Diagnostico del sector hidrocarburífero en Bolivia con foco en la exploración y propuesta para su desarrollo

1. Documento:
DIAGNÓSTICO DEL SECTOR
HIDROCARBURÍFERO EN BOLIVIA CON
FOCO EN EXPLORACIÓN Y PROPUESTA
PARA SU DESARROLLO
Octubre de 2013
Preparado para:

2. 1. Resumen Ejecutivo
El Movimiento Sin Miedo ha invitado a Alvaro Rios y el equipo de trabajo de Gas Energy a
realizar un diagnostico técnico e independiente de la industria de los hidrocarburos en
Bolivia con foco en el tema exploratorio.
Este documento realiza este diagnostico y además plantea una salida estructural a la
problemática que se desarrolla.
Bolivia está gozando actualmente de inusitados ingresos económicos resultado de las
exportaciones de gas natural y liquidos asociados, que superan ventas de más de 5,500
MMUSD por año, y que son fruto de reservas de gas natural descubiertas hace más de una
década.
El documento destaca el tema del potencial de hidrocarburos en el pais y sus
probabilidades, analiza los descubrimientos realizados, la actividad exploratoria, las
reservas, la certificación de las mismas y la realidad sobre el escenario de producción y
demanda de corto mediano y largo plazo.
Se evidencia muy claramente que Bolivia ha disminuido y continuará disminuyendo sus
reservas y tendrá un marcado déficit de gas natural para cumplir su demanda interna y los
mercados con contrato de exportación a Brasil y Argentina partir del 2017.
Se toca muy brevemente la problemática de la producción de líquidos y se constata la
declinación de producción de petróleo y líquidos asociados al gas natural, en paralelo con
la declinación de producción de los campos de gas natural.
Se analiza los tiempos exploratorios y hace notar que el país está bastante retrasado en
cuanto a detonar un ciclo exploratorio para paliar el déficit de gas natural que empieza el
2017. Bolivia necesita inversiones comprometidas entre 5,000 y 6,000 MMUSD en
exploración y explotación para paliar el déficit que se avecina y necesita hacerlo en forma
inmediata, debido a que los resultados de lo que se inicie ahora, recién se verán en 5 a 10
años.
Lo que resulta más preocupante aún, es que se puede evidenciar que a la fecha no se están
tomando acciones de tipo estructural para paliar esta preocupante realidad. Mas por el
contrario, hay evidencia que se está tratando el tema con medidas tipo parche, que de
ninguna manera lograran el objetivo que es reponer reservas y nueva producción para
mantener los ingresos al país y poder renovar el contrato de exportación de gas con Brasil.
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Porto Alegre – Rio de Janeiro – São Paulo – Santa Cruz de la Sierra – Lima – Montevideo – Buenos Aires-Caracas

3. Bolivia urgentemente requiere aprobar un coherente y apropiado marco jurídico para la
exploración y explotación de hidrocarburos, que le permita principalmente detonar
masivas inversiones en exploración. Se requiere de una nueva y estructurada Ley de
Hidrocarburos que aclare aspectos fundamentales de la Constitución Política del Estado y
Reglamentos pertinentes que complementen la nueva Ley.
Bolivia, muy desacertadamente, está trabajando con una Constitución Política del Estado
publicada el 2009, con una Ley de Hidrocarburos de 2005 y con Reglamentos de la década
de los años 90. Esta situación no puede continuar.
El nuevo marco jurídico debe tocar aspectos trascendentales como el modelo de contrato,
temas impositivos para dar incentivos a la exploración, el rol de YPFB que al momento es
juez y parte, la forma de entregar áreas exploratorias y muchos otros temas
trascendentales para un coherente funcionamiento del sector y sobre todo se detonen
inversiones en exploración.
El documento hace también hincapié en los esfuerzos exploratorios que ha lanzado Brasil
para la búsqueda de gas en tierra, con el denominado programa PRONGAS y que está
destinado a dejar de depender de gas de Bolivia y GNL en el largo plazo. Los resultados de
esta fuerte actividad exploratoria se verán en 7 a 10 años más.
El documento analiza lo importante que resulta entrar antes que después en una seria
negociación con Brasil para ampliar el contrato más allá del 2019 y conocer aspectos
importantes sobre el nivel de precios, niveles de entrega y demanda máxima y mínima,
manejo de la depreciación en los gasoductos y otros.
