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ÍNDICE Pág. 1. Introducción ...................................................................................................... 1 2. Antecedentes .................................................................................................... 2 3. Objetivos ........................................................................................................... 4 3.1 Objetivo General ............................................................................................. 4 3.2 Objetivos específicos ...................................................................................... 4 4. Marco teórico .................................................................................................... 4 4.1 Definiciones previas ........................................................................................ 4 4.1.1 Reservas....................................................................................................... 4 4.1.2 Reservas probadas....................................................................................... 5 4.1.3 Reservas probables ...................................................................................... 5 4.1.4 Reservas posibles ........................................................................................ 6 4.2 Certificación de reservas ................................................................................ 6 4.2.1 Certificación de las reservas de hidrocarburos en Bolivia ............................ 6 4.3 Proyecciones ................................................................................................ 16 5. Conclusiones .................................................................................................. 17

ANÁLISIS DE RESERVAS EN BOLIVIA 1.

Introducción

El gas natural es un energético que en la última década ha adquirido una importancia creciente en el mundo debido principalmente al incremento en la demanda por energías denominadas limpias, las abundantes reservas de gas descubiertas, la expansión de las redes de distribución y el avance de la tecnología. Bajo este contexto, Bolivia se constituye en un país estratégico por su alto nivel de reservas gasíferas aún no comprometidas, su situación geográfica dentro de América del Sur y la creciente demanda mundial por este energético. Por tanto, reviste particular interés consolidar este negocio como prioridad estratégica nacional. Bolivia es un país con pocas reservas de petróleo, pero cuenta con reservas de gas natural suficientes para cubrir su demanda interna del combustible y exportar una cantidad considerable. Dentro de los últimos 5 años se convirtió en la segunda potencia gasífera de Sudamérica. Las reservas de hidrocarburos son volúmenes de crudo y gas (hidrocarburos) acumulados en el subsuelo que se prevé serán recuperados para comercializarlos en el mercado nacional e internacional en una fecha previamente establecida. El valor de las reservas depende de las condiciones económicas de su extracción, esto es, lo que cuesta sacarlas del subsuelo (costo de extracción y producción), y de la tecnología requerida para extraerlas. La estimación de reservas consiste en un análisis e interpretación de diversas fuentes de información técnica y económica cuyos componentes derivan en la revisión y actualización de sus valores. Los valores de reservas de hidrocarburos son los indicadores más importantes de información que los gobiernos, el sector financiero y las empresas petroleras requieren para definir las acciones y asegurar la sustentabilidad de largo plazo. Las reservas de hidrocarburos son volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas 1

natural y líquidos del gas natural que pueden ser recuperados comercialmente de acumulaciones conocidas, y su estimación consiste en el análisis, revisión, actualización e interpretación de diversas fuentes de información técnica de los yacimientos en donde se encuentran almacenados, así como los aspectos económicos que influyen en su explotación. La estimación de las reservas por un lado permite entender como fue la explotación de los yacimientos en el pasado y, por otro lado pronosticar el comportamiento de estos mediante el análisis de las opciones técnicas y estrategias de ejecución propuestas para la explotación. La precisión de los valores de reservas depende de la cantidad y calidad de la información disponible, del proceso de análisis de la información utilizado, y de la experiencia y los criterios de los profesionistas que realizan los análisis; por lo que el establecimiento de metodologías y lineamientos para normar la estimación y clasificación de las mismas es fundamental para su correcta cuantificación y así garantizándose la certidumbre y transparencia en los volúmenes reportados. El petróleo y el gas natural siguen siendo en la actualidad las principales fuentes de energía disponible, por lo menos las más manejables, mejor adaptadas al empleo de toda clase de vehículos y generación de energía. 2.

Antecedentes

En los últimos años, el sector de hidrocarburos se ha constituido en el principal pilar de la economía boliviana, fundamentalmente por su importancia en los ingresos fiscales. Como consecuencia, el 2007, los montos recaudados por regalías e impuestos pagados por el sector representaban cerca de 56% de la recaudación estatal. El 2010, el sector hidrocarburos tuvo una participación cercana a 7% en el Producto Interno Bruto (PIB) y el gas natural exportado significó 43% del total de las exportaciones efectuadas por Bolivia. Asimismo, en mayo del 2006,el presidente Evo Morales emitió el Decreto Supremo N° 28701, de Nacionalización de los Hidrocarburos, el mismo que señala que todas las empresas que operan en el país están obligadas a entregar a YPFB toda su 2

