Este artículo sostiene que la drástica reducción de las Reservas Probadas de Gas Natural no puede ser explicada solamente porque se cometieron errores en cálculo de las reservas o porque las empresas inflaron los datos. Para el autor, estas dos hipótesis que pueden explicar sólo en parte la disminución, tienen en común aceptar que “las reservas probadas de gas natural nunca existieron”. Por ello parte aquí de la existencia de las Reservas Probadas e intenta mostrar indicios de explotación irracional de los yacimientos, hipótesis que puede explicar de manera más precisa la desaparición de las reservas de gas. Paralelamente, en el artículo se dimensiona el daño económico que estaría sufriendo el Estado boliviano y las regiones de confirmar, aunque sea parcialemnte la explotación irracional de hidrocarburos. [1]

En términos ingenieriles Reserva Probada significa que existe el 90% de probabilidades de recuperar la cantidad de reserva estimada; nótese, que no está en cuestión si los hidrocarburos existen o no, sino tan sólo la probabilidad de recuperarlo. Esta probabilidad se determina con el concurso de muchos factores que definen a la reserva Probada, que de acuerdo con las certificaciones de D&M son:

“Reservas que han sido probadas con un alto grado de certidumbre por el análisis del historial de producción de un reservorio, y/o por el análisis volumétrico de los datos geológicos y de ingeniería representativos. La productividad comercial se ha establecido en base a la producción actual, a pruebas exitosas, o en ciertos casos, por un análisis favorable de testigos y por la interpretación de registros eléctricos, cuando las características de producción de la formación son conocidas a partir de campos cercanos. Desde el punto de vista volumétrico, la estructura, la extensión areal, el volumen y las características del reservorio se encuentran bien definidos por una interpretación razonable de un adecuado control sub-superficial de pozo, y por el conocimiento de la continuidad del reservorio saturado de hidrocarburos por encima de los contactos de fluidos, si éstos existiesen, o por encima de la ocurrencia estructuralmente más baja de hidrocarburos que se conozca”. Certificación de Reservas al 1ª de enero de 2005 www.ypfb.gob.bo

Económicamente, Reserva Probada es aquella cantidad que, una vez comercializada, permite reponer las inversiones realizadas, cubrir los costos de operación y brindar una utilidad razonable. Por lo tanto, para definir una Reserva Probada, no sólo se necesita tener la certidumbre de la cantidad de hidrocarburos que se va a extraer de un reservorio, sino también tener la certeza o un alto grado de certidumbre que ese hidrocarburo se va a realizar en el mercado, esto es, contar con un precio conveniente, un mercado asegurado, la logística de transporte, etc.

Obsérvese que Reserva Probada es un concepto integrado por una multiplicidad de factores, no sólo técnicos sino también económicos; por lo que la interrelación y dinámica de estos puede hacer variar la estimación de Reserva Probada. Para decirlo esquemáticamente, una bajada sustancial de los precios puede hacer que la cantidad de hidrocarburos a extraerse ya no sea rentable, lo que obligaría a sacar esa cantidad de la categoría de Reserva Probada, y también viceversa, la extracción de volúmenes que no eran rentables con la subida de los precios pueden serlo. Así, la cantidad de hidrocarburos considerada Reserva Probada, que no es más que un estimación con el 90% de probabilidad, puede variar, crecer o decrecer, con alguna nueva información geológica, un cambio en las condiciones físicas del yacimiento, una variación en los precios, en las condiciones contractuales, etc.

Por último, existe una condicionante más para definir las Reservas Probadas, es que ese 90% de probabilidad sólo puede ser alcanzado si se realiza una explotación eficaz y eficiente de los hidrocarburos. Esto quiere decir, que exista un control riguroso de las condiciones físicas del yacimiento (presión, temperatura, relaciones gas/petróleo y petróleo/agua, etc.); también quiere decir que exista un caudal óptimo de extracción del hidrocarburo, única forma de recuperar la mayor cantidad del hidrocarburo existente en el reservorio; el apresuramiento en la extracción no sólo reduce la cantidad del hidrocarburo posible de ser recuperado (Reserva Probada), sino que puede dañar el yacimiento; es más el uso de mecanismos y sustancias químicas que pueden permitir aumentar la extracción, utilizadas de manera inapropiada o en un momento inadecuado con seguridad que dañará los yacimientos.

