ALEJANDRO ZEGADA - En una misma semana se dieron a conocer dos llamativos hechos: el primero, que este año se pretende iniciar la construcción del gasoducto Incahuasi-Cochabamba (GIC), que permitirá además exportar gas a ultramar usando puertos peruanos; el segundo, la promulgación del Decreto Supremo 2366, que permite actividades petroleras dentro de Áreas Protegidas.
Estas noticias se dan en un contexto en el que la caída del precio del petróleo se empieza a sentir en las cuentas departamentales y nacionales, donde además se buscan nuevas alternativas a los dos mercados en los que se concentran las exportaciones del gas tarijeño, Argentina y Brasil, países que anunciaron que sus megaproyectos de Vaca Muerta y Presal respectivamente, pueden convertirles en autosuficientes en los próximos 20 años, prescindiendo del gas boliviano.
Un aditamento es el bajo nivel de reservas gasíferas que se arrastra desde hace años, acompañado de sucesivas gestiones con bajos niveles de exploración, pero de los que YPFB es consciente, por lo que ahora busca apresuradamente abrir nuevas áreas para actividades hidrocarburíferas.
Organismos como la Conferencia de las Naciones Unidas para el Comercio y el Desarrollo (UNCTAD por sus siglas en inglés), y el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), evidenciaron que Bolivia tiene una excesiva concentración de las exportaciones en pocos productos (mayormente primarios) y en pocos mercados.
La intención de conectar el gas boliviano con los ductos peruanos del Gasoducto Sur Andino para su posterior exportación a ultramar a través del Océano Pacífico marca un intento por diversificar los mercados para el gas, aunque hay quienes advierten que esto no significa un intento de diversificación de la economía nacional; pues la consigna parece seguir siendo exportar gas natural como materia prima.
Exploración en áreas protegidas
El 20 de mayo el Gobierno aprobó el Decreto Supremo 2366, que autoriza el desarrollo de actividades hidrocarburíferas en áreas protegidas del país.
Con esta medida se complementa un paquete de medidas destinadas a facilitar y agilizar la exploración petrolera en áreas protegidas, paquete compuesto por el DS 2298 de marzo de 2015, que transforma el proceso de consulta previa a pueblos indígenas a un trámite administrativo, y el DS 2195 de noviembre de 2014, que otorga compensación por impactos ambientales en TCOs.
De acuerdo con datos proporcionados por el investigador del Centro de Documentación e Información Bolivia (Cedib), Jorge Campanini, alrededor de 24 millones de hectáreas ya fueron dispuestas como parte de la nueva frontera petrolera que comprende alrededor del 22% del total del territorio nacional y que se superpone sobre 11 de las 22 Áreas Protegidas (AP) nacionales existentes en el país.
“Casi de inmediato iniciaron las negociaciones con las empresas transnacionales para suscribir contratos sobre áreas de la nueva frontera petrolera. Hasta el momento siete han culminado los procesos necesarios para su aprobación, y cinco de esos siete afectan Áreas Protegidas Nacionales”, detalla Campanini.
Según la ministra de Medio Ambiente, Alexandra Moreira, algunas áreas petroleras ya estaban catalogadas como potenciales “antes de establecerse el Sistema Nacional de Áreas Protegidas. Ya existían normas sobre las reservas hidrocarburíferas en zonas tradicionales y no tradicionales que albergan áreas protegidas”.
El exministro de hidrocarburos Álvaro Ríos considera que el DS 2366 es una medida “favorable porque el país necesita exploración, debemos avanzar en la exploración de esas áreas protegidas, adoptando medidas para evitar daños mayores al ambiente”, dijo.
Al respecto, el DS 2366 establece que se debe prever medidas ambientales adecuadas, con mayor atención en zonas de alta sensibilidad ecológica, para precautelar la conservación de los sistemas de vida de la Madre Tierra, y se obligaría a las empresas operadoras a destinar 1% del monto de inversión para el fortalecimiento del área protegida intervenida.
