Desarrollo del Mercado de
Consumo y Producción de Natural en Bolivia
Hidrocarburos
Petr óleo y Gas
Estudiantes:
Pérez Quispe Isaac Zeballos Panozo Alexander
Marcel
Carrera:
Ingeniería
en
Gesti ón
Docente:
Ing. Franz Gustavo Vargas Mamani 24 de Abril de 2017
Petrolera
Consumo y Producción de Petróleo y Gas Natural en Bolivia
Introducción
En Bolivia la producción de gas y petr óleo, en los últimos a ños, tiene varias características que deben ser analizadas para entender los problemas que enfrenta el sector. La producción de gas y de líquidos ha tenido un crecimiento continuo a lo largo de la gesti ón de este Gobierno. As í, entre los años 2009 y 2014, la producci ón bruta de gas natural subi ó de menos de 37 MMM3/D (millones de metros cúbicos por d ía) a 61,34 MMM3/D y la producci ón de l íquidos subió de 40,75 MBPD (miles de barriles por día), del a ño 2009, a m ás de 63 MBPD, el año 2014. La producción de l íquidos está compuesta por petróleo, condensado y gasolina natural. Como el gas boliviano es asociado a l íquidos, es normal que la mayor producción de gas est é acompañada de una mayor producci ón de l íquidos. Como son pocos los campos que producen petr óleo, solamente se tiene el problema que si se dejara de producir gas también se dejar ía de producir líquidos, al menos en el volumen necesario para alimentar las refinerías. (ANH2015) Antecedentes
Según el Ministerio de Hidrocarburos y Energ ía presentó la publicaci ón “Boletín Estad ístico – Noviembre 2010” con datos actualizados sobre la producción nacional de líquidos, petróleo y gas.
Fuente: YPFB
Este documento, según las autoridades, permitirá acceder a toda la información de la cadena del sector, desde la producción hasta la comercialización.
Fuente: YPFB
Planteamiento del Problema Identificación del problema
La principal fuente de energía del pa ís viene de los hidrocarburos, puesto que con el paso del tiempo pudimos apreciar una disminución en la producción de hidrocarburos, además de que la producción de los mismos se ve afectada por la sobredemanda interna y externa. Formulación del Problema
Aumentar las inversiones en el área de la exploraci ón para aumentar las reservas de gas y petróleo en el territorio nacional, además de introducir nuevas tecnologías para la extracción de gas no convencional (Shell Gas). Objetivos Objetivo General
Identificar las causas de la falta de producción tanto en el mercado interno como en el mercado externo, esto debido a que los hidrocarburos son la principal matriz energética del pa ís adicionando la falta de inversión de las empresas extranjeras para la exploraci ón de nuevas reservas. Objetivos Específicos
Buscar fuentes alternativas de energía para que el mercado de hidrocarburos no se vea saturado debido al alto consumo interno y externo. Dar a conocer con datos estadísticos de la evolución del consumo y producción de hidrocarburos en el territorio nacional.
Con los datos reflejados en el presente informe brindar informaci ón detallada sobre los principales pozos productores y como abastecen la demanda nacional e internacional.
Justificación Justificación Económica
La demanda de la producción de petróleo y gas natural significa un incremento en los ingresos fiscales y también en el ingreso del impuesto directo a los hidrocarburos IDH, lo cual beneficiara económicamente al país, especialmente a las regiones donde se encuentran ubicados los campos productores. Alcance del Proyecto Alcance temático
Área de Investigación: Distribución y Comercialización de Hidrocarburos.
Tema Específico: Ingeniería de Producción. Alcance Geográfico
En el siguiente Grafico se encuentran las áreas productoras más importantes del país.
Alcance Temporal
El presente proyecto se realizó durante el mes de abril de la presente gestión, de acuerdo al calendario académico de la Universidad Privada Domingo Savio en la carrera de Ingeniería en Gestión Petrolera. Alcance Institucional
La elaboración del proyecto está orientado al ámbito económico y productivo del mercado de hidrocarburos, para el análisis de datos en la Agencia Nacional de
Hidrocarburos (ANH), por lo tanto los datos y resultados servirán para calcular la diferencia entre la producción de hidrocarburos y el consumo en el mercado interno y externo, además de establecer la relación de oferta y demanda en el ámbito de comercialización de hidrocarburos. Marco Teórico Consumo y producción de Hidrocarburos en Bolivia
La participación de los tres megacampos Margarita- Huacaya (asimilados como un solo campo desde el año 2012), San Alberto y San Antonio concentra el 71% de la producción total de gas y el 74,2% de la producci ón total de líquidos. Esto significa que sin la existencia de estos tres campos no sería imaginable la producción hidrocarburífera actual de Bolivia. De los tres campos citados, el más reciente es Margarita (operado por Repsol), que empez ó a producir diez a ños despu és de San Alberto y San Antonio. A partir del año 2012, Margarita que est á unitizado con el campo Huacaya, ha triplicado su producción en los últimos tres a ños y es uno de los m ás productivos de Sudamérica. Los campos San Alberto y San Antonio, operados por Petrobras, ya tienen 20 años de producci ón continua y muestran se ñales inequívocas de agotamiento, especialmente el campo San Alberto. San Antonio subió su producción el a ño 2013, pero cay ó 2,2% el a ño pasado. San Alberto tiene una pronunciada y continua ca ída desde hace tres a ños. El año 2013 la producción de gas cayó en 12% y el año pasado el 19,8%. La declinación de la producci ón de l íquidos es a ún más aguda. El año 2013 cayó 18% y el año pasado 24%. Se sabe también que varios pozos de este campo han sufrido invasión de agua, por lo que, a corto plazo, se deber án sustituir de otros campos los 8 MMM3/D de gas y los 6 MBPD de l íquidos que este campo aporta a la producción nacional y a la exportación al Brasil.
El informe, remitido a la Plataforma Energética, establece que la producción de hidrocarburos líquidos (petróleo, condensado y gasolina natural) en noviembre 2010 fue 43.742 barriles d ía, siendo este mes de los que mayor producci ón de hidrocarburos líquidos. Del total producido, la empresa Petrobras Bolivia S.A. tiene una participación del 57% con una producción promedio de 24.307 barriles día, seguida de Repsol YPF y Chaco S.A. con una producción promedio de 7.773 y 5.076 barriles día, respectivamente; las demás empresas operadoras muestran volúmenes menores de producción. En la presentación del bolet ín el ministro de Hidrocarburos, Luis Fernando Vincenti, se ñala que “este documento permite conocer las estad ísticas que se generan en toda la cadena productiva de los hidrocarburos (gas y petróleo), desde la producción hasta su comercialización, donde se visualizan de manera gráfica los datos tanto históricos como actuales del consumo de gas natural y derivados del petróleo en los nueve departamentos del país”. Del análisis de la composición de los l íquidos, entre los a ños 2009 y 2014, se puede determinar que la participación porcentual del condensado y de la gasolina natural subió en 5,5% y la del petr óleo bajó en la misma proporción. Esto significa que cada vez son más livianos los líquidos producidos y, por lo tanto, el rendimiento en las refiner ías de productos pesados como el di ésel es cada vez menor. La distribución de inversiones en la cadena productiva explica el incremento observado en la producción. Entre los años 2011 y 2014 se han invertido 3.234 millones de d ólares en explotación; es decir, el 47% de la inversi ón ejecutada total fue canalizada a la producción, siendo un porcentaje incluso más alto de lo programado. Estos montos contrastan con la inversión en exploración en el mismo lapso de tiempo. La inversión ejecutada en exploración fue de 779 millones de d ólares, que significa sólo el 11,4 % de la inversión total. La inversión en producción ha sido cuatro veces más grande que las inversiones en exploración, esto demuestra
la prioridad gubernamental en la pol ítica petrolera: producir sin incrementar reservas. Veamos las consecuencias de esta política asimétrica: Las reservas est án muy ajustadas. La marcada preferencia por explotar antes que explorar se ha traducido en contados descubrimientos de nuevos campos. Ninguno de significación y escasamente se pudieron reponer las reservas consumidas. No hay ningún otro campo que pueda sustituir la producci ón de los megacampos. Sólo se tiene la esperanza de que en Azero se puedan descubrir reservas de cierta magnitud. Los demás prospectos son medianos o chicos, cuyas reservas fluctuarían entre 0,1 y 3 TCF’s. La capacidad de producción ha llegado a su límite. Son pocos los campos en los que se podr ía esperar mayor producción, como Ita ú o Incahuasi, los demás no son transcendentes. Esto implica que si no se descubren nuevos campos, la declinación de San Alberto no podrá ser compensada con nu eva producción. Consumo interno de gas natural
El Gobierno afirmó que en nueve a ños el consumo interno de gas natural se cuadruplicó de 3 millones de metros c úbicos día (MMmcd) a casi 12 MMmcd. El ascenso se debe al incremento de las conexiones de gas a domicilio, las industrias y otros.
