Consumo y Produccion de Petroleo y Gas Natural en Bolivia

 

Universidad Privada Domingo Savio UPDS LA PAZ-BOLIVIA Trabajo Final

“ Consumo Consumo

y Producción de Petróleo y Gas Natural en  Bolivia”  

 Pérez Quispe Isaac Isaa c Zeballos Panozo Alexander Marcel

La Paz 4 de mayo de 2017

 

Universidad Privada Domingo Savio UPDS LA PAZ-BOLIVIA

Trabajo Final

“Consumo y Producción de Petróleo y Gas Natural en  Bolivia”  

 Pérez Quispe Isaac Isaa c Zeballos Panozo Alexander Marcel

Modalidad de trabajo final Consumo y  Producción de Petróleo y Gas Natural Nat ural en  Bolivia en Ingeniería en Gestiona  Petrolera.

Tutor: Ing. Franz Gustavo Vargas Mamani

 

Índice Capítulo I. Generalidades Introducción  Antecedentes  Planteamiento del Problema   Identificación del Problema   Formulación del Problema Objetivos   Objetivo General   Objetivos Específico E specíficoss Justificación   Justificación Económica  Alcance del Proyecto Proyecto    Alcance Temático    Alcance Geográfico Geográfico    Alcance Temporal Temporal    Alcance Institucional Institucional 

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Capitulo II. Marco Teórico Consumo y producción de Hidrocarburos en Bolivia   Consumo interno de gas natural    Producción de hidrocarburos hidrocarburos en Bolivia Bolivia    Problemas de la producción  Matriz Energética    Bolivia como nunca en su historia invierte en energías alternativas y avanza en el cambio de matriz energética   Cambio matriz energética hidrocarburos Oferta y demanda de hidrocarburos en Bolivia Yacimientos de hidrocarburos en Bolivia    Potencial Hidrocarburífero Hidrocarburífero   Campos Petrolíferos    Perforación De Pozos Pozos Los Hidrocarburos en la Economía Boliviana    Producción de Hidrocarburos Hidrocarburos    Producción de Gas Gas Natural   Consumo de Gas Natural   Distribución de Gas Natural por Redes   Consumo de Gas Licuado de Petróleo   Transporte Industrialización   La Refinación de Hidrocarburos en Bolivia 

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Una Mirada Retrospectiva  Capacidad de Refinación  Combustibles Producidos  Diesel: combustible líquido de mayor consumo en Bolivia  Más gasolina para para La Paz y Santa C Cruz ruz  Kerosene para el altiplano altiplano Gas licuado para las grandes ciudades Diésel: El Talón de Aquiles de la Refinación en Bolivia   Reservas    Reservas Probadas    Reservas Probables    Reservas posibles posibles Oferta y demanda de hidrocarburos líquidos en Bolivia   ¿Cuántos años más de gas natural nos quedan en Bolivia?    Recuperación   ¿Por qué la relación entre reservas y producción disminuyó 216 años en un lapso corto de 15 años? ¿Bolivia empezó a extraer sus reservas y a producir gas natural a un ritmo acelerado?                

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Capitulo III. Conclusiones Conclusiones  Recomendaciones  Bibliografía  Anexos

 

Consumo y Producción de Petróleo y Gas Natural en Bolivia Introducción En Bolivia la producción de gas y petróleo, en los últimos años, 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 gestión de este Gobierno. Así, entre los años 2009 y 2014, la producción bruta de gas natural subió de menos de 37 MMM3/D (millones de metros cúbicos por día) a 61,34 MMM3/D y la producción de líquidos subió de 40,75 MBPD (miles de barriles por día), del año 2009, a más de 63 MBPD, el año 2014. La producción de líquidos está compuesta por petróleo, condensado y gasolina natural. Como el gas boliviano es asociado a líquidos, es normal que la mayor  producción de gas esté acompañada de una mayor producción de líquidos. Como son pocos los campos que producen petróleo, solamente se tiene el  problema que si se dejara de producir gas también se dejaría de producir líquidos, al menos en el volumen necesario para alimentar las refinerías. (ANH2015)

 Antecedentes Según el Ministerio de Hidrocarburos y Energía presentó la publicación “Boletín Estadístico –   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 país 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 exploración 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 país adicionando la falta de inversión reservas.  de las empresas extranjeras para la exploración de nuevas

 

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 información 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 Proyecto  Alcance temático  Área de Investigación: Distribución y Comercialización de Hidrocarburos. Tema Específico: Ingeniería de Producción.

