Comenzando por lo básico y fundamental: Reservas. Desde enero del 2006, no se conoce un balance de reservas. Hasta esa fecha, las cifras oficiales eran 465 millones de barriles (MMbbl) como reserva de petróleo y condensado, y para el gas natural 26,7 trillones de pies cúbicos. Han transcurrido cinco años y no se tienen cifras oficiales. Este año, después de cuatro intentos fallidos, se ha contratado una firma, Ryder Scott, que debe entregar el informe oficial el mes de septiembre.
Las reservas son el resultado de la exploración, y esta actividad está prácticamente suspendida desde el 2006. La perforación de un pozo exploratorio es la culminación de un trabajo previo de geología y sísmica. Con la información obtenida y procesada antes del 2006, se han perforado tres pozos exploratorios. Uno exitoso descubrió Huacaya y dos negativos, prácticamente descartando Ingre como megaestructura. Lo preocupante es que labores de exploración como sísmica, en búsqueda de campos nuevos, no se realizan en ninguna parte del país, con la excepción del área de Liquimuni. Todo esto implica que ya hemos incurrido a una demora exploratoria de por lo menos cinco años. El informe de reservas certificadas nos mostrará la magnitud del daño causado por la falta de actividad exploratoria.
Desde 2006, la producción de petróleo y gas alcanzó una plataforma de 40.000-
45.000 bpd y 40-42 MM3 de gas por día que no puede ser mejorada. Con esa producción se atiende el mercado interno, la exportación de gas al Brasil y Argentina por corto plazo.
Los sistemas de transporte y las refinerías están trabajando al límite de su capacidad. La demanda creciente en el país ha superado la capacidad de refinación. La única manera de mantener abastecido el mercado es importando cantidades crecientes de gasolina, GLP y diésel oil.
La pérdida del autoabastecimiento con precios subvencionados obliga a utilizar cantidades crecientes de los ingresos de la exportación de gas, para importar carburantes, restando fondos para otros sectores. La solución debe transitar por la construcción de una o más refinerías, el intensificar la exploración en áreas que se estima encontrar campos petroleros, no gasíferos, todo acompañado de mayor uso del gas industrial, comercial, domiciliario y vehicular.
Complicando innecesariamente la difícil tarea de abastecer el mercado interno, YPFB ha retornado a vender carburantes en estaciones de servicio propias. La historia pasada de YPFB en esta actividad es por demás de negativa. Ante la ausencia de un regulador independiente, se terminará en una competencia desleal por YPFB.
En la comercialización externa se tiene una nota positiva. El Gobierno recibió el sector con un contrato de exportación de gas y ha logrado otro de casi igual magnitud con Argentina. Ambos mercados deben ser cuidadosamente cultivados al haberse renunciado a la alternativa de la exportación como LNG.
El Gobierno recibió un sistema regulatorio y sus instituciones, superintendencias, sectoriales claramente establecidas. La Superintendencia de Hidrocarburos ha sido reemplazada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, a la cual se le ha asignado un campo de acción mayor al anterior. Al mismo tiempo se la ha convertido en una repartición del Ministerio del área. El mayor atributo de todo sistema regulatorio eficiente es el ser una repartición independiente del Ejecutivo.
Institucionalmente se tienen grandes cambios. Para cumplir con el mandato de la Ley 3058, YPFB ha adoptado un esquema corporativo con subsidiarias por actividad. Sus antiguos contratistas continúan ahora con el rótulo de empresas de servicio y manteniendo sus áreas originales de contrato.
Finalmente, la Ley de Hidrocarburos y las condiciones establecidas en la Constitución Política del Estado, hasta la fecha, no son atractivas para la inversión de riesgo, que es lo que se requiere para continuar con el desarrollo del sector. Parecería acertado que se ha calificado todo este proceso como “un sistema de cambio regresivo”.
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Ingeniero petrolero
Carlos Miranda Pacheco
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