La declinación de la producción iniciada en 2015 parece no tener freno. Cayó 7 MMmc/d en un año; 17%.
(#RadarEnergetico).- Si no se hubiesen descubierto los campos de gas, llamados megacampos, en la década de los 90´s y el último en 2004, Bolivia no hubiese conocido lo que fue la era del gas y hoy simplemente produciría (tal vez) una quinta parte de lo que tiene.
Los campos San Alberto y Sábalo, fueron descubiertos en la década de los 90´s y resultaron siendo los grandes impulsores con la participación protagónica de Petrobras por la apertura del mercado brasileño de gas y con ello la construcción del gasoducto Bolivia-Brasil, de más de 3.000 kilómetros.
En su esplendor, ambos campos llegaron a producir cerca del 70% del gas y, porcentajes similares de hidrocarburos líquidos.
Sin embargo, con el paso de los años y la declinación natural del recurso no renovable, la producción combinada de estos ahora llega a 24%, que aunque es mucho menor, sigue siendo un cuarto de la producción nacional, lo cual es notable para campos que producen desde hace 25 años.
A partir de 2010 con la concreción de un nuevo contrato con el mercado argentino, se impulsó el desarrollo del campo Margarita-Huacaya el cual de a poco se convirtió en el principal productor de gas natural con el 32% del total, con datos a julio de 2023.
El campo Margarita fue descubierto a finales de los años 90´s y entró en producción en 2003.
En 2004, se haría el descubrimiento de Incahuasi, el que comenzaría a producir 14 años después, operado por la francesa Totalenergies. Actualmente produce el 22 del gas%.
De los cuatro campos, si tomamos en cuenta sólo a Margarita-Huacaya y Incahuasi-Aquío, ambos producen el 54% del gas natural, y su capacidad de producción ya llegó a su límite, debido al comportamiento natural de la presión interna, los pozos tendrán una declinación paulatina.
En ese marco, la producción de hidrocarburos, en particular de gas natural ha sufrido una fuerte contracción en los últimos años. Pasando de los 60 MMmc/d en 2015 a 35,5 MMmc/d en julio de 2023. Una caída de 41%.
El problema es que en los 15 últimos años, no se descubrió nuevas reservas que permitan reemplazar la producción de estos cuatro campos principalmente, la mitad de ellos con al menos dos décadas de producción continua.
“El problema es estructural”, dice Raúl Velásquez, analista en Hidrocarburos de Fundación Jubileo. “Es necesario diseñar una nueva política hidrocarburífera que aborde la integralidad sectorial”, acota.
POZOS SECOS
Sararenda X-3, Itacaray X-1, Boicobu sur X-1, Boyuy, Lliquimuni, Ñancahuazú-X1, son solo algunos de los proyectos que resultaron negativos en los últimos años y en los que se invirtieron centenares de millones de dólares.
YPFB, que junto a sus empresas filiales es el que ejecuta el 90% de la inversión petrolera en el país debido al desincentivo económico del capital privado para hacerlo, dice que tiene un plan para revertir la situación de declino en la producción de hidrocarburos.
El presidente de la estatal, Armin Dorgathen, informó que “están en ejecución una cartera de 42 proyectos, de los cuales varios ya fueron ejecutados y otros que se encuentran en ejecución, en aprobación y en elaboración. Entre 2014 y 2015, no se registraron proyectos exploratorios, el 2020 fue un año ‘muerto’, pues no se perforaron ni se aprobaron planes”.
