Reservas de condensado que se extraerán del gas natural llegan a 487,59 millones de barriles (Bbl). Producción de gas caerá desde 2015 si Bolivia no amplía el contrato GSA suscrito con el Brasil.
La Razón – Wálter Vásquez – La Paz
Gobierno revela reservas probadas de condensado
Representan el 18,64% de los 487,59 MM de Bbl del petróleo extraído del gas.
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Mientras las reservas de crudo continúan en declive desde el 2006, el Gobierno reveló que las reservas probadas, probables y posibles de petróleo condensado que se extraerán del gas natural de Bolivia llegan a 487,59 millones de barriles (Bbl).
Así lo establece el estudio del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) “Análisis Estadístico Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas. Período 2000-2010” presentado en agosto durante el Cuarto Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2011.
De acuerdo con el estudio, las reservas probadas de petróleo condensado representan sólo el 18,64% del total de los barriles que pueden obtenerse de las reservas de gas del país; las probables llegan al 41,06%; y las posibles son el 40,28% (ver infografía).
Un informe de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) señala que, en el período 2006-2010, la producción de petróleo crudo se redujo en 51,4% y la de condensado en 3,64. Toda vez que el petróleo crudo tiene un mayor rendimiento en diésel que el condensado, la declinación de las reservas de crudo afecta la producción de hidrocarburos líquidos para el mercado interno (diésel, gasolina y gas licuado de petróleo) e incrementa la importación de combustibles.
Asimismo, los resultados de la cuantificación de reservas de la consultora internacional Ryder Scott al 31 de diciembre del 2009 detallan que las reservas probadas de gas natural son de 9,94 TCF (trillones de pies cúbicos, por sus siglas en inglés); las probables de 3,71 TCF y las posibles de 6,27, según la información del MHE.
INICIATIVA. Según el estudio del Plan Exploratorio 2011-2020 de YPFB, establece que Bolivia tiene un potencial gasífero de 54 TCF y uno petrolífero de 1.409 MMBbl (millones de barriles de líquidos).
Sin embargo, la industria petrolífera carece de incentivos, debido a que por cada barril de crudo, la utilidad de las petroleras es de sólo $us 10,29 y la producción de petróleo condensado derivado del gas es insuficiente.
Por tal motivo, YPFB Corporación pretende que los campos petrolíferos de la empresa de capitales hispano-argentinos Repsol sean transferidos a su administración y así concentrar el total de la producción de crudo del país.
“La estrategia que hemos tomado es concentrar todos los campos petroleros en YPFB; de tal manera que al interior de la corporación podamos generar las condiciones óptimas para que la producción de estos campos se mantenga o tienda a aumentar”, reveló a La Razón el presidente ejecutivo de la empresa petrolera estatal, Carlos Villegas.
En Bolivia existen 13 campos marginales productores de petróleo crudo (campos desarrollados que han producido el 90% de sus reservas probadas). Cinco corresponden a YPFB Chaco, tres a YPFB Andina y cinco a Repsol.
Sólo tres de estos 13 campos generan una remuneración que está por encima del costo de producción unitario. Los tres campos están en manos de Repsol, según información oficial de YPFB.
Además, dijo, el plan de exploración que impulsa la corporación desde finales del 2010 incrementará las reservas de crudo del país dando prioridad a la prospección de las áreas con potencial petrolífero que están concentradas en La Paz, Pando, Beni y Cochabamba.
Productividad
Crudo y condensado
La producción de crudo y condensado registró un notable incrementó del 2004 al 2007 por el buen rendimiento de los campos petrolíferos del Chapare y el aporte del condensado de los megacampos gasíferos. En los últimos 10 años, la producción promedio fue de 36 mil de barriles por día (Bbld).
Gasolina natural
La producción de gasolina natural obtenida tanto en campo como en las plantas de gas natural registró un crecimiento importante a partir del 2004 (2,79 MMBbld) hasta alcanzar el mayor volumen el año pasado con 3,05 MMBbld: crecimiento que estuvo sujeto a los volúmenes de gas natural exportados al Brasil.
Gas natural
La producción de gas registró también un crecimiento notorio desde el 2004 por el impulso recibido de los megacampos gasíferos. En la última década, el promedio de producción fue de 33 millones de pies cúbicos día (MMpcd), según datos del Ministerio de Hidrocarburos.
Petrobras mantiene primacía en gas natural
La empresa incrementó en 88% su producción de gas en la última década
Desde hace ocho años, Petrobras Bolivia lidera la producción de gas natural del país y alcanzó al 2010 una participación en el sector de casi el 60%. En la última década, la petrolera brasileña incrementó la producción del energético en más del 88%.
Así lo establece el estudio “Análisis Estadístico Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas. Período 200-2010” del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.
El liderazgo de la petrolera de capitales brasileños se registró desde el 2003 cuando le arrebataron la primacía a YPFB Andina con una producción anual de 126,78 millones de pies cúbicos (MMpc), cifra que se incrementó progresivamente hasta llegar el 2010 a 313,77 MMpc, lo cual representa una participación en la producción gasífera del 58,35%, señalan los datos del MHE.
BALANCE. Petrobras Bolivia fue creada a fines de 1995, pero inició sus actividades de forma efectiva a mediados del 2006 y en menos de 10 años se ha convertido en la petrolera más relevante de las empresas operadoras del país.
En el período 2000-2010 no se registraron muchos cambios en el escenario empresarial del sector hidrocarburífero del país. De las 11 empresas que operaron en los campos productores de gas y petróleo, Dong Won cedió su participación a la empresa GTLI Bolivia a finales del 2010 y Total E&P Bolivia se incorporó al sector con los descubrimientos de Itaú (2002) y Aquio (2011), recuerda el Análisis Estadístico oficial.