 Alcance Geográfico 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 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 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 empezó a producir diez años después 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 años y es uno de los más productivos de Sudamérica. Los campos San Alberto y San Antonio, operados por Petrobras, ya tienen 20 años de producción continua y muestran señales inequívocas de agotamiento, especialmente el campo San Alberto. San Antonio subió su producción el año 2013, pero cayó 2,2% el año pasado. San Alberto tiene una pronunciada y continua caída desde hace tres años. El año 2013 la producción de gas cayó en 12% y el año pasado el 19,8%. La declinación de la producción de líquidos es aún 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 deberán sustituir de otros campos los 8 MMM3/D de gas y los 6 MBPD de líquidos 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 día, siendo este mes de los que mayor producción 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 boletín el ministro de Hidrocarburos, Luis Fernando Vincenti, señala que “este documento permite conocer las estadísticas 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 líquidos, entre los años 2009 y 2014, se  puede determinar que la participación porcentual del condensado y de la  gasolina natural subió en 5,5% y la del petróleo bajó en la misma proporción. Esto significa que cada vez son más livianos los líquidos producidos y, por lo tanto, el rendimiento en las refinerías de productos pesados como el diésel 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 dólares en explotación; es decir, el 47% de la inversión 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 dólares, 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 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 producción 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 podría esperar mayor producción, como Itaú 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.

Consumo interno de gas natural El Gobierno afirmó que en nueve años el consumo interno de gas natural se cuadruplicó de 3 millones de metros cúbicos 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

gestión 22006 006 de 3multiplicado MMmcd, hoypor llaa demanda del energético es de cerca deen12la MMmcd, hemos cuatro el consumo”, informó el ministro de Hidrocarburos y Energía, 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 d e gas domiciliario. domici liario. Dijo que en 201 20144 la inversión que hizo Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para la instalación de redes de gas natural domiciliario en el país, 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”, manifestó.   Precisó que el número de

 

beneficiarios de las conexiones de gas natural a domicilio se incrementó 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 indicó que el Gobierno prevé en el  Presupuesto General del Estado (PGE) 2015 201 5 un aumento de la demanda interna de gas natural debido a que más 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 creación de nuevas industrias

que consumen el energético, como por la puesta en marcha de las termoeléctricas. Agregó que el alza también 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 además 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 energética 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 Sánchez, 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 habrá 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. manifestó. 

 

 Aseveró que con la normativa se beneficiarán 45.000 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 de dell energético, para lo cual se tiene una fórmula f órmula 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 cúbicos (TCF por sus siglas en inglés).  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 Energía, Luis Alberto

Sánchez.  Al 31 de diciembre diciembr e de 2013, las l as reservas de gas probadas llegaban a 10,45 10,4 5 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 cúbicos día (MMmcd) del energético a la Argentina y la venta de 31,5 MMmcd a Brasil, así 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 “más de 13 a 14 años” para el mercado interno y externo.  Además ratificó que para fortalecer las actividades de exploración existe un “proyecto sumamente agresivo” que es el plan de exploración inmediata 2015 2021, 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 años proyectamos invertir $us 5.000 millones y tenemos la certeza de que al 2020 vamos a incrementar las reservas en 7 TCF”, a seguró la

autoridad.

 

El 28 de diciembre de 2014, el fallecido presidente de YPFB Carlos Villegas indicó que la estatal cuantificará las reservas y la certificación cuando sea  pertinente.

 Producción de hidrocarburos hidrocarburos en Bolivia Bolivia En Bolivia la producción de gas y petróleo, en los últimos años, 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 gestión de este Gobierno. Así, entre los años 2009 y 2014, la producción bruta de gas natural subió de menos de 37 MMM3/D (millones de metros cúbicos por día) a 61,34 MMM3/D y la producción de líquidos subió de 40,75 MBPD (miles de barriles por día), del año 2009, a más de 63 MBPD, el año 2014.

La producción de líquidos está compuesta por petróleo, condensado y gasolina natural. Como el gas boliviano es asociado a líquidos, es normal que la mayor  producción de gas esté acompañada de una mayor producción de líquidos. Como son pocos los campos que producen petróleo, solamente se tiene el  problema que si se dejara de producir gas también se dejaría de producir líquidos, al menos en el volumen necesario para alimentar las refinerías.  Del análisis de la composición de los líquidos, entre los años 2009 y 2014, se  puede determinar que la participación porcentual del condensado y de la  gasolina natural subió en 5,5% y la del petróleo bajó en la misma proporción. Esto significa que cada vez son más livianos los líquidos producidos y, por lo tanto, el menor. rendimiento en las refinerías de productos pesados como el diésel es cada vez

 

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 empezó a producir diez años después 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 años y es uno de los más productivos de Sudamérica. Los campos San Alberto y San Antonio, operados por Petrobras, ya tienen 20 años de producción continua y muestran señales inequívocas de agotamiento, especialmente el campo San Alberto. San Antonio subió su producción el año 2013, pero cayó 2,2% el año pasado. San Alberto tiene una pronunciada y continua caída desde hace tres años. El año 2013 la producción de gas cayó en 12% y el año pasado el 19,8%. La declinación de la producción de líquidos es aún 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 deberán sustituir de otros campos los 8 MMM3/D de gas y los 6 MBPD de líquidos 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 aaños ños 2011 y 2014 se han invertido 3.234 millones de dólares en explotación; es decir, el 47% de la inversión 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 dólares, que significa sólo 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 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.