Como conclusión final se puede establecer con toda claridad que en el corto plazo Bolivia
continuará teniendo excedentes exportables de gas natural y elevados ingresos por las
exportaciones. Sin embargo, la situación más allá del 2017 se torna extremadamente
complicada para Bolivia que tiene su economía anclada en la exportación de gas natural.
De no tomar medidas correctivas estructurales inmediatamente, el país tendrá serios
problemas económicos en el mediano a largo plazo.
2. Potencial de Hidrocarburos y Antecedentes
Bolivia es un país que cuenta con gran potencial hidrocarburífero que se encuentra
distribuido en 7 cuencas sedimentarias.
La zona Sur tiene aún un enorme potencial, principalmente en gas natural en las cuencas
Subandino Sur y Pie de Monte (Zona Tradicional), donde se estima recursos de 60 a 70 TPC
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4. de gas convencional. Si bien es una zona complicada geológicamente por el plegamiento
del subsuelo, el avanzado conocimiento geológico y la tambien avanzada infraestructura de
ductos, plantas, caminos y sobe todo vías de acceso a los mercados, la hacen una zona
tradicional y con menores riesgos.
Adicionalmente, si bien los costos exploratorios son elevados, la producción de los pozos
descubiertos tiene una elevada productividad lo que hacen que los costos de producción
sean relativamente bajos.
La zona Norte de Bolivia tiene potencialidad más hacia el petróleo. Ésta zona es también
complicada geológicamente y sobre todo ambientalmente. Esta zona tiene muy baja
infraestructura hidrocarburífera, vías de comunicación y por ende acceso limitado a los
mercados. Por ahora solo existe actividad exploratoria en el bloque Liquimini en la cuenca
Subandino Norte.
Estas dos zonas se presentan en el mapa a continuación.
En la zona tradicional en el Sur de Bolivia, se tiene una relación de 30 a 35% para la tasa
de éxito en la exploración. Es decir que 1 de cada 3 pozos exploratorios perforados puede
resultar exitoso. Esta tasa de éxito es muy importante de considerar al momento de
realizar planificar las leyes y dar los incentivos exploratorios, ya que es el riesgo asociado
para un hallazgo.
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5. En esta zona se pueden hallar campos grandes, denominados megacampos como también
campos pequeños. Las probabilidades de hallar Megacampos de más de 3 TPC son de 8%,
mientras que las posibilidades de hallar campos con reservas entre 0 a 0,5 TPC es de 65%.
La gráfica a continuación detalla esta realidad de la distribución del tamaño de campos en
el Sur de Bolivia y que es importante tomar en cuenta al momento de planificar la
legislación y los incentivos a entregarse para la exploración.
Los Megacampos que al presente hacen el grueso de la producción de gas natural con cerca
al 80 a 90% del total, han sido descubiertos hace más de 10 años. El último fue el
descubierto en el bloque Incahuasi, descubierto el 2004. Desde esa fecha, Bolivia no
adiciona reservas significativas para reponer lo que se viene monetizando y solo ha hecho
incorporaciones muy menores en los campos de Víbora y Rio Grande por ejemplo.
El Cuadro a continuación presenta las fechas de descubrimientos de los
reservorios/bloques y que se encuentran o entraran en producción y algunos de ellos ya
están con fuertes señales de declinación como Itau.
Descubrimiento de Mega Campos / Mas de 10 años atrás
Mega Campos
Año Descubrimiento
San Alberto
Sábalo
1997
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6. Margarita
1998
Itaú
2002
Incahuasi
2004
La estadística señala que la exploración ha sido muy escasa en la última década. Por
ejemplo en el periodo de enero de 2006 hasta diciembre de 2012, se ha ejecutado la
perforación de aproximadamente 20 pozos exploratorios de gas y líquidos. De estos, 10
pozos, se estima que el 50% han sido destinados a tratar de descubrir nuevas reservas de
gas natural para reponer moléculas que se vienen destinando al mercado de exportación.
Definitivamente es una actividad tremendamente incipiente cuando se deberían estar
perforando de 10 a 20 pozos por año, tanto para gas natural como para petróleo.
Los pozos que se pueden considerar exploratorios entre el 2006 y 2012 se listan en el
Cuadro a continuación.
Lo anterior por supuesto que repercute muy directamente en las reservas y en los
escenarios de producción.