Producción de gas caerá desde 2015 si no amplían contrato GSA
La Razón – Wálter Vásquez – La Paz
Luego de alcanzar su máximo rendimiento en los próximos tres años, la producción de gas registrará una declinación constante desde el 2015 si Bolivia no amplía el contrato GSA suscrito con el Brasil. Al 2020, el precio promedio de exportación llegaría a $us 11,28 por millón de BTU.
Así lo señala el estudio del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) ¨”Análisis Estadístico, Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas Período 2000-2010”, presentado en el Cuarto Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía. Retos y Oportunidades, organizado por Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) en la ciudad de Santa Cruz.
De acuerdo con datos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) elaborados por el Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (VMEEH), el gas natural alcanzará su volumen máximo de producción el 2014 con 61,98 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Sin embargo, un año después, la producción del energético comenzará a registrar una “constante” reducción (ver infografía).
“Una vez abastecido el mercado interno y los requerimientos de gas natural bajo el contrato GSA (Gas Supply Agreement, por sus siglas en inglés), la producción restante se destinará al mercado de Enarsa (Energía Argentina SA). Luego del 2014, se observa una declinación constante hasta alcanzar un valor mínimo de producción de 42,03 MMmcd (2020)”, indica el documento.
La cuarta adenda al contrato GSA de compra-venta de gas natural entre Bolivia y Brasil establece la exportación del gas boliviano hasta el 2019 y uno retroactivo al 2007 por la exportación de “gas rico” con componentes licuables. Según las cláusulas de la adenda. Bolivia debe enviar al Brasil en el período 2010-2019 un volumen mínimo de gas de 24,06 MMmcd y uno máximo de 31,5 MMmcd.
El convenio con Argentina, por su parte, establecía un tope de exportación hasta la anterior gestión de 7,7 MMmcd. Este año, luego de la construcción del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) la cantidad máxima permitida es de 11,3 MMmcd, el 2019 será de 25,1 MMmcd y del 2021 al 2026 de 27,7 MMmcd, en función de las ampliaciones de gasoductos de ambos países.
CONSUMO. “Según el pronóstico de la demanda en el mediano plazo de YPFB, en el período 2011-2020, el consumo de gas en el mercado interno alcanzará un valor promedio de 12 MMmcd; de 8,31 MMmcd en la industrialización; y de 1,25 MMmcd por el gas retenido (también denominado gas combustible y pérdidas de licencia)”, explica el documento.
Los precios proyectados en punto de fiscalización tanto para el consumo interno como para la exportación mantendrán un incremento constante hasta llegar al 2020 a $us 3,54 el millón de BTU (Unidad Térmica Británica, por sus siglas en inglés) para el mercado interno y $us 11,28 (ver infografía) para el mercado externo, señalan los datos.
“Este pico (de $us 11,28) se debe a la terminación del contrato GSA, hecho que conduce a que la producción se destine al mercado Enarsa luego de cubrir el mercado interno, y por ende la aplicación de niveles más elevados de precios de acuerdo a la fórmula de este contrato”, cita el estudio.
En el mercado interno se considera un valor fijo de $us 0,73 por millón de BTU y un valor equivalente al 50% del precio mínimo de exportación (igual a $us 4,18 por millón de BTU) para el mercado de industrialización.
Producción de líquidos en bolivia
“La producción de hidrocarburos en Bolivia en el período 2000-2010 estuvo marcada por el importante ingreso en producción de los megacampos San Alberto, Sábalo y Margarita”, lo cual es muy significativo, porque en el período mencionado “casi el 60% de la producción de hidrocarburos líquidos en el país provino de estos campos gasíferos”, señala el estudio “Análisis Estadístico Regalías y Participaciones Hidrocarburíferas” del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE). Actualmente, la estatal YPFB se encuentra inmersa en la búsqueda de nuevas reservas de petróleo crudo en el país.
‘Se debe buscar el momento más oportuno para negociar’
El exministro de Hidrocarburos Guillermo Torres dijo que el país debe buscar el “momento más oportuno” para negociar la ampliación del contrato de exportación de gas al Brasil y que en el mismo debe añadirse el pago a precio internacional del “gas rico”.
“Estas negociaciones tienen aspectos psicológicos muy importantes que se basan en la necesidad de comprar o vender el gas. Quien más urgencia tenga estará en inferioridad de condiciones durante el proceso. La estrategia de Bolivia para la exportación del gas natural debe tomar en cuenta este aspecto”, explicó Torres.
El contrato de venta de gas al Brasil fenece el 2019 e incluye un sistema de pagos retroactivo al 2007 por la exportación de “gas rico” con componentes licuables.
“El nuevo contrato debería contemplar sólo la venta de metano como gas natural y posiblemente porcentajes mínimos de etano —sin que ello reduzca el precio del energético— y no así los propanos y butanos que actualmente abastecen de GLP parte del oeste de Brasil”, manifestó.
Mercado. Según proyecciones del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), Bolivia registrará el 2014 su más alta producción de gas con 61,98 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Sin embargo, un año después, se producirá una declinación constante en los volúmenes del energético hasta llegar el 2020 a los 42,03 MMmcd.
“Brasil es un mercado muy importante por el constante incremento de su demanda energética y el país no debe darse el lujo de perderlo”. No obstante, “tener sólo dos mercados nos da poco margen de maniobra en las negociaciones y, por lo tanto, la diversificación de mercados es necesaria”, dijo Torres.