 

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No hay ningún otro campo que pueda sustituir la producción 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.  

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La capacidad de producción ha llegado a su límite. Son pocos los campos en los que se podría esperar mayor producción, 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, 20 15, publicadas por la ANH, se puede constatar que la producción 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 continúa 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 producción 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 producción 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 sería de 23 campos que ya no están  produciendo. En la li lista sta actual sólo aparece a parece 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 calc ular que son entre 1111 y 15 los campos de esta categoría. Entonces, la

 

diferencia llega a 27 campos que ahora no se encuentran en producción con respecto al 2000. Esto equivale a una disminución del 50 por ciento de los campos activos en 16 años. La disminución del número de campos productores se podría atribuir al agotamiento natural de los yacimientos y cuando ya no es rentable su explotación se los abandona. Para mantener la producción 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 política estatista del Gobierno.  Desde el 2006 no ha ingresado al país ni una sola sol a 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 dimensión de las reservas que recibió y creyó 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 utilización como  factor de presión a las petroleras (las inversionistas) y a los mercados de exportación (países vecinos).  Después de 10 años de gestión gesti ón y de una constante declinación declin ación de las reservas, ya se debería entender que la posesión 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 reg regasificadoras asificadoras de LN LNG, G, a partir de dell 2006, 20 06, 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). .03.201). Si esto fuera cierto, las reservas deberían estar por encima de las del 2005, la negociación del nuevo contrato con Brasil no tendría reparos, el suministro de  gas a la Argentina sería normal y de acuerdo a contrato no habría razón para  postergar los proyectos petroquímicos. La situación del sector es difícil 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.

 Matriz energética de Bolivia El Plan de Desarrollo Energético 2008-2027 de Bolivia, hecho público recientemente, tiene entre sus metas más ambiciosas lograr la transformación de la matriz energética de Bolivia, en más del 50 por ciento, para dejar la dependencia de diesel, gasolina y GLP, que son actualmente escasos, subvencionados y contaminantes, por otra estructurada sobre la base de gas natural, que es más limpio y abundante. El documento, presentado por el ministerio de Hidrocarburos y Energía y difundido en su integridad por la Plataforma de Política Energética del Cedla, establece que el gas natural constituirá el 55 por ciento de la nueva matriz energética hasta dentro de 17 años. Actualmente, el aporte de ese hidrocarburo en el consumo nacional de energía es sólo del 18 por ciento. La Plataforma Energética indica que simultáneamente al incremento en el consumo del gas, el documento oficial fija como metas la reducción de la importancia del diesel, la gasolina y el gas licuado de petróleo en la nueva matriz energética. De esta manera, hasta 2027 la preponderancia del diesel se reduciría del 27 al 11 por ciento, de la gasolina del 14 al 12 por ciento y del Gas Licuado de Petróleo (GLP) del 10 al 4 por ciento. La proyección gubernamental señala también que en la nueva matriz energética, la biomasa disminuirá su participación del 17 al 11 por ciento y la electricidad del 11 al 8 por ciento, aunque esta última con mayor participación de la hidroelectricidad antes que de la termoelectricidad. Estrategias La Plataforma Energética del Cedla informa que la representante del Ministerio de Hidrocarburos, Susana Anaya, durante su participación en un reciente seminario sobre el sector, dijo que el cambio de la matriz se producirá  fundamentalmente por la ejecución de dos programas. El primero es el programa de sustitución de gasolinas y diesel oil por gas natural en el sector de transporte y el segundo es el programa de sustitución de GLP, biomasa y electricidad por gas natural en el sector residencial y en los sectores productivos. “Al final del período se espera que el gas natural cubra el 55 por ciento del

consumo final de energía, se reduzca el consumo de gasolina y el diesel a niveles muy inferiores a los actuales, para reducir la dependencia de la importación de líquidos”, agregó la representante del ministerio de Hidrocarburos y Energía,

según la Plataforma.

 

El Plan de Desarrollo, indica el documento oficial, fija políticas que “se

enmarcan en el contexto de propiedad de los recursos naturales estratégicos, en  particular de los hidrocarburos, se basan en la aplicación de la planificación energética como la herramienta esencial que nos permitirá alcanzar los objetivos  planteados como producto del análisis análisi s de los escenarios y en la aplicación de las medidas de corto y mediano plazo”. Siete políticas energéticas Para impulsar el

desarrollo del sector energético y alcanzar las metas propuestas en el Plan de  Desarrollo Energético 2008-2027, el Gobierno ha definido realizar una serie de  políticas y acciones inmediatas.

