Caída de precios del gas y falta de exploración preocupan en Tarija

El precio internacional del barril de petróleo West Texas Intermediate (WTI), de referencia para América, toca mínimos y vuelve a los 50 dólares de 2017, cuando empezó a recuperarse de la crisis padecida entre 2014 y 2016. Descantado ya el “efecto fracking”, que multiplicó el energético disponible y tiró los precios, el impacto se atribuye a los conflictos en Oriente Medio entre Estados Unidos e Irán, y también, al coronavirus.

En Bolivia, mientras tanto, la producción se recupera ligeramente y ya supera los 50 millones de metros cúbicos de gas producidos al día, aunque el Ministerio se cuida de publicar los datos de exportación y ventas.

Desde la Gobernación ven con resignación la evolución del precio de los hidrocarburos, cuyo impacto es directo en los ingresos por regalías sobre lo efectivamente vendido tanto a Brasil como a Argentina. El presupuesto está ajustado a precios residuales del petróleo precisamente para poder contar con margen de acción en los reformulados, cuando la cotización excede lo presupuestado. En el periodo 2012 – 2014 los reformulados llegaron a inyectar más de mil millones de bolivianos al circulante departamental; en los siguientes años los reformulados fueron a la baja y en la actualidad apenas son perceptibles.

En la Gobernación quedan aproximadamente 1.400 millones de bolivianos comprometidos en obras para los que no se tiene financiación disponible, por lo que esos compromisos deben incorporarse en el Plan Operativo Anual (POA) de los siguientes años.

Sin renovación

Con la reducción de producción en San Alberto y la moderación en San Antonio, Tarija ha perdido peso en la producción nacional de gas y cuota también en los porcentajes de exportación. Desde Margarita se abastece prácticamente el total de las nominaciones de Argentina, mientras que San Antonio y San Alberto producían para el contrato de Brasil, cuyas nominaciones pueden recurrir ahora a Incahuasi para completar el pedido.

En Tarija se han reactivado algunos pozos en zonas tradicionales como Caiuga y Los Monos, algunos con técnicas de recuperación secundaria, pero los grandes prospectos han resultado fracasados, aunque no todos tienen ya el informe final.

Sobre el que más expectativa se generó fue precisamente el de Boyuy, ubicado en Caraparí y parte del bloque Caipipendi que opera Repsol. El pozo llegó a ser el más profundo de Sudamérica y tocó gas, pero no es comercial porque no puede fluir hasta la superficie en condiciones óptimas.

En paralelo, también se subió la expectativa respecto al pozo Jaguar X6, en Huacareta, al oeste de Entre Ríos. Van a hacer dos años desde que empezó a perforarse en mayo de 2018 y no se ha anunciado resultados, aunque sí que Shell seguirá perforando en el otro extremo del área, que ya es Chuquisaca.

Sin respuestas certeras está también el proyecto de Tariquía, tanto en San Telmo como en Astillero. El Gobierno anterior modificó el plan de manejo de la Reserva Natural dejando los pozos delineados fuera de la zona sensible. El actual Gobierno, cuyos miembros hicieron campaña en 2019 rechazando la exploración, mantiene los proyectos y busca interpretaciones que le permitan gestionarlo políticamente.

 
La planta Petroquímica de Yacuiba, en el olvido
El Ministerio de Hidrocarburos ha relegado la construcción de la planta petroquímica de Yacuiba. En diciembre se declaró desierto el concurso convocado por YPFB para adjudicar una actualización del Estudio de Ingeniería, sobre el que se generaron dudas en 2017.

El ministro Víctor Hugo Zamora también ha cuestionado la utilidad de la planta de urea en el Chapare, y ha valorado incluso su traslado a la frontera con Brasil, donde dice está el mercado potencial.