“De un consumo interno de gas natural en la gestión 2006 de 3 MMmcd, hoy la demanda del energ ético es de cerca de 12 MMmcd, hemos multiplicado por cuatro el consumo”, informó el ministro de Hidrocarburos y Energ ía, Luis Alberto Sánchez, a través de medios estatales. El ministro dio a entender que el incremento del consumo se debe principalmente a la masiva instalación de gas domiciliario. Dijo que en 2014 la inversión que hizo Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para la instalación de redes de gas natural domiciliario en el pa ís, excepto Tarija, alcanzó “a casi $us 400 millones”, cuatro veces más de lo previsto en 2013 ($us 107 millones). “Este es el proyecto social de la petrolera estatal YPFB y hemos invertido mucho dinero y nos sentimos satisfechos”, manifest ó. Precisó que el n úmero de beneficiarios de las conexiones de gas natural a domicilio se increment ó de 26.000 en 2006 a casi 2.000.000, lo que representa que la cifra se multiplicó por 77 veces. El 12 de noviembre de 2014, La Razón indic ó que el Gobierno prev é en el Presupuesto General del Estado (PGE) 2015 un aumento de la demanda interna de gas natural debido a que m ás industrias lo requieren y porque continuará la instalación de conexiones de gas a domicilio; aunque las ventas del energético a Brasil y Argentina tendrán una leve baja.
En ese entonces, el ministro de Economía y Finanzas Públicas, Luis Arce, dio a conocer que en la Ley Financiera 2015 se establece un incremento de las ventas de gas natural en el mercado interno. YPFB detalló que en 2014 se hicieron 122.223 conexiones de las 130.000 programadas. El ministro Arce indicó que “se ha observado un aumento paulatino de gas en el mercado interno”, tanto por el gas a domicilio y la creaci ón de nuevas industrias que consumen el energ ético, como por la puesta en marcha de las termoeléctricas. Agregó que el alza tambi én se debe a que existen varios proyectos de industrialización con el uso de gas para su funcionamiento. Se estimó que en 2015 las ventas de gas en el mercado interno llegarán a 10,73 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Arce añadió que en el consumo incide adem ás el aumento del número de conversiones de los vehículos a Gas Natural Vehicular (GNV). El propósito del Ejecutivo debe ser profundizar la política de cambio de la matriz energ ética y ampliar las redes de distribución de gas, sostuvo. Con nivelación de tarifas habrá 45.000 usuarios El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto S ánchez, dijo que la nivelación de la tarifa de gas domiciliario en Tarija con la de otros departamentos beneficiará a 45.000 usuarios. El 19 de febrero de 2015, el Gobierno aprobó la nivelación del pago de tarifas del gas domiciliario en Tarija. Con la medida habr á una disminución en la cancelación de ese servicio mensual en al menos 50%. La autoridad ministerial detalló que antes la tarifa promedio por el servicio de gas domiciliario en Tarija era de Bs 17 y ahora será de Bs 8. “Este es un proyecto social muy ansiado por los tarijeños”, manifestó.
Aseveró que con la normativa se beneficiar án 45.000 usuarios del servicio de gas a domicilio, dicho número representa a una población estimada de 150.000 personas. Especificó que el 83% de la población tarijeña cuenta con una instalación de gas en su domicilio. Agregó además que el sector industrial de Tarija tendrá un precio especial en las tarifas del energético, para lo cual se tiene una fórmula de nivelación. Reservas se mantienen en 10,45 TCF Gobierno busca elevar las reservas de gas en unos 7 TCF hasta 2020El Gobierno informó que a diciembre de 2014 las reservas de gas natural se mantienen en 10,45 trillones de pies c úbicos (TCF por sus siglas en ingl és). Además, confirmó que se tiene “la certeza” de que hasta 2020 las reservas del energético aumentarán en unos 7 TCF. “Al 31 de diciembre de 2014, YPFB hace la certificación de reservas y tenemos 10,45 TCF”, dijo ayer el ministro de Hidrocarburos y Energ ía, Luis Alberto Sánchez. Al 31 de diciembre de 2013, las reservas de gas probadas llegaban a 10,45 TCF, 3,50 TCF probables y 4,15 TCF posibles. Al 31 de diciembre de 2009, las probadas eran de 9,94 TCF, las probables 3,71 TCF y las posibles 6,27 TCF. El ministro señaló que al año se consume unos 0,8 TCF de gas natural. La cifra incluye la exportación de 17 millones de metros c úbicos d ía (MMmcd) del energético a la Argentina y la venta de 31,5 MMmcd a Brasil, as í como la comercialización de 12 MMmcd al mercado interno. Sánchez confirmó que los 10,45 TCF de reservas de gas natural en Bolivia garantizan el suministro del energético para “m ás de 13 a 14 años” para el mercado interno y externo. Además ratificó que para fortalecer las actividades de exploraci ón existe un “proyecto sumamente agresivo” que es el plan de exploración inmediata 20152021, que contempla 86 proyectos en 63 áreas nuevas, en el que se pretende
invertir $us 5.000 millones en los próximos años para hallar unos 7 TCF hasta 2020. “En estos cinco a ños proyectamos invertir $us 5.000 millones y tenemos la certeza de que al 2020 vamos a incrementar las reservas en 7 TCF”, aseguró la autoridad. El 28 de diciembre de 2014, el fallecido presidente de YPFB Carlos Villegas indicó que la estatal cuantificar á las reservas y la certificaci ón cuando sea pertinente. Producción de hidrocarburos en Bolivia
En Bolivia la producción de gas y petr óleo, en los últimos a ños, tiene varias características que deben ser analizadas para entender los problemas que enfrenta el sector. La producción de gas y de líquidos ha tenido un crecimiento continuo a lo largo de la gesti ón de este Gobierno. As í, entre los años 2009 y 2014, la producci ón bruta de gas natural subi ó de menos de 37 MMM3/D (millones de metros cúbicos por d ía) a 61,34 MMM3/D y la producci ón de l íquidos subió de 40,75 MBPD (miles de barriles por día), del a ño 2009, a m ás de 63 MBPD, el año 2014.
La producción de l íquidos está compuesta por petróleo, condensado y gasolina natural. Como el gas boliviano es asociado a l íquidos, es normal que la mayor producción de gas est é acompañada de una mayor producci ón de l íquidos. Como son pocos los campos que producen petr óleo, solamente se tiene el problema que si se dejara de producir gas también se dejar ía de producir líquidos, al menos en el volumen necesario para alimentar las refiner ías. Del análisis de la composición de los l íquidos, entre los a ños 2009 y 2014, se puede determinar que la participación porcentual del condensado y de la gasolina natural subió en 5,5% y la del petr óleo bajó en la misma proporción. Esto significa que cada vez son más livianos los líquidos producidos y, por lo tanto, el rendimiento en las refiner ías de productos pesados como el di ésel es cada vez menor. La participación de los tres megacampos Margarita- Huacaya (asimilados como un solo campo desde el año 2012), San Alberto y San Antonio concentra el 71% de la producción total de gas y el 74,2% de la producción total de líquidos. Esto significa que sin la existencia de estos tres campos no sería imaginable la producción hidrocarburífera actual de Bolivia. De los tres campos citados, el más reciente es Margarita (operado por Repsol), que empez ó a producir diez a ños despu és de San Alberto y San Antonio. A partir del año 2012, Margarita que está unitizado con el campo Huacaya, ha triplicado su producción en los últimos tres a ños y es uno de los m ás productivos de Sudamérica. Los campos San Alberto y San Antonio, operados por Petrobras, ya tienen 20 años de producci ón continua y muestran se ñales inequívocas de agotamiento, especialmente el campo San Alberto. San Antonio subió su producción el a ño 2013, pero cay ó 2,2% el a ño pasado. San Alberto tiene una pronunciada y continua ca ída desde hace tres a ños. El año 2013 la producción de gas cayó en 12% y el año pasado el 19,8%. La declinación de la producci ón de l íquidos es a ún más aguda. El año 2013 cayó 18% y el a ño pasado 24%. Se sabe también que varios pozos de este campo
han sufrido invasión de agua, por lo que, a corto plazo, se deber án sustituir de otros campos los 8 MMM3/D de gas y los 6 MBPD de l íquidos que este campo aporta a la producción nacional y a la exportación al Brasil. La distribución de inversiones en la cadena productiva explica el incremento observado en la producción. Entre los años 2011 y 2014 se han invertido 3.234 millones de d ólares en explotación; es decir, el 47% de la inversi ón ejecutada total fue canalizada a la producción, siendo un porcentaje incluso más alto de lo programado. Estos montos contrastan con la inversión en exploración en el mismo lapso de tiempo. La inversión ejecutada en exploración fue de 779 millones de d ólares, que significa sólo el 11,4 % de la inversi ón total. La inversión en producción ha sido cuatro veces m ás grande que las inversiones en exploración, esto demuestra la prioridad gubernamental en la política petrolera: producir sin incrementar reservas. Veamos las consecuencias de esta política asimétrica:
Las reservas están muy ajustadas. La marcada preferencia por explotar antes que explorar se ha traducido en contados descubrimientos de nuevos campos. Ninguno de significación y escasamente se pudieron reponer las reservas consumidas.
