Antes de la nacionalización de los hidrocarburos, la producción de gas natural en Bolivia oscilaba aproximadamente en 30 MMm3/d, producción que el gobierno de ese entonces, tenía planificado exportarlo por puertos chilenos a un precio menor a un dólar por Millar de BTU; gracias a las nuevas políticas implementadas por el gobierno de Evo Morales, la producción fue incrementando de manera sostenida hasta llegar a una producción efectiva de 61 MMm3/d en el año 2014
El precio del WTI desde el 2007 hasta el 2014 oscilaba entre 80 y más de 100 dólares por barril, de manera sostenida, escenario que daba la garantía a YPFB y los productores de gas, de mantener un plan de inversiones que permita sostener e inclusive incrementar la producción de gas natural a través de la ejecución de proyectos exploratorios y de desarrollo.
Sin embargo, a partir del 2015 el precio del WTI descendió hasta 30 dólares, situación que generó a que las empresas productoras de hidrocarburos a nivel mundial decidieron reformular sus planes de inversiones reduciéndolas al mínimo. Bolivia no fue la excepción, dado que se paralizaron muchos proyectos de desarrollo y sobre todo proyectos exploratorios.
Durante el 2015, estaban en curso procesos de negociación de Contratos de Servicios Petroleros (CSP), que por la caída del precio de crudo, se paralizaron a razón de la inviabilidad económica que se proyectaba, lo cual impacto negativamente en la producción futura de Gas Natural, sumado a ello, la declinación natural de los campos productores. Ante este escenario, se implementó una estrategia (LEY DE INCENTIVOS), que permitió dar continuidad a la ejecución de proyectos en Exploración & Explotación para contrarrestar la declinación inminente de la producción de Gas Natural.
En el periodo 2015-2019, se tuvieron alrededor de 50 pozos descubridores de Gas Natural en los campos de Bulo Bulo, Junín, Curiche, Rio Grande, Boquerón, Patujusal, Yapacaní, La Peña, Huacaya, Humberto Suarez Roca, Caigua, Dorado, Sábalo, Colorado, Dorado Centro, Enconada, Dorado Sur, Incahuasi, Aquío; cuya producción fue incorporada de manera inmediata para su disposición en los mercados interno y de exportación.
Asimismo, en el periodo 2015-2019 se registró un incremento efectivo de más de 15 MMm3/día de manera progresiva. También, se desarrollaron proyectos que contrarrestaron la declinación natural de los campos San Alberto y Sábalo.
Considerando la declinación natural y el ciclo de vida de los campos de gas natural, en octubre del 2019 Bolivia tenía una capacidad de producción por encima de los 57,6 MMm3/día.
La tarea de YPFB es mantener, reponer e incrementar la producción de gas natural. Más aun cuando la coyuntura está a nuestro favor, nuestro mayor competidor el GNL, tiene un precio mucho mayor que nuestro gas; en el anterior quinquenio el GNL estaba muy por debajo del precio de nuestro gas, motivo del cual hubo bajas nominaciones.
Además, que hoy existen distribuidoras de gas natural en Brasil que quieren firmar contratos en firme, sin intermediarios, siendo un incentivo para mayores inversiones para incrementar la producción de gas natural.
Una de las acciones inmediatas es activar los 12 Contratos de Servicios Petroleros, ya aprobados por Asamblea Legislativa Plurinacional y que se encontraban en plena ejecución de la fase exploratoria, (hay que activarlos inmediatamente, sacar de la fuerza mayor, en otros seguir con la campaña exploratoria), además de otros proyectos ejecutándose por YPFB de manera directa (Sipotindi, Yarará, Gomero). El reto consiste en continuar con el ritmo de la actividad exploratoria a través de inversiones extrajeras y de manera directa a través de YPFB, siempre considerando una mesurada diversificación del riesgo.DIARIO ENERGÉTICO