El nivel de producción de gas natural, que alcanza a 46 MMmcd, está ajustado al tope con la demanda que hay de parte de los mercados, observan los analistas
Desde 2024, Bolivia puede llegar a depender de mayores importaciones de combustibles, de las que actualmente se realizan para abastecer el mercado interno, si es que no se acelera la exploración ni se dan las condiciones para atraer inversión de empresas petroleras, advirtieron dos expertos del sector.
Álvaro Ríos, exministro de Hidrocarburos, manifestó que está claro que en Bolivia cada vez producimos menos gas y se importan más gasolina y diésel, y eso no se puede revertir de la noche a la mañana.
“Estamos en una declinación en la producción de gas y condensado. En 2024 o 2025 vamos a tener un déficit energético, es decir que habrá una diferencia elevada entre lo que exportamos e importamos, y si no hacemos un cambio de timón, como es la reforma jurídica e impositiva, en 2029 tendremos que importar hasta gas natural”, advirtió Ríos.
Ese panorama se puede dar tomando en cuenta que se tiene una demanda creciente en el mercado interno, por el incremento del parque automotor que usa gasolina o diésel y por los trabajos agrícolas con maquinaria.
“Entonces, el escenario es que al 2024 o al 2025 vamos a tener un déficit energético si no hacemos nada; es decir que las importaciones de gasolina y diésel van a ser más altas que las exportaciones de gas, y eso incluso impactará en la mayor salida de divisas o dólares”, insistió.
No obstante, dijo que el panorama se puede revertir si el gobierno lanza un plan de incentivos para mejorar la producción y atraer mayor inversión en la exploración petrolera.
También mencionó que el hecho de que se quieran ir de Bolivia las pocas empresas que operan como Petrobras, Repsol o Shell, no es favorable para el país.
“Se evidencia que YPFB no puede encarar por sí sola la exploración de gas natural ni líquidos, y el hecho de que las empresas como Petrobras de Brasil quieran vender sus activos y operaciones, es porque ya no les interesa Bolivia y quieren irse, que es un tema que debe preocupar en el fondo”, agregó el especialista.
Entretanto, el experto Hugo del Granado mencionó que en el plan de producción anunciado por el Ministerio de Hidrocarburos se calcula producir 47 millones de metros cúbicos día (MMmcd), nivel que actualmente sólo es suficiente para abastecer los dos mercados, de exportación y el interno, pero no hay posibilidades de abastecer o suscribir contratos con nuevos clientes.
“No hay posibilidades de incrementar la producción; por ejemplo, ya estamos entrando a la época de invierno y uno de nuestros compradores, Argentina, subirá su demanda a 18 MMmcd, que actualmente está entre 10 y 11 MMmcd. Entonces ya vivimos en un período de producción y demanda muy ajustada, que no da margen para abastecer o salir de contratiempos que se puedan registrar”, explicó Del Granado.
El gobierno apuesta a la producción de campos maduros y cerrados. Para el experto, ésta es una buena alternativa, pero demanda tiempo e inversiones.
“Estamos muy cerca del déficit energético, es muy peligroso lo que está pasando en el país; puede producirse déficit en cualquier momento ante un contratiempo que pueda surgir en los campos operados actualmente”, alertó.
En días pasados, YPFB informó que hacia Brasil y Argentina se exporta por encima de los 35 MMmcd de gas natural. El mercado interno requiere entre 11 y 12 MMmcd, lo que significa que se tiene un requerimiento de 47 MMmcd.
La producción de gas está en un nivel de 46 MMmcd y este año se prevé subir a 47 MMmcd.
En el caso de líquidos, en 2019 se obtuvieron 45.290 barriles por día (BPD), en 2020 se registraron 41.660 BPD, y para esta gestión se prevé alcanzar 42.280 BPD; el nivel es inferior al obtenido en 2014 cuando se llegó a 63.000 BPD.
Según los datos oficiales, en 2019 las compras de diésel sumaron 913 millones de dólares y las de gasolina 569,9 millones de dólares, es decir un total de 1.482,9 millones de dólares.
Mientras que, el año pasado las importaciones de diésel bajaron a 706 millones de dólares y las de gasolina a 157,8 millones de dólares. Es decir que entre 2020 y 2019 se registró un descenso de 41,7% en importaciones.
La intención de Petrobras de Brasil, que opera los campos San Antonio y San Alberto, de irse de Bolivia, es porque ambos ya están en declinación y no son suficientes como para satisfacer sus costos de operación y mantenimiento. Además ya no tiene otros pozos para explorar, indicó el experto Álvaro Ríos.
“La salida de Petrobras de Bolivia tiene que ver con que San Alberto y San Antonio están en declinación, producen muy poco gas, y tienen una renta muy elevada. Es decir, el Estado se lleva cerca de un 85% de la renta, que no es suficiente para cubrir sus costos de operación y el mantenimiento”, dijo.
Aclaró que eso no quiere decir que Petrobras no ha ganado dinero y que está perdiendo, sino que ya ha tenido ganancias, cuando había buenos precios y mayores volúmenes.
Hasta 2019, la producción del megacampo Sábalo era de 11,8 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), mientras que en, San Alberto, 2,3 MMmcd.
Agregó que, en anteriores años suscribió dos contratos con YPFB para operar en San Telmo y Astillero, ambos en Tarija, pero por los problemas sociales se paralizaron y ahora no tiene ningún otro pozo que explorar.
En días pasados, el columnista Ancelmo Gois y el diario brasileño O Globo informaron que Petrobras está en negociaciones para disponer de sus actividades de exploración y producción en San Alberto y Sábalo, en Bolivia, además de las acciones del gasoducto Gas Trans Boliviano (GTB).