No hay ningún otro campo que pueda sustituir la producci ón de los megacampos. Sólo se tiene la esperanza de que en Azero se puedan descubrir reservas de cierta magnitud. Los dem ás prospectos son medianos o chicos, cuyas reservas fluctuarían entre 0,1 y 3 TCF’s.
La capacidad de producción ha llegado a su límite. Son pocos los campos en los que se podr ía esperar mayor producci ón, como Itau o Incahuasi, los demás no son transcendentes. Esto implica que si no se descubren nuevos campos, la declinación de San Alberto no podrá ser compensada con nueva producción.
Problemas de la producción
A través de las estadísticas del 2015, publicadas por la ANH, se puede constatar que la producci ón de hidrocarburos, tanto de gas natural como de líquidos, ha bajado con relación al 2014. Desde el 2000, es la segunda vez que se observa una caída en la producción de líquidos, la anterior fue el 2008, posiblemente debido a la crisis financiera que se vivió entonces; en cambio con respecto al gas natural, es la primera vez que cae la producción desde el 2000. Entre el 2014 y 2015, la producción de gas bajó de 61,3 MMM3/D a 60,7 MMM3/D y la producción de líquidos de 63 Mbls/D a 60,7 Mbls/D y todo indica que el 2016 el declive contin úa por el incumplimiento de las entregas a Argentina. Desde el 2000 algunas publicaciones de YPFB dan cuenta que en ese tiempo habían 12 empresas como operadoras que certificaban la producci ón de hidrocarburos tanto de líquidos como de gas, el 2015 estas firmas eran sólo 8, incluyendo a YPFB. En cuanto a la cantidad de campos productores de gas, se observa que el 2000 eran 43 y actualmente son sólo 10, con la salvedad de que ahora se incluye el rubro “Resto de Campos” que engloba a todos aquellos que tienen una producción menor a 0,7 MMM3/D. La producci ón del “Resto de Campos” del 2014 fue de 4,84 MMM3/D, por lo tanto, serían entre 7 y 10 los campos incluidos en este rubro y la diferencia ser ía de 23 campos que ya no est án produciendo. En la lista actual sólo aparece un nuevo campo que es El Dorado, que antes estaba siendo explorado por Pan American. Respecto a los campos productores de líquidos, el 2000 eran 54 y actualmente son 12, con la misma salvedad de la existencia de “Resto de Campos” que son todos aquellos que no alcanzan la producción de 450 Bls/D. La producción de estos últimos campos en 2014 fue de 4900 Bls/D por lo que se puede calcular que son entre 11 y 15 los campos de esta categoría. Entonces, la diferencia llega a 27 campos que ahora no se encuentran en producci ón con respecto al 2000. Esto equivale a una disminuci ón del 50 por ciento de los campos activos en 16 años.
La disminución del n úmero de campos productores se podr ía atribuir al agotamiento natural de los yacimientos y cuando ya no es rentable su explotación se los abandona. Para mantener la producci ón lo que se hace (en todo el mundo) es perforar nuevos yacimientos. Y, para perforar nuevos yacimientos, primero se realiza la prospección mediante la actividad exploratoria a cargo de empresas petroleras. Lo lamentable es que en Bolivia hay pocas empresas petroleras debido a la pol ítica estatista del Gobierno. Desde el 2006 no ha ingresado al país ni una sola empresa petrolera privada y sólo lo hicieron, dos empresas estatales: Gazprom y Pdvasa con Petroandina en sociedad con YPFB. El Gobierno desoyó advertencias que se realizaron desde el 2006 porque magnificó la dimensi ón de las reservas que recibi ó y crey ó que Bolivia era un emporio gasífero. Uno de los errores más graves de la política petrolera de este Gobierno ha sido la sobrevaloración del potencial de las reservas de gas y su utilizaci ón como factor de presión a las petroleras (las inversionistas) y a los mercados de exportación (países vecinos). Después de 10 años de gestión y de una constante declinación de las reservas, ya se debería entender que la posesi ón de reservas considerables no significa que las empresas petroleras invertirán incondicionalmente ni que los mercados se someterán a las pretensiones del proveedor. Las declaraciones oficiales en sentido de que si las petroleras no invierten, que otras empresas lo harán o que los mercados abundan y todos necesitan del gas boliviano, fueron señales de la falsa comprensión del desarrollo de la industria petrolera. La instalación de plantas regasificadoras de LNG, a partir del 2006, en Chile, Brasil y Argentina, es una muestra de la versatilidad con que los mercados pueden solucionar su abastecimiento energético. Hace escasos días el Ministro de Hidrocarburos, en referencia a los éxitos exploratorios del Gobierno declaró: “La tasa de éxito en los últimos 10 años se sitúa por el 75 por ciento; mientras que entre 1985 y 2005 ha rondado el 45 por ciento”. (UCOM MHE 23.03.201).