Asimismo, el decreto mantiene las restricciones a actividades hidrocarburíferas en lugares con categorías de Santuario y Monumento Natural, y en los sitios RAMSAR (un convenio internacional para la protección de humedales).
Sin embargo, Campanini advierte que actualmente “no existe ninguna Área Protegida nacional que tenga la categoría de Santuario y Monumento Natural, es decir de las 22 áreas que componen el sistema de Áreas Protegidas, todas estarían expeditas para que se desarrollen actividades petroleras, incluyendo las que por DS 24781 de 31 julio del 97 son consideradas de máxima protección: los parques nacionales”.
Mientras tanto, en Bolivia existen 11 sitios RAMSAR, entre los que destacan los lagos Titicaca, Poopó y Uru Uru, que sufren espeluznantes niveles de contaminación en la actualidad. También son sitios RAMSAR la cuenca del Tajzara en Tarija, y el Pantanal en Santa Cruz, entre otros.
Por otra parte, otro exministro de Hidrocarburos, Carlos Miranda, ha criticado la forma en que YPFB ha encarado las necesidades exploratorias: “La perforación diseminada en diferentes cuencas no muestra una política en busca de objetivos geológicos definidos y da la sensación de una reacción desesperada de perforar indiscriminadamente pozos exploratorios con la esperanza de que alguno de ellos logre localizar un campo y futuras producciones”
Miranda considera también que YPFB necesita “un programa sistemático de exploración en el área no tradicional”, debido a que “por setenta años hemos perforado el área tradicional y creo que estamos muy cerca de su total rendimiento”, dijo.
Despegue industrial
Los pasados años estuvieron caracterizados por incrementos en los volúmenes de gas exportados a Argentina y Brasil, mientras la provisión de gas para el crecimiento de las industrias bolivianas se vio postergada, pues los principales gasoductos van al exterior.
La Cámara Nacional de Industrias (CNI), empresarios y analistas como Álvaro Ríos y Juan Carlos Zuleta, advertían de la urgencia de ductos de alta capacidad para transportar gas natural hasta los centros de producción dentro del país, así como para desarrollar la atrasada industria del litio y potasio en el salar de Uyuni, cosa que Argentina ya comenzó a hacer con el gas que recibe de Bolivia.
El anuncio del GIC, cuya conclusión se prevé para el segundo semestre de 2017, puede ser el comienzo del fin de esta situación. El ducto, de 24 pulgadas y una extensión de 240 kilómetros, sería uno de los de mayor longitud y diámetro en Bolivia, comparable sólo con los gasoductos que llevan el gas a Brasil (32 pulgadas) y Argentina (30 pulgadas).
Según informó el presidente de YPFB Transporte, Christian Inchauste, el GIC “permitirá que Bolivia tenga un gasoducto troncal de gran tamaño, con una capacidad de 16 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), ya que estimamos que la demanda del país a finales de la década rondará los 20 MMmcd”. Actualmente Brasil consume 32 MMmcd de gas boliviano, Argentina unos 17 MMmcd, mientras que Bolivia demanda unos 12 MMmcd, según el Gobierno.
Se espera que el GIC pueda finalmente permitir el acceso al gas en regiones donde hasta ahora no ha llegado, para que finalmente coadyuve con el desarrollo de diversas industrias e impulse un aceleramiento del cambio de matriz energética.
Exportar a ultramar, ¿otro Pacific LNG?
Desde al menos principios de 2014, los gobiernos de Bolivia y Perú trabajaron un pacto estratégico para exportar gas boliviano a través de un puerto peruano (probablemente Ilo), y en las últimas semanas se ha avanzado en varios asuntos bilaterales entre el gabinete de Evo Morales y el de Ollanta Humala.
