La historia de los hidrocarburos en Bolivia ha tenido como protagonista principal al petróleo, base, sustento y razón de ser de YPFB y uno de los principales soportes de la economía nacional. Sin embargo, y pese a las bajas reservas de gas natural, desde los años 70 los gobiernos de este país han intentado establecer un negocio de largo plazo con su vecino Brasil, un mercado potencial de gran capacidad de consumo.

Gasoducto Bolivia-Brasil
Inaugurado en julio de 1999, esta obra ha marcado un hito en la integración regional sudamericana, por sus características técnicas y el impacto positivo en las economías de los dos países involucrados.

Con una inversión privada aproximada de US$2.200 millones y una longitud de casi 3.150 kilómetros desde Río Grande, Santa Cruz (Bolivia) hasta Saao  Paulo (Brasil), con 557 Km en territorio boliviano y 2.593 Km en el lado brasilero, con diámetros que van de 32 a 16 pulgadas, este gasoducto tiene una capacidad de transporte de gas de 30 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd), que será alcanzada en 2003 de acuerdo al contrato entre ambos países y que ya fue ampliado a 40 MMmcd, beneficiando a por lo menos 135 ciudades y pueblos en el centro y sudeste brasilero.

La puesta en marcha de esta obra, motivó mayores inversiones en exploración de las compañías involucradas en la capitalización de la estatal petrolera Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), y atrajo a nuevos inversionistas que apostaron a la búsqueda de mayores reservas, tanto en áreas tradicionales como no tradicionales del país, con resultados altamente exitosos.

Este gasoducto tiene además un ramal que partiendo en la localidad de San Miguel, próxima a la frontera brasilera, se extiende hasta la ciudad de Cuiabá, en el estado de Matto Grosso, Brasil. El ramal proveerá de gas a las plantas termoeléctricas de Nerón en ese estado.

Reservas de gas
Fruto de las operaciones mencionadas, las reservas probadas de gas natural se incrementaron de 5,69 trillones de pies cúbicos (TCF) en 1997 a 46,83 TCF en el año 2001 y podrían llegar a 56 TCF en 2002, según estimaciones de geólogos expertos en las formaciones gasíferas bolivianas y apoyadas por las autoridades energéticas del país (Ver cuadro sobre la evolución de las reservas):

Las principales operaciones exploratorias tuvieron como protagonistas a Petrobrás, Andina y Total-Fina-Elf, socios en los campos de San Alberto y San Antonio, en el sur del país donde se descubrió la mayor cantidad de reservas. De acuerdo con las cifras presentadas por YPFB a principios del 2001, la distribución porcentual era de 16,31 TCF para Petrobrás (34,8% del total nacional); Total-Final-Elf 9,28 TCF (19,8%) y Andina (controlada por Repsol-YPF) 2,8 TCF (5,9%) (Ver cuadro Distribución de reservas probadas y probables de gas por operador al 01/01/2001.

Sin embargo, en el contexto global de las reservas nacionales, estas compañías están, entre todas, por encima del 59% del total.

Las inversiones en exploración y producción para los próximos cinco años pueden alcanzar los US$500 millones, según lo anunció el presidente de YPFB, Hugo Peredo, y mucha de esa inversión será destinada a las áreas ya exploradas del Subandino y el Chaco, además de otras áreas que podrían incluir las no tradicionales que signfican más del 80% del potencial disponible.

Gas natural licuado (GNL)
Las esperanzas bolivianas no están centradas sólo en las ventas de gas natural al Brasil por los próximos veinte o treinta años y las incipientes nuevas exportaciones a la Argentina (iniciadas por Pluspetrol desde sus campos en el sur del país para Refinor en el norte argentino), sino que se están haciendo los esfuerzos necesarios para abrir nuevos mercados a través de acciones de política exterior en alianza con el sector privado.

