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Analista: “Es difícil saber cuál es el peor problema del sector hidrocarburos”

Raul Velásquez considera que la realidad que vive hoy este sector es el resultado de la política hidrocarburífera vigente desde 2005 cuando se promulgó la ley 3058.

(#RadarEnergetico).- Mientras el Gobierno central despliega en las avenidas de La Paz y Santa Cruz vallas publicitarias con la imagen del presidente del Estado, con la leyenda de que Bolivia es “líder en exploración” de hidrocarburos, las cuales cuestan aproximadamente Bs 7.000 en impresión y Bs 3.500 de alquiler mensual, la realidad parece no coincidir con los estrategas propagandísticos o con quienes los contratan.

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La verdad pareciera estar más bien en la otra vereda. “Lamentablemente el sector hidrocarburos atraviesa uno de sus momentos más críticos en los últimos 20 años”, dice Raúl Velásquez, analista en Energía e Hidrocarburos de la Fundación Jubileo entrevistado por Radar Energético.

Y complementa. “Esta afirmación la hacemos por el conjunto de problemas que hay y es muy difícil saber cuál es el peor problema porque en realidad en los últimos 10 años, principalmente, un problema pequeño se ha ido convirtiendo cada vez en una bola de nieve más grande que involucra varios problemas”.

En ese marco, “es cuestión de ver los números” –plantea- al revisar los niveles de producción, inversiones e incremento de las importaciones de combustibles líquidos.

“Por una parte, hay una caída de los ingresos que recibimos por regalías e IDH, esa es la parte más visible. Ese efecto responde a una caída de la producción de gas natural que en 2015 alcanzaba a los 60 millones de metros cúbicos diarios (MMmc/d) y que actualmente bordea los 43 MMmc/d”, explica.

NÚMEROS

Haciendo ‘doble clic’ para explicar las razones de esta caída en la producción, Velásquez recuerda que entre el año 2009 y 2015, hubo un incremento del 50% de la producción de gas natural. 

Entonces, ¿por qué pocos años después la tendencia va en sentido contrario?.

Ese incremento en la producción se debió a una explotación más rápida de los megacampos San Alberto, Sábalo y Margarita. San Alberto que producía en promedio 10 MMmc/d hoy produce 2, Sábalo llegó a producir 18, actualmente está en 12 y Margarita sigue en su promedio aunque menor a su pico de 19”, con la salvedad de que es un campo que todavía está en su plenitud de producción.

“Esta situación lo que nos demuestra es que hemos explotado más rápido esas reservas que teníamos y no hemos tenido la capacidad de encontrar nuevos reservorios que repongan estos yacimientos”, asegura el analista.

En ese sentido, recuerda que el único campo grande puesto en producción en los últimos años es Incahuasi. “Aunque comenzó a ser explorado en 2003, recién empezó a producir en agosto de 2016”, rememora.

La caída de la producción se manifiesta de manera notoria desde 2016 y con una tendencia constante hacia abajo. A tal punto de que actualmente se produce lo mismo que en 2005.

¿POR QUÉ OCURRE ESTO?

La realidad que vive hoy el sector hidrocarburos es el resultado de la política hidrocarburífera que está vigente desde el 17 de mayo de 2005 cuando se promulgó la ley 3058 que está actualmente en vigencia”, dice Velásquez sin ambages.

F
SAN ALBERTO. El megacampo ha producido  gas natural durante más de 20 años. Ahora está en un proceso de declinación natural .

CONSECUENCIAS

Las decisiones realizadas por las autoridades no han pasado por solucionar el problema “estructural”, dice el analista.

Más bien estuvieron enfocadas en “cómo adecuar nuestra capacidad de oferta a nuestra capacidad de producción de gas natural”.

En ese marco, se hicieron negociaciones a los contratos de exportación, tanto con Brasil, así como con Argentina.

Es así que, en marzo de 2020 se renegoció una adenda con Brasil para el periodo de cierre del contrato, vigente desde 1999 hasta 2019, en la que se baja el volumen máximo de 31 a 20 MMmc/d.

Por otra parte, en diciembre de 2020, se firma una adenda con Argentina también por menores volúmenes. Según el contrato de 2010, este año deberíamos estar enviándole a Argentina un máximo de 23 MMmc/d. Sin embargo, la adenda baja el máximo a 14.

“Esto se hace a que la producción ya venía cayendo y no podíamos seguir cumpliendo con el máximo (volumen) con Brasil, el máximo con Argentina y además el mercado interno que es creciente”, dice Raúl Velásquez.

Las siguientes decisiones que se deberían tomar deben ser estructurales, enfocadas en una nueva política hidrocarfurífera y para ello se requiere voluntad política para tomar medidas estructurales y no solo incentivos por la vía de precios, plantea el analista.

Hasta donde se conoce erigir vallas publicitarias no son parte de la construcción de una política petrolera.