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YPFB se abre al fracking y anuncia millonaria inversión para Bolivia

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Por: Rafael Díaz 

 

Una de las economías más depauperadas en América del Sur es Bolivia, sin embargo es el mayor productor de gas natural en el subcontinente. Aún así, no ha podido explotar ese potencial en beneficio de su pueblo, siendo todavía un país que exporta básicamente materias primas y con una capacidad industrial muy por debajo de sus expectativas. Estas inversiones pueden ser una oportunidad más para salir de ese letargo de solamente pensar en ingresos de recursos no renovables, como el gas, y usar los beneficios para agrandar la economía boliviana.

Entre 2018 y 2022 las empresas petroleras destinarán una inversión de 3,500 millones de dólares para las actividades hidrocarburíferas, anunció YPFB Corporación, que firmó un convenio para  dar paso a la exploración del gas no convencional.

La producción de gas natural disminuyó de 61.3 millones de metros cúbicos día (MMmcd) en 2014 cuando alcanzó su pico máximo a 56.6 MMmcd en 2017, según datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Para el analista Hugo del Granado a partir de julio de  2014 es cuando  se inicia  la caída de la  producción de gas y se manifiesta en 2015, 2016 y 2017. Es decir que coincide con un agotamiento de los principales campos productores del país, pero a esto se debe añadir los menores pedidos de gas natural que realiza Brasil –principal cliente de gas natural para Bolivia, seguido de Argentina- desde el segundo semestre de 2016. “La declinación de campos es natural ante la imposibilidad de incorporar nuevas reservas de gas natural y poner en operación nuevos yacimientos que reemplacen la producción en descenso”, precisó.

Pero aún si Brasil demandará los máximos volúmenes del contrato (30.08 MMmcd) y Argentina (este año se debería enviar 24.6 MMmcd como máxima cantidad contractual), con la oferta que tiene el país de producción, no se podría cumplir, ya que se debe atender también el mercado interno. “Exportamos menos y hay menos ingresos para regiones productoras. La salida es soltar las trabas para que se posibilite la entrada de un mayor número de empresas, la producción está concentrada  en Total, Repsol y Petrobras y con ellos se programan más inversiones, también está YPF Argentina,   pero no hay más”, observó del Granado.

El director del portal hidrocarburosbolivia.com, Bernardo Prado, coincidió que la caída de la producción de gas está vinculada al agotamiento de campos y no existen nuevos descubrimientos en el país. “Pero  no necesitamos producir más porque tampoco hay la demanda, pero sí necesitaremos atender los  picos máximos de los contratos con Brasil y Argentina, no estamos en condiciones de satisfacer los requerimientos. Hoy cumplimos, pero es por la menor demanda de Brasil”, remarcó Prado. Esto claramente contrasta con el evento actual de abrir al fracking la producción.

En noviembre de 2017, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, descartó que  exista déficit de producción de gas natural necesario para abastecer el requerimiento del combustible en el mercado interno y de exportación – es clara la tendencia de los políticos a minimizar los problemas obvios, y cuando se tienen que resolver lo ponen como una “nueva iniciativa” que no tiene nada que ver con el problema que en realidad están resolviendo.

La autoridad  aclaró que la producción de gas natural está en función de las nominaciones del mercado interno y los mercados de Argentina y Brasil y que se cumple con el mercado externo e interno. “La producción de gas natural está en función de las nominaciones del mercado, porque no tiene sentido producir más gas del que se necesita. La capacidad de procesamiento de gas es un concepto diferente. Bolivia tiene una capacidad de procesamiento de más de 104 millones de metros cúbicos día (MMmcd) que es muy importante. Es más, tenemos gran capacidad de producción de pozos sin interconectar al sistema de procesamiento. En los próximos meses entrarán en producción efectiva”, subrayó en ese entonces.

Se previeron menores envíos

El Presupuesto General del Estado (PGE) de este 2017 previó el envío de menores volúmenes de gas a Brasil, por debajo del contrato vigente, y también  precios inferiores  de exportación.

En las proyecciones del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas se detalla que se exportará un promedio de  25 millones de metros cúbicos de gas por día (MMmcd), cuando el máximo de entrega acordado en el contrato con ese mercado es de 30.08 MMmcd. Para 2017 se previeron volúmenes de venta  de 30.5 MMmcd, pero entre enero y noviembre el promedio apenas alcanzó a 23.9 MMmcd.

