campo tiene 17 años de explotación continua, bastante menos de lo que se esperaría de un megacampo bien operado”, consideró el analista.
Según Zaratti, las causas de la acelerada declinación responden a una sobreexplotación, tomando en cuenta que algunos de sus pozos resultaron "inundados” y que el gas perdió presión. La consecuencia es un menor volumen de gas extraído para la exportación y menor gasolina para el mercado interno.
En su criterio el tiempo de vida del campo dependerá de cómo se lo siga explotando y de las técnicas de recuperación que se apliquen. "Es posible reemplazar la producción de San Alberto produciendo más en Margarita o incorporando campos medianos como Incahuasi. Pero lo que está en duda es la sostenibilidad de esa producción, debido a que no está acompañada de grandes reservas nuevas”, advirtió.
Las reservas de gas natural fueron descubiertas en 1990, a una profundidad de 4.319 metros en la formación Huamampampa. La perforación del pozo exploratorio San Alberto X9 comenzó en 1988; sin embargo, hacía falta un segundo pozo exploratorio.
Años después, en 1998, se confirmó la existencia de reservas con el pozo SAL X-10 después de trabajos de sísmica e interpretación de datos. En 1999, la compañía especializada De Golyer & Mac Naughton certificó en 5,3 TCF (trillones de pies cúbicos) las reservas probadas de este campo, señala un reporte de la revista Petróleo&Gas de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía.
Según el análisis, pese a los bajos precios en el mercado externo en la década de los años 90, en el país se completaron las tareas y se descubrieron nuevas reservas. De esa manera se garantizaba el cumplimiento del contrato de exportación a Brasil.
Luego, en 2000, se construyó la planta separadora de licuables con el primer módulo para el tratamiento de 6,6 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas. En 2001, con la segunda etapa se completaron los 13 MMmcd.
El desarrollo del campo abarcó la perforación de varios pozos. En la primera fase, los pozos San Alberto X10, X11 y X12; en tanto que en la segunda etapa, los pozos San Alberto X13, X14 y X15. En total se poseen ocho pozos productores.
Mediante Decreto Supremo 28701, del 1 de mayo de 2006, el Gobierno nacionalizó los hidrocarburos con el objetivo de priorizar el mercado interno e industrializar el gas para generar más recursos. El acto simbólico se realizó en el campo San Alberto.
La asociación para la administración del campo está conformada por Petrobras Bolivia SA 35%, YPFB Andina SA (subsidiaria de YPFB) 50% y Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia 15%.
Aporte El segundo megacampo en el país que data de los años 90 es el Bloque San Antonio o Sábalo, que se encuentra entre las serranías Aguaragüe y Caipipendi de la faja subandina sur, en Tarija. Su aporte máximo fue cerca de 20 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Hasta abril pasado reportó una caída a 16 MMmcd. Es operado por Petrobras, YPFB Andina y Total.
Sostén El megacampo Margarita-Huacaya es considerado uno de los mayores productores del país; desde sus yacimientos se extrae gas y condensado, y en su planta diariamente se obtienen cerca de 19 MMmcd de gas natural. Tiene un contrato de operación con Repsol YPF (37,5%), BG Bolivia (37,5%) y PAE (25%).