Si esto fuera cierto, las reservas deberían estar por encima de las del 2005, la negociación del nuevo contrato con Brasil no tendr ía reparos, el suministro de gas a la Argentina sería normal y de acuerdo a contrato no habría raz ón para postergar los proyectos petroquímicos. La situación del sector es dif ícil y compleja, no sólo para el Gobierno sino también para las petroleras. Es tiempo de dejar de lado el discurso exitista y estatista de falsas realizaciones que únicamente postergan la búsqueda de soluciones. Oferta y demanda de hidrocarburos en Bolivia
La producción de hidrocarburos en Bolivia es intensiva en gas natural, por lo que el pa ís ha tenido problemas para abastecer la demanda interna por hidrocarburos líquidos, y alcanzar un equilibrio entre oferta y demanda. Debido a las características de los hidrocarburos en Bolivia, los volúmenes de producción de l íquidos han sido sustancialmente menores a los de la producción de gas natural. La producci ón anual de l íquidos en 2013 lleg ó a 17,3 millones de barriles (47,5 mil barriles diarios), lo que hace que Bolivia sea un productor marginal en la producción de petróleo entre los países de América Latina y El Caribe. La producción anual de petróleo, que había registrado un descenso entre 2005 y 2009, aumentó en los últimos años, pasando de 12,3 millones de barriles (33,8 mil barriles diarios) en 2009 a 17,3 millones de barriles (47,5 mil barriles diarios) en 2013. En 2005, la producci ón de l íquidos había sido de 15,4 millones de barriles, por lo que entre 2005 y 2013, la producci ón de petróleo solo aumentó a una tasa promedio anual de 1,5% por a ño, muy por debajo del crecimiento del PIB y de la demanda interna de hidrocarburosíquidos. l Por otra parte, entre 2005 y 2013 las ventas de carburantes líquidos en el mercado interno aumentaron a una tasa promedio anual de 7,6%, por encima del crecimiento del PIB y de la producción interna de líquidos. Durante este periodo, las ventas anuales de carburantes en el mercado interno subieron de 11,2 millones a 20,2 millones de barriles. Se destaca las mayores
ventas de di ésel, que aumentaron de 6,6 millones de barriles en 2005 a 10,7 millones en 2013 y las ventas de gasolina automotriz subieron de 3,4 millones a 8,1 millones de barriles. Por las tendencias observadas anteriormente en la producción y en la demanda de líquidos, se ha producido una creciente brecha entre la producci ón y la demanda interna de petróleo y sus derivados. En 2013, las ventas de carburantes líquidos, alcanzaron a un equivalente de 20,2 millones de barriles, por encima de la cantidad producida que fue de 17,3 millones de barriles. La brecha tuvo que ser cubierta con importaciones, que ese año llegaron a un equivalente de 8,2 millones de barriles. Las importaciones de carburantes crecieron entre 2005 y 2013 a una tasa promedio anual de 13,6%, pasando de un equivalente de 3 millones de barriles en 2005 a 8,2 millones de barriles en 2013. El sustancial aumento en la demanda y en las importaciones, junto con el insuficiente crecimiento en la producci ón interna de hidrocarburos l íquidos, han estado principalmente asociados a los precios internos de carburantes, que han sido fijados administrativamente en niveles muy por debajo de los precios internacionales de los carburantes. Esto ha generado una gran distorsión en el mercado y en las condiciones de oferta y demanda de hidrocarburos l íquidos en el pa ís, incentivando la demanda de carburantes y desincentivando la oferta. Además de los recursos impositivos que deja de percibir el Estado al mantener un precio bajo de carburantes, éste ha tenido que erogar un monto considerable de recursos como subsidio expl ícito a las importaciones de carburantes, los cuales son importados a los precios vigentes en los mercados externos, y vendidos internamente a un precio subsidiado menor. Yacimientos de hidrocarburos en Bolivia
Potencial Hidrocarburífero
Teniendo en cuenta el área de inter és hidrocarburífero en Bolivia, se ha dividido el país en dos zonas: a. Zonas sin potencial de producir hidrocarburos (44,4%) b. Zonas con potencial de producir hidrocarburos (55,6%) c. Zonas sin pot encial de prod ucir hidrocarburos. Estas áreas han sido muy poco estudiadas y se las clasifica en tres: 1) Escudo Precámbrico (Cratón). 2) Cordillera Oriental y 3) Cordillera Occidental (Arco Volc ánico). d. Zonas con potencial de producir hidrocarburos. En esta categor ía se han seleccionados aquellas áreas que, teniendo en cuenta el grado de conocimiento geológico, tienen todos los atributos capaces de soportar un proyecto de perforación exploratoria, independientemente de los costos y rango del riesgo involucrado. Estas zonas abarcan una superficie de 610.528 Km2 donde se distinguen las áreas tradicional y potencial. Área tradicional. Caracterizada por su amplia trayectoria hist órica en
exploración y explotaci ón de hidrocarburos. El área de explotaci ón alcanza a 91.000 Km2 que constituye solo el 15 % del área potencial. Comprende gran parte de las unidades del subandino y de la llanura beniana y chaqueña. Área potencial. Sin evidencia de producci ón de hidrocarburos pero con
características geológicas altamente favorables. El área potencial de interés petrolero, dentro de las cuencas sedimentarias del país, representa el 55,6 % de toda la superficie del territorio boliviano.
Madre de Dios 81.832 Km2 Beni 102.944 Km2 Chaco 118.750 Km2 Pantanal 44.720 Km2 Pie de Monte 33.092 Km2
Subandino Norte 44.082 Km2 Subandino Sur 75.108 Km2 Altiplano 110.000 Km2 Total 610.528 Km2
Campos Petrolíferos
En el área tradicional de explotación de 91.000 Km2 sometida al proceso de trabajo prospectivo, se delimitaron cuencas y subcuencas sedimentarias, donde se han definido 518 estructuras anticlinales cuyo estudio en detalle permitió preseleccionar 487 como aptas para la investigación ulterior de entrampamiento de hidrocarburos o zonas potenciales para proyectos de perforación exploratoria. Se descubrieron 84 campos de acuerdo al siguiente detalle: Subandino sur 23 Campos, Llanura sur 15 Campos, Llanura centro 33 Campos, Subandino centro 8 Campos, Llanura Chaco Beniana 4 Campos, Llanura norte 1 Campo. Las compañías que descubrieron campos comienzan en 1924 con la Standard Oil Co. (SOC), luego YPFB de 1947 a 1965. A partir de 1996 solo descubrieron campos empresas que actuaron en base a la ley de Hidrocarburos (1966). En el Cuadro Nº 20.1 en la columna de fecha de descubrimiento se cita el a ño de descubrimiento a veces seguido por el a ño de descubrimiento de nuevos yacimientos en el mismo campo. 1. Exploración y Producción
Privada – Contratos de riesgo compartido. Capitalización de YPFB (Chaco – Andina) Contratos de Operación y Contratos de Asociación 2. Transporte por ductos
Privada – Concesión Capitalización Oleoductos y Gasoductos YPFB (Transredes)
Otras concesiones: Gasoducto al Brasil, Gasoducto San Miguel – San Matías, Yacuiba – Río Grande (Poliductos) Empresa de logística de Hidrocarburos de Bolivia. 3. Industrialización
Privada- Empresa Boliviana de Refinería – EBR (Ex. Refinerías. YPFB) Estatal- Refinería Oro Negro, Refinería Reficruz, Sucre 4. Comercialización y Distribución.
Petróleo Derivados: Privada Mayoristas Carburantes: Privado Minoristas Carburantes: Privado 5. Gas
Exportación: YPFB agregador (Brasil) – Privados Gas por Redes: Productores Privados Mayoristas en Santa Cruz, Camiri, Sucre y Tarija y Empresas mixtas para distribución. YPFB en La Paz – El Alto, Oruro y Potosí. Con datos de YPFB se establece que a partir de 1997 y hasta el 2002 las inversiones en exploraci ón y explotaci ón alcanzan a la suma de $us. 2.888 millones sin tomar en cuenta los $us. 347 millones invertidos en el gasoducto entre Yacuiba y Río Grande. Perforación De Pozos
Entre 1924 y el 2003 el metraje total perforado fue de 3 millones de metros, correspondiendo 1,3 millones a pozos exploratorios y 1,7 millones a pozos de desarrollo. Departamentalmente se han perforado 948 pozos en Santa Cruz, 270 en Tarija, 165 en Chuquisaca, 37 en Cochabamba y 30 pozos en los otros departamentos. Los Hidrocarburos en la Economía Boliviana
La participación de Bolivia en el espectro mundial de energía es insignificante y menor al 0,04 % de la producción mundial de petróleo líquido y 0,004 % de la producción de gas natural. A pesar de su pequeño tama ño comparado con los est ándares mundiales, la industria boliviana de hidrocarburos continúa siendo uno de los m ás importantes componentes de la economía nacional. Para 1995, cerca del 60 % de los ingresos consolidados del Tesoro General de la Naci ón, provinieron de los ingresos de YPFB, pagados como impuestos o transferencias directas. Desde la década de los a ños 1970 en que se inicia la exportaci ón de gas a la República Argentina, la industria de hidrocarburos se ha convertido en una de las principales generadoras de ingresos para la econom ía nacional. La exportación de gas natural a la Rep ública Argentina se inició en el mes de Mayo del año 1972 y finalizó el 1º de Julio de 1999. A partir del mes de Noviembre de 2002, la Empresa Pluspetrol inició la exportación de gas natural a la Rep ública Argentina, proveniente del campo Madrejones. La compañía argentina está exportando un promedio de 8 millones de pies c úbicos / d ía de gas natural al norte argentino, para la generaci ón de energía eléctrica. A partir del mes de julio del año 1999, se dio inicio a la exportaci ón de gas natural a la República Federativa del Brasil, este contrato firmado el año 1993 entre YPFB y Petrobrás, prev é que para el a ño 2005 se podrá estar exportando un volumen de 30 millones de metros c úbicos por d ía, representando un sustancial aporte para la economía del país. La facturación por el Contrato de Gas al Brasil el a ño 2003 alcanzó la suma de 365 millones de dólares. Producción de Hidrocarburos
