El sector hidrocarburos atraviesa por uno de los momentos más críticos de los últimos 23 años, los indicadores que vemos hoy de caída en la producción, falta de exploración y pérdida de mercados son el resultado de la política energética implementada hace 20 años, por lo tanto, el problema no es solo la falta de exploración, sino la integralidad de la estrategia hidrocarburífera. “La política actual ha sido rentista y estatista, y hoy se ve que los resultados de ello son negativos”, dijo el investigador en Energía e Hidrocarburos de Fundación Jubileo, Raúl Velasquez.
En ese sentido, dijo que el plan de inversiones de exploración anunciado por el Gobierno en este último año es insuficiente, porque el problema no es solo la exploración, también está la gestión de mercados, la subvención a hidrocarburos, la corrupción y falta de institucionalidad en YPFB, transparencia y acceso a información, condiciones previas, entre otros.
El investigador del sector energético, indicó que las empresas deben enfocarse en primera instancia en la zona tradicional, pero más allá de ello, la política hidrocarburífera debe crear condiciones para atraer inversión con capital de riesgo para la exploración, esto pasa por gestión de mercados, contenido de contratos de exploración y explotación, así como en un nuevo régimen fiscal que permita un equilibrio razonable para Estado y empresas privadas (nacionales o extranjeras).
Caída de Inversiones
Por su lado, el geólogo petrolero y ex vicepresidente Nacional de Operaciones de YPFB Corporación, Jorge Márquez dijo que la industria del petróleo y gas, necesita una inversión constante, y por regla general las empresas operadoras destinan alrededor de las cuatro quintas partes de sus gastos de capital, cada año, sólo para evitar que se agote su nivel de reservas.
Sin embargo, el gasto de capital anual de la industria ha caído de $us 750 mil millones el 2014, a un estimado de $us 350 mil millones el 2021. Ese año, se evitó, temporalmente, una crisis de suministro por la pandemia del Covid-19 que aplastó la demanda de petróleo.
Aunque los precios están subiendo, parece poco probable que repunte la inversión y esto se debe concretamente a que los accionistas de las grandes petroleras, prefieren tener participaciones en empresas que apoyen la transición a la energía limpia, explicó Márquez.
Otro factor que inhibe la inversión en hidrocarburos es la media década de precios bajos, que alcanzó su punto más bajo con un colapso de precios al comienzo de la pandemia y que destruyó las arcas de varios países, pero sobre todo de los de Latinoamérica, señaló la ex autoridad de la estatal petrolera.
Una menor inversión en petróleo tiene un efecto indirecto sobre la producción de gas natural, que a menudo es un subproducto de la perforación en busca de crudo, y si a eso sumamos la crisis del gas en Europa y el auge/caída del gas de esquisto en EEUU, el panorama se complica ya que los precios del petróleo pueden alcanzar los topes del 2014 y los del gas natural, que no tienen cartel de control en la demanda y oferta, podrán duplicar, triplicar y aún cuadruplicar sus precios, dijo.
Todo esto coloca a los productores de combustibles fósiles en una disyuntiva difícil de resolver. Por un lado, las grandes empresas petroleras, como la Shell, Total y Repsol, están inmersos en la transición energética y se dedicarán a producir, desarrollar y exprimir sus reservas ya descubiertas, aprovechando el último ciclo de precios altos. Por otro lado, las empresas estatales petroleras, buscarán, afanosamente, inversión de riesgo en perforación exploratoria y bridarán mejores condiciones legales y tributarias para facilitar la inversión existente, a fin de incentivar la perforación exploratoria en sus Bloques y Concesiones, apuntó.
En los últimos años, la mayoría de los descubrimientos de recursos económicamente recuperables, se han producido en el segmento de aguas profundas, repartidos entre las distintas regiones, con una participación ligeramente superior de las geografías menos exploradas, como África. Sin embargo, hay nuevos yacimientos que atraen el interés de empresas e inversores y que han sido identificadas en tres áreas para la exploración: Namibia, Surinam y el Mediterráneo Oriental (Israel y Egipto). Para desarrollar estos prospectos se necesitarán enormes inversiones hasta su explotación a partir del año 2035.
Actualmente, el aumento de la demanda energética mundial y la preocupación por la seguridad energética están impulsando una inversión temporal en petróleo y gas, que ha reavivado el interés de las empresas por retomar la búsqueda de estas materias primas, que se mantuvo en un segundo plano desde hace casi una década.
Si bien, las grandes empresas petroleras siguen centradas en proyectos con potencial de monetización a corto plazo, se puede comprobar un aumento en la demanda de servicios y equipos que la cadena de suministro de la industria no pudo satisfacer. Como resultado, los precios de los servicios aumentaron y más de la mitad del gasto adicional se convirtió en un aumento del cinco por ciento en los márgenes de beneficio de los proveedores en lugar de más actividad.
Esta caída en inversión petrolera, también se reflejó en nuestro país con poca actividad exploratoria desde el 2015 hasta el 2021 que afectó en la reposición de reservas y aceleró la declinación del Campo San Alberto por una sobreexplotación sin tomar medidas oportunas para mantener presión de fondo.
Muestra clara de esta falta de inversión es la caída de la producción de gas, que al alcanzar el pico más alto de 60 MMmcd (2014) cayó a 40 MMmcd el 2020 y actualmente está en un rango de 37 a 38 MMmcd, explicó Márquez.
Ante este panorama y considerando que el gas natural constituye la solución más eficiente para promover una transición estructurada hacia un futuro de bajas emisiones, corresponde implementar un programa agresivo de exploración que, si bien ya lo está desarrollando YPFB Corporación, mediante el Plan de Reactivación del Upstream que establece 42 proyectos exploratorios en varias áreas del Subandino y Pie de Monte, es necesario e indispensable la participación de capital de riesgo de la iniciativa privada.
Para esto, dijo Márquez, deberíamos seguir las reformas a la Ley de Hidrocarburos que se están realizando en varios países Latinoamericanos, para atraer inversión nueva y consolidar la existente y que podemos resumir en tres cambios importantes que deberían ser priorizados:
1) Migración de contratos de prestación de servicios a los de participación; 2) Concesiones para la exploración y/o explotación de campos, mediante empresas de reconocida solvencia técnica y financiera y 3) Delegación de campos estatales maduros a empresas privadas.
Por su parte, el investigador de la Fundación Jubileo, indicó que está vigente la Ley 3740 de agosto del año 2007 que en su artículo 7 establece que YPFB debe contratar cada año una empresa de prestigio, mediante licitación pública internacional para la certificación de reservas y publicarla hasta el 31 de marzo de cada año. “Esta norma viene siendo incumplida sistemáticamente por YPFB, la última certificación data del año 2017 y antes solo se hicieron 2 veces, el 2013 y 2009”, aclaró.
La producción actual sigue en declinación y si no se descubren nuevas reservas de magnitud, desde el 2029 Bolivia tendrá que empezar a importar al menos 2 MMmcd, ya que no podrá abastecer la demanda interna por lo que empezaríamos a importar una parte del gas que se consume, advirtió el analista de Fundación Jubileo a tiempo de recalcar que esto se daría si no se descubre un muevo campo de magnitud.
