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Bolivia eleva producción de gas; Jubileo advierte explotación acelerada

05 Agosto 2016Sucre / CORREO DEL SUR
El Bloque San Antonio o Sábalo se encuentra entre las serranías Aguaragüe y Caipipendi de la faja subandina sur (Tarija)

El Bloque San Antonio o Sábalo se encuentra entre las serranías Aguaragüe y Caipipendi de la faja subandina sur (Tarija)

La Fundación Jubileo considera que Bolivia acelera la explotación de campos para elevar su producción de gas natural; el Gobierno dice que tanto YPFB como las demás petroleras apelan a prácticas prudentes para mantener caudales razonables

Bolivia alcanzó una producción de gas natural de 60 millones de metros cúbicos por día, es decir, un 26% más que en 2012; sin embargo, esto se debió a una “explotación acelerada” de las reservas fundamentalmente de los campos Sábalo y Margarita, lo cual adelanta su etapa de declinación y consecuente disminución de producción, según un análisis de la Fundación Jubileo. En cambio, el Gobierno afirma que se están realizando “prácticas prudentes” manteniendo caudales de producción “razonables” de acuerdo al potencial de cada pozo y tipo de reservorio.

Jubileo considera que en el sector hidrocarburífero no se puede sostener por mucho tiempo una alta tasa de recuperación sin garantizar una política de reposición de reservas, “aspecto que en el caso de Bolivia no está presente ni en la Ley de Hidrocarburos ni en los contratos de operación suscritos en el marco de la nacionalización de los hidrocarburos del 2006”.

Para el experto en hidrocarburos Gustavo Navarro, la acelerada producción de Margarita es “contraproducente” ya que al cubrir la demanda de los mercados se induce al acuífero y, en consecuencia, a incrementar la producción de agua en pozos, en detrimento de la extracción de gas.

Agrega que la producción de Incahuasi, que aportará 6,7 MMmcd desde este mes, sólo  compensará lo que ya no se recibe por la declinación de los campos  San Alberto, Sábalo y Margarita.

Para la Fundación Jubileo, otra de las instituciones especializadas en análisis económico, Bolivia tiene "insuficientes reservas de gas natural", "debido al déficit en exploración", situación que debe mejorar con miras a la negociación de otro contrato con Brasil cuando fenezca el actual en 2019.

YPFB HABLA DE PRODUCCIÓN RAZONABLE
El presidente de YPFB, Guillermo Achá, ha sostenido al respecto que la estatal petrolera y las empresas operadoras tomaron las medidas necesarias conforme a las prácticas prudentes de la industria petrolera, manteniendo caudales de producción razonables de acuerdo con el potencial de cada pozo y tipo de reservorio, realizando un estricto control de los caudales de producción y salinidad del agua, como también de las variables operativas de requerimientos de los mercados.

"Es muy importante hacer conocer que los factores de declinación de los campos de gas y de petróleo son tomados en cuenta al momento de realizar las certificaciones de reservas", explicó en una oportunidad anterior a ANF.

En el marco de las buenas prácticas de la industria petrolera, según su explicación, el manejo de la declinación natural de los campos utiliza diferentes métodos, entre ellos la implementación del sistema de compresión con el cual se permite recibir el gas de los pozos a baja presión de reservorio, logrando de esa manera que se mantenga el sistema de producción activo y, por tanto, se logra una mayor recuperación de reservas. Agregó que esta práctica es comúnmente utilizada a nivel internacional en todos los campos en declinación, afirmó.

El Ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, por su lado, consultado sobre este tema, ha respondido que "hay una explotación racional y sostenida que le estamos dando a estos campos (San Alberto y San Antonio), aún así tienen una declinación".

Asimismo, niega que esté declinando el campo San Antonio, donde todavía se realizan trabajos de exploración al norte; es el caso del pozo Sábalo VI, cuya perforación comenzó en febrero de este año.

Con relación al campo Margarita, que produce 19 millones de metros cúbicos diarios, ha dicho que está en su "etapa de adolescencia" y con nuevas inversiones en otras áreas del bloque Caipipendi en los próximos años duplicará su producción.

PROBLEMAS EN LA EXPORTACIÓN
Este año el Gobierno de Argentina reclamó que Bolivia no puede cumplir con los volúmenes de gas comprometidos, razón por la cual, afirma, ahora compra gas de Chile.

Consultado, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, admitió la pasada semana que con Argentina hubo algunos problemas de paro y mantenimiento en la planta de gas Margarita, lo que impidió un despacho óptimo.