producción; de igual manera, expresa que YPFB, a nombre y en representación del Estado boliviano ,asume la comercialización de los hidrocarburos, definiendo las condiciones, volúmenes y precios, tanto para el mercado interno como para la exportación e industrialización. Tras trece años de gobierno del Movimiento Al Socialismo (MAS), Bolivia continúa dependiendo de los ingresos por la exportación natural de gas a nuestros vecinos Brasil y Argentina. Este hecho ratifica nuestro cuestionamiento, a la alta dependencia de nuestra economía de la renta por la explotación de recursos naturales no-renovables, la misma que se exhibe vulnerable, por el comportamiento de los precios internacionales de las materias primas, como se apreció en los últimos años. A esta incertidumbre, deben sumarse las dificultades en la producción de gas que tiene el país. El gobierno aseguró que las reservas probadas de gas en Bolivia llegan a 10,7 TCF, sosteniendo que tenemos gas garantizado para proseguir con su exportación. A fines del mes de agosto del año 2017, la consultora canadiense Sproule International Limited presentó el informe “Cuantificación y Certificación de Reservas de Hidrocarburos en Bolivia al 31 de diciembre de 2017”. Esta certificación se realizó cuatro años después de la última que se había llevado a cabo por la también canadiense GLJ Petroleum Consultants, que había establecido un volumen de 10,45 Tcf (trillones de pies cúbicos, por sus siglas en inglés) para diciembre de 2013. Como se conoce, la certificación de reservas de hidrocarburos es una obligación de la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), establecida inicialmente mediante el Decreto Supremo (DS) 28397 de 6 de octubre de 2005, que aprobó el “Reglamento de Normas Técnicas y de Seguridad para las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos. Posteriormente, el gobierno de Evo Morales, mediante el DS 29219 de 8 de agosto de 2007, realizó la modificación del artículo 227 de dicho Reglamento referido específicamente a la certificación de reservas, aunque no cambió sustancialmente lo establecido por 3

aquel. El DS 29219 determinó que YPFB debería contratar a una empresa especializada para la “cuantificación y certificación de las reservas de hidrocarburos, en términos volumétricos y energéticos” al 31 de diciembre de cada año, la misma que incluiría la información general para Bolivia, así como la información detallada “por reservorio, campo y operador”. El plazo para que la empresa contratada emita los informes era el 30 de junio del año siguiente al de la certificación y la obligación de publicarlos correspondía a YPFB, lo que debería hacerse “tan pronto estén disponibles” los resultados de la certificación. 3.

Objetivos

3.1 Objetivo General Analizar las reservas certificadas de hidrocarburos de nuestro país bajo un estudio realizado por la consultora canadiense SPROULE. 3.2 Objetivos específicos  Estudiar las certificaciones de las reservas de hidrocarburos en Bolivia  Conocer los tipos de reservas que posee el país.  Evaluar las cifras de la cuantificación de las reservas.

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Marco teórico

4.1 Definiciones previas 4.1.1 Reservas Las reservas son cantidades de hidrocarburos que se considera que pueden ser recuperados comercialmente. Se define Reservas de gas natural (y líquidos condensados) al volumen estimado de estos hidrocarburos que se espera poder recuperar en el futuro de reservorios conocidos a partir de información geológica y de ingeniería, en las condiciones económicas actuales (de precios, costos, tasas de interés, tipo de cambio, impuestos, tasas y regalías, entre otras variables) con un nivel dado de tecnologías

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y el supuesto adicional de las mismas regulaciones legales, administrativas y ambientales 4.1.2 Reservas probadas Las reservas probadas son las cantidades de hidrocarburos que, por análisis de datos de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones. Son aquellas que existen en zonas conocidas y explotadas o sea que han sido descubiertas y desarrolladas, aunque no agotadas. Generalmente están en explotación al momento de su valoración e indican volúmenes de hidrocarburos que se pueden extraer inmediatamente, en base a las condiciones económicas del momento de la evaluación y a información que asegure mucha certeza. Las Reservas Comprobadas pueden ser definidas como aquellas cantidades de petróleo y/o gas que se estima pueden ser recuperadas en forma económica y con las técnicas disponibles, de acumulaciones conocidas (volúmenes in situ) a partir de los datos disponibles en el momento de la evaluación. 4.1.3 Reservas probables Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del estimado de reservas probadas mas las probables. Son las reservas que no disponen de la suficiente información geológica y de reservorios como para asegurar el volumen de fluidos a recuperar, aunque estén identificados los volúmenes del yacimiento en general. Son atribuidas a acumulaciones conocidas y cuya estimación se basa en información similar a la que se requiere para las reservas comprobadas, pero la certidumbre de su existencia no es suficiente para clasificarlas como tales.