Esta baja en los requerimientos de gas natural boliviano por parte de Brasil se hizo  más evidente entre el  25 al 27 de noviembre de 2017,  cuando el principal comprador del hidrocarburo nacional disminuyó sus pedidos de gas natural en 51%, respecto al contrato vigente de compra-venta suscrito entre Petrobras y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Brasil dejó de requerir los 30 MMmcd promedio que utilizaba entre 2013 y 2015, debido a que  desde mediados  de 2016 su demanda  se tornó más “volátil”. En cuanto a precios se  prevé que ese mercado pagará entre 3.5 y 3.4 dólares por  millón de BTU (unidad térmica británica).

Precios  beneficios

Ingresos. Con base en la producción y precios del gas natural de exportación  se calculan los ingresos que perciben las regiones productoras por regalías e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH).

Valor.  Las proyecciones que hizo el Ministerio de Economía para el precio del barril de petróleo en 2018 establecen un promedio anual de 45.5 dólares por barril de crudo. El viernes 24 de febrero pasado cerró con una cotización de 63.55 dólares.

Estatal. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) a través de su presidente, Óscar Barriga, expresó en enero  su preocupación por la variación en las nominaciones (demanda) de gas por parte del mercado de Brasil.

Certeza. Barriga dijo entonces  que es importante programar la exportación de manera regular. “A nosotros nos afecta que Brasil un día nos pida 15 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) y otro día nos pida 28 MMmcd, lo que hemos pedido es que hagan una nominación más regular”, señaló.

¿Qué nuevos proyectos vienen ahora?

“De los 20 nuevos contratos de servicios petroleros que tenemos, ocho son en  Tarija para garantizar un inversión de más de 3,500 millones entre 2018 y 2022. Hoy se expondrá todo el plan de exploración y explotación en la región”, informó  el 27 de febrero pasado el presidente de YPFB, Óscar Barriga. Los recursos  significarán ingresos por renta petrolera en siete años, hasta 2025, por más de 3,000 millones de dólares, dijo.

En un encuentro denominado “Inversiones Gas y Petróleo Tarija”, el presidente Evo Morales detalló que sólo en el campo  Huacareta, con la perforación del pozo Jaguar X-6, a cargo de Shell, se destinan   1,987 millones de dólares, mientras que en Iñiguazu, Repsol programó  490 millones dólares. “Estas nuevas inversiones para el departamento de Tarija suman 2,477 millones de dólares”, destacó el mandatario.

El gerente de Shell Bolivia, Orlando Vaca, detalló que las obras civiles en el pozo Jaguar X-6, ubicado en el municipio Entre Ríos, se iniciaron    en agosto pasado y se prevé la perforación  el 15 de mayo próximo y de ser exitoso el reservorio entrará en producción en 2022.

El gerente de finanzas de Petrobras Bolivia, Michael Ditchfield, explicó  que entre los  trabajos que se realizaron  en el campo Sábalo a fin de marzo pasado se inició la producción del Pozo 6 que inyectará  28 millones de pies cúbicos día de gas. Se  invirtieron 84 millones de dólares para desarrollar ese yacimiento. La empresa también ejecutó 120 millones de dólares en el sistema de compresión, que permitirá aumentar  los volúmenes producidos e  incrementar las reservas de gas desde el primer semestre de 2019.

El director Ejecutivo de Latinoamérica y el Caribe de Repsol,  Evandro Correa, dijo que se tiene mucha esperanza de hallar gas en el pozo Boyuy.  En 2019 la petrolera española  cumple 30 años de operaciones  en Bolivia, tiempo en que se invirtieron  más de 3,300 millones de dólares. La firma    espera estar otros 30 años en el país, porque existe  mucho potencial. Así mismo, YPFB y Vintage Petroleum firmaron convenios de estudio para las áreas  Carandaiti, Sayurenda y Yuarenda, en Tarija.

