El 10 de noviembre de 2010, eg Gobierno bajó su cálculo acerca de las reservas de gas natural del país y las situó de 12,8 trillones de pies cúbicos (TCF) a 10,01 TCF por el consumo y exportación del energético desde el 2005 (2,79 TCF). Según el informe preliminar de Ryder Scott, la cifra coincide con la manejada por las petroleras que operan los cuatro megacampos del país (ver infografía).

El 8 de noviembre de 2010, el vicepresidente Álvaro García Linera anunció que el informe de la certificadora incluirá las reservas contempladas en los bloques Ipati y Aquio (del campo Incahuasi) y Río Grande. “De lo que nos vaya a dar la empresa (RS), hay que sumar estas otras reservas que están en estas otras áreas”, manifestó.

Campos. Según datos oficiales de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), en la anterior gestión, las reservas probadas de gas se incrementaron en al menos 1 TCF gracias al descubrimiento que hizo YPFB Andina en el área de contrato de Río Grande, ubicado al sureste del departamento de Santa Cruz.

Asimismo, la gestión registró nuevas reservas posibles, puesto que, según el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, los bloques Ipati y Aquio (ubicados en el subandino sur) contienen reservas estimadas de 3 TCF y la serranía de Sararenda (ubicada en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz) tiene un potencial de 1,2 TCF.

Este martes, el ministro de Hidrocarburos y Energía, José Luis Gutiérrez, ratificó que esta semana se presentará el informe final sobre las reservas.

En el informe se “explicará ampliamente el porqué del retraso y la variación (de la cantidad) en las reservas de gas, así como los inconvenientes (que tuvo la elaboración del informe)”, adelantó la autoridad, en declaraciones a la red Unitel.

En 2004, la firma D’Golyer & MacNaughton cuantificó las reservas de gas entre probadas, probables y posibles en 46 TCF. Sin embargo, un año después, la empresa redujo las mismas a 19 TCF. El entredicho obligó al Gobierno a buscar una nueva certificación con Ryder Scott.

El ex ministro de Hidrocarburos Guillermo Torres explicó que D’Golyer realizó el cálculo de las reservas utilizando parámetros “regionales” relacionados con la porosidad, la permeabilidad y el índice de saturación de agua “de los campos (gasíferos) de Tarija y del norte de Argentina”.

Los procedimientos de cuantificación que realizó D’Golyer estaban basados en “cálculos homogéneos”, pero los megacampos tienen diferencias estructurales: “unos son homogéneos, otros heterogéneos y otros fracturados”, explicó Gutiérrez.

En la nueva certificación, “esos procedimientos han cambiado”. Ahora, “estamos hablando de empresas internacionales de prestigio y que tienen los elementos y la tecnología para realizar los cálculos”, remarcó.

Ryder Scott fue contratada por el gobierno el 21 de septiembre de 2009 con el compromiso de entregar los resultados en ocho meses, pero tras una petición de ampliación en el plazo de entrega se estableció que el primer informe debía ser entregado en junio de 2010 y el final en agosto.

En 11 de agosto, Villegas aseguró que la certificación se haría conocer “en los últimos días de septiembre”, pero el 12 de octubre informó que la entrega se volvía a postergar.

De acuerdo con el Artículo 7 de la Ley de Desarrollo Sostenible del Sector de Hidrocarburos, Ley 3740, promulgada el 31 de agosto de 2007, YPFB está obligado a “publicar, hasta el 31 de marzo de cada año, el nivel de reservas certificadas existentes en el país al 1° de enero de dicho año”.

Reservas anunciadas en 2011. El 3 de marzo, YPFB informó que las petroleras YPF y Petrobras incursionarán, a través de la firma de convenios de estudio, en seis nuevas áreas hidrocarburíferas que tienen un potencial de 8,8 TCF.

El gas debe estar sujeto a planificación. El conocimiento de la cuantificación de reservas de gas natural debe ser complementario a un plan estratégico de producción, optimizado y racional de los campos que producen gas natural, pero lamentablemente, no creo que el gobierno haya elaborado uno.

Esto es importante, porque el plan tendría que definir cómo se producirán y desarrollarán los campos en los próximos 20 ó 40 años. De esta manera sabríamos cuánto se producirá, la proyección de crecimiento de la demanda del mercado interno y la cantidad requerida del energético por los compromisos de exportación a Brasil y a la Argentina.

Ésa es la única forma de planificar una estrategia e identificar cuándo podría haber un déficit y hacer coincidir los requerimientos de la demanda interna y de los compromisos de exportación.

Si hoy comenzamos con actividades serias de exploración hidrocarburífera, en siete u ocho años recién vamos a poder poner en línea la producción de los resultados de esa exploración; lo cual estaría ya a destiempo.

Por otro lado, se ha hecho muy poco trabajo para incorporar las reservas probables a las probadas, que en sí mejoran la calidad de la planificación por ser más precisas. ¿Por qué mantenemos reservas probables tan grandes, si se las puede pasar a reservas probadas haciendo una serie de trabajos e inversiones relativamente pequeñas para el sector que incluirían el costo por la perforación de un pozo?

Estos trabajos deberían realizarse principalmente en las áreas cercanas a los megacampos