Desde 2007, YPFB tiene 99 áreas petroleras cedidas para exploración, en 20 de las cuales ya se iniciaron trabajos hace cinco años, pero ninguna reporta éxito a la fecha, según datos de la Fundación Jubileo. La mitad fue entregada a Petroandina que tampoco tuvo éxito. Lliquimuni, proyecto reportado como fallido, es parte de ese paquete.
El especialista de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, explicó que el tiempo promedio para obtener resultados en la exploración de un área cedida para actividades petroleras es de cinco años aproximadamente. Sin embargo, algunos de los trabajos exploratorios en el país superan ese tiempo sin reportar resultados.
Hizo notar que en los últimos 10 años sólo un campo entró en operación, se trata de Incahuasi que diariamente produce 32 millones de metros cúbicos (MMmcd) de gas al día.
A la fecha sólo se inició estudios de sísmica 2D en Azero y Huacareta. Huacareta tiene un potencial de 3 TCF de gas natural y está a cargo de la empresa BG. La rusa Gazprom y la francesa Total están a cargo de la exploración del bloque Azero, un área no tradicional, con una inversión de 130 millones de dólares.
En marzo pasado, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó que “lamentablemente” los volúmenes de hidrocarburos obtenidos en el pozo Lliquimuni, en el norte paceño, sobre el cual se había generado gran expectativa, eran “cantidades no comerciales”. Los costos preliminares señalan una inversión aproximada de 540 millones de dólares en la construcción del acceso y en tareas de exploración.
Petroandina estaba a cargo del proyecto. Esta semana, Morales admitió problemas en esa empresa, conformada entre YPFB y la venezolana Pdvsa, y dijo que está en estudio su recuperación.
La demanda de gas natural para abastecer el mercado interno y cumplir con los contratos de exportación a Brasil y Argentina llegó en promedio a 59 millones de metros cúbicos día, según la Fundación Milenio. Este flujo diario implica una demanda anual de 0,76 trillones de pies cúbicos y, en función a ese dato, Milenio alerta que las reservas probadas hasta el 2013 se agotarían en 2026.
“Desde el año 2000 en adelante no se han descubierto nuevos reservorios importantes de gas, por el contrario, se prevé una declinación en la producción de los campos más importantes a partir de 2022”, señala en su último informe la Fundación Milenio.
“Habría que tomar en cuenta que la planta de urea también va a demandar una cantidad (de gas) y que también El Mutún tendrá un consumo mensual de gas”, añadió por su parte Velásquez.
En el marco del IV Congreso Internacional de YPFB Gas & Petróleo, el vicepresidente, Álvaro García Linera, aseguró que Bolivia incrementó sus reservas de gas en 4,5 trillones de pies cúbicos (TCF) en los últimos 10 años.
“Las reservas han sido repuestas y han sido mejoradas, no estamos contentos, nos gustaría mostrar más reservas probadas, pero esto muestra un uso sano, racional y planificado de las reservas que tiene el país”, señaló García.
El martes pasado, el presidente Evo Morales sostuvo que las reservas de gas natural llegarán a 11 TCF en 2016, rechazando la versión del senador de UD, Óscar Ortiz, de que habría una drástica reducción por sobreexplotación de campos. Al respecto, Velásquez señaló que las reservas no se anuncian, sino que se deben certificar, como establece la ley. La última certificación de reservas de Bolivia es de 2013.
SIN CERTIFICACIÓN
Según la Ley 3740, el Gobierno está obligado a presentar la certificación de reservas de gas natural a “principios de cada año”, pero la última certificación se dio a conocer en 2014 con datos a diciembre 2013.
En ese entonces, el Gobierno informó que, según el estudio realizado por la firma canadiense GLJ Petroleum Consultants, las reservas de gas natural entre 2009 y 2013 aumentaron de 9,94 trillones de pies cúbicos (TCF) a 10,45 TCF, que representó un crecimiento del 5,13 por ciento.
El especialista de la Fundación Jubileo, Raúl Velásquez, cuestionó que a la fecha no se haya procedido con la certificación de las reservas hidrocarburíferas.
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