Desde la perspectiva del derecho energético, la reactivación del sector hidrocarburífero no depende de un solo instrumento y de una sola entidad. Depende de un conjunto de decisiones estructurales, jurídicas y regulatorias que deben adoptarse de manera coordinada y que los podemos resumir e identificar en cinco ejes prioritarios, para reconstruir el entorno que el sector necesita para operar, invertir y crecer.
Por Jorge Márquez Ostria Geólogo Petrolero – jorgemarquezostria@gmail.com
La relación Reservas/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 cuantos años durarán las reservas de un país si se mantiene ese nivel de producción durante los siguientes años.
Este indicador, que la mayoría de los países productores de hidrocarburos, utilizan para dirigir esfuerzos de política pública como invertir más recursos en exploración, en Bolivia no se hizo pese a que sus reservas disminuyeron a un ritmo acelerado, mostrando un pico el año 1999 y cayendo posteriormente hasta el presente.
Frente a esta realidad, resulta impostergable la necesidad de reponer reservas de gas natural y la producción de líquidos para el mercado interno, para lo cual es necesario proyectar un entorno de mayor atracción de capitales privados de riesgo exploratorio en busca de gas y nueva regulación para la reactivación de pozos en campos maduros, a fin de asegurar la sostenibilidad de la cadena de valor del sector.
Desde la perspectiva del derecho energético, la reactivación del sector hidrocarburífero no depende de un solo instrumento y de una sola entidad. Depende de un conjunto de decisiones estructurales, jurídicas y regulatorias que deben adoptarse de manera coordinada y que los podemos resumir e identificar en cinco ejes prioritarios, para reconstruir el entorno que el sector necesita para operar, invertir y crecer.
- Coordinación institucional en el sector Uno de los problemas estructurales que mas afecta la ejecución de proyectos hidrocarburíferos es la fragmentación institucional. Las decisiones que determinan si un proyecto avanza o se detiene involucran simultáneamente al Ministerio de Hidrocarburos y Energía, al Ministerio de Tierras y Medio Ambiente, a la ANH, a YPFB, a las Gobernaciones, los gremios, las compañías operadoras, CNHE, a las alcaldías, Universidades y a las comunidades. Cuando no existe un mecanismo de coordinación efectivo entre estas instancias, los proyectos como el de Domo Oso X3 en Tarija y cargo de Petrobras, quedan atrapados en procesos paralelos, contradictorios o sin responsabilidad determinada. (2018 – agosto 2026)
Lo que se requiere es una estructura formal, con reglas claras, procedimientos definidos, integrantes del sector público y privado y mecanismos de seguimiento, que permitan gestionar y agilizar decisiones sobre proyectos concretos. - Exploración hidrocarburífera. Promover y asignar áreas para la exploración y producción de hidrocarburos, revisar las áreas que ya cuentan con información sísmica y estratigráfica disponible y abrir procesos competitivos para su asignación: Tanto Shell como Total, devolvieron los Bloques Huacareta y Azero, porque las condiciones contractuales no eran las adecuadas para mantenerlas en asignación, pese a conocer la gran potencialidad de cada una de las áreas. Lo que corresponde ahora es volverlas a licitar.
Perforación exploratoria Existen dos alianzas estratégicas entre Fluxus (empresa brasilera) y YPFB Chaco para perforar un prospecto en Tarija y Fluxus y YPFB Andina para hacer lo propio en Chuquisaca. Estos proyectos de perforación exploratoria han sido largamente estudiados y los geocientistas de la empresa brasilera, que ahora está en la Argentina como en Venezuela, han certificado su alta prospectividad. Solo queda que ambas alianzas sean aprobadas, por la instancia correspondiente, para que se conviertan en Contratos de Riesgo compartido
Perforación de desarrollo, de avanzada y delimitación de campo Tanto Repsol como Total, ya cuentan con proyectos terminados para pozos de desarrollo en sus respectivos bloques. El caso de Repsol es sumamente importante, ya que además de un pozo de desarrollo en Huacaya (Caipipendi, Margarita-Huacaya) se tiene programado un sidetrack en Boicobo en busca de la cúspide del anticlinal, que incrementaría rápidamente la producción comercial de gas, al contar con todas las facilidades de superficie.
En cuanto a Total, se tiene programado un pozo de desarrollo en el Incahuasi (bloque Aquío-Ipati) y con mejores condiciones contractuales, se lo puede viabilizar.
YPFB Andina como YPFB Chaco, actualmente están perforando pozos de desarrollo, utilizando dos taladros de los cuatro que actualmente operan en Bolivia. Los otros dos están en el proyecto Mayaya en el norte paceño, que merece una mejor y detallada información.