El Plan de Desarrollo Energético contempla siete acciones en el corto plazo. La  primera tiene que ver con realizar una evaluación del sector transporte con el fin de verificar el comportamiento del consumo de GNV. La segunda es identificar barreras para la conversión al uso de gas en el sector transporte, industrial y minero. La tercera es identificar las limitaciones existentes para la sustitución de biomasa por GLP en el sector residencial. La cuarta es crear condiciones para la sustitución de la biomasa en los sectores industrial y residencial, debido a su baja eficiencia y sus efectos sobre la salud. La quinta es emprender una evaluación del potencial hidroeléctrico. La sexta tiene que ver con efectuar estudios de factibilidad para convertir plantas termoeléctricas existentes en plantas de ciclo combinado a fin de lograr mayor

 

eficiencia. Finalmente, la séptima acción es levantar un censo sobre el uso de energéticos.

 Bolivia como nunca en su historia invierte en energías alternativas y avanza en el cambio de matriz energética El Ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, informó este domingo que el gobierno está dando un fuerte impulso al desarrollo de las energías alternativas y el cambio de la matriz energética del país. “En la

historia de Bolivia jamás se ha pensado en el desarrollo de las energías alternativas, hasta el 2005 no se producía ni un megavatio (MW), con el  presidente Evo Morales se cambió esa lógica, con inversiones importantes ya tangibles como la Planta Solar de Cobija y la Planta Eólica de Qollpana, hasta el 2020 generaremos 545 MW sólo de energías alternativas”.   “Algunos supuestos analistas y opinologos mienten a la población diciendo que

no hay inversiones en energías alternativas, les pido que se informen y luego opinen. Con el presidente Evo Morales se hizo la Planta Solar de Cobija que  genera 5 MW, el Eólico de Qollpana 27 MW y tenemos en desarrollo otros 18  proyectos de generación de energías alternativas en distintos departamentos de acuerdo a sus potencialidades.  Bolivia hasta el 2020 incrementará su generación de energías alternativas en 486 MW, de los cuales 148 MW serán por generación eólica, 173 MW por solar, 40 MW Biomasa, 55 MW geotermia, y los emprendimientos en biomasa de Unagro y Aguai. Como nunca Bolivia invierte en la generación de energía limpia”, destacó Sánchez.   Asimismo, dentro de la política de soberanía energética está el cambio de la matriz energética. “Hasta el año 2015, el 72% de la generación era térmica, 25%

hidroeléctricas y 3% energías renovables; el 2020 reduciremos las termoeléctricas a 55%, las hidroeléctricas representarán el 33% y las energías alternativas representarán el 12% del total de la generación”, explicó la

autoridad. Con todos estos proyectos se garantiza la seguridad energética. “El 2009, antes de la nacionalización del sector eléctrico, la oferta era de 1.000 MW y la demanda bordeaba los 950 MW, estábamos casi tas con tas, no había seguridad energética; en la actualidad nuestra oferta llegó a 1.921 MW, nuestra demanda oscila entre los 1.450 MW, nuestras reservas están por los 471 MW; y tenemos  proyectado para el 2020 que llaa generación alcance los 4.4 4.483 83 M MW W una demanda de cerca de 2.100 MW, teniendo excedentes de 2.383MW”, explicó Sánchez.  

 

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía, a través de ENDE Corporación tiene  previsto invertir en energías alternativas hasta el 2020 $us1.052 millones, mientras que en proyectos hidroeléctricos $us2.047 millones.

Cambio matriz energética hidrocarburos En lo que respecta al cambio de la matriz energética en el sector hidrocarburífero, el Estado boliviano tiene como prioridad el mercado interno,  por eso “cambiamos la matriz energética, por ejemplo la cobertura de gas

domiciliario el 2005 era de 48.660 instalaciones lo que apenas representaba el 0,6%, desde el 2006 realizamos inversiones importantes, en la actualidad llegamos a instalar más de 700.000 instalaciones lo que representa más del 35% de la población. Esto lo hace directamente el Estado de forma gratuita para toda la gente. Si YPFB seguiría siendo residual estos beneficios no habrían en  Bolivia, seguiría siendo un privilegio de unos cuantos y no del pueblo”.  En el ámbito de las conversiones a GNV el 2005 apenas se tenía 37.962 conversiones, las cuales se hicieron de forma privada, desde el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, a través de la Entidad de Conversión a GNV, se impulsó este cambio y ahora se tiene más de 360.000 vehículos convertidos de  forma gratuita. “Aquellos que hoy observan la gestión de gobierno, que ant es

estaban en altos cargos y no hicieron nada por el desarrollo del país y sólo viabilizaron la  privatización de YPFB y ENDE y dejaron sin ingresos al país, hoy se hacen  pasar por analistas y especialistas del sector y objetan todo este trabajo que venimos haciendo. Ellos no quieren el desarrollo de Bolivia, quieren volver a vender el país y que volvamos a la pobreza en la que nos dejaron”, concluyó

Sánchez.