De acuerdo con el contrato entre las estatales YPFB y ENARSA, Bolivia debe enviar un mínimo de 19,9 MMmcd al mercado argentino. El pasado mes el volumen exportado cayó a 9 MMmcd, su nivel más bajo desde mayo, según el reporte diario de YPFB Transporte.

El transporte a Brasil también es irregular, debido a que durante julio tuvo mínimas diarias de 24,1 MMmcd, cuando el acuerdo establece 30,8 MMmcd.El 28 de julio, la exportación de gas a Brasil fue 25,1 MMmcd.

NIVELES MÁS BAJOS DE LOS PRECIOS DE EXPORTACIÓN
Al segundo trimestre de 2016, los precios del gas natural que se exportan a Argentina y Brasil decrecieron a los niveles históricos más bajos, 50.8% y 50.9%, respectivamente, en comparación con el mismo periodo de 2015, según datos recogidos por el experto en hidrocarburos, Bernardo Prado.
Brasil pagó hasta junio de 2016 $us 2,8 por millón de BTU, un 50.9% menos que hace un año, y Argentina cancelará $us 3,02, 50.8% menos que en 2015.

Según el reporte histórico, el precio más alto que pagó Argentina por el gas boliviano se registró en el tercer trimestre de 2012, cuando el millón de BTU estaba en $us 11,2, mientras que Brasil llegó a cancelar en el segundo trimestre de 2012 $us 9,4 el millar de BTU (Unidad Térmica Británica).
El especialista en hidrocarburos Álvaro Ríos estimó recientemente que el precio del MBTU del gas que exporta Bolivia se mantendrá entre los 3 y 3,5 dólares hasta el 2017.

PRODUCCIÓN DIARIA
En cinco años, Bolivia incrementó su producción promedio de gas natural de 49 MMmcd a 66 MMmcd, es decir, un 35% más, y las proyecciones oficiales es llegar a 74 MMmcd en unos años.

GOBIERNO APUNTA A TRIPLICAR RESERVAS DE GAS NATURAL
El Gobierno nacional no sólo es optimista con sus previsiones en producción y los mercados de exportación, sino que destaca como logro de su gestión el aumento de las reservas de gas natural y la reposición de las mismas en los últimos diez años.

“En lo que va de nuestra gestión, en estos diez últimos años, nosotros hemos logrado incrementar las reservas por un total de 4.5 TCF que es de hecho la mitad de las reservas que tenemos hoy. Para el 2010 el país tenía certificadas sus reservas en 10 TCF y durante la presente gestión llegará a 11 TCF, eso significa que hemos aumentado exportación y consumo interno, pero las reservas han sido repuestas y han sido mejoradas, no estamos contentos, nos gustaría mostrar más reservas probadas, pero esto muestra un uso sano, racional y planificado de las reservas que tiene el país”, señaló el vicepresidente Álvaro García Linera en el VI Congreso Internacional Gas & Petróleo “Resiliencia: El accionar de la industria de gas y petróleo”, evento internacional organizado por la estatal petrolera el pasado mes, en la capital cruceña.

En 1996 el país tenía 3,7 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas de gas; entre 1999 y 2004, según la administración del presidente Evo Morales, se registró una “inflación artificial” de las reservas que tuvo que ver con tres aspectos: ausencia de control estatal, uso de las reservas para  mejorar el precio de las acciones en los mercados e intención de exportar gas a Estados Unidos.

El Gobierno destacó que en el periodo 2008-2015 se descubrieron reservas en nuevos campos de áreas de exploración como el  Dorado, Aquío, Incahuasi, Dorado Oeste y Colorado de 1,2 TCF certificadas.

En áreas con contratos de exploración: Curichi, Tajibo, Palo Marcado, Carrasco Este,  Santa Rosa Este, Junín Este, Dorado Este que suman  0,3 TCF, las reservas descubiertas en campos existentes que comprenden Iquiri Campo Río Grande, Iquiri Los Sauces, Margarita H3, Icla, Santa Rosa se incrementaron en 1,1 TCF y por reclasificación de reservas en los principales campos como Sábalo y Margarita, producto del desarrollo de estos campos, aumentaron las reservas en 1,83 TCF.