Proyecto Mayaya y la ampliación de la frontera exploratoria Con este proyecto se comienza a abrir una nueva provincia geológica hidrocarburífera en un área de aproximadamente de 2.000 Km2, con varias estructuras de tamaño mediano cuya evolución geológica, sincronismo etc. son los mismos que la estructura perforada del Mayaya Centro X1, por lo que la probabilidad de que todas las estructuras cerradas por debajo del sinclinal Mayaya sean productivas es alta, ya que tienen el mismo sistema petrolero. Ahora bien, para desarrollar este proyecto se tiene previsto dos pozos exploratorios es las estructuras gemelas y posteriormente varios pozos de desarrollo y de delimitación de campo. Además, se están estudiando varias alternativas para las instalaciones de superficie, como ser: una o varias plantas de acordonamiento, una refinería modular o móvil para los líquidos, una termoeléctrica y un largo gasoducto hasta Caranavi para el gas y otras. Comprenderán, que el desafío es enorme ya que se necesitarán recursos humanos, tecnológicos y financieros, que forzosamente tienen que ser compartidos con empresas de reconocida solvencia técnica y financiera. Como quiera que exista interés de empresas petroleras de talla mundial, que quieren participar en este gran proyecto integral, lo lógico sería abrir un proceso competitivo para acceder a un contrato de riesgo compartido con YPFB Casa Matriz.
En conclusión, lo que se pretende es pasar de 4 taladros en operación, al doble en 6 meses y a 12 taladros hasta fines del 2027. Solo así, lograremos reponer reservas en gas, mayor carga en líquidos para refinerías y despejar, de una vez por todas, el drama que sería importar gas de Vaca Muerta el 2030. - Yacimientos No Convencionales Bolivia tiene potencial de Shale Oíl y Shale Gas en la llanura chaqueña, como bien lo comprobó YPFB Chaco con la formación Los Monos del devónico, mediante el pozo Montecristo X9 con gran extensión areal y baja profundidad, al mismo tiempo una empresa canadiense tuvo un proyecto terminado de no convencionales, en el bloque Miraflores de la provincia Luis Calvo en Chuquisaca, que por falta de reglamentación y un incentivo tributario y contractual adecuado no se lo pudo concretar. La reactivación de estos proyectos, acompañados de procesos serios de sensibilización territorial con las comunidades de influencia y de un marco de estabilidad jurídica claro para los operadores, es técnica y jurídicamente viable en el corto plazo.
- Producción incremental y recobro mejorado: la reserva que Bolivia ya tiene y no está aprovechando Los campos maduros, todavía contienen una reserva que debería ser aprovechada al máximo: el petróleo y el gas que queda atrapado cuando un campo declina con las técnicas convencionales de extracción, son sometidos a procesos de reingeniería y reactivación de pozos para la producción incremental y recobro mejorado. Estos proyectos requieren un marco normativo claro que defina con precisión los requisitos y procedimientos para su desarrollo, tanto en contratos de asociación como en contratos de exploración y producción vigentes.
Desde el año 2012, se tienen planes y proyectos específicos para una recuperación avanzada. El 2019 se determinó que más de 20 campos maduros tendrían la posibilidad de recobro con petróleo, condensado y gasolina natural, de los cuales se priorizaron Tatarenda, Camiri y Boquerón. El 2021 se anunciaba que se intervendrá en 27 campos maduros, priorizando en tres fases e incluyendo la mayoría de los campos residuales petrolíferos; pero lamentablemente, como en los casos precedentes, no se los pudo concretar, no por limitaciones técnicas sino por falta de voluntad política en la asignación de recursos.
Con un marco jurídico adecuado y contando con estudios de reingeniería en varios campos residuales petrolíferos, el implementarlos sería el de mayor impacto y menor costo en la reactivación del Upstrem, ya que no requiere nueva infraestructura – requiere reglas claras para aprovechar lo que ya existe. - Seguridad jurídica para el sector hidrocarburífero La coordinación institucional, la apertura exploratoria, la estabilidad contractual, la coexistencia ordenada de proyectos y el aprovechamiento máximo de los campos en producción, todos son problemas jurídicos con soluciones jurídicas. En Bolivia se sigue una suerte de tradición consistente en cambiar o modificar las leyes y normas vigentes cada vez que hay un cambio de gobierno y esta vez, se anuncia que contaremos con una nueva ley de hidrocarburos, que reemplazará a la actual 3058. Si bien este proyecto de ley abarcaría todos los aspectos contemplados en la 3058, tocaría también aspectos constitucionales de fondo que forzosamente tienen que merecer tratamiento congresal para su aprobación y hasta un referéndum.
Ante esta situación y considerando que el proceso para su aprobación será largo y complicado, se han planteado alternativas mas agiles como una nueva modalidad contractual petrolera o un modelo habilitante para la exploración y aprovechamiento de hidrocarburos en Bolivia, mediante una ley corta cuyo contenido no exceda los 30 artículos, para que se incorpore formalmente al catálogo de contratos petroleros de la Ley 3058 y a lo establecido en el art. 362.I de la Constitución vigente (Contratos de Prestación de Servicios). Junto con lo anterior, el régimen tributario constituye un aspecto igualmente fundamental en la contratación petrolera. Sin apartarse de la regulación constitucional sobre la materia, es posible crear incentivos y, al mismo tiempo, racionalizar la carga tributaria.
El diagnóstico del sector hidrocarburífero en Bolivia, muestra datos alarmantes de deterioro y su debate técnico está agotado. Lo que el sector necesita ahora no es otro diagnóstico. NECESITA DECISIONES.