Oferta y demanda de hidrocarburos en Bolivia La producción de hidrocarburos en Bolivia es intensiva en gas natural, por lo que el país 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 líquidos han sido sustancialmente menores a los de la producción produc ción 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 líquidos había sido de 15,4 millones de barriles, por lo que entre 2005 y 2013, la producción de petróleo solo aumentó 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 interno parte, entre 2005 y a2013 las ventas de anual carburantes líquidos en el mercado aumentaron una tasa promedio 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 diésel, 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 ob observadas servadas anteriormente en la producción y en la demanda de líquidos, se ha producido una creciente brecha entre la producción 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 producción interna de hidrocarburos líquidos, 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 líquidos en el país, 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 explícito 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 Hidrocarburífero Teniendo en cuenta el área de interés 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 potencial de producir hidrocarburos. Estas áreas han sido muy  poco estudiadas y se las clasifica en tres: 1) 1 ) Escudo Precámbrico (Cratón). 2) Cordillera Oriental y 3) Cordillera Occidental (Arco Volcánico). d.  Zonas con potencial de producir hidrocarburos. En esta categoría 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 histórica en exploración y explotación de hidrocarburos. El área de explotación 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 producción 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 l a 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).

1. Exploración y Producción  Privada –  Contratos  Contratos de riesgo compartido. Capitalización de YPFB (Chaco –  Andina)  Andina) Contratos de Operación y Contratos de Asociación

2. Transporte por ductos  Privada –  Concesión  Concesión Capitalización Oleoductos y Gasoductos YPFB (Transredes) Otras concesiones: Gasoducto al Brasil, Gasoducto San Miguel  –   San Matías, Yacuiba –  Río  Río Grande (Poliductos) Empresa de logística de Hidrocarburos de Bolivia.

3. Industrialización  Privada- Empresa Boliviana de Refinería –  EBR  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  El Alto, Oruro  y Potosí. Con datos de YPFB se establece que a partir de 1997 y hasta el 2002 las inversiones en exploración y explotación 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 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 tamaño comparado con los estándares mundiales, la industria boliviana de hidrocarburos continúa siendo uno de los más importantes componentes de la economía nacional. Para 1995, cerca del 60 % de los ingresos consolidados del Tesoro General de la Nación, provinieron de los ingresos de YPFB, pagados como impuestos o transferencias directas.  Desde la década de los años 1970 en que se inicia la exportación de gas a la República Argentina, la industria de hidrocarburos se ha convertido en una de las principales generadoras de ingresos para la economía nacional. La exportación de gas natural a la República 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 República Argentina, proveniente del campo Madrejones. La compañía argentina está exportando un promedio de 8 millones de pies cúbicos / día de gas natural al norte argentino, para la generación de energía eléctrica.  A partir del mes de julio del año 1999, se dio inicio a la exportación de gas natural a la República Federativa del Brasil, este contrato firmado el año 1993

 

entre YPFB y Petrobrás, prevé que para el año 2005 se podrá estar exportando un volumen de 30 millones de metros cúbicos por día, representando un sustancial aporte para la economía del país. La facturación por el Contrato de Gas al Brasil el año 2003 alcanzó la suma de 365 millones de dólares.

 Producción de Hidrocarburos Hidrocarburos La producción de petróleo 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 año 1957.  Desde el año 1960 el cre crecimiento cimiento del sector de hidrocarburos hidroca rburos 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 petróleo 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 líquidos a partir de 1961 (gasolina natural) y 1969 (gas licuado).  Desde el año 1997, la producción de hidrocarburos hidroc arburos proviene de campos operados  por compañías privadas, que a noviembre del 2003 alcanzaron un total de 44.350 barriles por día de petróleo, condensado y gasolina natural, 57.500 toneladas de GLP y 980 millones de pies cúbicos / día de gas natural. Los principales campos productores son: Sábalo, San Alberto, Paloma, Surubí,  Kanata, Bulo Bulo y Río Grande.

 Producción de Gas Gas Natural La producción total de gas natural en el año 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 año 2001 el mayor productor fue Santa Cruz.

 

La importancia de Tarija se incrementará en los próximos años conforme se aumenten los volúmenes 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 acompañado 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 Suárez para generar energía eléctrica al  Brasil (1998).  Desde 1984 el consumo doméstico de gas natural del país se ha incrementado sustancialmente aunque su distribución doméstica sólo se la efectúa 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 están atendidos por YPFB.

Consumo de Gas Licuado de Petróleo 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 día), Vuelta Grande (450 m3 por día), Colpa (40 m3  por día) y Camiri (32 m3 por día).

