En 10 años, la producción de petróleo en Cochabamba disminuyó en 75,64%
Hasta 2013, Cochabamba era el primer productor de petróleo del país, con 2 millones de barriles de crudo al año, pero en 2023 esa cifra cayó en 75,64 por ciento. Lo mismo ocurrió con el gas natural y el gas licuado de petróleo (GLP), informó la Secretaría de Minería e Hidrocarburos de la Gobernación con datos brindados por el Ministerio de Hidrocarburos.
De acuerdo con ese reporte, en 2013, Cochabamba produjo 2.138.652,94 de barriles de petróleo; mientras que el año pasado cayó a 520.905,73 barriles; es decir, 1.617.747,21 barriles menos, lo cual representa una baja del 75,64 por ciento. En lo que respecta al gas natural, en 2013, la producción fue de 29,8 millones de Unidades Térmicas Británicas y en 2023 ese volumen cayó a 7.349.339. La producción de GLP también bajó de 69.627 toneladas métricas en 2013 a 20.733 en 2023.
Asimismo, la cantidad de campos productores también disminuyó de 11 a 5 y el resto se cerrado por el agotamiento natural de la producción. Estos campos contaban con 118 pozos hidrocarburíferos hoy sólo 28 están en producción, 82 de ellos han sido cerrados (ver infografía).
A eso se suma que los pozos activos bajan diariamente su producción, pues en enero de 2023, Cochabamba produjo 47.794 barriles de petróleo, pero en diciembre de ese año la cifra cayó a 41.491, indicó el técnico en Hidrocarburos de la Gobernación, Pablo Camacho.
Estos campos son maduros, fueron descubiertos en las décadas de los 60 y los 80.
Esta situación preocupa a la Gobernación, pues las regalías hidrocarburíferas bajan cada año por la caída en la producción. En 2021, la regalía petrolera llegó a 40 millones de bolivianos; en 2022, fue de 45 millones de bolivianos, y en 2023, alcanzó los 37 millones de bolivianos. Estos ingresos disminuyeron a tal punto que han sido superados por la regalía minera, que llegó a 73 millones de bolivianos en 2023.
“Cochabamba está exportando poco, las regalías hidrocarburíferas son más altas cuando se exporta y es más baja cuando se vende al mercado interno, esto causó la baja. Cochabamba era un departamento granero, ahora los mismos agricultores se dedican a la minería. En Cocapata, los campesinos se han vuelto mineros porque en sus chacras ya no da la papa”, dijo el secretario de Minería e Hidrocarburos de la Gobernación, Eleuterio Galindo.
Camacho explicó que la demanda y consumo local de gas es alto en Cochabamba, por lo que se destina bastante volumen. “Por la venta de gas en el mercado local, el departamento recibe sólo 0,66 bolivianos por un millón de Unidades Térmicas Británicas (MMBTU); pero cuando se exporta el precio es de 6,6 dólares el MMBTU, esto quiere decir que mientras más se exporte hay más ingresos por regalías”.
La demanda del mercado interno depende de la industrialización, aumento del parque automotor, generación de energía o consumo domiciliario. Gran parte del gas de Cochabamba se destina a las termoeléctricas para la generación de electricidad y a la planta de urea; sin embargo, esta entrega no genera ninguna remuneración a la Gobernación, tampoco por la exportación de urea, explicó el técnico.
“Hemos pedido un informe (al Gobierno) de los pozos a perforar. Nos dicen que están haciendo, pero no explican detalladamente dónde y cuándo. También queremos saber cuánto hay para Cochabamba en tema exploratorio”, dijo Galindo.
Sobre el tema, el viceministro de Exploración y Explotación de Recursos Energéticos, Raúl Mayta, informó que ya en septiembre de 2023 se inició el proyecto de “Exploración, adquisición aerogravimétrica y aeromagnetometríca de la cuenca Madre de Dios llanura beniana”, que abarca una porción de la región noreste del departamento de Cochabamba. Este estudio forma parte de las tareas de exploración hidrocarburífera que ha iniciado el Gobierno y que podría derivar en la perforación de nuevos pozos hidrocarburíferos en Cochabamba.
El Plan de Reactivación del Upstream de YPFB apuntaba a desarrollar 36 proyectos exploratorios en Santa Cruz, Tarija, Chuquisaca, Cochabamba, La Paz y Pando, el cual se viene desarrollando desde 2021 hasta 2024. Este plan busca incrementar la producción de hidrocarburos y la reposición de reservas mediante la optimización de recursos existentes e inversiones en exploración y explotación.
Dentro de estos 36 proyectos exploratorios, sólo San Miguel X2 ST2, en Cochabamba, está contemplado dentro del Upstream.