El presidente boliviano, Ingeniero Jorge Quiroga, que sucedió accidentalmente al septuagenario y enfermo Hugo Banzer que renunció al cargo, estableció como principal pilar de su corto mandato de poco más de un año, la ?política del gas?. Este principio está siendo aplicado desde agosto de este año, cuando en su discurso de posesión Quiroga sostuvo que ?sobre los recursos del gas, debemos darnos cuenta que el tamaño de nuestra economía es de casi US$9.000 millones, pero tenemos por lo menos ocho veces más riqueza bajo tierra. Ya estamos vendiendo gas al Brasil y esperamos exportarlo también a Norteamérica y otros mercados. Si aprovechamos estas oportunidades, podríamos en pocos años vender energía privada de nuestro gas por más de US$1.200 millones anuales, durante casi 50 años?.

Este discurso está siendo repetido por el Presidente desde que ocupó la silla presidencial, en sus reuniones alrededor del  mundo. En España y en Bolivia se ha reunido ya dos veces en el año con el presidente de Repsol-YPF, Alfonso Cortina, para tratar el negocio del GNL, proyecto que el gobierno boliviano ha priorizado en su política internacional.

La conformación del consorcio para ejecutar el proyecto denominado ?Pacific LNG? compuesto por Repsol-YPF, British Gas (BG) y British Petroleum (BP), ha despertado el interés también de otras compañías globales como Total-Fina-Elf, que posee el 13,3% de las reservas nacionales. La reciente realización del Congreso Mundial de Energía en Buenos Aires, permitió conocer con mayor precisión las intenciones de estos conglomerados energéticos, los cuales dicen estar ?totalmente comprometidos con el LNG?, por la demanda existente en Estados Unidos y México, mercados finales contemplados en el proyecto.

El proyecto tendría por objeto producir y licuar el gas natural para enviarlo inicialmente al mercado de México y la costa oeste de Estados Unidos donde se sufre una grave crisis energética. La inversión esperada en el proyecto es de aproximadamente US$6.500 millones, aunque aún se llevan a cabo los estudios de factibilidad que podrían estar listos en junio de 2002.

?Repsol-YPF que actúa de líder y operador del consorcio, descubrió considerables reservas de gas en el sur de Bolivia en el yacimiento Margarita, dentro del bloque exploratorio denominado Caipipendí. Durante el presente año el consorcio ha desarrollado diversos estudios técnicos y económicos que confirman la prefactibilidad del proyecto?, dice un informe del Viceministro de Energía e Hidrocarburos (VMEH) de Bolivia.

Por su parte Carlos Kempff, Ministro de Desarrollo Económico, dijo en Buenos Aires que ?la nueva estrategia boliviana del gas, no excluye a nadie y que se pretende más bien sumar esfuerzos para consolidarla, beneficiando a las compañías con el crecimiento del negocio y al país por la percepción de recursos para su desarrollo?.  La exportación de gas natural hacia un puerto en el Pacífico, significará un paso más en la consolidación de la nueva imagen que Bolivia pretende mostrar al mundo.

La reacción no se ha dejado esperar y ese interés del mundo por el gas boliviano, ha quedado demostrado en la participación de casi un centenar de representantes públicos y privados de diferente origen, en una de las sesiones de discusión del Congreso Energético Mundial, donde se presentó oficialmente el país.

Contratos de riesgo compartido
La modalidad de inversión en la industria de los hidrocarburos en Bolivia, está contemplada en la Ley No. 1689, en la  que se establecen contratos por encima de los 40 años, los cuales incluyen siete años para el período de exploración, dividido en una primera fase de tres años (Fase 1) y dos fases subsecuentes de dos años cada una (Fases 2 y 3) si hubiere descubrimiento comercial.

Las compañías operadoras presentes en Bolivia, bajo contratos de riesgo compartido son:

Andina S.A., Total Exploration Production Bolivie, Petrobrás Bolivia S.A., Maxus Bolivia Inc. (Repsol-YPF), BG Exploration & Production Ltd., Union Texas de Bolivia Ltds., Mobil Boliviana de Petróleos Inc., BG Bolivia Corporation, Chaco S.A., Vintage Petroleum Boliviana Ltd., Pérez Companc S.A. (Pecom), BHP y otras.