Las Reservas Probadas de GN certificadas por De Goyler and MacNaughton (D&M) para el periodo 1998 – 2005 eviencian una subida importante de las reservas: de 5,30 Trillones de Pies Cúbicos (TCF)[2] el año 1999 a 28,70 TCF el año 2003. Este aumento continuo y constante de las reservas se explicaba porque entre los años 1998 – 2002 se concluyó la exploración en los campos San Alberto, Sábalo, Margarita e Itaú; campos que, inmediatamente después de anunciado su gran potencial, pasan a ser denominados megacampos. En efecto, los volúmenes de GN encontrados habían sido tan grandes que, en conjunto, sólo estos cuatro campos significaban más del 80% de las reservas nacionales. Nótese también que en todo este periodo el aumento de las reservas era mayor a la cantidad de hidrocarburos extraídos de los reservorios.

Recién el año 2004 y 2005 se presentan las primeras disminuciones de las reservas, es decir, la cantidad de hidrocarburos extraídos había sido mayor a la cantidad de hidrocarburos descubiertos; valga aclarar aquí que la falta de nuevos descubrimientos no tienen nada que ver con la Guerra del Gas, acaecida en octubre de 2003, como generalmente sostienen algunas opiniones interesadas, dando a entender que ese hecho espantó a la inversión extranjera, sino a que ya el año 2001 las empresas habían dejado de invertir en exploración, debido a que el gobierno de Jorge Quiroga les había excusado de la obligación de perforar un pozo por parcela[3]. Otro aspecto es que las menguas eran un poco mayores a la cantidad extraída, lo que podría deberse a una relectura y mayor precisión de la información geológica o a la declinación natural de los reservorios, entre otros aspectos; de todas maneras estas reducciones eran mínimas y nada preocupantes y, lo más importante, eran explicables.

Hasta aquí nadie se había atrevido a cuestionar los resultados y el trabajo de D&M, cuestionamiento que recién llega en 2006. En efecto, la información correspondiente al año 2006 indica que las reservas remanentes, de acuerdo con nuestro cálculo, debiera ser 26,23 TCF. El resultado de la certificación realizada por D&M para el 1° de enero de 2006 indicaba que las Reservas Probadas de GN alcanzaban sólo a 12,8 TCF, y no a 26,23 TCF o una cifra alrededor de ella que es lo que las autoridades de ese entonces esperaban; es decir, existía una pérdida de 13,43 TCF respecto al cálculo de reservas remanentes para dicho año, cantidad que sería equivalente a 26 años del actual ritmo de producción nacional de GN.

Este resultado, por supuesto, era inaceptable para YPFB, por lo que rechazaron el informe y rompieron el contrato con D&M. Sensiblemente, esta determinación dejó un problema irresuelto, a saber: identificar las causas por las cuáles las reservas habían disminuido o, si se prefiere, determinar las razones por las cuáles el informe de D&M había arrojado ese resultado. Es posible que nunca tengamos una respuesta satisfactoria, sobre todo después que YPFB rechazó dicha certificación arguyendo razones políticas (el boicot a la nacionalización por ejemplo), en lugar de esgrimir y explicitar argumentos técnicos y explicaciones solventes; si alguna vez estas existieron, con seguridad fueron, al igual que el informe de D&M, completamente ocultados.

El resultado para el año 2010 es de 24,16 TCF. Cuando en diciembre de 2009 YPFB contrata los servicios de Ryder Scott, esperaba un resultado que al menos se aproxime a este cálculo de reservas remanentes, sin embargo, de acuerdo con la información filtrada a la prensa, el informe de Ryder Scott sostiene que el país actualmente cuenta sólo con 9,7 TCF[4]; una cifra muchísimo más baja que la esperada. En precisión, si a esos 9,7 TCF le sumamos la producción de GN de los últimos cinco años (2,59 TCF) llegamos a tener certeza de la existencia de sólo 12,29 TCF, una cifra muy por debajo de los 26,75 TCF certificados para el 2005. Este último informe estaría mostrando una pérdida de 14,46 TCF respecto de las reserva certificada para el 2005, proporcionalmente hablando significa una disminución del 54% o, si se prefiere, la reducción es equivalente a 28 años del actual ritmo de producción nacional de GN.

