El otrora megacampo San Alberto operado por Petrobras que alcanzó 12 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas natural en 2013 y luego en 2014 subió a más de 17 MMm3/d, gracias a la planta Itaú, hoy en día se agota gradualmente, pues alcanzó una declinación de hasta 6,45 millones, según la Secretaría de Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija y confirmada por el Ministerio de Hidrocarburos.
El jefe de unidad de la Sala de Fiscalización y Control de áreas petroleras de la Gobernación de Tarija, Gustavo Navarro, alertó que la proyección hasta la etapa de abandono es de aproximadamente cuatro años. Agregó que el megacampo es un área compartida con Argentina y que en este momento hay una declinación conjunta.
En el caso de Itaú también se observa una declinación (ver infografía) según los datos de YPFB hasta el primer semestre de 2015. En la actualidad, este campo tiene un volumen acumulado de 1,49 MMm3/d.
En el caso de los otros megacampos, Margarita aporta con 18,77 MMm3/d y Sábalo produce 18,08 millones. La producción total de los cuatro megacampos asciende a 44,79 millones, significando una participación del 78,8% del total producido en el país.
El analista Daniel Centeno explicó que la declinación de este campo impactará en los intereses de la región, pues significa menos reservas. Para el economista Alfredo Colque se reducirán los ingresos por regalías e IDH.
¿Supercampos?
A pesar de la continua caída del precio del petróleo y el panorama sombrío que muestran la Gobernación de Tarija y algunos expertos en hidrocarburos, el Gobierno es optimista.
El ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, desveló que existen nuevos hallazgos de supercampos de gas que están siendo acelerados por YPFB, uno de ellos parecido a Margarita, el prospecto Boyui de 4 TCF y el otro identificado como Boycobo, que puede desarrollar 2 TCF. Con estos pozos se prevé cubrir la declinación además de incrementar la producción en Bolivia. Aclaró que el megacampo Margarita seguirá siendo la ‘joyita’ del país por la cantidad de reservas de gas que tiene y que aún falta explorar otras áreas en el mismo campo, por lo que el mercado interno y externo están garantizados.
Con relación a las inversiones de Petrobras, oficializó que entre este año y el 2020 ejecutará $us 867 millones para desarrollar en San Alberto una estación de compresión, en Sábalo VI nuevos pozos, Itaú, Río Hondo y Cedro.
“Hemos acordado con el secretario de Planificación de Brasil que se agilizarán tres contratos con Petrobras para desarrollar San Telmo, Astillero y Sunchal. San Telmo es un megacampo con 3 TCF y habrá una inversión de $us 1.256 millones hasta el 2029; Astillero tiene 1 TCF con una inversión de 561 millones de dólares hasta el 2030”, aseveró Sánchez.
Los acuerdos con Brasil contemplan que hasta antes del 20 de febrero se firmarán los nuevos contratos gasíferos entre YPFB y Petrobras.
Ante este panorama, Sánchez perfila que la producción de gas se incrementará de 62 millones de metros cúbicos día de gas a 90 millones hasta 2022 y que no habrá ningún problema para abastecer tanto el mercado interno como externo.
Precisamente el presidente de YPFB Guillermo Achá expuso el jueves en Santa Cruz la capacidad de oferta, de inversión, la proyección de reservas y de producción a su par de Brasil, en tanto que este país presentó su capacidad de demanda. Sánchez dijo que "no hay apuro de cerrar contrato con Brasil", ya que este culmina en 2019.
Brasil quiere más gas
Altino Ventura Filho, secretario del Ministerio de Planificación y Energía de Brasil, anunció que Petrobras continuará invirtiendo en el país. “También habrá inversiones binacionales y de la firma Electrobras. Por ejemplo, la planta hidroeléctrica en la frontera de los dos países pertenecerá a los dos Gobiernos. Aún estamos tratando el tema de los volúmenes de gas y la asociación de la petroquímica entre Petrobras y YPFB, además de la ampliación de contratos de GNL”, dijo
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