Las reservas de gas natural del país sólo durarán hasta 2017, expresa el "Diagnóstico del sector hidrocarburífero en Bolivia con foco en exploración y propuesta para su desarrollo” del exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos presentado ayer y solicitado a principios de año por el Movimiento Sin Miedo (MSM).
El estudio busca determinar qué se hizo en el país en cuanto a exploración y certificación de reservas de gas natural.
Según el trabajo de Ríos, a partir de 2017 las reservas de gas comenzarán a declinar, debido a la falta inversiones en exploración y de incentivos establecidos en una nueva ley de hidrocarburos.
"A partir de 2017, el país entrará en déficit de producción de gas en relación a la demanda. La caída que se avecina implica tener que dejar de aprovisionar gas al mercado interno e incumplir los contratos de exportación. Actualmente hay auge, pero no (durará) a largo plazo sino a mediano plazo”, explicó Ríos.
Sin embargo, el Gobierno afirmó que hace todo "lo posible para que las reservas” probables se conviertan en probadas mediante nuevos contratos de operación, que están en la Asamblea Legislativa.
"No estamos esperando que se consuman estas reservas; precisamente estamos con contratos vigentes que se están aprobando en la Asamblea y que son unos 12; además, hay contratos vigentes de operación para hacer que las reservas probables sean probadas. Se está trabajando para que en los próximos años haya el desarrollo suficiente y así garantizar hasta 2020 los recursos para proveer de gas y condensado”, dijo el lunes el viceministro de Explotación y Exploración, Eduardo Alarcón.
Añadió que contaría con 8,16 trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés), "pero YPFB, a través de los contratos vigentes, ha descubierto más hidrocarburos en los campos Aquío Incahuasi, Carrasco, Dorado Este y Río Grande, que equivaldrían a 3 TCF; por tanto, se tendría una reserva actual de 11,2 TCF”, explicó (ver infografía).
Ríos sugirió que para 2014 Bolivia requiere inversiones de 5.000 a 6.000 millones dólares para la búsqueda de nuevas reservas hidrocarburíferas y así evitar un déficit de reservas, debido a que los resultados de los nuevos trabajos que se encaran ahora recién darán resultados de cinco a 10 años.
Aseguró también que el nuevo marco jurídico debe tomar en cuenta aspectos como el modelo de contrato, temas impositivos, incentivos a la exploración, el rol de YPFB -que al momento es juez y parte- y la forma de entregar áreas exploratorias, entre otros, con el fin de que se atraiga más inversiones en exploración.
Sugieren renta por tamaño de pozo
El régimen impositivo para las empresas petroleras debe ser "flexible”, de acuerdo con el tamaño y ubicación del campo, lo que tiene que ser considerado en la nueva Ley de Hidrocarburos, sugirió ayer el experto del área, Hugo del Granado.
"Un campo pequeño no puede pagar lo mismo que uno grande; ésas son las flexibilidades que tienen que darse, ya no están vigentes los impuestos ciegos, deben ser adecuados a las particularidades de cada uno de los campos”, dijo.
Agregó que otra de las medidas que podría atraer nuevas inversiones es que el pago pueda ser efectivizado según los niveles de producción.
Por ejemplo, la producción de un megacampo se da en grandes volúmenes y es posible gravarlo con tasas más altas; pero si es pequeño, se le debe asignar una carga menor, explicó el experto en hidrocarburos.
YPFB debe tener las mismas obligaciones impositivas que los operadores privados, añadió.
Según el analista Carlos Miranda, el país vive de las reservas preheredadas que se están agotando.
"Entre 2015 y 2020 la caída será brutal. Ahora un operador no viene a promover desarrollo, sino a ganar”, opinó el experto.
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