Los ingresos de Bolivia, y del departamento de Tarija, particularmente, están reatados indiscutiblemente a la variación de los precios del barril WTI (West Texas Intermediate) dado que, como es sabido, la principal exportación de Bolivia –y de Tarija- es gas natural cuyos precios van “de la mano” del WTI. La producción promedio de gas de Bolivia es de cerca de 58 mmm3d (millón de metro cúbico día de gas natural), siendo que un aproximado de 70% de ese gas es producido en territorio de Tarija.
Está anunciada para el 30 la reunión del cártel de los poderosos miembros de OPEP la Organización de Países Exportadores de Petróleo, que intenta firmar un “acuerdo de caballeros” para reducir sus cuotas de producción (en algo así como 500 mil barril/día) para “estabilizar” en algo el mercado.
Ello ayudaría a mejorar y estimular “para arriba” los precios del barril.
Veremos que dice Arabia Saudita la “voz de mando” de OPEP que produce 10.63 millones de barriles por día (bpd). Además del cártel deben convencer a Rusia –y a la siempre reticente Irán- de que no suban cuotas de producción y sean, de alguna forma, parte del acuerdo.
Entre esa pretendida reducción de producción de petróleo de los grandes de OPEP (ahora 26.11.2016 en 47,92 USD) y la reducción de producción de gas de los megacampos de Tarija San Alberto y Sábalo, obviamente se debe mirar el panorama financiero de Bolivia –y, reiteramos, de Tarija- con especial énfasis.
El campo San Alberto viene con 16 años de producción de gas –alimentando al cupo de exportación a Brasil, principalmente y a Argentina- y generando ingresos para Bolivia, y renta para Tarija (regalías y otras); y Sábalo con 14 años de intensiva explotación de gas. San Alberto, en su mejor momento fue el 30% del volumen producido de gas natural.
Muchos expertos argumentan que el nivel de explotación de ambos campos, particularmente San Alberto –y también Margarita- han sido “excesivos” y fueron “sobre-explotados”. Hecho que el Poder Ejecutivo niega. Recientemente la operadora del pozo X-9 de San Alberto habría concluido operaciones de explotación en el mismo tras haberse agotado el gas natural (de allí se producía para exportar a Brasil). Cerró porque cayó su presión interna. En su mejor momento producía un promedio de 12 mmm3d (millones de metros cúbicos día) de gas natural. Si bien es cierto que con medidas técnicas se puede mantener y mejorar los índices de producción y el nivel (plateau) de producción mediante sistemas de compresión de pozos, también hay sistemas adicionales, como el reforzamiento de niveles de presión. Pero son paliativos.
El mensaje es claro: los mega campos han empezado a declinar sus niveles de producción, más allá de las explicaciones técnicas, más allá de las medidas paliativas o de “alargamiento” de vida útil de los mismos, lo que realmente interesa a Bolivia y a Tarija es estimular inversiones intensivas en exploración de nuevos bloques, estimular la participación de capitales privados en exploración, mejorar condiciones regulatorias y legislativas (nueva ley sectorial) y salir de la dependencia del rentismo. En tanto eso ocurra nuestras finanzas estarán pendientes de la producción de gas de Tarija, principalmente, que está en un punto más o menos estable para atender el mercado interno y los contratos externos y los precios del WTI.
Éstos días estaremos atentos, entonces, a las resoluciones de OPEP y a los niveles de producción de gas de nuestros campos. A mayor producción y mejor precio mejor ingreso para el país.
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