A pesar de esta situación, las autoridades gubernamentales aseguran que las reservas cubren la demanda generada por el mercado interno boliviano y los compromisos de exportación con Brasil y Argentina hasta el año 2026.
El 2004, la firma DeGolyer and MacNaughton cuantificó las reservas de gas entre probadas, probables y posibles en 48,77 TCF. Sin embargo, un año después, la empresa redujo las mismas a 19 TCF. El entredicho obligó al Gobierno a buscar una nueva certificación con Ryder Scott.
Ayer, el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, y el ministro de Hidrocarburos, José Luis Gutiérrez, presentaron en Santa Cruz el informe sobre la cuantificación y certificación de las reservas nacionales de gas natural, efectuada por la empresa estadounidense Ryder Scott.
El documento, que consta de 17 tomos, precisa la existencia de 9,94 TCF de reservas probadas de gas natural, 13,65 TCF con las reservas probadas más probables y 19,9 TCF, entre probadas, probables y posibles.
Consumo. «Con este potencial, el consumo del mercado interno y los compromisos de exportación a Brasil y Argentina están ciento por ciento garantizados», afirmó el presidente de YPFB Corporación.
El total de la demanda de gas natural generada en Bolivia y los mercados de exportación en los próximos 16 años (hasta el 2026) será de 14,8 TCF, de acuerdo con un balance oficial que establece un consumo histórico promedio de 0,5 a poco más de un 1 TCF por año en función de la evolución de los requerimientos.
Del total de 19,9 TCF, se deduce una oferta de, al menos, 15,5 TCF, si se toma en cuenta parámetros internacionales que consignan la estimación del 100% de las reservas probadas, más 50% de las reservas probables y 10% de las reservas posibles.
Es decir, 9,94 TCF (100%) de reservas probadas, 1,9 TCF (50%) de reservas probables y 0,63 TCF (10%) de reservas posibles. También se consigna 0,53 TCF de recursos contingentes, 0,82 TCF de campos sin certificar en producción y 1,72 TCF de nuevos prospectos exploratorios en ejecución.
Villegas dijo que Bolivia está en condiciones plenas de suficiencia para satisfacer la exportación de gas natural. Se calcula que el mercado brasileño demandará 5,9 TCF, en función al contrato GSA con Petrobras, vigente hasta 2019.
Asimismo, el mercado argentino requerirá 4,1 TCF hasta 2026, de acuerdo con el contrato establecido con Enarsa y su adenda recientemente pactada.
Bolivia dejó de ser una potencia
Con la nueva cifra de reservas, Bolivia ocupa el quinto lugar en la región, después de Venezuela que posee 200 TCF; Argentina 13,2 TCF; Brasil 12,7; y Perú 11,2 TCF. Según datos contenidos en la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos, la última Certificación Oficial Anual efectuada por DeGolyer and MacNaughton se realizó el 1 de enero del 2005. Posteriormente, YPFB decidió prescindir de sus servicios al detectar incongruencias técnicas en los diferentes reportes. En su último informe, la empresa certificó las reservas de gas de Bolivia en 48,77 TCF.
Ryder Scott certificó 46 campos de gas
La cuantificación y certificación de reservas es un servicio empleado regularmente en la industria hidrocarburífera con el objetivo de estimar volúmenes de reservas de hidrocarburos líquidos y gaseosos contenidos en los reservorios en las categorías probada, probable y posible, señala una nota de prensa institucional de YPFB Corporación.
La compañía certificadora internacional Ryder Scott, contratada por YPFB Corporación por medio de una licitación internacional pública, ha certificado al 31 de diciembre del 2009, 46 campos de gas natural y 19 de petróleo y otros siete campos de gas condensando, en la categoría de recursos contingentes.
Ryder Scott actualizó el caudal de las reservas sobre la base del último estudio de DeGolyer and MacNaughton que estableció, el 2005, la existencia de 12,1 TCF, en un análisis contratado por las autoridades de gobierno de turno de entonces.
Para la determinación de reservas nacionales, entre 2004 y 2005, DeGolyer and MacNaughton solamente utilizó una metodología, basada en cálculos volumétricos. Ryder Scott empleó siete parámetros: perforación de nuevos pozos, datos adquiridos durante el desarrollo del campo, historial de producción, pruebas de potencial, datos de presiones, comportamiento de reservorios y datos y estudios geológicos.