3. Reservas y Producción
En cuanto a las reservas de gas natural, se puede evidenciar que solo se ha hecho una
certificación de reservas al año 2009, y no se está cumpliendo el mandato de la Ley de
Hidrocarburos y lo establecido en la Ley No. 3740, con relación a que se debe realizar una
certificación anualmente. Las reservas incluyendo campos menores estaban el orden de
9,94 TPC ese año.
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7. Esta situación no es adecuada porque no permite conocer con exactitud las reservas y
planificar el futuro del país. Se debe exigir que se cumpla la Ley de Hidrocarburos y que se
conozcan las reservas de gas y petróleo con exactitud cada año.
El análisis de reservas de Gas Energy, al 2012, indica que con la estimación de los recursos
de los campos Aquio e Ipati descubiertos hace una década, las pequeñas inclusiones de
reservas realizadas en Río Grande, Víbora y otros campos menores y deduciendo los usos
desde el 2009, las reservas probadas con mercado se pueden estimar alrededor de 11.46
TPC, tal como se muestra en el gráfico a continuación.
El análisis de la demanda y oferta de gas natural en el corto, mediano y largo plazo se
muestra en el gráfico siguiente. Para realizar este análisis, Gas Energy ha tomado en
consideración las curvas de producción futura de todos los campos y megacampos
descubiertos y en desarrollo (9,48 TPC-Proyección del volumen total de producción interna
de GN del 2013 al 2026) y las ha comparado con la demanda requerida para atender el
mercado interno y los volúmenes mínimos estipulados en los contratos con Brasil y
Argentina.
En el gráfico se puede distinguir la producción futura de los Megacampos descubiertos más
de una década atrás. Para la demanda se ha tomado en cuenta las proyecciones de
volúmenes de gas consumido por el mercado interno en termoeléctricas, industrias,
comercios, residencias, GNV, así como la demanda para las plantas de Rio Grande y Gran
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8. Chaco y para la planta de urea de Bulo Bulo. La línea azul sólida es la proyección de la
demanda en la gráfica presentada más abajo.
Se ha proyectado la oferta y demanda hasta el 2026 considerando que Brasil renovará el
contrato y demandará volúmenes de gas más allá del 2019. El área azul tramada presenta
el déficit de no detonarse nueva exploración y es de 3,48 TPC hasta el 2026.
Muy claramente se puede observar que hasta el 2017 Bolivia tendrá una situación
excepcional con excedentes de producción de gas natural a los necesarios para cumplir los
contratos y la demanda interna. El corto plazo es muy promisorio. Sin embargo, a partir
del 2017 el país entrará en un serio déficit de producción de gas en relación a la demanda.
Esta situación es de carácter estructural.
El déficit que se avecina implica tener que dejar de aprovisionar gas natural al mercado
interno o incumplir los contratos de exportación. Si bien el mercado interno tiene
preferencia en el abastecimiento, la situación fiscal del país se verá seriamente afectada
pues no solo disminuirán los ingresos por exportaciones, sino que se podrán establecer
penalidades por incumplimiento de los contratos a Argentina o Brasil. Además esta el
descrédito que ello conlleva en seguridad de abastecimiento y cumplimiento de contratos.
Esto no es adecuado en un país que como hemos visto tiene un potencial de 60 a 70 TPC.
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9. Para paliar esta situación se están analizando la creación de incentivos refrendados por
Decretos Supremos o Leyes para fomentar la exploración. Empecemos manifestando que
cualquier cosa que se haga es ya algo tarde y no podrá evitar del todo parte del déficit que
se avecina por varias razones.
El factor tiempo es uno de los factores cruciales para hacer esta aseveración. Si se iniciara
masiva exploración este 2014, los resultados de la actividad se verían recién en los
próximos 5 10 años. La actividad pasa por realizar sísmica, su interpretación, pozos
exploratorios, pozos de desarrollo y plantas y ductos para llegar a los mercados. Es decir
que nueva producción entraría en producción recién a partir del 2019 y el déficit se da a
partir del 2017.
Las inversiones son otro factor. Gas Energy estima que Bolivia requiere de 18 a 22 pozos
exploratorios inmediatamente para no tener el déficit esperado y esto se traduce en
inversiones de aproximadamente 1,500 MMUSD en pozos y 3,800 MMUSD para su desarrollo.
Bolivia necesita cerca de 5,300 MMUSD para paliar el déficit mostrado y de forma
inmediata.
