MIGUEL V. DE TORRES

El Ministerio de Hidrocarburos de Bolivia no confirmó quiénes participarán en la cumbre del Foro de Países Exportadores de Gas en Doha, convocada para hacer lobby junto Vladimir Putin, en el marco de la tensión con Estados Unidos por el rol que se pretende adjudicar a Ucrania.

De momento no hay guerra, pero el barril de petróleo se ha disparado por encima de los US$ 90 y el GNL triplicado sus precios de referencia, y eso requiere un pensamiento conjunto.

Es tal vez la cumbre más importante del Foro en términos geoestratégicos, pero seguramente la menos importante en términos económicos por lo cortoplacista del impacto, a menos que realmente la deflagración acabe volteando el orden mundial hacia Pekín.

Bolivia es uno de los países menos relevantes dentro del Foro, donde están gigantes como Qatar, Nigeria o Argelia y otros como Corea del Norte o Brunei. En total los 11 países miembros producen sobre el 60 por ciento del gas mundial, aunque hay otros que no participan.

El gas está viviendo una segunda primavera luego de que las cumbres mundiales por el clima le concedieran una moratoria al menos hasta 2050 sobre su pena de muerte, algo de lo que no se librarán – dicen – el resto de combustibles fósiles como el carbón y el petróleo, que se debe dejar de usar progresivamente, según acuerdo, desde 2030.

Mientras las cifras de Qatar, por ejemplo, son estratosféricas: 100 millones de toneladas al año y sobre los 500 millones de metros cúbicos diarios comercializados sobre todo a través de barcos metaneros en el mercado universal de ultramar, en Bolivia la producción sigue a la baja y apenas se superan los 40 millones de metros cúbicos diarios en la actualidad.

El récord se estableció en 2015, cuando se alcanzaron los 61 millones de metros cúbicos. Desde entonces solo se ha ido reduciendo en una especie de círculo vicioso con toques kamikazes: no se han abierto nuevos mercados y por ende, no se han hecho inversiones en exploración, que a la vez han generado dudas en los proyectos de industrialización que han acabado parados.

Hay disparidad de criterios sobre si el problema es que las empresas tributan demasiado o sobre si ha faltado voluntad para que YPFB.

El analista Francesco Zaratti recordaba hace dos semanas en su artículo “El desempeño de la nacionalización” que en este tiempo se han generado 54.000 millones de dólares de los que 10.700 han sido para las petroleras, que además no tienen ninguna obligación de arriesgar en exploración, por lo que se pueden dar por más que satisfechas con los contratos renegociados después de la nacionalización por Álvaro García Linera.

LAS APUESTAS DE YPFB
En esas dificultades por ampliar la producción y las reservas – estancadas sobre los ocho trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés), que alcanzan apenas para culminar los contratos de exportación con Brasil y Argentina en unos cinco años a volúmenes actuales -, YPFB diseñó ya en julio una especie de plan de emergencia para incrementar rápidamente la producción, pero hasta la fecha ha avanzado poco.

En lo que respecta a Tarija, el proyecto marcado era el Margarita 10, que evidentemente ha cumplido su calendario y, además, ha abierto un nuevo pulso por la voluntad del gobierno de revisar el factor de distribución.

En campos nuevos, después del fracaso del Jaguar en Huacareta (cuya área también llega a Chuquisaca) y el de Boyuy, las expectativas se centrar en los dos planes sobre Tariquía, el de San Telmo, en el corazón de la reserva en Chiquiacá (Entre Ríos), y el de Astilleros, sobre Padcaya, sacado del área núcleo de la Reserva por obra y gracia de un nuevo plan de Manejo impulsado por el Sernap a la medida de los intereses petroleros.

Aún hay más: YPFB plantea un plan de choque de intervención en campos abandonados que, mediante nuevas técnicas, pueden ser mejor aprovechados.

No ha dado mayores detalles sobre las “nuevas técnicas”, pero los expertos y los críticos sospechan que se trata de técnicas no convencionales que pueden ser más agresivas con el medio ambiente, en particular el de la fractura hidráulica (fracking). No se conocen detalles al respecto, pero la inminencia con la que se anunció hace interpretar que ya hay avances en los campos más antiguos de la zona tradicional del Aguaragüe o Bermejo.

LAS ÁREAS EN TARIJA, PRIORITARIAS
En Tarija aún quedan 22 áreas petroleras para entrar en explotación. 13 de ellas están simplemente reservadas y no hay avances. Entre ellas está San Telmo Sur, Huacareta Sur o Río Salado en la zona de O´Connor/Padcaya y Yuchán, Sunchal, Algarrobilla, Algarrobilla y Aguaragüe sur y norte en el Chaco.

Otras cuatro están en negociación: La Ceiba, Carandaiti, Yuarenda y Sayurenda.

Y cinco están con contrato pero con dudas: Las dos de Tariquía que son Astillero y San Telmo; Huacareta, que ya ha tenido un primer fracaso en el Jaguar; Aguaragüe norte, que avanza, y el área de Iñiguazú, al sur de Margarita, también adjudicada a Repsol.