Expertos advierten que no hay nuevos descubrimientos y que la producción depende de Margarita, Huacaya, Sábalo, Incahuasi y San Alberto básicamente.
La producción nacional de gas natural alcanzó hasta agosto un promedio de 54,28 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd), el nivel más bajo de los últimos años. Expertos apuntan como causas una declinación de los principales campos y una menor nominación de Brasil.
Un informe elaborado por la Secretaria de Energía e Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija a partir de reportes de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), dan cuenta que en 2014 se registró el mayor pico de producción 59,37 MMmcd en promedio.
Desde entonces los niveles han disminuido de manera permanente (ver gráfica), aunque las reservas probadas certificadas por la empresa Sproule dan cuenta de un nivel de 10,7 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas probadas.
Fuente: Informes de YPFB, elaboración Secretaría de Energía e Hidrocarburos, Gobernación de Tarija (Gráfico: Página Siete)
El analista del sector, Hugo del Granado, señaló que existe un descenso de la producción que se prolonga ya cuatro años y que responde a la declinación natural de los campos, la ausencia de nuevos descubrimientos y un estancamiento de las reservas.
“Lo más preocupante es que junto al gas también hay una caída de líquidos, lo que provoca que la carga a las refinerías sea menor y por lo tanto exista menor producción de diésel y gasolina”, advirtió.
Bernardo Prado analista del sector también coincidió que existe una declinación de los campos, pero también una menor demanda en Brasil.
Los datos oficiales revelan que la venta de gas natural a Brasil alcanzó en agosto a 23,91 MMmcd, unos siete millones menos de metros cúbicos con respecto al máximo del contrato que es de 31 MMmcd. Al mercado argentino se exportó 17,62 MMmcd y al interno se entregó 13,75 MMmcd.
“Si se demandará el tope de los contratos a Brasil, Argentina y el mercado interno, no podríamos satisfacer con la producción actual el requerimiento”, anotó.
En criterio de Prado la menor producción de hidrocarburos y leve incremento de reservas, son señales que deben preocupar de cara a la próxima negociación del contrato de venta de gas con Brasil. “Nosotros dependemos más de exportar el gas que los países de importarlo. Con Brasil las negociaciones ya no serán entre empresas estatales, sino con distribuidoras privadas”, dijo.
El experto en hidrocarburos Francesco Zaratti puntualizó que el descenso de la producción es consecuencia del agotamiento de los campos antiguos (San Alberto y, en menor medida, Sábalo) y la aleatoriedad de las nominaciones de Petrobras.
El país vive de la extracción de gas en dos megacampos principales Sábalo (13 MMmcd) y Margarita/Huacaya (18 MMmcd). Con la fase II de Incahuasi, ese campo llegará a más de 10 MMm3d). “Son los tres los megacampos que aseguran el futuro inmediato del gas en el país. El riesgo está en que no tenemos otros campos de esa envergadura por el momento. Se estaba explorando con mayor responsabilidad hasta el 2015, diría, pero los frutos aún no se ven”, observó.
Zaratti remarcó que el éxito exploratorio nunca es seguro en 100%, se tiene por ejemplo el fracaso de Repsol con el pozo Boyuy y sólo queda esperar que con los otros proyectos que se impulsan se pueda encontrar más gas.
Certificación
El informe de Sproule si bien muestra que las reservas de gas probadas han crecido desde 2013, también refleja un descenso de las reservas probadas y de las posibles (observar gráfica). El exsuperintendente de Hidrocarburos Carlos Miranda en una columna de opinión en este medio sostuvo que con las reservas probadas se podrá cumplir con la finalización del contrato con Brasil y con el de Argentina hasta 2027 y consumo interno, pero las reservas de petróleo sólo alcanzan ocho a nueve años.
Con información de Página Siete
Foto: Archivos RE
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