El caso de la producción de petróleo y líquidos asociados pasa por la misma coyuntura.
Desde hace años, por falta de inversiones en exploración se observa una declinación en la
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10. producción de petróleo crudo con la consecuente importación de mayores cantidades de
diesel oil y que afectan las arcas del Estado.
La producción de hidrocarburos líquidos asociados al gas natural también entrará en
declinación a partir del 2017, por la declinación de la producción de gas natural, y también
impactará los ingresos al país. Las ampliaciones y mejoras realizadas en las refinerías no
tendrían sentido y se sentirá el impacto en la producción de gasolina. Esta situación se
presenta en la grafica a continuación.
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11. 4. Areas Disponibles y Contratos
El país tiene 104 áreas reservadas a favor de Y.P.F.B. donde existe potencial, de las cuales
12 tienen contrato con Y.P.F.B. Petroandina S.A.M. y 11 áreas han sido entregadas a otras
subsidiarias y están con contrato sin fecha efectiva para que entren en vigencia.
En solo dos de las áreas de Petroandina existe actividad concreta, en dos hay actividad
limitada y en las restantes ocho no se ha hecho básicamente nada. En otro aspecto, de las
11 áreas bajo aprobación, se tiene evidencia que algunos contratos como el del bloque
Azero tardó más de 4 años en negociarse y aún no cuenta con Fecha Efectiva para el inicio
de las actividades respectivas, a la fecha de presentación de este informe. Esto es
totalmente inaceptable y hace ver muy claramente la burocracia y la falta de celeridad
para avanzar con la exploración. Los contratos no deben negociarse a dedo y deben pasar
por un proceso licitatorio.
Finalmente resaltar que existen 81 áreas que no se han otorgado ni tienen contrato. Es
decir que no tienen ningún tipo de actividad hidrocarburífera y que YPFB no tiene la
capacidad para desarrollarlas.
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12. 5. Exploración en Brasil y Renovación del Contrato
Bolivia y Brasil tienen en común el haber dejado rezagados proyectos de exploración. La
última ronda licitatoria de bloques de Brasil había sido el 2008. Sin embargo el año 2013
reaccionó y lanzó 3 rondas licitatorias.
Este 2013 ya se entregaron 142 bloques y está en marcha la entrega de en un megacampo
del Pre-sal, Libra. La 12ava ronda que se hará antes de finales del 2013 está impulsada por
el reciente “Programa Onshore de Gas Natural” (Pron-gas) que promueve el desarrollo de
gas en tierra y ofrecerá 240 bloques.
Esta estrategia debería preocupar a Bolivia en demasía ya que está destinada a dejar de
depender en el mediano a largo plazo de importaciones de Bolivia y también de GNL. Los
cuadros a continuación presentan esta preocupante realidad.
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13. 6. Marco Legal Actual y Nuevo Marco Legal para Lograr Inversiones
Con todo el análisis anterior, resulta muy preocupante que a la fecha no se están tomando
acciones de tipo estructural para paliar esta preocupante realidad. Mas por el contrario,
hay evidencia que se está tratando el tema con medidas tipo parche, que de ninguna
manera lograrán el objetivo que es reponer reservas y nueva producción para mantener los
ingresos al país y poder renovar el contrato de exportación de gas con Brasil.
Bolivia urgentemente requiere aprobar un coherente y apropiado marco jurídico para la
exploración y explotación de hidrocarburos, que le permita principalmente detonar
masivas inversiones en exploración. Se requiere de una nueva y estructurada Ley de
Hidrocarburos que aclare aspectos fundamentales de la Constitución Política del Estado y
Reglamentos pertinentes que complementen la nueva Ley.
Bolivia está trabajando a la inversa con una Constitución Política del Estado publicada el
2009, con una Ley de Hidrocarburos de 2005 y con Reglamentos de la década de los años
90. Esta situación no puede continuar.
El nuevo marco jurídico debe tocar aspectos trascendentales como el modelo de contrato,
temas impositivos para dar incentivos a la exploración, el rol de YPFB que al momento es
juez y parte, la forma de entregar áreas exploratorias y muchos otros temas
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14. trascendentales para un coherente funcionamiento del sector y sobre todo se detonen
inversiones en exploración.
Hasta ahora, infructuosamente se anuncian medidas y también se han dado Decretos para
“incentivar” las inversiones en exploración, las mismas que se listan a continuación:
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•
•
•
•
•
•
•
•
Decreto Supremo de Contratos Petroleros con SAM y Costos Aprobados.
