Hace 10 años Bolivia alcanzaba los 58,4 MMm3/d de producción neta de gas natural, producción que iba en ascensoy que alcanzaría el pico de 61,4 MMm3/d del 2015 para luego experimentar una caída. En aquel entonces las exportaciones a Brasil y Argentina registraron picos de 31 MMm3/d y 17,7 MMm3/d respectivamente, representando la exportación un 77% de la oferta de gas natural. El ultimo registro de producción neta es de 39,4 Mmm3/d.
Hace 10 años Bolivia alcanzaba los 58,4 MMm3/d de producción neta de gas natural, producción que iba en ascensoy que alcanzaría el pico de 61,4 MMm3/d del 2015 para luego experimentar una caída. En aquel entonces las exportaciones a Brasil y Argentina registraron picos de 31 MMm3/d y 17,7 MMm3/d respectivamente, representando la exportación un 77% de la oferta de gas natural. El ultimo registro de producción neta es de 39,4 Mmm3/d.
Con contratos oil-linked y WTI por encima de los u$s100/bbl, en aquellos años de bonanza (diez años atrás) las exportacionesgeneraban ingresos por u$s 6,6 bn. Pero la dinámica del mercado global y el inicio de la declinación de los principales campos como San Alberto y San Antonio (que representaban el 50% del total de producción y que han recortado cada uno 6 MMm3/d) obligaron al Estado Boliviano a renegociar los contratos de exportación modificando la formulación del precio y volúmenes.
Pero esta encrucijada resulta más compleja aún:la declinación de la producción de gas impacta de forma directa en la producción de gasolina y diésel. El rendimiento de la producción de las refinerías es aproximadamente 25% en diesel y 50% en gasolina, es por ello que de los 6 MMm3/d de demanda diaria de diésel (aproximadamente el 70%) es importado, mientras que el 40% de gasolina también es importada. Esto redunda en que, conforme el último Boletín Estadístico del Instituto Nacional de Estadística (nov-22), el gasto por importación de combustibles alcanzó los u$s 4,1bn.
No obstante, recientemente se han propuesto como ¨ruta crítica¨ una fuerte reactivación del upstream y la política de industrialización con sustitución de importaciones. Respecto al primero, en una última rendición de cuentas el titular de la empresa estatal YPFB expuso que hasta 2023 tienen 28 proyectos exploratorios de los cuales 8 pozos son descubridores, 16 proyectos en ejecucióny 4 proyectos en gestiones iniciales.
Sin embargo, según nuestros registros,actualmente en el Upstream se tienen 4 pozos en exploración (Itacaray-X1, Yope-X1, Vuelta Grande-X1001 y Astillero-X1) y otros 4 pozos de desarrollo (Puerto Palos -3D, Boquerón Norte-13D, Chaco Este-X7D y Pozo Tatarenda-33A).
De manera tal que, según nuestras proyecciones (considerando la ejecución de proyectos mencionados) en el corto plazo la producción actual mantendrá una disminución a razón de 4 MMm3/d por año. Ergo, para 2024 la producción estimada sería de 35 MMm3/d corriendo en riesgo los volúmenes de exportación, elemento que fue oportunamente conversado en la 7ma adenda suscripta a fin del año pasado.
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