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4.1.4 Reservas posibles Las reservas posibles son las reservas no probadas que el análisis de los datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se utilicen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser recuperadas serían iguales o excederían la suma de las reservas probadas mas probables y mas posibles. Están determinadas por la información elaborada disponible, pero no existe la seguridad ni de su volumen total, ni de las condiciones y cantidad de hidrocarburos que se pueden recobrar en forma económica. 4.2 Certificación de reservas A partir del D.S. Nº 24419 de 1999 dispuesto por el gobierno de Hugo Banzer Suárez.la certificación de reservas se define como el estudio que se realizan a los yacimientos o reservorios para determinar cuantitativamente las reservas probadas, probables y posibles, de petróleo y gas natural, que podría disponer un país para su consumo interno y externo. 4.2.1 Certificación de las reservas de hidrocarburos en Bolivia El informe de la certificación de reservas de hidrocarburos, realizado con datos a diciembre 2017 por la consultora canadiense Sproule International Limited, establece que las reservas probadas de gas natural son de 10,7 Trillones de Pies Cúbicos (TCF) y las reservas probadas de petróleo-condensado de 240,9 millones de barriles (MMbbl). La certificación incluye reservas Probadas (P1), reservas Probables (P2) y reservas Posibles (P3).

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4.2.2 Historia de las reservas de gas natural

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La evolución del nivel de reservas certificadas muestra un salto impresionante en el año 2000, cuando el total de reservas (probadas, probables y posibles), se triplicó, pasando de 14,05 Tcf a 49,82 Tcf. Ese incremento excepcional continuó los siguientes años hasta alcanzar su nivel más alto en el año 2003, con un total de 79,06 Tcf en 2003, para empezar a declinar al año siguiente. Durante todo ese primer lustro del nuevo siglo, la certificación de reseras estuvo a cargo de la firma DeGolyer & MacNaughton estadounidense que utilizó una clasificación más genérica que la utilizada por la Sproule International Limited que realizó la última certificación contratada por el actual gobierno. Sorpresivamente, en 2009 luego de declararse desiertas las licitaciones para contratar a una empresa certificadora los tres años previos , la certificación realizada por la empresa Ryder Scott, arrojó como resultado que las reservas habían caído abrupta y dramáticamente, pasando de un volumen récord de 63,96 Tcf para 2005 a sólo de 19,9 Tcf a diciembre de 2009. Esa enorme reducción de las reservas no 8

se ha explicado hasta ahora de manera consistente. Desde diferentes perspectivas e intereses, se han lanzado explicaciones que aluden, principalmente, a dos razones: la manipulación por parte de las empresas transnacionales del volumen de las reservas con el objetivo de valorizar sus acciones en las bolsas de valores externas y la excesiva e irresponsable explotación de gas al costo, inclusive, de dañar algunas estructuras geológicas y perder la posibilidad de recuperación de los hidrocarburos. La actual certificación realizada por la empresa canadiense Sproule International Limited, consigna un volumen de 10,7 Tcf (trillones de pies cúbicos) Reservas Probadas de gas natural, 12,5 Tcf de Reservas Probadas + Probables y 14,7 Tcf de Reservas Probadas + Probables + Posibles para el 31 de diciembre de 2017. Esta certificación, además, consistió en la evaluación de 60 campos productores de hidrocarburos y la consecuente asignación de reservas de gas para 37 campos. 4.2.3 Sostenibilidad de las reservas gasíferas De acuerdo a declaraciones de ejecutivos de la empresa certificadora Sproule, así como de autoridades del gobierno, el actual nivel de reservas podría calificarse de “excelente” debido a que su índice de vida sería de más de catorce años, tomando en cuenta los 10,7 Tcf y un consumo promedio anual de 0,7 Tcf. En efecto, si tomamos en cuenta la demanda comprometida en los dos contratos de exportación y la demanda interna anual promedio de los últimos cinco años, tenemos que el índice de vida de las actuales reservas sería de 14 años. Como se conoce, el contrato de exportación a Brasil estableció después de varias adendas un volumen total de 7,16 Tcf de gas natural que deberían ser entregados en el curso de veinte años, mientras que el contrato de exportación a Argentina, determinó un volumen total de 6,58 Tcf para veinte años. Por otro lado, la información oficial disponible da cuenta de que las exportaciones de gas natural a Brasil, desde el inicio del contrato hasta la fecha, han sumado 5,47 Tcf y las exportaciones a la Argentina, 1,31 Tcf.