En conclusión, la disminución de las reservas de Gas Natural (GN) en el país era previsible porque los últimos años no se realizaron nuevos descubrimientos de yacimientos que pudieran reemplazar los hidrocarburos extraídos hasta el presente. Sin embargo, las certificaciones realizadas por D&M el 2006 y posteriormente por Ryder Scott el 2010, aunque no tengan carácter oficial, enseñan que dicho descenso resultó ser mucho más grande de lo previsto. Tan grande que la cantidad de reservas faltantes o desaparecidas no puede tomarse a la ligera. Bastará pasar dicho volumen a valor monetario para asumir que el asunto realmente es de gravedad, sobre todo si estimamos el impacto de esa disminución de reservas en la economía del país y en las arcas fiscales; no en vano estamos hablando de la desaparición de la mayor riqueza del país y de una de las fuentes más importante de ingresos para el mismo.

Por lo acabado de mencionar no se puede convenir con posiciones como la del ex Ministro de Hidrocarburos, Álvaro Ríos, que cínicamente sugería: “Comenzar a echar la culpa a quien es el responsable de la baja cantidad de exploraciones y una posible disminución de reservas, eso ya no es parte del debate que deben hacer los bolivianos para que al país le vaya mejor. Lo importante es saber que las reservas se encuentran en el 9,7 Trillones de Pies Cúbicos (TCF, sigla en inglés) y que Bolivia tiene un potencial de gas”[5]. Por el contrario, para que al país le “vaya mejor” es necesario aclarar donde fueron a parar las reservas de GN que, por lo menos hasta el año 2005, eran una realidad y no un “potencial”.

Reservas Reales y No Ficticias

La drástica reducción de las Reservas Probadas de Gas Natural (GN), ha dado lugar a varios intentos de explicación de lo sucedido, intentos que pueden resumirse en dos frases: “se calcularon erróneamente las reservas” y “nos mintieron con los datos”; estas dos hipótesis aunque tengan expresiones distintas tienen un solo criterio subyacente: “las reservas probadas de gas natural nunca existieron”; opinión que me resisto a creer. Que los cálculos y estimaciones se hayan hecho equivocadamente, puede explicar algunas variaciones pero no la desaparición de 14,46 TCF; igualmente, que las empresas hayan reportado los volúmenes de reservas con cifras infladas puede explicar una parte, no la totalidad, de las reservas faltantes actualmente. Los propugnadores de la inexistencia de las reservas se han enfrascado tanto en su hipótesis, que no han parado, siquiera por un instante, a considerar la existencia efectiva de las reservas y, de ser así, peguntarse por los motivos de su desaparición; Cuando es inexcusable, en primer lugar, revisar y verificar, si las Reservas Probadas de GN eran reales o no, antes de aceptar, así y nada más, que nunca existieron.

En este sentido, el primer indicio de la existencia de las reservas es que estas subieron permanentemente entre los años 1999 – 2003; periodo que coincide perfectamente con la perforación de 14 pozos exploratorios y dos de desarrollo en los megacampos. Todos estos pozos, de acuerdo con los Informes Técnicos de YPFB, han sido declarados productores, quiere decir que no fueron perforados en vano. El segundo indicio es que de los cuatro megacampos explorados uno está en reserva (Itaú) y tres están en explotación, la producción de estos tres campos (San Alberto, Sábalo y Margarita) representa más del 60% de la producción nacional. Para decirlo gráficamente, existen 52 campos de GN que han sido certificados, de los cuales 23 son marginales o están en reserva y 29 están en plena producción, a estos 29 deben sumarse 19 campos de petróleo, pero que también aportan GN, de estos 48 campos sólo San Alberto, Sábalo y Margarita producen poco más del 60% del GN en el país, lo que es suficientemente indicativo de la cantidad de reservas que guardan dichos campos.

Otro indicio no menos importante es la intención de exportar GN a California, recordemos que el gobierno de ese entonces como las empresas pusieron todo su empeño para “hacer realidad” este proyecto, este empeño fue tan tenaz que dio lugar a la matanza de octubre de 2003. ¿A cuánto ascendían las reservas que pretendían exportar con dicho proyecto? ¿O es que el proyecto y todas las proyecciones de las cantidades a ser exportadas también eran un engaño?

