El país bajó sus reservas, según el informe de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos; expertos y consultoras internacionales advierten de que si no cambia la situación hidrocarburífera, el 2030 se podría importar gas.

Las empresas que operan en Vaca Muerta, Argentina, avanzan en la comercialización de gas al mercado de Brasil y de acuerdo a reportes de prensa ya suman 9 contratos por más de 10,5 millones de metros cúbicos día (MMmcd), mientras Bolivia prosigue con los anuncios de exploración y del potencial que tienen; entretanto, las reservas siguen la tendencia a la baja.
Ryder Scott Company L.P. cuantificó y certificó reservas de hidrocarburos en Bolivia al 31 de diciembre de 2022. En su informe registró un volumen de 4,04 TCF de reservas Probadas de gas natural. En Probadas+Probables esta cifra aumenta a 4,61 TCF y en la categoría más amplia de Probadas+Probables+Posibles, alcanza los 5,15 TCF.
En lo que respecta al petróleo, se contabilizaron 10,6 MMbbl de reservas probadas, mientras que en la categoría Probadas+Probables esta cifra se eleva a 11,1 MMbbl. En la categoría de Probadas+Probables+Posibles, las reservas ascienden a 11,6 MMbbl. El estudio contempló la evaluación de 63 campos productores de hidrocarburos.
En tanto, DeGolyer and MacNaughton Corp. cuantificó y certificó reservas de hidrocarburos en Bolivia al 31 de diciembre de 2023. En la categoría Probadas registró 4,48 TCF de reservas de gas natural, mientras que en Probadas+Probables esta cifra aumenta a 4,85 TCF y en la categoría de Probadas+Probables+Posibles, alcanza los 5,24 TCF.
Las reservas petroleras certificadas en la categoría Probadas, se contabilizaron en 12,6 MMbbl, mientras que en la categoría Probadas+Probables esta cifra se eleva a 13,2 MMbbl. En la categoría de Probadas+Probables+Posibles, las reservas de petróleo ascienden a 14,5 MMbbl. La empresa contempló la evaluación de 65 campos productores de hidrocarburos.
Se observa una caída de las reservas, aunque las autoridades del sector hidrocarburífero indicaron que las mediciones anteriores carecen transparencia; sin embargo, los expertos en el tema también indican lo mismo, ya que las cifras que presentó el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen, tienen un retraso de casi un año y a marzo de este año ya debería estar la certificación de 2024.
Ante ese contexto adverso, el Gobierno, a través del Ministerio de Hidrocarburos y Energías, trabaja en un plan estratégico de optimización de las áreas reservadas a favor de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), con el objetivo de impulsar una mayor agilidad en la ejecución de proyectos hidrocarburíferos, según un boletín de la entidad ministerial.
Un artículo de la periodista Victoria Terzaghi, publicado en la página web de www.rionegro.com.ar, titulado: De Vaca Muerta a Brasil: ya son 9 los contratos autorizados por Nación para exportar gas, explica que ya se avalaron exportaciones por hasta 10,5 millones de metros cúbicos diarios. Hay otros cinco pedidos en espera. Los despachos contemplan llegar al vecino país por varios gasoductos.
El gas de Vaca Muerta necesita nuevos mercados, al menos hasta que se materialicen los proyectos para exportarlo como Gas Natural Licuado (GNL). Esto es lo que están haciendo muchas de las productoras de gas de la Cuenca Neuquina que ya sellaron acuerdos de exportación con clientes de Brasil, un mercado al que apuntan a llegar tanto por las redes de Bolivia como por Corrientes y que ya cuenta con nueve contratos autorizados.
La información se desprende tanto de los pedidos de exportación de gas natural que ya fueron autorizados por la Secretaría de Energía de la Nación, como por los expedientes que aún están en la etapa que se define como “Abierta a terceros”, que es el paso previo para su aval, siempre y cuando ningún cliente argentino pida comprar ese gas, señala el artículo.