Transporte La de de transporte hidrocarburos líquidos está constituida pory 3636red Kmdedelíneas tubería diferentesdediámetros, estaciones de bombeo, terminales otras instalaciones; mientras que el sistema de transporte de gas natural está 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  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  Río Grande (Operado por Transredes) 7. Yacuiba –  Río  Río Grande (Operado por Petrobras) 8. Líneas de distribución 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 producción 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 satisface toda la demanda nacional de carburantes de mejor calidad y se se suprime la importación de productos derivados como la gasolina de aviación, 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 compañía 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 término técnico 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). refina dos). 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 están diseñadas para procesar petróleo más pesado, y otras para procesar petróleo más liviano.  Algunas cuentan con componentes adicionales como: Plantas de Isomerización, que permiten que las gasolinas de bajo octanaje arrojados por la torre de destilación 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 término, “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 así un largo etcétera 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 cercanías de la ciudad de Santa Cruz, de la mano de Miguel Velasco de aprovechar que surgía en fuentes naturalesquien, dentrocondeelsufinhacienda, encargóel alpetróleo 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 refinería de hidrocarburos del país. “Los primeros productos obtenidos fueron gasolina, kerosén y fuel oíl 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, según informa Royuela (1996), a precios menores que los establecidos por Velasco para sus productos, lo que le obligó 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 refinerías Carlos Montenegro en Sucre y Gualberto Villarroel en Cochabamba.  Paralelamente al funcionamiento de estas refinerías, YPFB se encargó 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 provisión de combustibles en el país hasta el año 1968, cuando se inició la construcción de la Refinería Guillermo Elder Bell, ubicada en Palmasola, muy cerca de la ciudad de Santa S anta Cruz.  Debido a los intensos hechos pol políticos íticos que se dieron entre los años 1969  –  1971  1971 y sus posteriores consecuencias, la puesta en marcha de este complejo sufrió retrasos considerables.

 

   Desde su puesta marcha la Refinería Villarroel la más grandey del país, estatusen que mantiene hasta Gualberto ahora debido a lasfueadecuaciones ampliaciones que se realizaron a la misma. Desde el año 1980, es preeminente también la producción de la Refinería Guillermo Elder Bell, la segunda más 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 día (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 destilación 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 Atmosférica II se  puso en operación a finales de 2014, y la nueva Unidad de Reformación Catalítica 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 capacidad procesamiento, responden mejorarabundante la capacidad de ampliar procesar la petróleo crudodeliviano y extra liviano, estea último, en  Bolivia. Efectivamente, la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos, el año 2007, al evaluar el estado de situación de la refinación en Bolivia informaba que las refinerías estaban adecuadas para procesar petróleo crudo de entre 54 y 57 ºAPI; hoy, YPFB refinación 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 Isomerización 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 volúmenes procesados en las mismas han ido en aumento, así como han ido en aumento el volumen de combustibles producidos. El año 2006, por ejemplo, el conjunto de las refinerías bolivianas lograban ofertar hasta 28.000 barriles de combustibles por día; para el año 2015 el volumen ofertado subió hasta 40.000.  De ese total, según los últimos datos presentados por YPFB Corporación, 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 producción nacional. El restante 1% está compuesto por la Gasolina Premium y el Kerosene. Una mirada de largo plazo constata que la producción de combustibles en el  país se ha más que duplicado respecto de los años 80. Específicamente, la  producción de Gasolina Especial ha aumentado 22,3 ,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 más 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 Líquidos de Río Grande, la producción de GLP en refinerías representaba el 40% de toda la producción del país, y era sumamente importante para el abastecimiento del mercado interno.  Ahora en cambio, el GLP producido de esta manera sólo representa el 26%,  proporción que seguramente bajará una vez que empiece a operar la Planta de Separación de Líquidos del Gran Chaco.

Diesel: combustible líquido de mayor consumo en Bolivia El diesel oil se ha convertido en el combustible líquido de mayor demanda y consumo en el mercado interno boliviano, asegura un informe gubernamental difundido por la Plataforma Energética.

 

Los datos oficiales indican que el consumo interno de diesel, abastecido con  producción local y con crecientes importaciones de países vecinos, alcanzó en el 2009 a un promedio diario de 21.745 barriles. El informe oficial establece que, después del diesel, el mercado interno boliviano consume, en promedio, 15.706 barriles diarios de gasolina especial, 4.098 barriles de kerosene, 53 barriles día de agasolina Premium 800,86 toneladasdía métricas de gas licuado (equivalentes 6.800 barriles día) yvendidas  por la petrolera estatal de YPFB. Según el análisis del especialista Juan Carlos Guzmán, "los datos del informe  permiten observar que el diesel significa sig nifica una cuarta parte (24%) del consumo de combustibles comerciales en el país, después del gas natural (50%), y que es responsable de una gran parte de las emisiones de dióxido de carbono del sistema energético boliviano". El sistema energético nacional, según Guzmán tiene "las emisiones específicas más altas de la región", lo que significa que, por cada unidad de energía consumida, nuestro país se sitúa como uno de los más contaminantes de la región. 41% de diesel se va a santa cruz El informe estadístico 2009 de YPFB, difundido sostiene que la comercialización del diesel se concentró mayormente en los departamentos de Santa Cruz, La Paz  y Cochabamba.  Del total de volúmenes comercializados el 41% fue en el departamento de Santa Cruz, el 17% en Cochabamba y el 16% en La Paz, representando estos departamentos el 74% del consumo total de este combustible. Según el informe, las importaciones de diesel llegan a cubrir aproximadamente el 51% de la demanda del mercado interno. Los meses en los que se registra una mayor importación de diesel coinciden con aquellos meses en los que la  producción interna de este combustible disminuye.

