En no más de 10 años las cuencas, especialmente de gas natural, se van a secar. Es un hecho que la producción de energía fósil en las zonas tradicionales del país disminuye de forma gradual e inevitable.
En 2015, según datos de la Fundación Jubileo, se llegó al pico máximo de producción de gas natural con una oferta diaria promedio de 60,3 millones de metros cúbicos día (MMm3/d). Los siguientes años fue caída libre. La gestión pasada cerró con una producción de 44,9 MMm3/d, la más baja, luego de la de 2020 (43,3 MMm3/d) desde 2011 cuando se registró una producción de 43,5 MMm3/d.
El panorama es similar para la producción de hidrocarburos líquidos. En 2021 se tuvo una producción de 40,8 miles de barriles por día (MBPD), la más baja desde 2009 cuando se produjo 41 MBPD y muy por debajo de la oferta generada en 2014 cuando se llegó a los 63 MBPD.
Es en este contexto que el Gobierno gira la mirada y el taladro hacia las zonas no tradicionales. Como ya lo adelantó Armin Dorgathen, presidente de la estatal petrolera, si se busca tener una alternativa comercial a las cuencas de las áreas tradicionales, ya se tiene que empezar a trabajar ya que los resultados recién van a madurar en unos siete años.
De acuerdo con los analistas consultados el reto en las áreas no tradicionales es quijotesco, pues contempla problemas de infraestructura, normativos, tributarios y de inversión, por solo citar algunos.
A sentar presencia
El Decreto Supremo (DS) 1203, del 18 de abril de 2012, amplía a 98 las áreas de interés hidrocarburífero a favor de YPFB. Estas áreas reservadas se encuentran tanto en las zonas tradicionales como en las no tradicionales.
Al respecto, los expertos puntualizaron que, si el Estado busca sentar presencia en las zonas no tradicionales, particularmente en Beni, Pando y el norte de La Paz, en primera instancia tendrán que crear las condiciones mínimas de acceso a esos lugares.
Hugo del Granado, analista en temas de hidrocarburos, sostuvo que la superficie de las zonas no tradicionales es mayor a las tradicionales, que su acceso es complicado por lo que lo primero en lo que se debe trabajar es en la infraestructura.
“No hay caminos adecuados. Se debe construir pistas y posteriormente ductos. Es vital contar con una logística de comunicación”, remarcó Del Granado que hizo notar que, en caso de encontrar cuencas con capacidad comercial en el norte del país, la refinería más cercana se encuentra en Cochabamba por lo que ya se debe ir pensando cómo se hará llegar el hidrocarburo.
Raúl Velásquez, analista en energía e hidrocarburos de la Fundación Jubileo, precisó que se debe tomar en cuenta que en caso de encontrarse hidrocarburos en el norte del país, no se cuenta con facilidades de transporte que permitan evacuar esa producción hacia los ductos que conectan el país con los mercados de exportación en caso de tratarse de gas natural; o hacia las refinerías en caso de encontrar petróleo; esta restricción, remarcó, no es menor ya que supone al menos tres años en poder construir esta infraestructura que se deben sumar a los cinco y siete años que llega a demorar la exploración.
Dorgathen sostuvo que la información que se tiene de las áreas no tradicionales es poca, por lo que ya están realizando trabajos de aerogrametría y magnetometría que permiten visualizar ciertas anomalías en el subsuelo que puedan contener hidrocarburos.
“Es un primer mapeo que estamos haciendo en Pando, Beni y norte de La Paz. Tomando en cuenta dos zonas no tradicionales que son el Subandino norte y el Madre de Dios. Posteriormente se harán sísmicas regionales que van a permitir encontrar algunas estructuras”, explicó Dorgathen.
¿Presión tributaria?
Álvaro Ríos, exministro de Hidrocarburos, sostuvo que los primeros pasos que está dando la estatal petrolera en las zonas no tradicionales son los adecuados.
Sin embargo, lamentó que el punto flaco es que se sigue trabajando con la actual ley, un aspecto que urge cambiar para modificar el actual sistema tributario, que para Ríos es poco amigable.
Del Granado es más tajante, pues considera que el actual marco legal es ciego, duro en el aspecto tributario y que no atrae a las inversionistas, dado que deben lidiar con un Gobierno estatista.
Para Velásquez la 3058 responde a una lógica de mayor captura de renta fiscal con la explotación de hidrocarburos, así como a un modelo de desarrollo económico basado en la extracción de recursos naturales no renovables que actualmente -desde su perspectiva- resulta contradictorio con el contexto mundial y regional.
“Hay que recordar que la Ley de Hidrocarburos no reconoce el rol de YPFB y le asigna una estructura obsoleta y alejada de lo que debería ser una empresa petrolera actual, tampoco considera a la Agencia Nacional de Hidrocarburos con competencias de fiscalización a toda la cadena de valor del sector limitándola solo al ‘downstream’, y menos aún establece competencias para la Empresa Boliviana de Hidrocarburos”, observó Velásquez.
Con una mirada diferente, Dorgathen puntualizó que ya hay operadores privados interesados en las zonas no tradicionales, particularmente en las cuencas con potencial petrolero.