Otro elemento, que llega a ser más que un indicio, son las certificaciones de Reservas Probadas, tanto las efectuadas en el periodo 1997 – 2005, como la de 2006 y la de 2010. En las hipótesis que apuntalan la inexistencia de las reservas, subyace también, aunque no resulta fácil de demostrar, el criterio que las empresas certificadoras no realizaron bien su trabajo o, peor, que coludieron con las petroleras para reportar volúmenes falsos; pero, si por el contrario, partimos del criterio que han hecho bien su trabajo, al menos en parte, podemos darnos la oportunidad de considerar seriamente esas certificaciones, no sólo las del pasado sino también las actuales.

Esto es asumir que la certificación de Reserva Probada, no es una estimación intrascendente e ilusoria, sino una definición significativa y altamente verosímil en la industria petrolera.

Siendo así puede sostenerse que entre los años 1997 – 2003 las certificaciones de D&M estaban dando la certeza que las reservas iban en aumento; la certificación del año 2005 estaba asegurando que existía el 90% de posibilidades de extraer 26,75 TCF de GN, que esa extracción era económicamente factible y, además, que existía el conocimiento y la tecnología necesarios para extraerlos óptimamente. Es decir, las reservas sí existían, estaban donde dijeron que las encontraron, sólo habría que saber sacarlas. Contradiciendo esta certificación el año siguiente, el 2006, D&M certificaba las mismas condiciones pero sólo para 12,8 TCF ya no para los volúmenes estimados en 2005. Unos años después, el 2010, Ryder Scott da las mismas certezas y certidumbre, pero sólo para 9,70 TCF.

Seguramente podrá discreparse con algunos aspectos de la metodología y los instrumentos utilizados en estas certificaciones, también podrá criticarse la interpretación de los datos y la información obtenida, pero eso no haría variar sustancialmente la estimación de reservas que D&M y Ryder Scott han certificado. De hecho no hay motivo, al menos conocido, para dudar del trabajo que han realizado estas certificadoras.

Entonces, ¿qué ha sucedido para que la estimación de los volúmenes de hidrocarburos que podíamos recuperar de nuestros yacimientos haya descendido? Dejando de lado las hipótesis de los cálculos erróneos o la falsificación de los datos, y partiendo de la certeza que las Reservas Probadas y certificadas el año 2005 realmente existieron, conviene preguntarse ¿qué cambios geológicos ocurrieron, qué condiciones económicas han variado, cuál ha sido el régimen de explotación aplicado a los distintos campos, que pudieron ocasionar la reducción tan drástica de las Reservas Probadas de GN que tenía el país? Todo apunta a que la explicación la encontraremos en la forma de explotación que las empresas transnacionales han venido aplicando en el país.

Esta hipótesis ha sido poco explicada y de hecho en todo el maremagnun de noticias, reportajes y notas de opinión que ha desatado la reducción de las reservas apenas se le ha dado espacio al asunto. Las honrosas excepciones a esta generalidad han sido el Geólogo Salomón Rivas V. que desde julio pasado advertía que el Campo San Alberto “nuestro mejor megacampo de gas, exigido sobremanera para la exportación al Brasil, [estaba] pronto a agotarse, sobreviviendo [solo] por el drenaje que succiona al megacampo de Itáu”[6]; ya en el calor del debate el ex ministro de hidrocarburos Guillermo Torrez, al exigir que se esclarezca las razones por las que bajaron las reservas, también sugería que podría haber daño a los yacimientos[7], por último el geólogo Juan López Videla, sostenía que “la explotación irracional de los yacimientos productores es otra de las razones”[8] por las cuales las reservas podrían haber bajado.

Indicios de Explotación Irracional de los Megacampos

Comencemos, en primer lugar, delimitando el ámbito donde se presentaran estos indicios. Como la mayor cantidad de Reservas Probadas se encontraba en los denominados megacampos, así también la mayor cantidad de Reservas Desaparecidas está en esos campos, del total de 14,46 TCF faltantes 12,15 TCF corresponden a dichos campos. Valga aquí una precisión, el campo Itaú no ha producido prácticamente nada, de hecho, en dicho campo sólo se ha extraído el GN utilizado en las pruebas de los pozos, cantidad que es totalmente insignificante. Otra precisión es necesaria con la cantidad producida por el pozo Margarita, si bien no es insignificante, es mínima comparada con las Reservas Probadas de este campo certificadas al 2005, también es mínima comparada con la producción realizada en los campos San Alberto y Sábalo.

