Analistas consideran que el problema no es geológico si no de condiciones legales y fiscales para seguir descubriendo hidrocarburos en la actual zona productora.
(#RadarEnergetico).- Hace unos días, el presidente de YPFB, Armin Dorgathen, citado en una nota informativa de la empresa, dijo que el Subandino Sur (la principal zona productora de hidrocarburos) “hasta el año 2025 aproximadamente será una cuenca madura. En este momento ya estamos trabajando en habilitar nuevas cuencas, Subandino Norte y Madre de Dios”, apuntó.
“Cuenca Madura” en el ámbito petrolero significa que ya no tiene más potencial, que los pozos productores tienen un avanzado grado de desarrollo y que tendrán un proceso de declinación natural llegando finalmente a su agotamiento en pocos años.
Al menos el 80% de los campos petroleros y de gas en Bolivia ya llegó a esa etapa de madurez.
La lógica en la industria petrolera es no parar de explorar con una intensidad considerable, cosa que los nuevos descubrimientos reemplacen a las reservas consumidas. Este hecho no ocurrió con esa intensidad en Bolivia al menos en los últimos 15 años, no por factores geológicos o de potencial en la zona, sino porque no existieron las condiciones fiscales y legales para atraer inversión de riesgo que permita descubrir nuevas áreas.
Hoy Bolivia está pagando las consecuencias de no haber priorizado la inversión en exploración.
Al respecto, el ministro de Economía y Finanzas, Marcelo Montenegro, dijo en enero en una conversación con corresponsales de la prensa extranjera en Bolivia que hoy “estamos pagando los platos rotos de no haber explorado en esos años”, refiriéndose a la falacia de que tendríamos un “mar de gas”, expresada a inicios de 2019 por el entonces ministro de Hidrocarburos Luis Alberto Sánchez.
Sin embargo, si bien podría no existir un océano gaseoso que esté esperando a ser explotado, sí existirían reservas que con las condiciones adecuadas podrían ‘subir’ a la superficie para ser comercializadas.
En relación a ello, Raúl Velásquez, investigador en Energía e Hidrocarburos de la Fundación Jubileo apunta que “el país aún cuenta con un importante potencial hidrocarburífero que puede ser explorado y donde ya existen facilidades de extracción que simplifican tiempos y costos menores. Sin embargo, para promover la exploración ya sea en zona tradicional o no tradicional lo que se requiere es de una nueva política hidrocarburífera que incentive la inversión de riesgo por parte de empresas nacionales y extranjeras”.
“En tanto no se haga ello y se continúe con medidas parche, los resultados seguirán siendo los mismos”, complementa.
Una de las condiciones actuales es que en Bolivia las tasas impositivas llegan a alrededor del 85% para las empresas que producen hidrocarburos. Uno de los porcentajes más altos del mundo.
En esa misma línea, Álvaro Ríos, exministro de Hidrocarburos y analista en temas de energía, enfatiza que este “no es un problema geológico, es un problema de impuestos altos”.
“Con qué condiciones se va explorar el norte si ni siquiera hay condiciones para explorar la zona tradicional”, apunta.
Desarrollar el sur tomó décadas, consolidar mercados para evacuar esa producción fue producto de años y miles de millones de dólares, algo que debiera hacerse de similar manera si se quiere desarrollar la indómita selva amazónica y sacar los tesoros petroleros de sus entrañas para venderlos en mercados que están a cientos de kilómetros con una infraestructura inexistente.
EL NORTE
En la misma nota, YPFB hace referencia a datos de la Cuenca Madre de Dios ubicada en el norte amazónico paceño, en el sur pandino y el oeste beniano, la cual tendría un potencial de 4,5 billones de barriles (Bbbl) de petróleo y 12 trillones de pies cúbicos (TCF) asociados de gas natural.
Para dimensionar el volumen, la última certificación de reservas de gas fue publicada en 2018 en la que se registra 10,7 TCF de reservas probadas de gas natural y 240 Bbbl de petróleo.
“En el caso de Madre de Dios donde recién perforamos el pozo Gomero X1 IE en 2021 y cuyos resultados nos han mostrado una roca madre que tiene un potencial impresionante, el carbono orgánico total de la roca madre mostró niveles altísimos, muy similares al que tiene Vaca Muerta en Argentina, vamos a seguir analizando esta roca madre”, afirmaba Dorgathen.
Las declaraciones refieren a un estudio realizado por la consultora francesa Beicip Franlab que realizó un relevamiento entre 2015 y 2018 en las cuencas del Altiplano, Madre de Dios, Llanura Beniana, Llanura Chaqueña, Subandino Norte y Sur, Piedemonte y Boomerang, según un documento denominado Proyecto ECATE, al que tuvo acceso Radar Energético.