Los contratos consideran todos los aspectos referidos a regalías e impuestos nacionales y las condiciones de asociación entre compañías para la operación de un campo con interés petrolero. Todos los años YPFB, a través del VMEH hacen públicas las rondas de licitación para nuevas áreas de inversión para exploración, con el propósito de ampliar la cobertura de inversión en las áreas no tradicionales y con potencial hidrocarburífero, que comprenden el mayor porcentaje disponible.

Líquidos
Actualmente Bolivia cuenta con una producción de 35.000 barriles por día (b/d) de crudo y se estima que esa cifra tiende a crecer debida al incremento de producción de gas y el remanente de condensado y líquidos producidos en estas operaciones.

En cumplimiento del contrato de compra-venta de gas natural entre Bolivia y Brasil, conocido como GSA (Gas Sales Agreement), el país viene exportando este producto desde julio de 1999.

Hasta el momento, las dificultades de transporte que se han presentado durante los picos de mayor demanda han sido resueltas y se estima que los incrementos de volúmenes contratados para exportación también serán cubiertos, ya sea que se adelante la demanda o se opte por cualquiera de las propuestas de expansión de capacidad de transporte desde los campos del sur (Transierra de Petrobras-Andina-Total ó Transredes Yabog).

El crecimiento en la producción de gas es alentador, toda vez que la mayor exportación de gas generará mayores ingresos para el estado y más regalías para los departamentos productores; al mismo tiempo existe cierta confianza de que el país cumplirá sus compromisos al observarse el desarrollo de proyectos para ampliar la infraestructura de producción y transporte.

Sin embargo, producir y exportar más gas natural implica también la producción de más líquidos. A diferencia del gas, cada productor debe tomar sus previsiones respecto a qué hará con los volúmenes de crudo y condensado que se produzcan en sus campos, ya que el  ?Comité de Agregación?, (repartición de YPFB que aglutina a los productores y al organismo estal y que funciona como el ente coordinador de las exportaciones de gas natural), creado para las exportaciones de gas natural no atiende esta área.

?En líquidos, el productor puede disponer qué hacer con ellos, si venderlos a una refinería acá en Bolivia, o si construye un ducto para exportarlos. Obviamente este es un tema de análisis económico para las empresas, pero existe una preocupación en el país por el hecho evidente e inminente de que habrán más líquidos?, afirmó Carlos Siles gerente de contratos de exportación de gas de YPFB, en una entrevista publicada por el seminario especializado Energy Press.

El Comité de Agregación ha planteado esta situación a los productores haciéndoles conocer la necesidad de buscar en conjunto una solución para aquellos volúmenes que se van a producir paralelamente al gas. ?Tenemos que ver cómo se van a exportar, pues no tenemos suficiente capacidad de consumo en el  país?, asegura el funcionario.

Por su parte, José Gordillo, gerente de ventas de Transredes señaló que lo que se observa en el país es un problema de mercado ya que el sobrealimento en las refinerías es producto de la falta de mercado, reconociendo que la única compañía que tiene contrato firme para el transporte de crudo es Petrobrás. Para el experto, ?la opción es exportar por Arica, Chile?, como respuesta al incremento de los volúmenes de crudo y condensado que se producirá en el país.

Producción y refinación
Según información oficial de YPFB, la producción de crudo y condensado en Bolivia fluctúa alrededor de los 35.000 b/d. Como ejemplo, en mayo del 2001 los volúmenes producidos llegaron a 36.775 b/d. Datos de la Superintendencia de Hidrocarburos señalan que para este mismo mes, la Empresa Boliviana de Refinación (EBR), de propiedad de Petrobrás y Pérez Companc refinó en sus plantas de Cochabamba y Santa Cruz (al centro y este del país, respectivamente), 29.769 b/d que se destinaron al mercado interno y 32.759 metros cúbicos de crudo reconstituido que salió fuera del país como resultado de la producción excedente.