Paralelamente, según el Gobierno, el país llevará adelante actividades de exploración y explotación en los siguientes campos: San Telmo, Huacareta, Boyuy, Charagua, Río Hondo, Morteros, Incahuasi Norte, Najegua, La Peña Profundo, Río Grande Profundo,  Astilleros y Aquío 1002, cuyas áreas se estiman que tienen un potencial de 23 TCF, “con lo que las reservas que tenemos hoy a ser certificadas de cerca de 11 TCF, va (a) incrementarse en los siguientes años cerca de 20 a 30 nuevos TCF”, agregó García Linera.

En el mismo evento, el ministro de Hidrocarburos,Luis Alberto Sánchez, sostuvo que, como resultado de las importantes inversiones del Gobierno en el sector hasta 2022, Bolivia incrementará sus reservas a más de 17 trillones de pies cúbicos(TCF, en inglés), un volumen que le permitirá un abastecimiento, en las condiciones actuales de los mercados interno y externo, hasta 2047.

Según estas previsiones, los clientes dispondrían de gas, en similares volúmenes a los actuales, durante 30 años, lo cual garantizaría la firma del nuevo contrato de compraventa con Brasil.

Según un cálculo de la fundación Milenio, que coincide con los de otros expertos en hidrocarburos, las actuales reservas probadas se agotarían en 2026 o a lo sumo durarían hasta 2029. Se toma en cuenta, para el cálculo del horizonte de las reservas, la certificación, a diciembre de 2013, de la compañía GLJ Consultants, que arrojó 10,45 TCF, y no los anuncios gubernamentales sobre nuevos descubrimientos, cuya riqueza aún no está certificada.

Bolivia contará hasta fin de año con 11 TCF certificados, a los cuales se sumarán los aportes de nuevos descubrimientos comerciales hasta llegar a un tope de 30 TCF, según las proyecciones del Gobierno.

El incremento de producción de gas natural estuvo basado en una mayor explotación de los megacampos, aspecto que aceleró el inicio de la fase de declinación (caso San Alberto) y pone en riesgo la seguridad de los reservorios, según Jubileo.


Incahuasi y Margarita-Huacaya, los hitos más importantes de los últimos años
El récord de producción del campo Margarita-Huacaya, alcanzado el año pasado, y la puesta en marcha del campo Incahuasi, en esta gestión, se constituyen en los hitos más relevantes de los últimos años en Bolivia.

El campo Margarita-Huacaya, de sólo 3 millones de metros cúbicos de gas natural por día (MMmcd) pasó a producir 19 MMmcd en 2016, y se prevé que en el corto plazo alcance los 21,5 MMmcd con la optimización de diferentes procesos en la planta y, fundamentalmente, en los sistemas de transporte, según información oficial de Repsol.

Los 19 MMmcd, equivalentes a 671 millones de pies cúbicos por día (Mpcd), superan el mayor caudal producido históricamente por un campo en Bolivia y representan más del 30% de la actual producción nacional.

La mayor disponibilidad de hidrocarburos en Margarita-Huacaya se logró tras el inicio de la producción en el pozo Margarita 8, que sumó 1,2 MMmcd desde principios de agosto de 2015.

La producción actual concentra el gas de los pozos Margarita X-1, 3, 4, 5, 6 y 8, además del Huacaya X-1. También está en proceso de incorporación a la producción el Margarita 7, que garantizará una adición en el suministro de gas a la planta, pues se estima que permitirá incorporar más de 3 MMmcd.

Este campo es compartido entre Tarija y Chuquisaca.
El Gobierno cree que con nuevas inversiones en otras áreas del bloque Caipipendi, el campo Margarita-Huacaya podrá duplicar su producción actual.

INCAHUASI
Hace un año, YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía anunciaron que en abril de 2016 se iniciarían las operaciones de producción del campo Incahuasi, en el Bloque Ipati–Aquio, ubicado en los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca. Empezó a funcionar a comienzos de este mes y tiene previsto alcanzar en septiembre una producción adicional de 6,5 MMmcd, y que en 2018 este campo adicionaría 6,5 MMmcd más, totalizando para entonces 13 MMmcd; aunque ese caudal de producción podrá ser mantenido por casi siete años, para luego declinar.

Este yacimiento, otro que es compartido pero entre Santa Cruz y Chuquisaca, cuenta con una planta de tratamiento de gas natural con una capacidad de producción de 6,5 millones de metros cúbicos día.

La planta, que procesará el hidrocarburo extraído de cuatro pozos de producción, es parte del Proyecto de Desarrollo de los campos Incahuasi y Aquío operados por Total E&P Bolivie.

