Hasta el año 2015, el 80% del gas producido en el país iba el mercado externo
Bolivia ya consume el 50% del gas natural que produce, mientras que la otra mitad se exporta a Brasil y Argentina.
La situación actual es muy distinta a la que se tuvo entre 2006 y 2015, cuando el país enviaba más de dos tercios de su producción al mercado externo.
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“Claro, en el año 2006 teníamos un 80% de nuestra producción que se ha mantenido durante los siguientes años, por lo menos hasta el 2014-2015, donde teníamos un porcentaje de producción que alcanzaba el 80% al mercado de exportación y 20% al mercado interno. Hoy estamos hablando de un 50-50 entre el mercado interno y el mercado de exportación”, declaró a CORREO DEL SUR el viceministro de Exploración y Explotación de Recursos Energéticos, Raúl Mayta.
El negocio también se ha visto afectado por este cambio, pues si se entrega más gas al mercado interno el Estado percibe menos recursos.
Por ejemplo, Argentina actualmente compra el gas boliviano entre 6 y 7 dólares por millón de BTU, en tanto que en Bolivia el precio es de 0,65 centavos de dólar.
“Si eso tú lo multiplicas sencillamente por este precio de 6 dólares el 80% y este precio de 0,65 centavos de dólar el 20% y después multiplicas el 50% a 6 dólares y el 50% a 0,65, te vas a dar cuenta en la comparativa que uno estaba mucho más valorizado que lo que está ahora”, subrayó Mayta.
Ante esa situación, el Viceministro advirtió que si no se activan nuevas inversiones para seguir produciendo, “ese volumen que podamos exportar va a seguir mermándose”.
“Entonces esto ya es una alerta, una llamada a poder analizar ello y lo vamos a poder mitigar en tanto y en cuanto le demos esta solvencia económica todavía a las actividades que se realizan en nuestro país”, remarcó.
Acualmente, Bolivia produce alrededor de 28 millones de metros cúbicos diarios de gas, de los cuales Brasil recibe 12,6 millones, Argentina 2,12 millones y el mercado interno 12,79 millones.
“Aquí hay que aclarar que ya se cerró el contrato con Enarsa (Energía Argentina S.A.), pero todavía hay el requerimiento por parte de la Argentina cuando pegan estos inviernos bastante duros o en los veranos bastante cálidos que es cuando ellos van a seguir adquiriendo volúmenes en tanto se los podamos ofertar”, añadió Mayta.
Con Petrobras, de Brasil, el contrato de compra-venta de gas “también está llegando ya a su término”. “Ya está llegando a su término y el día de mañana en realidad también hay que analizar las políticas de comercialización, puesto que realmente no vamos a, de repente, continuar suscribiendo contratos en firme, sino van a ser contratos de ventas por los volúmenes que se tengan”, recalcó.
La autoridad consideró que estos contratos con el mercado externo son positivos porque tienen un mayor precio, pero “son negativos en el sentido de que no te garantiza una estabilidad en el ingreso que recibes como empresa, como Estado, porque no son firmados a largo plazo, pero vamos a tener que entrar a otra lógica de comercialización en adelante hasta que podamos tener la posibilidad nuevamente de suscribir contratos en firme, contratos a largo plazo, por que tengamos produciendo ya y desarrollándose campos que tienen potenciales importantes”.
Mayta aseguró que el país todavía tiene un gran potencial en hidrocarburos.
“Existen en nuestro país oportunidades importantes, no es solamente (el campo) Vitiacua, no es solamente Domo Oso, hoy se ha abierto una frontera con el Subandino Norte, de repente desde el punto de vista técnico, desde la lógica de un geólogo, pero tiene que abrirse también desde la lógica de un economista, de alguien que está buscando rédito y beneficio e ingresos”, enfatizó.
EXPLORACIÓN
En Bolivia actualmente se efectúan operaciones exploratorias en unos 10 pozos. “Estamos hablando de pozos a cargo de YPFB como Bermejo, Yapucaiti, Charagua, Iñau, Yapacaní Este X1D, también tenemos pozos en San Ignacio y, finalmente, se ejecutan actividades en Mayaya con los pozos de desarrollo”, informó el viceministro Raúl Mayta. Asimismo, recordó que desde junio pasado entró en producción el proyecto Churumas en Tarija.
Churumas aportará más de 20 MMpcd a la producción de gas natural del país
Los pozos Churumas-X2 (CHU-X2) y Churumas-X3 Dirigido (CHU-X3D), actualmente ambos en producción, más el ingreso de la producción del pozo Churumas-4 Dirigido (CHU-4D), actualmente en perforación, aportarán más de 20 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) de gas natural a la producción regular y sostenida del Campo Churumas.
“El Estado cuando corrige los errores, genera resultados. Hemos venido a ver la producción que ya se viene generando en este campo petrolero. Vamos a tener tres pozos petroleros operando acá que están junto a la planta de distribución”, manifestó el presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Luis Alberto Arce Catacora.
YPFB Chaco S.A., subsidiaria de YPFB Corporación, tiene a su cargo el Contrato de Operación Áreas Varias que incluye el Campo Churumas. Geomorfológicamente, este campo, forma parte del Subandino Sur de Bolivia en Zona Tradicional Hidrocarburífera. El Campo Churumas se encuentra dentro del municipio de Padcaya, perteneciente a la provincia Aniceto Arce del departamento de Tarija.
“Churumas entró en producción el 10 de junio de este año. El potencial de explotación se extenderá por más de 20 años, lo cual consolida el Plan de Reactivación del Upstream”, destacó Armin Dorgathen Tapia, presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
Mediante una prueba de producción extendida efectuada en el año 2023 por YPFB Chaco S.A., en el pozo CHU-X2 se determinó el tamaño del yacimiento gasífero, reservorio Arenisca N° 2 de la Formación Los Monos, con un volumen inicial in situ de gas de aproximadamente 230 billones de pies cúbicos (BCF).
La perforación del pozo CHU-X3D evaluó el potencial productivo del mismo reservorio, en la estructura Churumas con una inversión aproximada de $us 27,9 millones. Se trata de un pozo dirigido de delimitación, cuyo diseño considera una trayectoria inclinada hacia el sur de la estructura, partiendo desde la planchada existente del pozo CHU-X2. La ubicación y trayectoria del pozo fueron diseñadas para maximizar el aprovechamiento del reservorio.
Fuente: Correo del Sur