Antes de la nacionalización de los hidrocarburos, la producción de gas natural en Bolivia oscilaba aproximadamente en 30 MMm3/d, producción que el gobierno de entonces tenía planificado exportarla por puertos chilenos a un precio menor a $us 1 por millar de BTU; gracias a las nuevas políticas implementadas por el gobierno de Evo Morales, la producción fue incrementando de manera sostenida hasta llegar a una producción efectiva de 61 MMm3/d en 2014
El precio del WTI desde 2007 hasta 2014 oscilaba entre $us 80 y más de $us 100 por barril, de manera sostenida, escenario que daba la garantía a YPFB y los productores de gas para mantener un plan de inversiones que permita sostener e inclusive incrementar la producción de gas natural a través de la ejecución de proyectos exploratorios y de desarrollo.
Sin embargo, a partir de 2015 el precio del WTI descendió hasta $us 30, situación que provocó que las empresas productoras de hidrocarburos a nivel mundial decidieran reformular sus planes de inversiones reduciéndolos al mínimo. Bolivia no fue la excepción, dado que se paralizaron muchos proyectos de desarrollo y sobre todo proyectos exploratorios.
Durante 2015, estaban en curso procesos de negociación de Contratos de Servicios Petroleros (CSP), que por la caída del precio del crudo se paralizaron a razón de la inviabilidad económica que se proyectaba, lo cual impactó negativamente en la producción futura de gas natural, sumado a ello, la declinación natural de los campos productores. Ante este escenario, se implementó una estrategia (ley de incentivos) que permitió dar continuidad a la ejecución de proyectos en exploración y explotación para contrarrestar la declinación inminente de la producción de gas natural.
En el periodo 2015-2019, se tuvieron alrededor de 50 pozos descubiertos de gas natural en los campos de Bulo Bulo, Junín, Curiche, Río Grande, Boquerón, Patujusal, Yapacaní, La Peña, Huacaya, Humberto Suárez Roca, Caigua, Dorado, Sábalo, Colorado, Dorado Centro, Enconada, Dorado Sur, Incahuasi, Aquío, cuya producción fue incorporada de manera inmediata para su disposición en los mercados interno y de exportación.
Asimismo, en ese periodo se registró un incremento efectivo de más de 15 MMm3/día de manera progresiva. También, se desarrollaron proyectos que contrarrestaron la declinación natural de los campos San Alberto y Sábalo.
Considerando la declinación natural y el ciclo de vida de los campos de gas natural, en octubre de 2019 Bolivia tenía una capacidad de producción por encima de los 57,6 MMm3/día.
La tarea de YPFB es mantener, reponer e incrementar la producción de gas natural. Más aún cuando la coyuntura está a nuestro favor, nuestro mayor competidor el GNL tiene un precio mucho mayor que nuestro gas; en el anterior quinquenio, el GNL estaba muy por debajo del precio de nuestro gas, motivo por el cual hubo bajas nominaciones.
Además, hoy existen distribuidoras de gas natural en Brasil que quieren firmar contratos en firme, sin intermediarios, siendo un incentivo para mayores inversiones y así incrementar la producción de gas natural.
Una de las acciones inmediatas es activar los 12 CSP ya aprobados por la Asamblea Legislativa Plurinacional y que se encontraban en plena ejecución de la fase exploratoria (hay que activarlos inmediatamente, aplicar la fuerza mayor, en otros seguir con la campaña exploratoria), además de otros proyectos que están ejecutándose por YPFB de manera directa (Sipotindi, Yarará, Gomero). El reto consiste en continuar con el ritmo de la actividad exploratoria a través de inversiones extranjeras y de manera directa mediante YPFB, siempre considerando una mesurada diversificación del riesgo.
Luis Alberto Sánchez Fernández es ingeniero, consultor y exministro de Hidrocarburos.
