A pesar de que no se cuenta con información sobre las reservas probadas, probables y la brindada por autoridades sobre Mayaya Centro X1 genera desconfianza; sin embargo, el presidente del Estado, Luis Arce Catacora, ya maneja números sin consolidar mercados externos ni se empezó la producción, que requerirá un estimado de US$ 1.500 millones.

A pesar de los anuncios de un nuevo megacampo en el norte paceño, de 1,7 TCF (Trillones de Pies Cúbicos), con la perforación de un pozo, los analistas observan poca seriedad en las autoridades nacionales del sector hidrocarburos.

Con la perforación de pozo no se puede afirmar un reservorio de magnitud, mucho menos de un megacampo, sólo permite saber si hay o no hidrocarburos, observó el analista del sector hidrocarburos de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez.

Explicó que para anunciar un megacampo, mínimamente se debe perforar dos pozos más, llamados de delimitación, y a partir de este trabajo se podrá hablar recién de reservas.

Asimismo, lamentó la poca seriedad y poco responsable de las autoridades de hablar de renta petrolera, si ni siquiera se confirma el descubrimiento de gas o líquidos en Alto Beni, y donde no hay un sistema de transporte para evacuar los hidrocarburos.

El analista sugiere terminar las pruebas con la perforación de más pozos, para ver si el campo será un productor de manera sostenida, y también pidió prudencia y responsabilidad a las autoridades al realizar ese tipo de anuncios.

EVACUAR
Al ser una zona no tradicional, el lugar no cuenta con sistemas de transporte para evacuar los hidrocarburos que se encuentren, pero si fuera gas sería vía Santa Cruz, pero en el caso de líquidos obligaría a las autoridades a la construcción de un oleoducto para llevar a la refinería más cercana, como Gualberto Villarroel, ubicado en Cochabamba.

Mientras tanto, el diputado Alejandro Reyes de Comunidad Ciudadana (CC) cuestiona que no haya fotos de la prueba de producción. “No hay foto de la chimenea quemando gas, y sería porque no hay la presión correcta, o no hay gas y solamente es agua”, cuestionó en sus redes sociales.

Por ello solicitarán informe a las autoridades del sector de hidrocarburos sobre el campo Mayaya Centro X1. Mientras el presidente Luis Arce, en cada acto repite el descubrimiento, a pesar de que no se hicieron las pruebas correspondientes con la perforación de más pozos.

RECURSOS
Por otra parte, ante el anuncio del Presidente de que el nuevo campo generará US$ 6.800 millones en toda la explotación del proyecto, el consultor financiero Jaime Dunn señaló que no alcanzaría para pagar la planilla de sueldos y salarios del sector público, debido a que el gasto alcanza a US$ 7.000 millones.

Coincidió con Velásquez, por separado, al indicar que la zona no es tradicional y requerirá de una inversión importante. “Antes de saber el potencial sobre la comercialización, tienes que cuantificar cuánto costará llevar el gas a los mercados nacional e internacional”, reflexionó.

Una vez que se confirme la cantidad de reservas del campo, el desarrollo demoraría alrededor de cinco años y una inversión significativa. El ministro de Hidrocarburos, Franklin Molina, en declaraciones a Unitel, indicó que por lo menos se requerirá US$ 1.500 millones.

Mientras, el pasado 18 de julio, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) estimó invertir aproximadamente US$ 400 millones en facilidades y la perforación de tres pozos adicionales en el sistema petrolero descubierto recientemente, con la perforación del pozo Mayaya Centro-X1 de Investigación Estratigráfica (MYC-X1 IE).

“Vamos a tener tres proyectos de perforación adicionales en el corto plazo, que son dos pozos delimitadores en la estructura Mayaya y un pozo exploratorio en una estructura aledaña al este. Para la entrada de producción temprana, se plantea transportar una planta existente y construir un ducto desde Mayaya hasta Senkata, así también evacuar los líquidos a Sica Sica. Esto nos permitirá, en una primera etapa, cubrir el mercado interno del gas en occidente”, explicó el presidente de YPFB, Armin Dorgathen Tapia.

Entretanto, Velázquez indicó que el desarrollo del campo implicará mucha inversión, y los anuncios realizados por YPFB de destinar US$ 400 millones –en su criterio– sería insuficiente.

Se requerirán plantas de procesamiento, de compresión; llama la atención de tender un ducto de 10 pulgadas a Senkata, que implica atravesar la cordillera, por ello probablemente las inversiones deberán ser mayores.

Sin embargo, primero hay que determinar si la exploración fue un éxito y de largo aliento, el siguiente paso será la comercialización, resaltó Velásquez.

CERTIFICADO AMBIENTAL
Por otra parte, hace días atrás, la estatal petrolera informó que gestiona ante el Ministerio de Medio Ambiente y Agua la licencia ambiental del proyecto “Perforación de los pozos Mayaya Centro – X2 (MYC-X2), Mayaya Centro (MYC-X3) y Suapi – X1 IE (SAP-X1 IE)”.