La producción de petr óleo en Bolivia se inicia a partir de 1925, con el descubrimiento del Campo Bermejo por la Standard Oil Co. Bolivia se autoabastece de productos refinados de petróleo a partir del a ño 1957. Desde el año 1960 el crecimiento del sector de hidrocarburos es sostenido hasta 1973, posteriormente fue decreciendo paulatinamente por el agotamiento de los principales campos productores. Desde el año 1995 se tuvo que importar un 40 % del total de diesel que constituye la demanda nacional. A la producción de petr óleo y condensado, se añaden los licuables obtenidos en Plantas de Gas a partir del gas natural, como la gasolina natural y el gas licuado, cuyos volúmenes incrementaron la producción de l íquidos a partir de 1961 (gasolina natural) y 1969 (gas licuado). Desde el año 1997, la producci ón de hidrocarburos proviene de campos operados por compa ñías privadas, que a noviembre del 2003 alcanzaron un total de 44.350 barriles por d ía de petr óleo, condensado y gasolina natural, 57.500 toneladas de GLP y 980 millones de pies ú c bicos / día de gas natural. Los principales campos productores son: Sábalo, San Alberto, Paloma, Surubí, Kanata, Bulo Bulo y Río Grande. Producción de Gas Natural
La producción total de gas natural en el a ño 2002 creció en 24,48% respecto al año anterior. Este crecimiento tiene origen en el fuerte incremento de la producción de Pluspetrol (109,9%), BG (90,2%), Petrobras (59,7).Por orden de importancia, los mayores productores de gas son: Andina SA, Chaco SA, y Petrobras. En el ámbito regional, el mayor productor de gas natural es el departamento de Tarija. No obstante en el a ño 2001 el mayor productor fue Santa Cruz. La importancia de Tarija se incrementar á en los pr óximos años conforme se
aumenten los vol úmenes de exportación al Brasil, ya que los campos de San Alberto, San Antonio, Margarita e Itaú están localizados en ese departamento. Los yacimientos que producen grandes volúmenes de gas acompa ñado de volúmenes reducidos de un petróleo liviano, son llamados yacimientos de gas y condensado. En el país todos los yacimientos productores importantes son de esta naturaleza. Para lograr una recuperación óptima del gas y el petróleo de esos yacimientos, en casos especiales, parte del gas en superficie debe ser reinyectado. Consumo de Gas Natural
El uso del gas natural como combustible se inició en Santa Cruz y Sucre como sustitutivo del diesel oil en la generación de energía eléctrica. Posteriormente se implementó su uso en Camiri (1980), Villamontes (1981), Cochabamba, La Paz (1982) y Puerto Su árez para generar energía eléctrica al Brasil (1998). Desde 1984 el consumo doméstico de gas natural del país se ha incrementado sustancialmente aunque su distribución dom éstica sólo se la efect úa a los centros industriales y a las ciudades grandes, por no existir una red de gasoductos amplia. Distribución de Gas Natural por Redes
Las redes de distribución de gas natural permiten el abastecimiento de este carburante a los distintos usuarios, sean estos industriales, comerciales o domésticos. En la actualidad la distribución de gas natural por redes se encuentra bajo la responsabilidad de cinco empresas distribuidoras que operan en los Departamentos de Cochabamba (EMCOGAS), Santa Cruz (SERLAS), Tarija (EMTAGAS), y Chuquisaca (EMDIGAS); el resto de los Departamentos est án atendidos por YPFB.
Consumo de Gas Licuado de Petr óleo
El consumo interno de gas licuado de petróleo (butano y propano) se incrementó de 1.718.200 barriles en 1982 a 2.723.150 barriles en 1995 y a 3.467.135 en el 2003.El gas licuado de petróleo GLP se expende en garrafas de 10 Kg. al sector doméstico y comercial y en garrafas de 45 Kg. y en pequeños tanques estacionarios al sector industrial. Se produce gas licuado de petróleo y gasolina natural en las plantas de gas de Río Grande (750 m3 por d ía), Vuelta Grande (450 m3 por d ía), Colpa (40 m3 por día) y Camiri (32 m3 por día). Transporte
La red de líneas de transporte de hidrocarburos líquidos está constituida por 3636 Km de tubería de diferentes diámetros, estaciones de bombeo, terminales y otras instalaciones; mientras que el sistema de transporte de gas natural est á constituido por 2276 Km de líneas de diferentes diámetros. Oleoductos
1. Camiri - Santa Cruz II 2. Santa Cruz - Sicasica - Arica. 3. Cambeití - Boyuibe 4. Espino - OCSE 5. Tita - Santa Cruz 6. Río Grande - Santa Cruz 7. La Vertiente - Villa Montes 8. Porvenir - Nancaroinza 9. Vertiente - Tiguipa 10. Carrasco – Cochabamba Poliductos
1. Sucre - Potosí 2. Camiri - Villa Montes
3. Villa Montes - Tarija 4. Cochabamba - Puerto Villarroel 5. Refinería Palmasola - Viru Viru Gasoductos
1. Taquipirenda - Camiri - Monteagudo - Sucre 2. Sucre - Potosí 3. Tarabuco - Tapirani - Cochabamba 4. Santa Cruz - Cochabamba - Oruro - La Paz 5. Río Grande - Santa Cruz 6. Yacuiba – Río Grande (Operado por Transredes) 7. Yacuiba – Río Grande (Operado por Petrobras) 8. Líneas de distribuci ón de gas natural a diferentes industrias de La Paz, Santa Cruz, Cochabamba, Oruro y Sucre (118 Km diferentes diámetros). Industrialización
La industrialización de hidrocarburos, se remonta a la década de los años 1920 cuando se inicia la producci ón de gasolina en unidades primarias de destilación de crudo en Bermejo, posteriormente en Camiri, Sucre, Cochabamba y Santa Cruz. En 1978 se amplía la refinería de Cochabamba y se inaugura la refinería de Santa Cruz. Con el funcionamiento de estos complejos refineros se satisface toda la demanda nacional de carburantes de mejor calidad y se suprime la importación de productos derivados como la gasolina de aviaci ón, aceites bases, parafinas y cemento asfáltico. Las principales refinerías que operaba YPFB, se encuentran ubicadas en las ciudades de Cochabamba, Santa Cruz y Sucre. Las dos primeras a partir del año 1999 fueron privatizadas y entregadas para su administración y operación a una compa ñía subsidiaria de Petrobras denominada Empresa Boliviana de Refinación (EBR). Los hidrocarburos líquidos (petróleo, condensado y gasolina natural) que surgen del subsuelo no tienen ninguna aplicación práctica directa; para conferirles utilidad tienen que ser procesados. Refinados es el t érmino t écnico
que se utiliza en la industria para describir el proceso de destilación por calor que permite la separación y extracción de combustibles de esa peculiar mezcla que es el petróleo crudo (denominación genérica para los hidrocarburos líquidos previamente a ser refinados). Esta labor se realiza en complejas plantas industriales denominadas refinerías. Como los hidrocarburos líquidos no son una masa uniforme y su composición, densidad y forma varían irregularmente de un campo a otro, las características de las refinerías también varían en función de ello. La Refinación de Hidrocarburos en Bolivia
Así, algunas refinerías est án dise ñadas para procesar petr óleo m ás pesado, y otras para procesar petr óleo m ás liviano. Algunas cuentan con componentes adicionales como: Plantas de Isomerización, que permiten que las gasolinas de bajo octanaje arrojados por la torre de destilaci ón puedan convertirse en gasolinas de alto octanaje para uso automotriz; Plantas de Hydrocraking, que hacen que las fracciones más pesadas surgidas de la destilación, puedan ser, si vale el t érmino, “alivianadas” para obtener diésel, por ejemplo; Plantas de Lubricantes, que aprovechan el petróleo crudo del cual ya no se puede obtener combustibles para obtener otras aplicaciones necesarias para el transporte y las industrias. Y as í un largo etc étera de otros componentes que conforman las refinerías. Una Mirada Retrospectiva
La primera experiencia de refinación de hidrocarburos en el país surgió el año 1915, en las cercan ías de la ciudad de Santa Cruz, de la mano de Miguel Velasco quien, con el fin de aprovechar el petr óleo que surg ía en fuentes naturales dentro de su hacienda, encargó al industrioso Percy Boland la construcción de un alambique/destiladora. La misma que al funcionar positivamente y permitir el beneficio del petróleo surgente, como señala Hoz de Vila (1988), se convierte en la primera refiner ía de hidrocarburos del país.