En el estudio, hecho en coordinación con YPFB, se concluye que para confirmar el potencial de la cuenca, se recomienda perforar pozos estratigráficos para definir la extensión de la roca madre, hacer exploración mediante gravimetría, magnetómetros y sísmica 2d. Y además, llevar a cabo un análisis que abarque Perú, Brasil y Bolivia, entre otros.
YPFB perforó durante la gestión 2021 el pozo Gomero X1 de investigación estratigráfica (IE) en el municipio de El Sena en el departamento de Pando y está en marcha el proyecto Mayaya Centro X1 IE, también estratigráfico, ubicado en el municipio de Alto Beni, La Paz, proyecto que tiene el objetivo de evaluar las formaciones Retama y Tomachi a una profundidad de 5.500 metros.
Sobre estas últimas, el estudio de la empresa francesa dice que puede tener potencial de shale oil y shale gas (hidrocarburos no convencionales).
“La formación Tomachi (Devónico Superior) es una muy buena roca madre que puede tener potencial para no convencional. Sin embargo, no se conoce su extensión geográfica”, dice la consultora.
Asimismo, Radar Energético accedió a una declaración de un ejecutivo de YPFB quien manifestó que los encargados del pozo Gomero X1 se sorprendieron al constatar que este prospecto brindaba información sobre el potencial de hidrocarburos no convencionales (shale), cuando al parecer estaban buscando potencial convencional.
En el portafolio de exploración referido a Madre de Dios, la consultora francesa dice que la cuenca tiene 29 leads (sitios con posibilidad de contener hidrocarburos, pero con un bajo grado de estudio estructural sísmico) y 2 prospectos (objetivos geológicos suficientemente bien definidos para ser viables de perforar), con un potencial yet to find (por descubrir) de 4,5 Bbbl de líquidos y 12 TCF de gas natural.
Asimismo, Beicip Franlab detalla el potencial en las otras cuencas analizadas sumando una cifra superior a los 130 TCF de gas natural, donde el Subandino Sur junto a Piedemonte Sur tendrían un potencial por descubrir de 74 TCF, seis veces más que el potencial de la cuenca Madre de Dios.
Para llegar a estas conclusiones la empresa implementó una metodología basada en una síntesis estratigráfica, petrofísica y geoquímica, elaboración de mapas estructurales, de un modelo sedimentológico 3D y un modelo geoquímico 3D.
Las perforaciones en Pando y Alto Beni avanzan en la línea de conocer, confirmar o descartar la información revelada en el estudio. Los pozos estratigráficos no tienen la misión de producir hidrocarburos sino conocer las formaciones, su potencial y sus límites geológicos.
CONDICIONES
En ese marco, aun si los descubrimientos fuesen exitosos, desarrollar el norte tomaría muchos años, tal vez décadas, pero el potencial planteado al parecer llena los ojos de esperanzas para quienes buscan darle larga vida al sector que fue parte fundamental de la economía nacional en las últimas décadas. El problema pareciera estar en pensar que la geología es atractiva por sí misma sin las condiciones económicas, comerciales y fiscales para que empresas tanto públicas como privadas se sientan atraídas a invertir para desarrollar este potencial.
YPFB considera que en el Subandino Sur, actual zona productora en los departamentos de Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija, falta por encontrar “aproximadamente entre 6 a 7 TCF de gas natural”, un dato mucho menor a lo que revela el estudio francés.
Entonces, ¿por qué YPFB quiere expandir la frontera exploratoria en el norte que tendría un potencial de 12 TCF y no crear condiciones para el sur que tendría más de 70 TCF?
Probablemente la respuesta sea porque lo que se busca es hidrocarburos líquidos de manera prioritaria, en lo que los estudios mostrarían que el norte tiene mejores posibilidades.
Al respecto, este medio hizo consultas a YPFB, pero después de varios días, estas no fueron respondidas hasta el cierre de esta nota.
Independientemente de que si se quiere seguir desarrollando el Subandino Sur o expandir la frontera exploratoria al norte, las condiciones económicas, fiscales y legales deberían ser modificadas, caso contrario nada sería lo suficientemente atractivo para atraer inversión, dicen los analistas.
“No es que en el sur no hay gas, el problema es que se ha perforado muy poco”, concluye Álvaro Ríos.
No hacer cambios, coinciden los analistas, significaría seguir el camino actual que ha llevado a la caída de la producción de gas en 36% en los últimos ocho años, y la de hidrocarburos líquidos en 46%.