Ciertamente es en estos dos últimos campos que la producción es mayor, pero, nótese que ni en San Alberto ni en Sábalo esa producción es mayor a un TCF, es más si sumamos la producción total de estos tres megacampos en los últimos cinco años, la misma apenas supera los 1,5 TCF, cifra muy por debajo de lo faltante en estos campos. Esta situación señala que las causas para el descenso de las reservas hay que buscarlas en la forma de explotación que se ha venido aplicando a los campos San Alberto y Sábalo.

Corresponde previamente, una delimitación más, en vista que no son públicos los datos sobre las presiones existentes en los campos San Alberto y Sábalo, ni las características de las rocas reservorios de dichos campos, además, tampoco son conocidos los datos sobre cómo han evolucionado estas características específicas y los reservorios en general, no es posible aquí hacer un análisis sobre el caudal de explotación, ni la tasa de extracción de los hidrocarburos en dichos campos, y menos analizar su pertinencia y precisión; no obstante, en base a la información pública y oficial disponible, es posible encontrar algunas señales que muestran el apresuramiento en la explotación y la exigencia en demasía de dichos campos, aspectos que según hemos definido en la Página xx, configuran la explotación irracional de hidrocarburos.

El primer indicio de explotación irracional en estos campos, se encuentra en las curvas de producción de los mismos. Los seis campos de GN más importantes que tiene el país, en conjunto, producen más del 75% de la producción total de Bolivia. La producción de San Alberto y Sábalo es, por mucho, superior a la producción del campo Margarita y, por supuesto, superior a la producción de los campos Vuelta Grande, Yapacani y Bulo Bulo; no en vano ambos pozos representan actualmente el 60% del total de la producción boliviana. Lo segundo es que la producción de ambos pozos, aunque mensualmente reflejados tengan un comportamiento irregular, su tendencia general es creciente. Esta tendencia creciente encuentra su explicación en las también crecientes exportaciones de GN al mercado brasilero, baste simplemente tomar en cuenta que en los últimos años estos dos campos han venido cubriendo entre el 70% y 75% de las exportaciones a dicho país. Por lo que no es exagerado preguntarse ¿Hasta qué punto los campos San Alberto y Sábalo han sido exigidos en demasía con tal de garantizar la exportación de GN al Brasil?

El segundo indicio es el crecimiento de la producción acumulada en San Alberto y Sábalo; puede verse que el primero de estos campos empezó su producción en diciembre de 2000 y el segundo en noviembre de 2002; sin embargo de este espacio de 23 meses entre el inicio de uno y el otro, el gráfico también muestra que en marzo de 2007, la producción acumulada del campo Sábalo supera a la producción acumulada del campo San Alberto. Dicho de otra manera, en 53 meses en Sábalo se produjo más que en 76 meses en el campo San Alberto. Si analizamos la totalidad del periodo, comprobamos que de diciembre de 2000 a junio de 2010 San Alberto lleva 115 meses de producción, periodo en el cual se ha extraído de dicho reservorio 0,92 TCF de GN, en cambio, el campo Sábalo desde noviembre de 2002 a junio de 2010 lleva produciendo 92 meses, periodo en cuál se ha extraído de dicho yacimiento 1,04 TCF. Estos resultados, a todas luces, significan que el caudal de producción en Sábalo ha sido y es mayor que en San Alberto; pero algo más, si tomamos en cuenta que las Reservas Probadas certificadas a 2005 en Sábalo son menores a las existentes en San Alberto, fácil es concluir que la tasa de extracción en el primero es muchísimo superior que en el segundo. Aquí tampoco es exagerado preguntarse: ¿Son adecuados los caudales de producción y las tasas de extracción en dichos campos? ¿Cuáles han sido los factores específicos que han determinado que el caudal y la tasa de extracción en Sábalo sean mayores que en San Alberto? ¿Por qué esos caudales de producción y las tasas de extracción en los campos San Alberto y Sábalo van en aumento cada año?