“Los primeros productos obtenidos fueron gasolina, kerosén y fuel o íl pesado, combustibles que se comercializaban en Santa Cruz. El fuel oil era usado como lubricante para los ejes de los carretones arrastrados por animales, la nafta servía para el alumbrado en mecheros y la gasolina para los primeros automóviles importados al país” (YPFB Corporación, 2011). Lamentablemente, la experiencia concluyó después de la Segunda Guerra Mundial, cuando los combustibles refinados en el exterior llegaron nuevamente al país y a Santa Cruz, pero, seg ún informa Royuela (1996), a precios menores que los establecidos por Velasco para sus productos, lo que le oblig ó a cerrar su emprendimiento. Dejando de lado la experiencia acabada de reseñar, puede decirse que la refinación de hidrocarburos, propiamente dicha, inició en Bolivia entre los años 1948 - 1949, cuando se comenzaron a construir las refiner ías Carlos Montenegro en Sucre y Gualberto Villarroel en Cochabamba. Paralelamente al funcionamiento de estas refinerías, YPFB se encarg ó de construir pequeñas plantas de destilación, que los trabajadores llamaban “refinerías de bolsillo”, por ejemplo en Santa Cruz, Camiri y Monteagudo, que aportaban en el abastecimiento de combustibles al país. Así se mantuvo la provisi ón de combustibles en el pa ís hasta el año 1968, cuando se inició la construcción de la Refiner ía Guillermo Elder Bell, ubicada en Palmasola, muy cerca de la ciudad de Santa Cruz. Debido a los intensos hechos pol íticos que se dieron entre los a ños 1969 – 1971 y sus posteriores consecuencias, la puesta en marcha de este complejo sufri ó retrasos considerables.
Desde su puesta en marcha la Refinería Gualberto Villarroel fue la más grande del pa ís, estatus que mantiene hasta ahora debido a las adecuaciones y ñ ampliaciones que se realizaron a la misma. Desde el a o 1980, es preeminente también la producci ón de la Refiner ía Guillermo Elder Bell, la segunda m ás importante del país. Cabe anotar que a principios de la década del 2000, se implementaron también tres pequeñas refinerías, todas en el departamento de Santa Cruz, de las cuales actualmente está en operación sólo una. Capacidad de Refinación
Los dos complejos de refinación más importantes del país tienen una capacidad instalada de 86.747 barriles por d ía (BPD), volumen que sumado a la capacidad instalada de la refinería Oro Negro llega casi a los 100 mil BPD. Aunque es necesario aclarar que la capacidad neta de procesamiento de petróleo crudo es actualmente de 66.700 BPD, siendo la capacidad restante precisamente para reprocesar, es decir aprovechar mejor, las fracciones livianas que arrojen las torres de destilaci ón principales. Es de resaltar que esta capacidad de refinación se ha concretado los últimos doce meses.
En efecto, en la refinería de Cochabamba, la Torre Atmosf érica II se puso en operación a finales de 2014, y la nueva Unidad de Reformaci ón Catal ítica ingreso en funcionamiento en diciembre pasado. Algo similar acontece en la refinería de Santa Cruz, si bien las mejoras y ampliaciones de las torres atmosféricas y de las unidades de reformación vienen de un par de años atrás, la Unidad de Isomerización ha ingresado en operación los primeros días de febrero del presente año. En ambas refinerías, las ampliaciones y complementaciones realizadas, aparte de ampliar la capacidad de procesamiento, responden a mejorar la capacidad de procesar petr óleo crudo liviano y extra liviano, este último, abundante en Bolivia. Efectivamente, la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos, el año 2007, al evaluar el estado de situación de la refinaci ón en Bolivia informaba que las refinerías estaban adecuadas para procesar petr óleo crudo de entre 54 y 57 ºAPI; hoy, YPFB refinaci ón informa que las mejoras realizadas le permiten procesar hidrocarburos líquidos de entre 59 y 61 ºAPI. Esa adecuación les permitirá a las refinerías aprovechar mejor el petróleo crudo boliviano, especialmente la Unidad de Isomerizaci ón que, como se dijo anteriormente, facilita la obtención de mayores volúmenes de gasolina. En ese marco, su implementación y puesta en marcha ha sido tan importante que los personeros de YPFB y el mismo Presidente Evo Morales, han anunciado que se tiene garantizada una oferta de gasolina automotriz superior a la demanda, lo que elimina de plano la importación circunstancial que se hacía de la misma.
Combustibles Producidos
Aunque las ampliaciones y complementaciones en las refinerías se han ejecutado los últimos años, lo evidente es que los vol úmenes procesados en las mismas han ido en aumento, as í como han ido en aumento el volumen de combustibles producidos. El año 2006, por ejemplo, el conjunto de las refiner ías bolivianas lograban ofertar hasta 28.000 barriles de combustibles por d ía; para el a ño 2015 el volumen ofertado subió hasta 40.000. De ese total, según los últimos datos presentados por YPFB Corporaci ón, el 45,6% es Gasolina Especial; el 42,8% es Diésel; y el 10,5% es Jet Fuel; combustibles que prácticamente constituyen la totalidad de la producci ón nacional. El restante 1% est á compuesto por la Gasolina Premium y el Kerosene. Una mirada de largo plazo (Ver Gr áfico Nº 1) constata que la producción de combustibles en el pa ís se ha más que duplicado respecto de los años 80. Específicamente, la producción de Gasolina Especial ha aumentado 2,3 veces; la Diésel 3,6 veces; y la de Jet Fuel 2,6 veces.
Los datos presentados también constatan que el aumento ha sido m ás significativo los últimos 10 años. En efecto, el volumen producido de Gasolina Especial aumentó el 62% respecto al 2006, siendo el combustible de mayor crecimiento. En cambio, en el mismo periodo mencionado, el Jet Fuel y el Diésel aumentaron 42% y 62% respectivamente. Lo relevante aquí, es que con anterioridad a la puesta en marcha de la Planta de Separación de L íquidos de R ío Grande, la producción de GLP en refiner ías representaba el 40% de toda la producci ón del pa ís, y era sumamente importante para el abastecimiento del mercado interno. Ahora en cambio, el GLP producido de esta manera s ólo representa el 26%, proporci ón que seguramente bajará una vez que empiece a operar la Planta de Separaci ón de Líquidos del Gran Chaco.
En las refinerías también se producen volúmenes importantes de Gas licuado de Petróleo (GLP). Una revisi ón de los datos ense ña que el a ño 2009, las refiner ías bolivianas producían 228 toneladas métricas (TM) de este combustible, volumen que subió a 284 TM en el 2015. Diésel: El Talón de Aquiles de la Refinación en Bolivia
Por lo anotado y por los datos enseñados líneas arriba puede asegurarse que la industria de la refinaci ón en Bolivia ha dado pasos t écnicos y organizativos importantes; tantos que actualmente ha espantado los fantasmas del desabastecimiento de gasolinas, abastece el mercado de lubricantes, continua contribuyendo a la provisión de GLP, etc. No obstante, la gran debilidad de la refinación de combustibles en Bolivia está en que todavía no ha logrado satisfacer plenamente los requerimientos de diésel existentes en el país. El año 2015, por ejemplo, en el país se demandaba un promedio de 28.685 BPD, en tanto, el conjunto de las refinerías bolivianas sólo produjeron un promedio de 17.310 BPD; el déficit resultante fue cubierto por medio de la importación de este combustible. Para ser precisos, sin embargo, este problema no debería ser atribuido completamente a las refinerías pues ellas trabajan con el petróleo crudo que los actores del upstream les proveen, es decir, con el petr óleo liviano y extraliviano que se produce en el país. Así, aunque las refinerías han ajustado sus procesos para extraer la mayor fracción de combustibles pesados como el diésel, las características del petróleo crudo con el que trabajan no permiten que se extraigan los vol úmenes suficientes de diésel para abastecer el mercado nacional. En este sentido, la solución de fondo a este problema est á en la exploración y explotación de hidrocarburos y en el tipo de reservorios y la calidad de petróleos que se descubran a futuro. Entre tanto, todo indica que el Estado Boliviano va a seguir consignando en el Presupuesto General del Estado (PGE) el pago de la diferencia entre el precio internacional del diésel y el precio de comercialización dentro del pa ís; diferencia que con la caída del precio internacional del petróleo se ha reducido, pero que en los próximos años volverá a subir.
Reservas
En relación a la industria de hidrocarburos se pueden hacer referencia a tres tipos de reservas, las denominadas probadas, probables y posibles.