Decreto Supremo que incentiva la producción de líquidos en Campos
Marginales y Pequeños.
Propuesta de Ley de Inversiones.
Proyecto de Decreto Supremo para desarrollo de Actividades en Áreas
Protegidas.
Proyecto Decreto Supremo para Incentivos Económicos.
Propuesta de Nueva Ley de Hidrocarburos.
Propuesta para disminución de los plazos para obtener Licencia Ambiental.
Propuesta para consulta previa.
Propuesta para diferir IDH y Regalías.
Esta última propuesta, plantea el diferimiento en el pago de las obligaciones de las
operadoras (IDH y regalías) por 5 años en los nuevos contratos de exploración firmados,
con el fin de que las operadoras tengan liquidez para poder soportar económicamente los
requerimientos de capital intensivo. Esto monto no pagado será repuesto en los próximos
10 años de iniciada la producción.
A este respecto, Gas Energy ha analizado brevemente lo que representa el diferimiento de
Regalías e IDH por 5 años y su reposición propuesta en 10 años. A un costo de dinero de
12%, estos impuestos que son actualmente de 50%, disminuirían a 21%. Para un costo de
dinero de 8% este impuesto se torna casi 27% y para un costo de dinero de 5% se torna
22,3%. Los resultados explicativos se presentan en el Cuadro a continuación.
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15. Interesante señalar que los incentivos planteados reducen los tributos en boca de pozo a
niveles que se establecieron más de una década atrás para atraer inversiones y fueron
fustigados muy fuertemente, muy a pesar de los elevados precios de gas de exportación,
que se han multiplicado hasta en 5 veces. Está claro que La Ley 3058 fue más un
instrumento político que técnico.
Sin embargo, Gas Energy está de acuerdo en este tipo de incentivos para detonar
exploración y afectar la economía del país. Sin embargo, estos incentivos no deben
únicamente afectar las regalías e IDH sino también se puede trabajar con remunerar la
producción de líquidos a precios internacionales o diferir impuestos del IUE, para no
afectar solo a las regiones productoras.
Otra alternativa muy válida que propone Gas Energy es el de otorgar mayor o menor IDH en
función de los volúmenes producidos (tamaño del campo) y de los precios, es decir un IDH
variable en función de volúmenes y precios y mantener la regalía.
Finalmente, a continuación la propuesta de Gas Energy para mejorar la situación
complicada que se avecina en materia energética y dar seguridad jurídica y trasparencia a
las actividades en el sector hidrocarburos y de exploración en particular:
Trabajar en una coherente Ley de Hidrocarburos, de Inversiones y posteriores
Reglamentos que:
Reglamenten y complementen la CPE
Establezca claramente los incentivos económicos y fiscales
Establezca con claridad el modelo de contrato a usarse
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16. Establezca claramente los procesos de licitación de áreas (no a dedo)
Establezca claramente el rol de YPFB, subsidiarias y ANH
Establezca claramente la asignación de mercado interno/mercado
exportación
Tener claro el escenario de mercado de Brasil y su estrategia para una
complicada negociación del contrato más allá del 2019
Otros
Las condiciones de precio, niveles de entrega y despacho, depreciaciones y otros
del contrato a Brasil son fundamentales para establecer un régimen de incentivos
económicos y fiscales.
7. Conclusiones
La política exploratoria se encuentra en un punto muy crítico y se está
monetizando reservas descubiertas una década atrás y no reponiendo las
mismas.
En gas natural existe un superávit de corto plazo y un creciente marcado déficit
a partir del 2017 para atender los contratos de exportación y el mercado
interno.
En petróleo la situación es bastante similar pues la producción está declinando
con cada vez mayores importaciones de diesel por falta de exploración.
La renovación del contrato de gas a Brasil debe empezar antes que después.
Bolivia, para atraer inversiones inmediatas del orden de los 5,000 a 6,000
MMUSD debe reconstruir su marco legal y recuperar seguridad jurídica de
manera integral y dejar de hacer parches, para lo cual se necesita una
coherente Ley de Hidrocarburos y Decretos Reglamentarios de acuerdo con la
CPE.
Bolivia respira de las exportaciones de gas natural y líquidos asociados y el no
detonar fuertes inversiones en materia de hidrocarburos puede quebrantar muy
fácilmente su economía en el mediano a largo plazo.
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