 Más gasolina para para La Paz y Santa Cru Cruzz El informe asegura, además, que la Gasolina Especial es el segundo combustible de mayor consumo en el mercado interno, ya durante la gestión 2009 se comercializó un promedio de 15.706 Bbl/día de este combustible. El mayor consumo de este combustible se dio en los departamentos de La Paz con 31% del total, Santa Cruz con 31% y Cochabamba con 16%, representando

 

el consumo de estos tres departamentos aproximadamente el 78% del consumo total durante la gestión 2009. En cuanto a la gasolina Premium, en el 2009 se comercializó un promedio de 53  Bbl/día. Este combustible fue f ue comercializado comerci alizado en un 75% en el departamento de Santa Cruz, 15% en La Paz, 6% en Cochabamba y 4% en Tarija.

 Kerosene para el altiplano altiplano  De un total de 4.098 Bbl/día de kerosene producidos en la gestión 2009, salieron al mercado un promedio de 108 Bbl/día, siendo los mayores volúmenes aquellos comercializados durante los meses de junio a diciembre. Este combustible fue comercializado en un 26% en el departamento de La Paz, en un 24% en Oruro, en un 14% en Santa Cruz y en un 13% en Potosí, siendo éstos los departamentos de mayor consumo.

Gas licuado para las grandes ciudades Los volúmenes de venta del GLP, efectuados por la petrolera de YPFB, en la  gestión 2009, se centraron en los departamentos de La Paz, Santa Cruz y Cochabamba. La Paz tuvo un consumo de 38% del total, Santa Cruz un 17% y Cochabamba un 16%. Los meses de mayores ventas fueron junio y julio, meses en los que la demanda aumenta debido al invierno, principalmente en los departamentos del occidente del país, agrega el informe oficial. El reporte agrega que las importaciones de GLP se realizaron durante los meses de junio a octubre, entre un mínimo de 7 Tm/día en el mes de octubre y un máximo de 33 Tm/día en el mes de junio. Los meses en los que existió una mayor importación de este combustible coinciden con la época de invierno en la que su demanda se incrementa.

Según YPFB el diesel es el combustible líquido de mayor requerimiento nacional

 

  En las refinerías  Petróleo (GLP). también se producen volúmenes importantes de Gas licuado de

 

Una revisión de los datos enseña que el año 2009, las refinerías bolivianas  producían 228 toneladas métricas (TM) de este combustibl combustible, e, volumen que subió a 284 TM en el 2015.

Diésel: El Talón de Aquiles de la Refinación en Bolivia   Por lo anotado por los datos enseñados ados que la industria de lay refinación en enseñ Bolivia halíneas dado arriba pasos puede técnicosasegurarse 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 petróleo liviano y extra liviano 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 volúmenes suficientes de diésel para abastecer el mercado nacional. En este sentido, la solución de fondo a este problema está 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 país; 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) (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 Petróleo / condensado, en términos absolutos, crecieron en más de 1.000 millones de barriles en el periodo 1992  –  2003.   2003. Por otra parte, debido a la escasa disponibilidad de información 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 1996 las reservas de este hidrocarburo crecieron 5,03% al año, en el periodo posreforma estas crecieron 24,12% al año. 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 años, 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 país 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 líquidos han sido sustancialmente menores a los de la producción produc ción 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 líquidos había sido de 15,4 millones de barriles, por lo que entre 2005 y 2013, la producción de petróleo solo aumentó 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 diésel, 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 ob observadas servadas anteriormente en la producción y en la demanda de líquidos, se ha producido una creciente brecha entre la producción 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 producción interna de hidrocarburos líquidos, 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 líquidos en el país, 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 explícito 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 producción (R/P) es uno de los indicadores mundialmente utilizados para evaluar el estado de las reservas de los países  productores de hidrocarburos. Esta proporción, se calcula dividiendo las reservas que quedan al final de un año, entre la producción total del mismo año. El resultado indica cuántos años durarán las reservas de un país 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 políti política ca pública ya sea en invertir más recursos en exploración o reducir el nivel de producción de un país, 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 América 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 elritmo mismo periodo. Inclusive, algunos países las reservas disminuyeron un acelerado, y muchasenveces súbito, mientras la producción se haa incrementado (Figura 1), como en el caso de Perú 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 señalando que las reservas durarían 230 años, y cayendo  posteriormente el 2001 a 164 años, el 2003 a 112 años, el 2009 a 23 años y el 2014 a 14 años.  A Bolivia le está resultando cada vez más 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 Cámara  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 producción de líquidos (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 l a producción de líquidos l íquidos en 1998 era equivalente al 28,5 28,5% % de la producción total de hidrocarburos, a la fecha ésta representa sólo el 14,1% del total”.  “El desglose de la producción 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 más de 10.000 barriles equivalentes de  petróleo por día (Bepd), desde 236.500 en el 2009 a un promedio de 245.000  Bepd alcanzados a mayo del 2010, la producción de líquidos, supuestamente dependiente de la producción de gas natural, ha continuado en declinación, desde 50.756 Bbld en el 2005 a sólo 40.536 Bbld, como promedio del 2010, una contracción sostenida de 20,1% en la producción de líquidos en sólo só lo cinco años”.  