La tendencia es que estos volúmenes continúen incrementándose al considerar que la producción de gas natural del campo San Alberto (Petrobrás, Andina y Total) irá en aumento, y por consiguiente producirá  mayores volúmenes de condensado. Para el momento en que se alcancen los volúmenes máximos contratados a Brasil, es decir 30 MMmcd, éste y el campo San Antonio (de la misma sociedad) cubrirán el 72% de la demanda brasileña actualmente asegurada.

La planta de San Alberto actualmente tiene capacidad para procesar 6,6 MMmcd. A inicios del año 2002, cuando concluya la construcción del segundo módulo, ésta duplicará su capacidad de procesamiento a 13,3 MMmcd de gas y 7.500 b/d de líquidos. En el bloque San Antonio se construirá una planta de características similares.

Otras compañías, como BG Bolivia, también han ampliado sus instalaciones para atender sus mercados de gas natural. La Vertiente (campo desarrollado primero por Tesoro Bolivia Inc.), por ejemplo, tiene ahora una capacidad para procesar 150 MMpcd y 5.500 b/d de los campos Taiguatí, La Vertiente, Escondido y Los Suris.

Capacidad de producción y reservas
Un estudio de YPFB señala que para procesar las reservas probadas de gas del país, estimadas en 23,84 TCF, en un período de 5 años, se requeriría una infraestructura capaz de absorber una producción de 98 MMmcd para el final de dicho quinquenio. Para este cálculo, los técnicos del organismo estatal no han estimado ninguna restrucción de facilidades de producción, recolección, procesamiento, ductos, comprensión, ni mercado.

Asimismo, YPFB pronostica que el área sur del país tendría que tener una capacidad para procesar 73 MMmcd, mientras  que el área centro norte, 25 MMmcd.

Un ejercicio similar, esta vez con las reservas probadas y probables que llegan a 46,83 TCF, establece que el país requeriría facilidades para el procesamiento de 154 MMmcd, de los cuales, 117 MMmcd estarían en el área sur y 37 MMmcd en  el centro norte.

?Este tema es muy importante porque el país no sólo tiene que establecer qué cantidad de gas tiene como reservas y dónde están sus mercados, sino también la capacidad de producción que se tiene que habilitar para poder trasladarlas a los mercados que así lo necesiten?, pronosticó Carlos Siles de YPFB.

Siles explicó que si hubiera el mercado necesario y hoy nos pusiésemos a trabajar, en los próximos cinco años se necesitaría equipamiento para procesar y transportar hasta 25 MMmcd en el área sur y hasta 73 millones de metros cúbicos por día. ?Para llegar a esto, estamos hablando de gasoductos, plantas de tratamiento e inclusive la perforación de pozos?.

Asimismo, destacó que para plasmar este pronóstico, se requieren las inversiones necesarias de la industria, destacando que a diferencia de otros países, como Canadá, las características del gas boliviano ofrecen ventajas para la instalación de las facilidades de producción.

El gas en Bolivia, está constituido principalmente por ?gas dulce o noble?, que tiene la característica de no ser ácido, sin azufre, con poco contenido de nitrógeno, por lo que no requiere de mucho tratamiento, a diferencia de otros, como el de Canadá que tiene alto porcentaje de azufre y que requiere de plantas muy caras, según referencias de la industria. El gas boliviano sólo precisa de tratamiento para la ?extracción de líquidos?, que son comercializados luego en forma separada.

Transporte
Actualmente Bolivia cuenta con una red de gasoductos y oleoductos, administrada por la empresa Transredes S.A. (Enron, Shell y Fondos de Pensiones Bolivianos), que cubre la demanda interna y de exportación de transporte de gas y líquidos. Los principales campos de producción de hidrocarburos están servidos por una extensa red,  que se extiende desde el sur hasta el centro del país, pasando por los departamentos de Tarija, Chuquisaca, Cochabamba y La Paz.

La red de transporte de Transredes cuenta actualmente con 6.500 kilómetros de ductos internos y 2.800 en países vecinos por asociación. Las redes controladas por esta empresa tienen un control tecnológico satelital SCADA, desde un centro operativo en Santa Cruz, con equipamiento y personal altamente calificado. PI