La reducción de las reservas de gas natural en Bolivia responde principalmente a la falta de incentivos económicos para atraer inversiones en exploración y no necesariamente al agotamiento de los recursos hidrocarburíferos, afirmó Raúl Velásquez, analista de la Fundación Jubileo.
El especialista atribuyó esta situación al actual régimen fiscal, que distribuye el 93% de la renta petrolera al Estado y deja solo el 7% a las empresas operadoras. A su juicio, estas condiciones reducen la rentabilidad de los proyectos y desincentivan la inversión privada.
La advertencia surge después de que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informara que las reservas certificadas de gas natural alcanzan los 2,3 trillones de pies cúbicos (TCF), el nivel más bajo de los últimos 20 años.
Velásquez también cuestionó la política de precios subsidiados que, durante aproximadamente dos décadas, mantuvo el gas natural en el mercado interno a un promedio de $us 1,30 por millón de BTU, frente a los cerca de $us 7 que representa el precio de exportación. Consideró que esta diferencia, sumada a la elevada carga tributaria, restó atractivo a las inversiones exploratorias.
El analista sostuvo que las reservas actuales corresponden principalmente a descubrimientos realizados durante la década de 1990 y señaló que desde 2003 no se registraron hallazgos de gran magnitud, con excepción del campo Incahuasi-Aquio. En su criterio, las políticas hidrocarburíferas y la Ley de Hidrocarburos no lograron generar condiciones para reponer los volúmenes consumidos.
Bolivia podría importar gas en dos o tres años
Velásquez advirtió que el país podría verse obligado a importar parte del gas natural que consume en un plazo de dos a tres años, debido a la disminución de la producción y al tiempo que demanda el desarrollo de nuevos campos.
Explicó que la puesta en producción de un proyecto hidrocarburífero puede tardar entre cinco y siete años, por lo que incluso un cambio inmediato en las condiciones de inversión no resolvería el problema en el corto plazo.
En ese escenario, Argentina podría convertirse en uno de los principales proveedores, aunque Bolivia tendría que competir por la disponibilidad del energético y la capacidad de transporte con otros compradores, como Brasil y Chile.
El especialista estimó que el gas importado podría costar entre $us 8 y $us 10 por millón de BTU durante el verano, mientras que en invierno el precio podría elevarse hasta un rango de $us 12 a $us 15, debido a las restricciones de oferta en Argentina.
Plantean una nueva política hidrocarburífera
Ante este panorama, el analista de Jubileo planteó la necesidad de aprobar una nueva ley de hidrocarburos que modifique las condiciones fiscales y económicas del sector para atraer capitales destinados a exploración y producción.
También consideró necesario invertir en la recuperación de campos existentes, aunque aclaró que estas operaciones requieren recursos y condiciones que permitan garantizar su rentabilidad.
Asimismo, señaló que una revisión de los precios subsidiados podría favorecer la incorporación de otras fuentes de generación eléctrica, como la hidroeléctrica, solar y eólica, que actualmente tienen dificultades para competir con las plantas termoeléctricas que utilizan gas a precios subvencionados.
Menores exportaciones reducirán el ingreso de divisas
Velásquez alertó que la caída de la producción y una eventual priorización del abastecimiento interno frente a los compromisos de exportación tendrán consecuencias sobre los ingresos económicos del país.
Según sus estimaciones, dejar de exportar gas podría representar una pérdida de aproximadamente $us 100 millones mensuales en divisas.
Además, explicó que el gas comercializado en el mercado interno genera regalías e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) calculados sobre un precio subsidiado de alrededor de $us 1,30 por millón de BTU, mientras que las exportaciones permiten obtener ingresos fiscales sobre valores cercanos a los $us 7.
Finalmente, Velásquez insistió en que Bolivia todavía cuenta con recursos hidrocarburíferos bajo tierra, pero necesita modificar las condiciones económicas y normativas para explorarlos y convertirlos en reservas certificadas. Afirmó que el problema no es que el gas se haya terminado, sino la falta de inversión para descubrir y desarrollar nuevos yacimientos.
Con información de Erbol
