Los pozos gasíferos Boicobo Sur-X1 y Margarita 10, y el proyecto petrolero Yarará-X1 ingresarán en etapa de producción este 2022. De este modo, las políticas asumidas por el gobierno nacional comienzan a mostrar resultados positivos que permiten garantizar la demanda de esos recursos para los mercados interno y externo.

Boicobo Sur-X1, que significó un hallazgo de alrededor de 1 trillón de pies cúbicos (TCF) de gas, ingresará a etapa de producción en junio de este año, mientras que Margarita 10 aportará desde julio mayor producción de ese hidrocarburo.

De igual modo, para este año se tiene previsto el inicio de producción del pozo petrolero Yarará-X1, que producirá entre 300 y 400 barriles de crudo por día.

Pozo Yarará-X1

Tras la recuperación de la democracia en noviembre de 2020, el gobierno nacional puso en marcha un plan para reactivar las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. Gracias a las políticas acertadas se concluyeron otros proyectos importantes como la perforación del pozo Los Monos-13D ST, que se estima tenga recursos recuperables de alrededor de 105 billones de pies cúbicos (BCF).

Continuidad de proyectos

Asimismo, como parte del Plan de Reactivación del Upstream, este año se dará continuidad a la ejecución de los proyectos que iniciaron en la gestión 2021, como la perforación de los pozos exploratorios Sararenda-X3D, San Miguel-X2 ST, Itacaray-X1, Chaco Oeste-X1, Curiche-X1011 y de los pozos de Desarrollo Tatarenda-33A, Chaco Este-4, Boquerón Norte-8 y Boquerón Norte-12, además de la intervención del pozo Sipotindi-X1 con el objetivo de evaluar su potencial.

Paralelamente se iniciarán otros proyectos contemplados en el Plan del Upstream, con el objetivo de incrementar la producción de hidrocarburos y la reposición de reservas hidrocarburíferas mediante la optimización de recursos existentes e inversiones en exploración y explotación, visualizando metas a corto (2021-2022), mediano (2023-2025) y largo plazo (2025-en adelante).

Nuevos proyectos

Entre los proyectos de corto plazo, cuya ejecución será iniciada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos en la presente gestión se encuentran la perforación de los pozos exploratorios Mayaya Centro-X1 IE en el Norte de La Paz, Iñau-X3D en Chuquisaca, Chane-X1 IE, Yope-X1 y Yarara-X2 en Santa Cruz.

Para mejorar el conocimiento del potencial hidrocarburífero en el país, este año se realizará Exploración Sísmica en el Boomerang Norte, Adquisición Aerogravimétrica – Aeromagnetométrica en la cuenca Madre de Dios, Zona Boomerang y Sub Andino Sur y Adquisición Geoquímica de Superficie Boomerang – Llanura Beniana en Santa Cruz, Cochabamba.

De esta manera el gobierno a través del Ministerio de Hidrocarburos y Energías reafirma su compromiso de trabajo continuo en pos de la soberanía y seguridad energética de nuestros recursos a través de nuevos proyectos exploratorios y de desarrollo, para mejorar el conocimiento del potencial hidrocarburífera de nuestro territorio, ampliar la disponibilidad de reservas, fortalecer la producción nacional y promover la industrialización.

En 2021, la producción de gas disminuyó en casi 5 MMmcd

PÁGINA SIETE

La producción de gas natural en 2021 bajó de 46,61 millones de metros cúbicos día en enero a 41,75 MMmcd en diciembre. El nivel está por debajo de la meta de 47,38 MMmcd que proyectó Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para el año pasado.

Las cifras de la Secretaría de Energía, Minas e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz revelan que el máximo volumen producido para entrega a mercado interno y de exportación fue de 48,67 MMmcd en marzo y luego fue declinando gradualmente hasta el menor nivel en diciembre.

YPFB, en su informe de Rendición Pública de Cuentas Inicial 2021, informó que en 2020 la producción de gas cerró en 43,17 MMmcd y proyectó que en 2021 se alcanzaría 47,38 MMmcd.

El exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos opinó que las cifras  significan que la capacidad de producción de Bolivia  cayó en cerca de 5 MMmcd.

Explicó que esto se da por una declinación natural de los campos petroleros del país en un promedio de 3% a 3,5% por año.

Además, cayó la producción del pozo X-3 de Margarita en 2,5 MMmcd y sólo se ha recuperado 1 MMmcd. “La maxima producción de gas con la que comenzó este  año Bolivia es de 41 a 42 MMmcd y eso se debe distribuir entre los 20 MMmcd que demanda Brasil y los 13 MMmcd que demanda el mercado interno. Lo que sobra es el saldo que queda para negociar con Argentina”, puntualizó.

Anotó que se espera una caída de 3% a 3,5% en la oferta de este año y hay menos gas, algo que reclama Argentina porque no hay capacidad de producción.

“Este descenso arrastra a la producción de condensado y petróleo y provoca que se tenga que importar más gasolina y diesel”,  observó.

El exsuperintendente de Hidrocarburos, Hugo de La Fuente, sostuvo que la mayoría de  los  pozos están en declinación y en general se hace sólo algunas inversiones en perforación, pero hace años que el sector no marcha muy bien.

Advirtió que, si no hay nuevas inversiones  y  descubrimientos de reservas, no se podrá mejorar la producción de gas.

“Precisamente por eso es que no hemos podido consolidar un contrato de 30 MMmcd con Brasil y sólo se vende 20 MMmcd. La tendencia es a la baja, el único pozo que sigue aportando más es Incahuasi”, apuntó.

Según De La Fuente, el  Goverment take (porcentaje de impuestos que deben pagar las empresas) en Bolivia es muy alto en comparación a otros países.

Por eso, urge una nueva ley para darle seguridad a las empresas que llegan a Bolivia.

La analista del sector hidrocarburos, Susana Anaya,  coincidió que los principales campos gasíferos están en declinación y no hubo nuevos descubrimientos y  reservas, por lo tanto, la producción no aumenta.

Aseguró que la  normativa no es adecuada y la carga fiscal elevada. Además, los precios del mercado interno así como las condiciones contractuales no son atractivas para los operadores del sector de hidrocarburos.