“El pozo Mayaya Centro X1 ha perforado una estructura y en la estructura estamos visualizando 1,7 TCF. Para poder desarrollar ese volumen inicial, se deben perforar más pozos. Ya tenemos esos pozos en cartera, estamos iniciando los trámites de licencia ambiental y permisos para poder ejecutar y continuar con este plan exploratorio que requiere la zona”, indicó Mayra Campos, gerente de Administración Técnica de Contratos y Evaluación E&E de YPFB.

CERTIFICACIÓN DE RESERVAS
Por otra parte, Velásquez lamentó que se anuncie el hallazgo de reservas de 1,7 TCF, pero no se cuente con cuántas certificadas cuenta el resto del país, pese a ser una obligación de la estatal petrolera.

Informó que la ley 3740 de agosto de 2007, determina en su artículo 7 que YPFB debe publicar el estado de la certificación de las reservas hasta el 31 de marzo de cada año, y si se hubiera cumplido la norma, a la fecha el país contaría con 17 informes, pero sólo cuenta con 4.

La última certificación es del 2018, pero el incumplimiento preocupa y genera una mala imagen a nivel internacional. El último informe indica que las reservas probadas de gas alcanzan a 8,95 TCF y de líquidos a 190 millones de barriles.

Para el analista, el dato de las reservas es una información importante ya que permite formular políticas, debido a que Bolivia depende de los recursos que ingresen por la venta de hidrocarburos, así como la llegada de divisas, además tiene una dependencia energética, ya que el 80% de la energía tiene como base a los hidrocarburos y fuentes fósiles.

Pero no sólo para planificar, sino también permitiría gestionar mercados de largo aliento, como lo que se hizo con Brasil en la década de los 90, con la firma de un contrato de 20 años.

En su momento, el analista del sector hidrocarburos, Mauricio Medinaceli, indicó que la falta de información de reservas reduciría los contratos de largo plazo, y sólo se alcanzarían acuerdos de corto plazo para la venta de gas, entre dos a cinco años.

CAMBIO
Otro factor que no ve el Gobierno, es el cambio regional que se presenta, pues de importador de gas, ahora la Argentina se apresta a exportar hidrocarburos a países de la región y a su autoabastecimiento, mientras Brasil apunta a convertirse en una potencia en la producción de petróleo. “No han sido considerados en la política hidrocarburífera del Gobierno”, apuntó.

Adelantó que las negociaciones para la compra y venta de gas cambiaron. Los plazos pueden ser menos y el precio se fijará en base a otros factores, que no necesariamente será la cotización del petróleo.

Medinaceli indicaba, en ese entonces, que el precio se podría fijar en base al gas, y esta realidad está muy cerca, pues Bolivia tiene como competencia a la Argentina con su yacimiento de Vaca Muerta.

Velásquez indicó que puede también incluirse la figura de interrumpible y ya no en firme, en donde el comprador como el vendedor no tienen la obligación de comprar hidrocarburos todos los días, lo que implicará volatilidad de ingresos para el país.

ANÁLISIS
El sector hidrocarburos pasa por el momento más crítico de los últimos años, al caer la producción, así como los ingresos y pronto con el cierre de un mercado, como lo es Argentina, mientras que con Brasil la venta se podría alargar hasta el segundo semestre del próximo año.

La caída de la producción de gas estaría en 42%. De alcanzar una cifra de 60 millones de metros cúbicos día (MMmcd) en 2014 bajó a 32 MMmcd en la presente gestión, de acuerdo a estimaciones de la estatal petrolera.

Se reducen los mercados externos, pero el interno va en crecimiento con precio subvencionado, pero existe el riesgo de que la caída no pueda cumplir con la demanda nacional.

Consultoras internacionales han señalado que si Bolivia no encuentra nuevas reservas en los próximos años, a partir del 2028 comenzará a importar gas a precios internacionales, y también compartió esta opinión el exministro de Hidrocarburos, Álvaro Ríos, en sus redes sociales.

Actualmente, Bolivia importa el 85% de diésel y 58% de gasolina que consume. Por ello, los expertos en el tema plantearon elaborar una nueva normativa para fomentar la inversión y atraer empresas internacionales.

Medinaceli, en entrevistas con medios digitales, dijo que la actual Ley de Hidrocarburos fue de cosecha, ahora se requiere una normativa para sembrar.

Velázquez aseguró que la política hidrocarburífera no dio resultado; y el experto en el tema, Hugo del Granado, en su momento, dijo que fracasó la nacionalización ante la caída de la producción y la ausencia de nuevos descubrimientos.

En los últimos casi 20 años, el único campo descubierto fue Incahuasi, que también se encontraría en plena declinación, después no hubo nuevos descubrimientos, y el último anuncio del Gobierno deberá confirmarse con más exploración.