La consultora Ryder Scott certificó que las reservas probadas de gas de Bolivia ascendían a casi 10 Trillones de Pies Cúbicos (TCF) hasta el 31 de diciembre de 2009. Estos datos no consignan las nuevas e “importantes” reservas de gas descubiertas en varias regiones del país, aseguran el Vicepresidente Álvaro García Linera y el ministro de Hidrocarburos José Luis Gutiérrez.

Extraoficialmente, las reservas energéticas subieron de 4,2 a 26,7 trillones de pies cúbicos (TCF) entre 1997 y 2004. Otras fuentes estimaron que las reservas probadas y probables ascendían a 47,3 TCF. En 2005, la consultora DeGolyer and MacNaughton (DyM) concluyó que las reservas gasíferas de Bolivia llegaban a 12,8 TCF.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) contrató a la consultora estadounidense Ryder Scott a principios de 2010 para que cuantifique las reservas de hidrocarburos y gas natural de Bolivia. Este viernes, el presidente de YPFB Carlos Villegas y el ministro de Hidrocarburos y Energía José Luis Gutiérrez presentaron los resultados del estudio en la ciudad de Santa Cruz.

Ryder Scott actualizó el estudio de DeGolyer y Macnaughton y concluyó que Bolivia solo tiene 9,94 TCF de reservas probadas de gas. Las reservas probables suman 13,65 TCF y 19,92 TCF las reservas posibles. Certificó además 46 campos de gas natural, 19 de petróleo y otros siete campos de gas condensando en la categoría de recursos contingentes.

La agencia estatal ABI precisó que el país cuenta además con 487.593,5 miles de barriles de condensado (asociado a la producción de gas natural) y 18.650,56 miles de barriles de petróleo (Mbbl) entre reservas probadas, probables y posibles.

Según un ranking regional de reservas de gas publicado hace poco por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBHE), Venezuela cuenta 200 TCF; Perú con 16; Trinidad y Tobago tiene 15,3; Argentina, 13,2; Brasil, 13; y Colombia, 4,4 TCF. Bolivia ocuparía el penúltimo lugar con 9,94 TCF.

García Linera recalcó que los datos de Ryder Scott no consignan las reservas descubiertas en los últimos años, con las cuales “el abastecimiento del mercado interno, los procesos de industrialización del gas y su venta a los mercados externos están garantizados en la siguiente década”.

“Las reservas son dinámicas, no estáticas”, precisó el ministro Gutiérrez, al señalar que en los dos últimos años más de 3 TCF se derivan de campos sin certificar en producción y nuevos prospectos exploratorios en ejecución, como son los campos Sararenda a cargo de YPFB Andina; Aquio (Total); Carrasco Este (YPFB Chaco), Boa (YPFB Andina); Vuelta Grande Profundo (YPFB Chaco); Ibibobo (BG Bolivia, Tajibo Sur (Pluspetrol) y Timboy (YPFB Petroandina SAM).

El ministro Villegas indicó que de los 19,9 TCF se deduce una oferta de al menos 15,5 TCF, de acuerdo con parámetros internacionales que consignan la estimación del 100% de las reservas probadas, más 50% de las reservas probables y 10% de las reservas posibles: 9,94 TCF (100% de reservas probadas), 1,9 TCF (50 % las reservas probables), 0,63 TCF (10% de reservas posibles) 0,53 TCF de recursos contingentes; 0,82 TCF de campos sin certificar en producción y 1,72 de nuevos prospectos exploratorios en ejecución.

“El actual nivel de reservas alcanza para al menos 16 años y tres campañas de exploración en el territorio nacional. YPFB ejecuta este año una agresiva política de exploración y explotación con una inversión programada de 1.163 millones de dólares”, precisó Villegas.

“El total de la demanda generada en Bolivia y los mercados de exportación en los próximos 16 años será de 14,8 TCF, de acuerdo a un balance oficial que establece un consumo histórico promedio de 0,5 a poco más de un 1 TCF, por año, en función de la evolución de los requerimientos”, estimó el titular de la estatal petrolera.

Hacia 2026, YPFB prevé la expansión del mercado interno y el cambio de la matriz energética. Se requerirá de 3,1 TCF para masificar el uso del gas domiciliario y el Gas Natural Vehicular (GNV). La puesta en marcha de las plantas de extracción de licuables de gas natural en Río Grande y Gran Chaco impulsará otros proyectos de industrialización en el país, como la planta de fabricación de úrea con 0,4 TCF. En la transformación de gas en diesel (GTL) se usarán 0,6 TCF, y el proyecto de procesamiento de hierro en el Mutún, 0,6 TCF. Se calcula que el mercado brasileño demandará 5,9 TCF, en función al contrato GSA con Petrobras, vigente hasta 2019. El mercado argentino requerirá 4,1 TCF hasta 2026, de acuerdo con el contrato establecido con Enarsa en 2004 y la adenda pactada en 2010.

YPFB informó que en los últimos días la demanda de gas Brasil subió de 18 a 24 millones de metros cúbicos diarios, y la de Argentina de 4 a 7 millones de metros cúbicos al día. El contrato con Brasil establece un límite máximo de 30 millones de metros cúbicos de exportación, mientras que el acuerdo con Argentina establece un mínimo de 4 millones de metros cúbicos, aunque en algunas oportunidades se exportaron hasta 7 millones.

En el primer bimestre de 2011, Bolivia captó 495,7 millones de dólares por la exportación de gas natural a Brasil y Argentina, 37,3 por ciento más que en similar periodo del año pasado. El país recibió 438,7 millones de dólares por concepto de pago de Regalías, Participación e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH).

Las recaudaciones por concepto de comercialización de gas natural en primer trimestre de 2011 superan en 53% a los ingresos de similar período de 2010, informó YPFB. Entre enero y marzo de 2010, YPFB depositó en las cuentas fiscales 286,1 millones de dólares.

* Con información de ABI.