El tercer indicio puede apreciarse en la Relación Condensado Gas (RCG), tómese en cuenta que la explotación óptima de un yacimiento prioriza primero el rescate de los hidrocarburos líquidos, por lo que al principio de una explotación, el número de barriles de condesado por cada millar de pies cúbicos de GN extraídos es mayor que al final de la explotación. Internacionalmente se considera que “un gas condensado pobre genera un volumen pequeño de fase líquida [más o menos 100 barriles por un millón de pies cúbicos de gas]; un gas condensado rico genera un volumen de líquido más grande [150 barriles por un millón de pies cúbicos de gas]. Aunque “no existen límites establecidos en las definiciones de pobre y rico [por lo que] estas cifras deben tomarse como meros indicadores de rangos”[9], vale la pena contrastar dichos rangos con los valores que arrojan los flujos de San Alberto, Sábalo y Margarita, que cómo muchas veces se indicó insistentemente, son reservorios que contienen gas condensado rico.

El análisis de la RCG para los megacampos bolivianos nos muestra que en San Alberto se produce un promedio de 23 barriles, en Sábalo de 33 y en Margarita de 55 por cada millón de pies cúbicos de gas. Esto implica que los fluidos de estos campos tienen una RCG situada por debajo del rango internacional del “gas condensado pobre”, dato que contradice toda la información difundida por las empresas y los voceros gubernamentales, respecto a que el país cuenta con “gas rico” y con “alto contenido de licuables”. Por otra parte, a pesar de los recaudos que ponen los autores que acabamos de citar, respecto a los “límites establecidos en las definiciones de pobre y rico” el número tan bajo de barriles de condesado por cada millar de GN es suficientemente indicativo que en la explotación de los megacampos se está priorizando la extracción del GN antes que de hidrocarburos líquidos, es decir, es un indicio más de explotación ineficiente de los yacimientos.

El último indicio de explotación irracional se encuentra en que, hasta el presente, no se ha procedido a la unitización[10] de los campos San Alberto e Itaú. De acuerdo con la información que presenta el Ing. Carlos Delgado:

“En abril de 2000, las dos empresas petroleras transnacionales inician una serie de reuniones con el objeto de elaborar el Proyecto de Reglamento de Unitización, bajo el auspicio del Viceministerio de Energía e Hidrocarburos, la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, para normar la explotación racional de hidrocarburos en los que un reservorio sea compartido por dos o más empresas productoras.

Para encarar el Proyecto se consideraron experiencias de otros que han planteado este tipo de situaciones, se trabajo entonces sobre legislación y antecedentes técnicos ya existentes.

El 24 de febrero de 2002, se somete a consideración el séptimo borrador del documento. Posteriormente, luego de más de tres años de discutir el tema el 14 de agosto de 2003 se aprueba el Reglamento de Unitización”[11].

Esto significa que hace más de 10 años que se confirmó que los yacimientos estaban comunicados, por lo que correspondía hacer un solo plan de desarrollo y explotación, sensiblemente, Petrobras a continuando explotado San Alberto, como lo hemos visto líneas arriba, aumentando crecientemente el caudal de producción y la tasa de extracción, sin inmutarse siquiera porque esa explotación iba a afectar la recuperación de las reservas certificadas en Itaú. Recién los últimos meses se ha conocido comunicados de Petrobras y Total E&P, anunciando que procederán a la explotación conjunta de ambos campos, pero, por lo que se infiere de los comunicados son sólo eso, comunicados y no acciones concretas. Nuevamente, es menester preguntarse ¿En qué medida la explotación realizada en San Alberto, dañó el yacimiento de Itaú? ¿Cuál es la proporción de gas natural y condensado que no podrá recuperarse de Itaú, en vista que se postergó la unitización?

Todos los indicios mostrados aquí se han referido al apresuramiento de la producción, a la sobre exigencia realizada a los dos campos en cuestión, a un posible manejo deficiente de la relación condensado – gas, a la postergación de un plan de desarrollo conjunto para Itaú y San Alberto; aspectos estos que permiten inferir que, en realidad, las Reservas Probadas, susceptibles de ser recuperadas el 2005 bajo el supuesto de una explotación eficaz y eficiente, el 2010 ya no son tales. Esto significa, que las reservas si existieron, pero que un mal manejo de los yacimientos ocasionó que ya no se las pueda rescatar del lugar donde están confinados.