En detalle, hasta fines de octubre el Gobierno había autorizado cuatro exportaciones con destino a Brasil, todas utilizando las redes de Bolivia para poder llegar hacia el corazón industrial el vecino país, que es la zona de San Pablo.
A esos despachos, que contemplaban un envío total máximo de 5 millones de metros cúbicos por día, se suman ahora otros cinco contratos más que ya están autorizados y que anexan 5,5 millones de metros cúbicos diarios al máximo, con lo cual se llega a un nivel de exportaciones autorizadas por hasta 10,5 millones de metros cúbicos diarios.
Las nuevas autorizaciones abarcan a la subsidiaria local de TotalEnergies, Total Austral, que firmó contrato con la brasileña MGAS Comercializadora, para despacharles hasta 1,5 millones de metros cúbicos del gas natural que extrae de áreas de Vaca Muerta como San Roque, Aguada Pichana Este y Rincón de la Ceniza.
El dato característico de ese contrato, es que el punto de exportación no es la frontera con Bolivia, como se venía registrando en los contratos ya autorizados, sino que se harán por Paso de Los Libres, en Corrientes, con lo cual el gas de Vaca Muerta ingresaría a Brasil por la zona sur, por la línea Uruguaiana.
Anuncios y
observaciones
Desde el año pasado, el Gobierno, a través de YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos, viene anunciando hallazgos importantes y proyecciones interesantes en materia de reservas, pero a la fecha todavía no se concretaron los anuncios.
Como es el caso de Mayaya, que recibe observaciones, y hasta dudan de las reservas anunciadas por el Gobierno, pues falta muchas pruebas para confirmar los datos y aunque se confirme, será difícil distribuirlo al mercado nacional.
El pozo Mayaya Centro-X1, ubicado en el norte de La Paz, según las estimaciones de YPFB, tendría un potencial de 6 trillones de pies cúbicos de gas (TCF), refleja Erbol.
El experto Fernando Rodríguez, en declaraciones a Erbol, califica un “sueño” hablar del volumen anunciado en Mayaya, porque para cuantificar las reservas de gas se deben perforar al menos tres pozos de desarrollo.
Explicó que Mayaya es solo una de varias estructuras en la zona como Liquimuni, Tacuaral y Tuichi, y que los modestos 4 millones de pies cúbicos en la formación Copacabana Medio, junto a 39 barriles por día, no justifican ninguna inversión significativa.
En julio del año pasado el entonces ministro de Hidrocarburos, Franklin Molina, informó que del hallazgo, que representaba una potencial reserva de 1,7 TCF (trillones de pies cúbicos de gas) y un paso crucial hacia la exploración y desarrollo continuo de la cuenca del Subandino Norte, que abarca los departamentos de La Paz, Beni y Pando, además estimó del impacto económico que representaba de 6.000 millones de dólares.
Reservas
“Estamos muy lejos de hablar de reservas probadas, probables o posibles”, indicó, añadiendo que aunque pueda existir gas en la zona, serían necesarios al menos tres pozos más y un proceso de valorización de los recursos, lo cual tomaría entre 5 y 10 años. También subrayó las dificultades logísticas y económicas, como el acceso complicado y la falta de infraestructura cercana.
Mientras tanto, el exministro de Hidrocarburos, Mauricio Medinaceli, en declaraciones a Erbol, coincidió con Rodríguez, por separado, al indicar que Mayaya aún no cumple con las condiciones técnicas y económicas para ser considerada una reserva viable.
Aclaró que para poder explotar el gas de Mayaya, sería necesario llevarlo al mercado a través de un ducto de mil kilómetros, lo que implicaría una inversión de hasta mil millones de dólares y el paso por áreas protegidas.
Los expertos sugirieron una nueva Ley de Hidrocarburos para atraer capitales privados para desarrollar los campos hidrocarburíferos, pero el Gobierno a la fecha sólo envió un proyecto de incentivos a la Asamblea Legislativa, en cambio los capitales transnacionales llegan a la Argentina de aproximadamente 3.000 millones de dólares para generar divisas de 14 billones de dólares anuales.