La actual producción de hidrocarburos

 Hugo del Granado Cosío

Hugo del Granado Cosío

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 rendimiento en las refinerías de productos pesados como el diésel es cada vez menor.
La participación de los  tres megacampos  Margarita- Huacaya (asimilados como un solo campo desde el año 2012), San Alberto y San Antonio concentra el 71% de la producción total de gas y el 74,2% de la producción total de líquidos. Esto significa que sin la existencia de estos tres campos no sería imaginable la producción hidrocarburífera actual de Bolivia.
De los tres campos citados, el más reciente es Margarita (operado por Repsol), que 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 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 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.

Hugo del Granado Cosío es experto en temas energéticos.