Daño Económico al Estado Boliviano

Esclarecer si las Reservas Probadas de hidrocarburos nunca existieron o fueron perdidas, no es un asunto insignificante, todo lo contrario, dependiendo del resultado se derivaran acciones políticas, económicas, administrativas e, inclusive, jurídicas, diferentes.

Si se comprueba que realmente las empresas petroleras se equivocaron en los cálculos y/o inflaron sus resultados, el país estaría ante un gran error y/o ante una gran estafa, es por lo que YPFB y el Estado tendrían que actuar en consecuencia, esto es, tratar a las empresas como lo que realmente son, unas vulgares estafadoras y no como socias. Este es el único camino para asumir que las Reservas Probadas certificadas el 2005 nunca existieron. En cambio, si se comprueba que las Reservas Probadas existieron, pero que la explotación irracional de los yacimientos impidió que se haga realidad la recuperación de la cantidad estimada, la cuestión es completamente diferente, YPFB y el Estado se encontrarían ante un descomunal daño económico al Estado. Todos los argumentos presentados hasta aquí permiten inferir, al menos, la explotación irracional de los campos San Alberto y Sábaloy abonan la tesis del daño económico ocasionado al Estado.

¿A cuánto ascendería ese daño económico? Líneas arriba habíamos calculado que las Reservas Desaparecidas eran de 14,46 TCF visto globalmente el país, y 12,15 TCF correspondientes a los megacampos, que es lo mismo que decir al departamento de Tarija. A estas cifras se ha descontado 2,46 TCF y 2,15 TCF respectivamente, que podrían ser atribuidos a errores en la estimación y/o a la declinación natural de los campos, hechas estas operaciones, puede asumirse que las Reservas Desaparecidas ascienden por lo menos a 12 TCF si consideramos al país en su conjunto, y a 10 TCF si consideramos sólo al departamento de Tarija. Estas cifras valorizadas al precio de exportación promedio del primer semestre del año 2010 significan más de 70mil millones de dólares que no ingresarían al circuito económico boliviano; bajo el actual régimen de regalías e impuestos, eso significa que el Estado boliviano dejaría de recibir nada menos que 35mil millones de dólares. Realizados los cálculos para el departamento de Tarija, el monto que dejarían de recibir la gobernación, los municipios y la universidad sería de poco más de 10mil millones de dólares. Si además tomamos en cuenta que del total de la producción departamental a los departamentos No Productores (Beni, Pando, La Paz, Oruro, Potosí) les corresponde el dos puntos del 32% del IDH tenemos que cada uno de estos departamentos no recibirá poco más de un mil millones de dólares.

Las cifras acabadas de presentar son completamente modestas y reducidas, porque además de haber achicado el volumen de Reservas Desaparecidas, no se toma en cuenta, por ejemplo, la cantidad de hidrocarburos líquidos que se dejarán de producir y los montos que ello implica. Por otra parte, la intención aquí no es alcanzar la precisión en estos cálculos, sino mostrar la dimensión económica y el impacto fiscal que las Reservas Desaparecidas o imposibles de recuperar debido a la explotación irracional a la que fueron sometidos los reservorios, no debe ser insustancial para el país. Visto temporalmente, tómese en cuenta que la cantidad de reservas faltantes representan al menos 24 años de producción hidrocarburífera al actual ritmo de producción del país, 24 años de trabajo, de movimiento económico y de ingresos perdidos para el país.

Por este motivo, no se puede dejar pasar, como aconsejan algunos acólitos de las transnacionales, la drástica reducción de Reservas Probadas de hidrocarburos, es menester una investigación y una explicación clara y fuertemente evidenciada de lo sucedido. Debe averiguarse con precisión si hubo cálculos erróneos, si se estafó a los accionistas y al Estado con cifras infladas, si hubo explotación irracional de los yacimientos o, si todas estas causas se combinaron para ocasionar el descenso de las Reservas Probadas de GN. Si las autoridades gubernamentales y las de YPFB accedieran y se conformaran con las explicaciones simplonas sobre la reducción de reservas, no estarían más que convirtiéndose en cómplices de la estafa y/o daño económico al Estado.

