MAURICIO TABORGA*

La inyección de capital fresco, tecnología y capacidad de gestión en el sector de hidrocarburos es una necesidad continua y permanente que no se la podría dejar de hacer, o expresada de otra forma, sólo hacerla cada cierto tiempo. Para ello, se cuenta con socios estratégicos, para la exploración, explotación, producción, transporte de líquidos y gas; y se visualiza la necesidad de ampliar la frontera, tanto en las áreas señaladas como en refinación o la conversión de gas natural a líquidos y almacenaje. La comercialización es un resorte exclusivo de YPFB.

La inversión de capital en el sector de hidrocarburos de $us  836 millones de dólares  representó 12% del PIB ($us 7.123 millones) del año 1996; comparado a $us 5.088 millones de dólares del PIB del año 2019 ($us 42.401 millones). Dicha inversión de capital más las inversiones que ha podido captar el sector de hidrocarburos principalmente inversión pública del Estado (YPFB) e inversión privada han contribuido en una forma significativa al crecimiento económico del PIB; la economía boliviana es ahora seis veces más grande de lo que fue en el año 1996. 

El proceso de “nacionalización”, frenó en gran medida la inversión privada multinacional, en el sector de hidrocarburos. Para mayor gravedad, se puso un candado a la inversión de empresas multinacionales de petróleo y gas, ya que el artículo 366 de la nueva CPE de 2009, dice: “Todas las empresas extranjeras que realicen actividades en la cadena productiva hidrocarburífera en nombre del Estado estarán sometidas a la soberanía del Estado, a la dependencia de las leyes y de las autoridades del Estado. No se reconocerá en ningún caso tribunal ni jurisdicción extranjera y no podrán invocar situación excepcional alguna de arbitraje internacional, ni recurrir a reclamaciones internacionales”.

A su vez, es cuestionada la ubicación o el sitio de la planta de urea y amoniaco de Bulo Bulo con una inversión de $us 953 millones, inaugurada el 15 de septiembre de 2017; y la falta de materia prima (gas natural) para una óptima operación de la planta de separación de líquidos de Yacuiba Gran Chaco con una inversión de $us 690 millones, cuyas pruebas y puesta en marcha se iniciaron el 15 de octubre de 2015.

A la conclusión del contrato de compraventa de gas natural (GSA) a Brasil, con Petrobras BR el 31 de diciembre de 2019 (0,04 TCF de gas natural restantes de entrega bajo la modalidad take or pay), se terminó un ciclo de 20 años de la industria de petróleo y gas de Bolivia y ahora el desafío es abrir un nuevo ciclo, con el sostén de los mercados de exportación de gas natural de Brasil (1,7+ TCF - se amplió el contrato por 4  a 6 años con menores volúmenes de entrega con Petrobras BR); y otros contratos de distribuidores de gas natural en Brasil, a menores precios (con la empresa rusa Acron y la brasileña Ambar), de Argentina (3,7 - TCF el contrato actual con Integración Energética Argentina IEASA - Ex Enarsa, que fenece el año 2026).

Y nuevas fronteras tanto para gas natural como líquidos (GLP) a Paraguay y Perú, entre otros. El resultado del referendo vinculante del 18 de julio del año 2004 no permite visualizar el mercado de Chile como un posible   para la exportación de hidrocarburos del país.

Adicionalmente, se requiere buscar ser autosuficiente para atender la demanda interna de derivados de petróleo, por lo que habría que pensar realizar la ingeniería conceptual de una refinería en el altiplano boliviano, similar a la refinería de Talara, en el norte de Perú, que cuenta con 16 unidades de procesos nuevas, con un avance del 90%, para la producción diaria de 95 mil barriles de petróleo. La inversión para su ejecución asciende a $us  4.700 millones.

En el caso particular, la terminal marítima Sica Sica de Arica, con una capacidad nominal de almacenaje de  700 mil barriles, podría utilizarse para recibir petróleo crudo con el fin de abastecer la “Refinería del Altiplano Boliviano”, con la alimentación de crudo que no pueda ser abastecida con la producción nacional proyectada en un horizonte de largo plazo (40 años) y revertir el flujo del oleoducto (OSA tramo II)  Cochabamba-Sica Sica-Arica, construido a mediados de 1950 por Gulf Oil Company (valor de indemnización de activos $us 55 millones - 17 de octubre de 1969), con la instalación de estaciones de bombeo (4) y by-passes y construcción de un segundo ducto paralelo, a fin lograr un caudal de 60 mil barriles de petróleo diarios.

Otra alternativa es estudiar la instalación de una planta para la conversión de gas natural a líquidos (GTL), probablemente en el departamento de Santa Cruz de la Sierra o finalmente continuar con la importación de combustibles líquidos para abastecer el mercado nacional, considerando las economías de escala de proveedores estratégicos externos, que puedan llegar con precios más competitivos a lo que sería los costos y márgenes brutos de proceso de una nueva refinería o una planta de GTL.

La situación deficitaria de líquidos es preocupante, en la actualidad las tres refinerías con una capacidad nominal de proceso de 67.450 barriles de petróleo por día (BPD), producen 21.500 BPD de gasolina y 15.000 BPD de diésel, siendo la demanda actual de 37.301 BPD y 44.641 BPD, respectivamente., por lo que se tiene que importar el déficit de combustibles líquidos para cubrir la demanda insatisfecha de gasolina de 15.801 BDP y de diésel 29.641 BPD).  Se espera una reducción en la producción de líquidos (gasolina, diésel y otros) del orden de 40%, en el periodo 2020 – 2025 (48.000 BPD a 29.000 BPD).

Reflexión: Existe una enorme preocupación en la ciudadanía en general de la verdadera capacidad productiva de hidrocarburos del país, para hacer frente a la creciente demanda nacional de derivados de petróleo y gas; y poder atender satisfactoriamente mercados existentes y desarrollar nuevos mercados de exportación de gas natural, con un crecimiento estimado de 31%, en 10 años, hasta el 2030 (de 107 bcm a 140 bcm).

En el año 1997 se contaba con 5.7 TCF de reservas certificadas de gas natural (probadas y probables) y el año 2017 12,5 TCF. YPFB reveló que Bolivia sólo tenía 7,1 TCF (trillones de pies cúbicos) en reservadas probadas de gas natural hasta el 31 de diciembre de 2017; con un saldo de 1,7 TCF para atender el mercado boliviano. La firma canadiense Sproule International Limited certificó que Bolivia contaba con reservas probadas de 10,7 TCF de gas natural y 240,9 millones de barriles líquidos.

Se requiere sin duda, una nueva certificación de reservas de gas natural y líquidos, con una firma de reconocido prestigio internacional y avalada tanto por YPFB y la ANH como por los operadores privados, para saber a ciencia cierta la base que se parte esté nuevo ciclo de la industria de petróleo y gas.

*Empresario e inversionista