 

El fraking

YPFB y la empresa canadiense Cancabria suscribieron ayer  un convenio de estudio para la exploración de gas no convencional  con la técnica del fracking (fracturación de la roca para extraer gas y petróleo con la presión de fuertes cantidades de agua).  Las tareas se  realizarán en las regiones del Chaco (Santa Cruz, Chuquisaca y principalmente, Tarija) donde   la empresa Cancambria Energy  calcula  que hay recursos por más de 100 trillones de pies cúbicos (TCF).

El Presidente Consejero  de esa compañía, Christopher Cornelius, afirmó ayer que su equipo está  involucrado en este tipo de trabajos,  hace más de tres décadas. “Nuestro objetivo es evaluar recursos no convencionales a gran escala en el área de Miraflores,  basados en nuestros estudios. Actualmente creemos que los recursos in situ, en el área de Miraflores, pueden exceder los 100 TCF y más aún en el Chaco”, anticipó  C. Cornelius, tras suscribir el convenio de estudio de gas de esquisto con YPFB Corporación y YPFB Chaco.

Se planea perforar varios pozos en los siguientes 25 años, actividad que requerirá una inversión de varios millones de dólares. El ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, aseguró que la firma canadiense tiene  experiencia en operaciones de gas de esquisto, porque ya intervino  más de  1,200 pozos en los lugares que opera.

 

 Evo Morales afirma que se tiene tecnología para evitar afectaciones

Sobre la  exploración y explotación de hidrocarburos en  áreas protegidas como Tariquía, en Tarija, el presidente Evo Morales afirmó el 27 de febrero que con la tecnología hay varias formas de cuidar el medioambiente. “Claro, es nuestra obligación cuidar el medioambiente, a la Madre Tierra y ahora con la tecnología hay tantas formas de cómo cuidar el medioambiente”, sostuvo durante el encuentro denominado “Inversiones Gas y Petróleo Tarija”. En el evento participaron representantes de las empresas petroleras que operan en el país como Repsol, Petrobras, Shell, Vintage, entre otras.

Así mismo, reprochó que algunas personas se opongan a las operaciones hidrocarburíferas, de las cuales los únicos afectados por el rechazo son las comunidades, por no beneficiarse del desarrollo.
“Si vamos a estar aquí en Tariquía o en otro lugar (…)  no vamos a permitir exploración, ¿a quiénes estamos perjudicando? No es a mí, sino al pueblo y a las comunidades”, manifestó. El  último fin de semana de febrero, el Gobierno promulgó dos leyes para la exploración y explotación de los campos San Telmo y Astillero.  El ministro de Hidrocarburos, Luis  Sánchez, afirmó que las dos áreas se sobreponen a la reserva de Tariquía, pero que la afectación sólo llega  a 0,014%.

 

El fracking requiere agua a alta presión y químicos

La fracturación hidráulica o fracking es una técnica que permite extraer el llamado gas de esquisto, un tipo de hidrocarburo no convencional que se encuentra literalmente atrapado en capas de roca, a gran profundidad, según BBC Mundo.  Luego de perforar hasta alcanzar la roca con reservas, se inyectan a alta presión grandes cantidades de agua con aditivos químicos y arena para fracturar la roca y liberar el gas. Los detractores del fracking apuntan entre sus principales riesgos la posible contaminación del agua tanto por aditivos químicos como por fugas de metano, el gas que se extrae de la roca de esquisto, y la ocurrencia de sismos.

En 2013,  Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) con  base en estudios de la Agencia Internacional de Energía (AIE) anunció   que Bolivia tenía un potencial de gas no convencional de 48 Trillones de Pies Cúbicos (TCF). Este 27 de febrero pasado firmó un convenio para explorar este tipo de hidrocarburo con Cancabria, una empresa canadiense.

En Sudamérica, según la AIE, Argentina tiene uno de los mayores recursos comprobados del mundo de gas de esquisto. De acuerdo con la BBC Mundo,  desde 2010 se perforaron al menos 100 pozos usando fracking, la mayoría de ellos pertenecientes a YPF. La principal riqueza argentina está en una formación rocosa a 3,000 metros de profundidad llamada Vaca Muerta, que ocupa casi toda la provincia patagónica de Neuquén. Desarrolla estos yacimientos con la empresa estadounidense Chevron.

Referencias:

 

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Staff Oil & Gas Magazine

Equipo de redacción de Oil & Gas Magazine, nos gusta escribir sobre temas del sector petrolero nacional e internacional.

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