La Necesidad del Monopolio Estatal

Hay dos aspectos más que vale la pena dejar claramente establecidos. El primero, es que la cuantificación de las reservas, es decir, la determinación del volumen del hidrocarburo “in situ”, el porcentaje recuperable de ese volumen, la permeabilidad y porosidad de la roca reservorio, la saturación de hidrocarburos, la presión y temperatura a la que se encuentra el yacimiento, las características del fluido, todos estos factores que permiten cuantificar el volumen de reservas, los mide la empresa operadora. La certificadora no hace ese trabajo, ésta simplemente valida los métodos y los instrumentos utilizados para obtener esa información, verifica la fiabilidad de los resultados obtenidos, revisa la interpretación de los datos realizada por la empresa operadora, en función de ello, ratifica, ajusta o rechaza esa interpretación. También, revisa los modelos geológicos utilizados por las operadoras, los puede ajustar y/o construir otros modelos, todo con el fin de dar la mayor certeza de la existencia de los hidrocarburos. Pero, hace todo eso, siempre con la información que le proporciona la empresa operadora. El segundo, es que la explotación de los yacimientos, es decir, la determinación del número de pozos de desarrollo, el control de la presión, la definición de los mecanismos de explotación, la determinación de los caudales de explotación y la tasa de extracción también está en manos de las transnacionales. YPFB, que tendría que ser la parte encargada de controlar todos estos aspectos, se limita a recibir los Planes de Trabajo de las compañías y nada más. Sensiblemente, a más de cuatro años de nacionalización, la estatal todavía no ha podido vencer su carácter de empresa “residual”, por lo que ni siquiera este control que le asigna la Ley es capaz de realizar efectivamente.

A la luz de lo acabado de mencionar, las causas para la disminución y/o desaparición de las reservas hay que buscarlas en la orientación de quienes administran y tienen control de la información, en los intereses económicos de quienes interpretan los resultados obtenidos, en última instancia, hay que buscarlas en la orientación política de quienes operan los campos en Bolivia.

Por todo ello, la única manera de revertir esta situación es que YPFB sea una verdadera empresa operadora, es decir, defina los lugares de exploración, administre e interprete la información surgida de la prospección, cuantifique la cantidad de hidrocarburos recuperables, y en consecuencia, también debe ser YPFB quién determine el cómo desarrollar el yacimiento, los ritmos de extracción y los mejores mecanismos de explotación. No se trata que YPFB tenga el control efectivo de lo que realizan las empresas operadoras, se trata de que ella sea la que opere monopólicamente la industria. Sólo de esta manera el país conocerá la cantidad real de reservas hidrocarburíferas que posee y podrá también explotarlas racionalmente y en función del mayor beneficio del país.

Lamentablemente la nacionalización de hidrocarburos decretada por el actual gobierno rechaza el monopolio estatal y, para el colmo, los personeros gubernamentales que actualmente dirigen la industria, en vez de siquiera implantar el control de YPFB, se empeñan tenazmente en mantener la preeminencia de las transnacionales en la industria.

Notas:

[1] Expreso mis agradecimientos al Geólogo Petrolero Jorge Márquez Ostria y al Ingeniero Petrolero Pánfilo Ramírez, por haber considerado este artículo y haberme hecho conocer sus opiniones y sugerencias muy útiles.

[2] La certificación oficial de reservas de Gas Natural utiliza la nomenclatura anglosajona, para la cual el trillón es igual a la unidad seguida de 12 ceros (1012), cifra que en la nomenclatura española se denomina billón o millón de millones.

[3] Véase el Decreto Supremo 26366 del 24 de octubre de 2001

[4] Se han mencionado muchas cifras que dan cuenta de los resultados obtenidos por Ryder Scott, aquí utilizamos los publicados por El Diario el 21 de octubre de 2010, que menciona, según indica, utiliza como fuente dicho informe.

[5] El Diario 20 de octubre de 2010

[6] El Diario, 21 de julio de 2010

[7] La Razón, 21 de octubre de 2010

[8] La Prensa, 10 de noviembre de 2010

[9] Fan, Li; y otros. Revisión de los yacimientos de gas condensado. Oilfield Review.

[10] “Convenio de Explotación celebrado entre Titulares con áreas de contrato colindantes que permitirá el desarrollo eficiente de un Campo compartido” (Decreto Supremo 24689)

[11] Delgado, Carlos. CODEPANAL. 25 de octubre de 2004 en http://sucre.indymedia.org/es//archive/all/archive170.shtml1

* Fuente: http://www.cedib.org/bp/2011/pp23.pdf