El hidrocarburo proveniente de los pozos, compuesto por Hidrocarburo Gaseoso (Gas) e Hidrocarburo Líquido (Condensado), será tratado en la planta.

El proyecto prevé transportar el gas, con las especificaciones para su exportación y venta, por un ducto de 30 pulgadas con una longitud de 103 kilómetros hasta un punto de interconexión entre la estación Taquiperenda, operada por YPFB Transporte, y el Gasoducto YABOG.

Los condensados se enviarán a través de ductos de 8 pulgadas y 16 kilómetros de largo hasta el punto de interconexión al Oleoducto OCSZ-2, también operado por YPFB Transporte.

Bolivia todavía está a tiempo para planificar y replantear su matriz productiva
Bolivia todavía tiene la oportunidad de planificar y replantear su matriz productiva hacia sectores productivos alternativos a hidrocarburos y minerales, sostiene el economista René Martínez Céspedes.

En una entrevista concedida a CORREO DEL SUR, el especialista en presupuestos fiscales y analista de la Fundación Jubileo, cita la experiencia vivida por Tarija, que es un caso específico de lo que también pasa a nivel nacional con la renta de hidrocarburos, IDH y las regalías.

¿Qué sucedió en esta década? Se pregunta Martínez y su respuesta es que no hubo un espacio de planificación, de toma de decisiones de lo que debía hacerse con el dinero. “No nos sentamos en ningún momento a planificar el destino de los cuantiosos recursos provenientes del gas ni a nivel nacional ni a nivel departamental”, afirma.

Recuerda que la nueva Ley de Hidrocarburos fue aprobada en 2005 y de ahí en adelante todos los niveles de gobierno que reciben el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) y las regalías empezaron a gastar en las diferentes demandas y necesidades que decidieron de manera autónoma.

“Lo que sucedió es que la renta del gas se dispersó en diferentes fines y sectores, y en algunos casos se ha desperdiciado porque también una gran parte o una parte especialmente de los recursos del IDH, no tanto de las regalías, se fueron a gastos corrientes, que son los gastos de consumo del gobierno como funcionamiento y otros, y ahí está la misma renta Dignidad que es un gasto corriente”, explica.

Recuerda que en un principio, por lo menos en intenciones, iba por buen camino el Plan Nacional de Desarrollo del Gobierno, que planteó el cambio de matriz productiva hacia sectores generadores de empleo, ingresos y valor agregado.

“Entonces todos invirtieron y gastaron en lo que era urgente, en lo que más se demandaba, en lo que vieron por conveniente pero sin un criterio de sostenibilidad”, asevera Martínez al mencionar, sin embargo, que Bolivia todavía tiene la oportunidad de evaluar y replantear su visión de desarrollo productivo considerando las importantes reservas de gas que tiene y tendrá.

Por lo tanto, el economista sugiere diversificar la economía invirtiendo los recursos en sectores productivos alternativos a hidrocarburos y minerales, de modo que cuando caiga este sector no renovable se tenga otro de dónde sostenerse.

En ese marco, también reitera la propuesta de constituir un Fondo de Estabilización, donde se ahorre una parte de los recursos para épocas de crisis. “Si bien la Ley marco de Autonomías hablaba de un fondo que tenía que tener un elemento de estabilización no se lo implementó en la práctica, entonces lo que hicimos es lo que no se debería hacer”, reflexiona.

Martínez reconoce que durante este tiempo hubo avances importantes en infraestructura a nivel de municipios y regiones de todo el país, a costa de invertir en el aparato productivo, en un cambio de estructuras económicas de Bolivia que es la aspiración histórica.

PRODUCCIÓN PROMEDIO DIARIA DE GAS NATURAL (EN MMMCD)
Gestión    Producción
2012    49
2013    56
2014    60
2015    60
2016    66

RESERVAS CERTIFICADAS A DICIEMBRE DE 2013
Gas natural    trillones de pies cÚbicos
Probadas     10,5
Probables     3,5
Posibles       4,2
PETRÓLEO    
Probadas    211
Probables    72
Posibles      80

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR DEPARTAMENTO PRODUCTOR
Tarija            69%
Santa Cruz    17%
Chuquisaca   10%
Cochabamba  4%
*Sin campo Incahuasi y sin actualización del Margarita - Huacaya
Fuente: YPFB

 

Bolivia todavía está a tiempo para planificar y replantear su matriz productivaIncahuasi y Margarita-Huacaya, los hitos más importantes de los últimos años
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