Después de un largo periodo en el que los precios del petróleo crudo WTI se mantuvieron estables entre $us 80 y 100 por barril, a partir de 2015 se desmoronaron de manera preocupante hasta llegar a sus niveles más bajos en 2016, cuando el precio del gas boliviano de exportación cayó por debajo de los $us 3 por millón de BTU. El impacto de la caída de precios del WTI y del gas natural boliviano tiene fundamentalmente dos efectos: la reducción de la renta petrolera y la contracción de las inversiones en exploración y explotación (E&E), avizorándose la paralización del sector hidrocarburos.
En este contexto, con la finalidad de contrarrestar la inminente paralización de la actividad exploratoria, el gobierno tuvo el reto de plantear una fórmula que permita impulsar y despertar nuevamente el interés de los inversores en E&E, es así que se materializó la Ley 767 con el objetivo fundamental de reactivar las inversiones en la exploración de nuevos campos.
Bajo la política de incentivos a E&E, en 2015 se autorizaron y aprobaron en la Asamblea Legislativa los contratos de servicios petroleros (CSP) Carohuaicho 8A, 8B, 8D y Oriental; en 2016, Carohuaicho 8C; en 2017, Aguaragüe Centro, Itacaray, Charagua y Abapo; en 2018, San Telmo Norte y Astillero; y en 2019, Iniguazu por el Consorcio Repsol, PAE, Shell y YPFB Chaco. La suscripción de estos CSP representó un compromiso de inversión en el orden de $us 6.900 millones.
Asimismo, se gestionaron y aprobaron en la Asamblea cuatro adendas: Caipipendi, bloque operado por Repsol, PAE y Shell; Campo Camiri; Campo Guairuy, operado por YPFB Andina; y Huacareta, operado por Shell. Las inversiones comprometidas por estas adendas estuvieron en el orden de $us 993 millones.
Por otro lado, el Legislativo aprobó cuatro cesiones de CSP: Ipati y Aquio con la empresa Total; campo Tatarenda por Matpetrol; Colpa y Caranda por Petrobras. Con inversiones comprometidas de $us 442 millones.
En cinco años se comprometió una inversión en E&E de aproximadamente $us 8.335 millones, por las empresas petroleras que operan y llegaron a Bolivia.
Asimismo, en el quinquenio 2015-2019 se realizaron 22 “convenios de estudios” (CE) que se constituyen en la fase inicial a los CSP, los cuales son: Cupecito (2015); La Ceiba, Vitacua y Madidi (2016); Río Salado (2017). Durante 2017 se realizó en Bolivia el evento más importante del gas en el ámbito mundial, denominado Foro de Países Exportadores de Gas, donde se suscribieron 19 expresiones de interés para realizar convenios de estudios y posteriormente suscribir contratos de servicios petroleros. En 2018 se realizaron los CE para las áreas Carandaiti, Sayurenda, Yuarenda, Sauce Mayu, Monte Verde, San Telmo Sur, Río Salado e Ingre; en 2019, Algarrobilla, Ovai, Miraflores, Irenda, Cedro, La Guardia, El Rodeo, Florida Oeste y Florida Este. Los convenios fueron suscritos por Pluspetrol, Gazprom, Petrobras, Vintage, GTLI, Camcabria, YPFB Chaco, Andina y otros.
Por lo tanto, entre 2015 y 2019 se logró suscribir 12 CSP y 22 CE, cuatro adendas y cuatro cesiones, lo que implica que, en promedio, se firmaron entre dos y tres CSP por año; entre cuatro y cinco CE por año, y una adenda y una cesión por año. Esta actividad atrajo un promedio de $us 1.600 a 1.700 millones por año, generando un escenario resiliente en una coyuntura de precios bajos del WTI. Estas gestiones hasta la fecha siguen reportando resultados positivos, tales como los pozos perforados en Boicobo, Los Monos, Caigua, Yarara, Sipotindi, entre otros.
Ahora bien, para mantener el ritmo en la actividad exploratoria, mínimamente se debería suscribir entre dos y tres CSP y al menos cuatro y cinco convenios de estudio por año, con la finalidad de hacer sostenible la producción de hidrocarburos a través de las actividades de exploración y explotación en Bolivia.
Ante este nuevo escenario, una visión integral del sector y una presencia más activa permitirían aprovechar las oportunidades actuales, que se generan a partir de los precios altos del gas que se gozan actualmente y la gran competitividad de nuestro gas con relación a los precios del GNL, además que las proyecciones de los precios del gas son muy alentadoras para el futuro. Es el momento de la negociación de nuevos CSP y la consolidación de más mercados de exportación de gas, a través de la firma de nuevos contratos de “venta de gas en firme”, sin intermediarios (venta directa), con precios mayores a los actuales contratos; son las acciones que reactivarán el sector del gas, y consiguientemente la reactivación económica del Estado a corto plazo.
Luis Alberto Sánchez es ingeniero, consultor y exministro de Hidrocarburos.