Reservas Probadas (P1)
Representan la cantidad estimada de hidrocarburos, que de acuerdo con los análisis geológicos y de ingeniería, demuestran que es razonablemente recuperable bajo las condiciones económicas y operativas vigentes. Reservas Probables (P2)
Son la cantidad estimada de hidrocarburos que, sobre la base de evidencia geológica que respaldan las proyecciones de las reservas probadas, razonablemente se espera que exista y pueda ser recuperable bajo las condiciones económicas y operativas vigentes. Reservas Posibles (P3)
Son aquellas calculadas estudiando el tamaño de las cuencas sedimentarias y tienen un alto grado de incertidumbre. Las reservas totales de Petr óleo / condensado, en términos absolutos, crecieron en m ás de 1.000 millones de barriles en el periodo 1992 – 2003. Por otra parte, debido a la escasa disponibilidad de informaci ón del periodo anterior a la reforma del sector hasta 1996, se incluye en la definición de reservas probables y posibles. En el periodo 1992 – 1996 las reservas de este hidrocarburo crecieron 5,03% al año, en el periodo posreforma estas crecieron 24,12% al a ño. En el gas natural, el éxito de los programas de exploración, emprendidos por las diferentes empresas que operan en Bolivia, ha tenido como resultado que las reservas probadas de este energético (P1+ P2) se incrementen substancialmente
pasando de 5,69 TCF (Trillones de Pies Cúbicos) en 1997 a 54,86 TCF en enero de 2003. Estas reservas de gas natural son suficientes para duplicar el contrato de venta de gas al Brasil de 30 MMmcd por 20 a ños, sin desatender, simultáneamente, los requerimientos y crecimiento del mercado interno. La distribución de las reservas probadas por departamento son Tarija 87%, Chuquisaca 1,2%, Cochabamba 2,1%, Santa Cruz 9,6%, Tarija, en el corto plazo se constituirá en el centro del desarrollo gasífero del país. Oferta y demanda de hidrocarburos líquidos en Bolivia La producción de hidrocarburos en Bolivia es intensiva en gas natural, por lo que el pa ís ha tenido problemas para abastecer la demanda interna por hidrocarburos líquidos, y alcanzar un equilibrio entre oferta y demanda. Debido a las características de los hidrocarburos en Bolivia, los volúmenes de producción de l íquidos han sido sustancialmente menores a los de la producción de gas natural. La producción anual de líquidos en 2013 llegó a 17,3 millones de barriles (47,5 mil barriles diarios), lo que hace que Bolivia sea un productor marginal en la producción de petróleo entre los países de América Latina y El Caribe. La producción anual de petróleo, que había registrado un descenso entre 2005 y 2009, aumentó en los últimos años, pasando de 12,3 millones de barriles (33,8 mil barriles diarios) en 2009 a 17,3 millones de barriles (47,5 mil barriles diarios) en 2013. En 2005, la producción de l íquidos había sido de 15,4 millones de barriles, por lo que entre 2005 y 2013, la producci ón de petr óleo solo aument ó a una tasa promedio anual de 1,5% por año, muy por debajo del crecimiento del PIB y de la demanda interna de hidrocarburos líquidos.
Por otra parte, entre 2005 y 2013 las ventas de carburantes líquidos en el mercado interno aumentaron a una tasa promedio anual de 7,6%, por encima del crecimiento del PIB y de la producción interna de líquidos. Durante este periodo, las ventas anuales de carburantes en el mercado interno subieron de 11,2 millones a 20,2 millones de barriles. Se destaca las mayores ventas de di ésel, que aumentaron de 6,6 millones de barriles en 2005 a 10,7 millones en 2013 y las ventas de gasolina automotriz subieron de 3,4 millones a 8,1 millones de barriles.
Por las tendencias observadas anteriormente en la producción y en la demanda de líquidos, se ha producido una creciente brecha entre la producci ón y la demanda interna de petróleo y sus derivados. En 2013, las ventas de carburantes líquidos, alcanzaron a un equivalente de 20,2 millones de barriles, por encima de la cantidad producida que fue de 17,3 millones de barriles. La brecha tuvo que ser cubierta con importaciones, que ese año llegaron a un equivalente de 8,2 millones de barriles. Las importaciones de carburantes crecieron entre 2005 y 2013 a una tasa promedio anual de 13,6%, pasando de un equivalente de 3 millones de barriles en 2005 a 8,2 millones de barriles en 2013.
El sustancial aumento en la demanda y en las importaciones, junto con el insuficiente crecimiento en la producci ón interna de hidrocarburos l íquidos, han estado principalmente asociados a los precios internos de carburantes, que han sido fijados administrativamente en niveles muy por debajo de los precios internacionales de los carburantes. Esto ha generado una gran distorsión en el mercado y en las condiciones de oferta y demanda de hidrocarburos l íquidos en el pa ís, incentivando la demanda de carburantes y desincentivando la oferta. Además de los recursos impositivos que deja de percibir el Estado al mantener un precio bajo de carburantes, éste ha tenido que erogar un monto considerable de recursos como subsidio expl ícito a las importaciones de carburantes, los cuales son importados a los precios vigentes en los mercados externos, y vendidos internamente a un precio subsidiado menor. ¿Cuántos años más de gas natural nos quedan en Bolivia?
La relación entre reservas y producci ón (R/P) es uno de los indicadores í mundialmente utilizados para evaluar el estado de las reservas de los pa ses
productores de hidrocarburos. Esta proporción, se calcula dividiendo las reservas que quedan al final de un a ño, entre la producci ón total del mismo año. El resultado indica cu ántos a ños durar án las reservas de un pa ís si se mantiene ese nivel de producción durante los siguientes años (BP, 2016). La bondad de este indicador radica en que el número obtenido, al resumir los años de producción que le quedan a un país, permite aconsejar política pública. Primero, dirigir esfuerzos de política pública ya sea en invertir más recursos en exploración o reducir el nivel de producci ón de un pa ís, para mantener un balance positivo entre reservas y producción. Segundo, al ser estos yacimientos de recursos no renovables, este indicador da un horizonte a futuro que permite desglosar posibles escenarios de desarrollo e inversión de los recursos derivados de los hidrocarburos, para fomentar otros sectores que puedan diversificar la economía. En Am érica Latina y el Caribe (ALC) existe un balance negativo en la relación entre reservas y producción, ya que la producción ha crecido en un 3% más que las reservas. En promedio, las reservas en ALC han aumentado de 5,2 trillones de metros cúbicos (TMC) en 1990 a 7,7 en el 2014 (32%). La producción ha aumentado en mayor proporción, de 0,11 TMC a 0,17 (35%) en el mismo periodo. Inclusive, en algunos países las reservas disminuyeron a un ritmo acelerado, y muchas veces s úbito, mientras la producci ón se ha incrementado (Figura 1), como en el caso de Per ú y Bolivia. Cuando analizamos la relación entre reserva y producción, llaman la atención el gran ascenso y descenso observado en países como Perú y Bolivia; que contrastan con la relativa estabilidad que se observa en Venezuela, Brasil, Colombia, Argentina, y Trinidad y Tobago. El caso de Bolivia es preocupante. La relación reservas/producción muestra un pico el año 1999 se ñalando que las reservas durar ían 230 a ños, y cayendo posteriormente el 2001 a 164 años, el 2003 a 112 a ños, el 2009 a 23 a ños y el 2014 a 14 años.
A Bolivia le está resultando cada vez m ás complicado producir hidrocarburos líquidos. Hasta hace poco, se sostenía que una mayor producción de gas natural traería como consecuencia una también mayor producción de líquidos. Esto, sin embargo, no está ocurriendo, advierte un informe de la C ámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH). Los datos oficiales demuestran que, en lo que va de 2010, la producción de gas natural aumentó a una tasa de 4,4%, mientras que la producci ón de l íquidos (crudo, condensado y gasolina natural) disminuyó a una tasa de 0,5%, dice el informe divulgado por la Plataforma Energética. Según las cifras presentadas por la Cámara, se hace evidente que la producción nacional de hidrocarburos es cada vez más “seca” (más gas con menos líquidos). Así, mientras que la producción de líquidos en 1998 era equivalente al 28,5% de la producción total de hidrocarburos, a la fecha ésta representa sólo el 14,1% del total”. “El desglose de la producci ón de hidrocarburos en sus dos componentes, gas natural y líquidos, muestra una creciente asimetría: mientras que la producción de gas natural se ha recuperado en m ás de 10.000 barriles equivalentes de petróleo por d ía (Bepd), desde 236.500 en el 2009 a un promedio de 245.000 Bepd alcanzados a mayo del 2010, la producción de l íquidos, supuestamente dependiente de la producci ón de gas natural, ha continuado en declinaci ón, desde 50.756 Bbld en el 2005 a s ólo 40.536 Bbld, como promedio del 2010, una contracción sostenida de 20,1% en la producción de líquidos en sólo cinco años”. Recuperación
En otras palabras, indica el informe que “la anticipada recuperación en la producción de l íquidos que hasta el 2005 hubiera guardado una estrecha y positiva correlación con la creciente producci ón de gas natural hoy ya no es evidente: la producción de gas natural alcanzada a mayo de 2010 no ha sido suficiente para compensar la fuerte declinación en la producción de l íquidos de antiguos campos, primordialmente petroleros, de los queésta aún depende”.