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Entonces, si asumimos que Bolivia debería exportar cada año 0,59 Tcf a la Argentina hasta el 2026, que debería proveer anualmente 0,24 Tcf a Brasil para completar el saldo del compromiso en los siguientes siete años8 y que abastecería a la demanda interna con un volumen que crece anualmente a una tasa mínima de 4% las reservas de 10,7 Tcf se consumirían en 14 años.

En conclusión, las reservas probadas certificadas para diciembre de 2017, bajo el supuesto de una producción dirigida a cubrir la demanda externa comprometida hasta el 2026 y una demanda interna que crece a una tasa anual fija de 4%, se consumirían totalmente en el año 2031. Así, si se lograra firmar nuevos compromisos de exportación de una magnitud similar a la de los actuales contratos con Brasil y Argentina, las reservas no podrían solventar las exportaciones más que durante tres años, o sea hasta el 2029, pues a diciembre del 2026, año en que concluye el actual contrato con Argentina, las reservas sólo serían de 3,29 Tcf. y las reservas remanentes únicamente alcanzarían para cubrir por dos años más la provisión de una demanda interna reducida, es decir hasta el año 2031. Si la exportación de gas natural a esos países concluyera en 2026, el consumo interno de las reservas remanentes podría extenderse por unos seis años más. Consecuentemente, la tipificación de la empresa Sproule del actual nivel de las reservas como “excelente”, no guarda relación con sus verdaderas perspectivas cuando se toma en cuenta la dinámica real del mercado del gas boliviano y está lejos de garantizar la sostenibilidad de la producción gasífera y de las rentas que provee a la economía.

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4.2.4 Historia de las reservas de hidrocarburos líquidos En hidrocarburos líquidos, el informe certifica que Bolivia cuenta con 240,9 MMbbl de reservas probadas de petróleo-condensado, 56,6 MMbbl de reservas Probables y 78,4 MMbbl de reservas Posibles.

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4.2.5 Reservas probadas por participación de empresas estatales y transnacionales

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Inversión insuficiente en exploración Las posibilidades de que las reservas sean mayores o que, por lo menos, se mantengan en un nivel expectable, si no son resultado de la manipulación o la especulación dependen, en gran medida y de no mediar condiciones geológicas especiales, de la cantidad y calidad de las inversiones realizadas en la exploración. Por ello, vale la pena revisar las estadísticas del país al respecto. Lamentablemente la difusión de información errónea sobre la evolución del sector parece ser una estrategia gubernamental destinada a confundir a la opinión pública, a la que se quiere convencer de que los esfuerzos gubernamentales han sido enormes y bien dirigidos. Por ejemplo, en su afán de justificar su optimismo sobre el nivel de reservas, en abril de este año el ministro Alberto Sánchez afirmaba, sin aclarar los términos y los números, que “seguramente vamos a tener un número parecido a 10,45 Tcf, por qué, porque hemos invertido cerca de 11 mil millones de dólares, hemos perforado creo que 89 pozos exploratorios y 160 en desarrollo, hemos construido prácticamente plantas de gas, la capacidad de procesamiento hemos duplicado de 60 a 110, entonces ha sido una gestión muy importante”. Contrariamente, los datos oficiales dan cuenta de un nivel sustancialmente menor destinado a la exploración, tanto por parte de la empresa estatal como de las empresas operadoras. De acuerdo a la información oficial, las inversiones en el Upstream en los doce años de gobierno sumaron 8.463 millones de dólares y no 13.000 millones de dólares como señala, erróneamente, la agencia de noticias del gobierno. Los 13.000 millones corresponderían, en realidad, al total de inversiones en el sector, tanto en el Upstream como en el Downstream, como declaraba el Presidente de YPFB. Así, la inversión total en el Upstream significaría el 63% del total sectorial; en cambio, la inversión en exploración constituiría sólo el 16%, es decir 2.123 millones de dólares (Cuadro 2). La inversión acumulada durante estos últimos doce años en tareas de exploración y explotación, es relativamente mayor que la inversión realizada en los siete años del período 1998-2005, que sumó 3.080 millones de 13