 Recuperación En otras palabras, indica informe que “la anticipada recuperaci ón en lay  producción de líquidos queelhasta el 2005 hubiera guardado una estrecha  positiva correlación con la creciente producción 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 líquidos de antiguos campos, primordialmente petroleros, de los que ésta 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 situó en 48.665 Bbld, a mayo de 2010 sólo 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 líquidos en la producción 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 máximo 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: BP (British Petroleum).

1.2. Relación reservas-producción sin Perú

Fuente: BP (British Petroleum).

 

¿Por qué la relación entre reservas y producción disminuyó 216 años en un lapso corto de 15 años? ¿Bolivia empezó a extraer sus reservas y a  producir gas natural 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 año 2002 a 11 TPC en el año 2014. La posible explicación de esta disminución es que las reservas entre los años 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)  2014) de siete países latinoamericanos, incluyendo a Trinidad y Tobago, muestra que sólo tres de ellos han tenido una tendencia de evolución 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,  Perú, Bolivia, y Trinidad y Tobago, tuvieron ascensos signifi significativos cativos en la mitad del período analizado para después declinar notablemente. En cuanto a la producción, cuatro países (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 producción sólo hasta el año 2007, para después declinar. Argentina declinó en los últimos ocho años y, Trinidad y Tobago en los últimos tres años. El único país que mantuvo su producción siempre en ascenso a pesar de la caída de sus reservas fue Bolivia. Los otros dos países 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, 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 años, un fenómeno inédito en el continente americano. En la Figura 1se

 

 puede observar el descomunal pico de la relación R/P que el Perú 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 raíz de las reservas descubiertas a finales de la década de la misma década. Sin embargo, en el año 2014 la relación R/P en Bolivia dio al niveles preocupantes reservas alcanzarían sólo por 14 años más) debido estancamiento de (las sus reservas y al ascenso continuo de su producción. Según el boletín estadístico de YPFB, existen 11 pozos principales cuyas  producciones fueron las más altas en Bolivi Boliviaa en los últimos cinco años (tabl (tablaa 1). En la lista publicada en el boletín del 2015 aparece sólo un nuevo campo, El  Dorado. La producción en general y los campos activos en particular están 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 eng loba loba a los campos cuya producción es 3 

menor a 0,7 millones de metros cúbicos día (MMm /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 años en 1999 a 14 en 2014) y la producción total está aumentado (en 1145 MMm3  entre 2013 y 2014); a pesar de que la mayoría de los campos muestran una producción decreciente 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 producción 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 que marco entre control estatalpaís. de los yacimientos e incentivos  para las regulatorio petroleras inviertan en nuestro

 

Es necesario entender y aprender las mejores prácticas de países vecinos como Brasil y Colombia, buscando mantener a lo largo del tiempo una relación proporcional y positiva entre reservas y producción.

 

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 u sarse en la formación fo rmación de capital humano h umano (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 cu rse or a blessing? Tesis de  Doctorado. Universidad Estatal de Nueva York. Facultad de Forestería y Ciencias Ambientales. Syracuse –  Nueva  Nueva York. Statistical Review of World Energy. British Petroleum. Disponible en: http://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statisticalen:  http://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statisticalreview-of-world-energy.html[ C Consultado onsultado el 4 de abril de 2016] [1]  http://www.bp.com/content/dam/bp/en/corporate/pdf/bp-statistical 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 http://www.lapatriaenlinea.com/?nota=29519 http://www2.hidrocarburos.gob.bo/index.php/prensa/noticias/1663-boliviacomo-nunca-en-su-historia-invierte-en-energ%C3%ADas-alternativas-y-avanzaen-el-cambio-de-matriz-energ%C3%A9tica.html http://cedla.org/content/1250 http://www.hidrocarburosbolivia.com/bolivia-mainmenu-117/gobiernorelacionamiento-mainmenu-121/27587-demoraran-17-anos-en-cambiar-55-dematriz-energetica.html