Ello se aprecia claramente al considerar las cifras de producción mensual de ambos productos: mientras que la producción de gas natural en mayo de 2010, de 43,3 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), logró inclusive sobrepasar el volumen de 43,2 MMmcd alcanzado en julio de 2008, la producción de líquidos, que en enero de 2008 se situ ó en 48.665 Bbld, a mayo de 2010 s ólo alcanzó los 44.286 Bbld, casi un 10% por debajo. Según el informe, esa tendencia tiene serias implicaciones sobre las actuales perspectivas del país de recuperar, por lo menos en lo que se refiere al corto plazo, la autosuficiencia en líquidos que se perdió ya en 2008. “Dado el actual contenido de l íquidos en la producci ón nacional de hidrocarburos, de 14,1% del total, Bolivia requeriría incrementar su producción de gas natural hasta los 48,1 MMmcd simplemente para recuperar los 50.756 Bbld de producción alcanzados en 2005. Ello implicaría un incremento de 6,0 MMmcd o 14,4% sobre el m áximo anual de producción de gas natural de 42,0 MMmcd alcanzado en 2008”, agrega el informe empresarial. Figura 1: Relación reservas/producción de gas natural en ALC 1.1. Relación reservas-producción, incluyendo Perú
Fuente: Elaboración propia en base a datos de BP (British Petroleum).
1.2. Relación reservas-producción sin Perú
Fuente: Elaboración propia en base a datos de BP (British Petroleum). ¿Por qué la relación entre reservas y producción disminuyó 216 años en un lapso corto de 15 a ños? ¿Bolivia empezó a extraer sus reservas y a producir gas natural a un ritmo acelerado?
Si bien la producción de gas natural aumentó en 15 años, principalmente por la venta de gas natural a Brasil desde 1999, y a Argentina desde el 2006; no se justifica una disminución tan dramática de reservas. Las reservas probadas de gas natural en Bolivia caen de 29 trillones de pies cúbicos (TPC) en el a ño 2002 a 11 TPC en el año 2014. La posible explicación de esta disminución es que las reservas entre los a ños 1999 y 2002 hayan sido sobrevaloradas por la certificadora De Goyler & McNaugthon (D&M) y que esta certificadora haya cambiado la metodología de valoración años después. La evolución de reservas probadas durante los últimos 20 años (1994 – 2014) de siete países latinoamericanos, incluyendo a Trinidad y Tobago, muestra que sólo tres de ellos han tenido una tendencia de evoluci ón positiva en los niveles de sus reservas: Venezuela, Perú, y Brasil (Figura 1.2.). El resto se mantuvo con los mismos niveles de reservas o declinaron. Argentina, Per ú, Bolivia, y
Trinidad y Tobago, tuvieron ascensos significativos en la mitad del per íodo analizado para después declinar notablemente. En cuanto a la producción, cuatro pa íses (Bolivia, Brasil, Colombia y Perú) incrementaron su producción constantemente en el período de análisis. De estos cuatro países, dos concluyeron el período con mayores niveles de reservas (Colombia y Brasil). Venezuela incrementó su producci ón sólo hasta el a ño 2007, para despu és declinar. Argentina declinó en los últimos ocho a ños y, Trinidad y Tobago en los últimos tres años. El único pa ís que mantuvo su producción siempre en ascenso a pesar de la caída de sus reservas fue Bolivia. Los otros dos pa íses que tuvieron altibajos en los niveles de sus reservas (Argentina y Trinidad y Tobago), bajaron su producción al caer las mismas. Perú, en los 24 años del período graficado (Figura 1), multiplicó su producción más de 31 veces, como resultado del descubrimiento de las reservas en Camisea (descubierto a principios de 1990). La baja producción observada hasta mediados de la década de los 2000, junto al descubrimiento de reservas, hizo que el año 1992 la relación R/P alcance los 866 a ños, un fen ómeno in édito en el continente americano. En la Figura 1se puede observar el descomunal pico de la relación R/P que el Per ú alcanzó a principios de la década de los años 90. Actualmente, esta relación se encuentra por debajo de la de Venezuela. Algo similar se observa en el caso boliviano, aunque en menor proporción, a ra íz de las reservas descubiertas a finales de la d écada de la misma d écada. Sin embargo, en el año 2014 la relaci ón R/P en Bolivia dio niveles preocupantes (las reservas alcanzarían sólo por 14 años más) debido al estancamiento de sus reservas y al ascenso continuo de su producci ón. Según el bolet ín estadístico de YPFB, existen 11 pozos principales cuyas producciones fueron las más altas en Bolivia en los últimos cinco años (tabla 1). En la lista publicada en el boletín del 2015 aparece s ólo un nuevo campo, El
Dorado. La producción en general y los campos activos en particular est án en declive. En Bolivia, en el año 2000 existían 43 campos de gas natural activos. Actualmente son sólo 12 campos, con la salvedad que se incluye una nueva categoría “restos de campos” que engloba a los campos cuya producci ón es menor a 0,7 millones de metros cúbicos día (MMm3/día). Tabla 1: Producción de los principales campos de gas natural de Bolivia
Fuente: Elaboración propia con base en fichas técnicas ANH versión 4-2015 (MMm3/año). Los cuadros en verde representan los campos donde la producción ha aumentado. En un contexto donde las reservas de gas natural han sido sobrevaloradas (de 230 a ños en 1999 a 14 en 2014) y la producci ón total está aumentado (en 1145 MMm3 entre 2013 y 2014); a pesar de que la mayor ía de los campos muestran ó una producci n decreciente (tabla 1) debe tomar medidas importantes que permitan redefinir el rumbo de la política de hidrocarburos en Bolivia. Algunas de nuestras recomendaciones son:
Ya que en Bolivia el nivel de producci ón se tiene que mantener por los compromisos de venta asumidos, es necesario invertir en exploración para encontrar yacimientos. Relacionado con el punto 1, se debe analizar por qué la inversión privada en exploración ha disminuido en Bolivia. Es apremiante alcanzar un equilibrio en el marco regulatorio entre control estatal de los yacimientos e incentivos í para que las petroleras inviertan en nuestro pa s.
Es necesario entender y aprender las mejores prácticas de pa íses vecinos como Brasil y Colombia, buscando mantener a lo largo del tiempo una relación proporcional y positiva entre reservas y producci ón.
Las ganancias generadas de estos recursos no renovables deberían ser invertidas para compensar y justificar su extracción; haciendo inversiones que puedan convertirse en motores de desarrollo, diversificando la economía. Por ejemplo, pueden usarse en la formación de capital humano (educación) o fomentar emprendimientos independientes de la extracción (pequeña y mediana industria).
Referencias:
ANH (2015). Fichas Técnicas. Versión 4. La Paz, Bolivia: Agencia Nacional de Hidrocarburos. Del Granado, S. (2016). Bolivia’s swinging political/economic pendulum: are there effects of these shifts on resource extraction? En: Bolivia’s Nonrenewable Natural Resource Policy and Management: a curse or a blessing? Tesis de Doctorado. Universidad Estatal de Nueva York. Facultad de Forestería y Ciencias Ambientales. Syracuse – Nueva York. Statistical Review of World Energy. British Petroleum. Disponibl en: http://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statisticalreview-of-world-energy.html[Consultado el 4 de abril de 2016] [1] http://www.bp.com/content/dam/bp/en/corporate/pdf/bp-statisticalreview-of-world-energy-2015-full-report.pdf(consultado Mayo 30, 2016) http://plataformaenergetica.org/content/2636 http://plataformaenergetica.org/content/34003
http://www.anh.gob.bo/InsideFiles/Inicio/Banner/Banner_Id-30-1608120240-2.pdf http://www.energiabolivia.com/index.php? option=com_content&view=article&id=3949&Itemid=113