dólares. En términos relativos, en el período anterior se invirtió un promedio anual de 385 millones de dólares, en cambio en el período del actual gobierno se invirtió 705 millones de dólares por año, en promedio. Sin embargo, lo que debe destacarse es la relación entre inversiones destinadas a exploración y a explotación: mientras en el período neoliberal las inversiones en exploración constituyeron el 49% del total y las inversiones en explotación el 51%, en el actual período de gobierno, las inversiones en exploración sólo fueron el 25% del total de inversiones en el Upstream, lo que vuelve a confirmar que las empresas operadoras aceleraron la monetización de las reservas hidrocarburíferas mediante la explotación y exportación, relegando a segundo plano la restitución y crecimiento de los yacimientos.

Como se puede ver, la mayoría de los pozos perforados fueron pozos de desarrollo, 122 de los 170, y sólo 48 fueron pozos exploratorios, lo que significa el 28% del total. Además, de los 48 pozos exploratorios, sólo el 52% resultó ser positivo; en cambio, en el caso de los pozos de desarrollo, el 88% fue positivo.

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Detalle de resultados de pozos exploratorios y de desarrollo

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4.3 Proyecciones estimadas Las reservas probadas de gas natural en el territorio boliviano podrían aumentar cerca de 20 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) hasta el año 2019, duplicando el volumen certificado en 2013 y que llega a 10,45TCF. El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, explicó que en la actualidad Bolivia cuenta con una reserva de alrededor de 11TCF con los nuevos descubrimientos que se realizaron durante el año 2015. En este marco, indicó que con el nuevo descubrimiento registrado en febrero del año 2018 por la petrolera española Repsol, que alcanza a un volumen de 4TCF,distribuido en tres prospectos exploratorios del bloque Caipipendi del departamento de Tarija: Ipaguazú, Boicobo y Boyuy, las reservas aumentaron a 15 (TCF) y si a este se suman otros 5TCF que se prevén añadir en los próximos cinco

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años, en el marco del plan inmediato de exploración de hidrocarburos, las reservas nacionales de gas natural totalizarían 20TCF. Entre el 2013, certificamos 10,45 TCF, a la fecha hemos consumido: el 2014, 0,65 TCF, el 2015, 0,78 TCF y el 2016, 0,75 TCF. Bolivia incrementó sus reservas de gas en 4.5 trillones de pies cúbicos (TCF) en diez años de la nacionalización de los hidrocarburos. En áreas con contratos de exploración: Curiche, Tajibo, Palo Marcado, Carrasco Este, Santa Rosa Este, Junín Este, Dorado Este que suman 0.3TCF, las reservas descubiertas en campos existentes que comprenden Iquiri Campo Río Grande, Iquiri Los Sauces , Margarita H3, Icla, Santa Rosa que incrementaron en 1.1 TCF y por reclasificación de reservas en los principales campos como Sábalo y Margarita, producto del desarrollo de estos campos, aumentaron las reservas en 1.83TCF. 5.

Conclusiones

Los niveles esperados de reservas probadas de gas se han reducido en forma dramática ante el infortunado fracaso de la política exploratoria cuyos resultados no han podido brindar ningún nuevo descubrimiento que pueda soportar una reposición de reservas. La fuerte reducción de reservas probadas de gas se debe a los altos volúmenes de producción de gas para cubrir el mercado nacional y el gas comprometido con Brasil y Argentina y la ausencia de descubrimientos de nuevos campos exploratorios. El esfuerzo exploratorio durante la década pasada ha sido mal planificado y mal ejecutado basada en la utilización de información residual del siglo pasado de los antiguos esfuerzos de YPFB sin una actualización adecuada con las mejores técnicas de la industria para mejoramiento de los modelos geológicos. En una década en que se tuvo la mejor renta petrolera de la historia, gracias a la gran subida de precios de los hidrocarburos, no se asignó proporcionalmente suficientes recursos a la fase exploratoria. Los esfuerzos exploratorios de 1483 millones de dólares en la década pasada, entre sísmica y perforaciones, resultan en un magro 17

promedio de 123MM$us por año, mal gastando una etapa que debió ser más intensa y de mejor calidad. En consecuencia, los resultados de los trabajos exploratorios fueron un fracaso rotundo y hasta la fecha no se ha descubierto ningún mega campo ni tampoco otros campos menores que pudiesen reponer reservas.

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