El ahora fallecido expresidente de YPFB, Carlos Villegas, afirmaba en febrero de 2014 que “nuestra única posibilidad de exportar es través del LNG (Gas Natural Licuado)”.
Una posibilidad similar se exploró los años 2002 y 2003, cuando el gobierno de Gonzalo Sánchez de Lozada planteaba el proyecto Pacific LNG: un macroproyecto de exportación de gas a las costas de México y Estados Unidos a través de Chile, con el que se pensaba exportar una cantidad similar a la que actualmente se exporta a Brasil y a Argentina juntos, unos 50 MMmcd.
Sin embargo, ese proyecto fue rechazado por la población boliviana debido a las desventajosas condiciones y por el hecho de que el gas pase por Chile, con el riesgo de que el vecino país utilice ese gas para sus propias necesidades y ventajas.
Además de la diferencia de reservas entre aquella época y la actual (más de 55 Trillones de Pies Cúbicos,TCF, frente a los poco más de 11 TCF certificadas actualmente, diferencia creada “artificialmente”, según varios expertos), un aspecto controversial estaba referido al precio de exportación.
El tema sigue siendo un factor clave en la actualidad. El precio actual del gas en EEUU está por debajo de los 3 dólares. El Henry Hub está a 2.82 dólares/millón de BTU. Según la Comisión Federal de Regulación de la Energía (FERC) de EEUU, el precio de importación de LNG está a 2,50 dólares/MMBTU en Lake Charles (EEUU), 7,38 dólares/MMBTU en Altamira (México) y 7,30 en China.
Mientras tanto, el precio de exportación a Argentina cayó en la actualidad hasta los 8.3 $us/MMBTU, y a 6.3 $us/MMBTU a Brasil. El precio de exportación a estos mercados no está directamevnte relacionado al precio internacional del gas natural, sino al precio internacional del petróleo a través de una canasta de fuel oils.
Gasoducto a Perú, ¿con o sin las plantas separadoras?
Un punto que no ha quedado claro es si la exportación a Perú y a ultramar a través de puertos peruanos será de gas seco o gas húmedo. Las plantas separadoras se encuentran en las fronteras con Brasil (Río Grande) y Argentina (Gran Chaco “Carlos Villegas”), y servirán para alimentar de etano y propano a las futuras plantas petroquímicas en los departamentos de Tarija y Santa Cruz.
Según la información oficial, la fase I del GIC contempla conectar el campo Incahuasi, donde está la planta de producción operada por la transnacional francesa TOTAL Bolivie, con la estación de Compresión de YPFB Transporte en Tapirani (Chuquisaca).
La fase II contempla conectar Tapirani con Huayñacota, que es la principal estación de compresión, de recepción y entrega de gas natural para los mercados de Cochabamba, Oruro y La Paz, ubicada en Cochabamba.
Como se ve, el trayecto proyectado del GIC no pasa por ninguna de las plantas separadoras, y al menos en la fase actual, de ingeniería básica, tampoco se ha informado sobre algún plan de construir nuevas plantas separadoras en la frontera con Perú ni en otras regiones de Bolivia.
Cabe por tanto la interrogante de si es que los futuros potenciales mercados serán abastecidos con gas seco o gas húmedo, así como los precios a los que se pretende negociar el energético. Si se decide construir plantas separadoras, ¿serán financiadas por Bolivia, por Perú o por ambos?
¿Qué industrias petroquímicas se pueden generar en las fronteras con Perú? Considerando la cercanía a esos puertos, se podría pensar en nuevos mercados a ultramar no sólo para el gas como materia prima, sino también para nuevos productos petroquímicos con mayor valor agregado.
Todas las Áreas Protegidas pueden ser exploradas
“No existe ninguna Área Protegida nacional que tenga la categoría de Santuario y Monumento Natural, es decir de las 22 áreas que componen el sistema de Áreas Protegidas, todas estarían expeditas para que se desarrollen actividades petroleras, los parques nacionales”, detalla Campanini.
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