reporteenergia.com.- El año 2000 Bolivia producía 15,57 MMmcd de gas natural y 31.408 bbls/d de petróleo, condensado y gasolina natural. En 2010, estas cifras se elevaron a 40,56 MMmcd de gas natural, en tanto que los líquidos subieron a 46.555 bbls/d. El año de la nacionalización de los hidrocarburos, 2006, producíamos 48.757 bbls/d de líquidos, en tanto que la producción de gas natural mantenía el nivel de 2005, es decir 40,24 MMmcd, según datos oficiales del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), para los meses más representativos.

La retrospectiva 2006 al 2010, nos muestra claramente que la producción de líquidos bajó en el periodo, en tanto que la de gas natural prácticamente se mantuvo en los mismos niveles, lo que demuestra que a pesar del incremento de inversión anunciado estos años en el sector, los niveles de producción se han  mantenido mostrando un cuadro poco alentador que deberá necesariamente modificarse a partir de 2012 o caeremos en la inercia y la crisis de las buenas intenciones.
Si bien entre 2005 a 2011, YPFB anunció inversiones que se multiplicaron de $US 247 Millones contabilizados en 2005 a $US 1.047 millones ejecutados hasta 2011, principalmente mejorando la infraestructura de producción, transporte y comercialización de hidrocarburos a nivel nacional, aún se producen volúmenes que alcanzan sólo para cubrir las demandas del mercado interno (8,75 MMmcd), el consumo de nuestros principales mercados, Brasil (26,21 MMmcd) y Argentina (10,39 MMmcd), en los días de mayor demanda (datos a Diciembre/11) y no es posible vislumbrar aún nuevos mercados que incentiven la producción. A esto se suma la ausencia de una norma que, tal como se lo planteara en el Figas de noviembre de 2011, esté alineada con la Constitución y mejore las condiciones de inversión para atraer capitales frescos a la industria.  Este ha sido un tema redundante en 2011 y parece que será recurrente en 2012 ya que a pesar del anuncio de nuevas inversiones en exploración, el proceso de producción es lento y no se prevé incrementar los volúmenes de manera considerable en la presente gestión, peor aún si consideramos que algunos prospectos exploratorios no han dado señales positivas y habrá que esperar necesariamente la conclusión de aquellos cuya expectativa es mayor aunque aún se encuentran en etapa de adquisición sísmica o con poco información como para agregarlos al inventario de reservas para mercados aún inciertos.
 El anuncio e inicio de construcción de las plantas de separación de Gran Chaco y Rio Grande, sumado a la ampliación de la capacidad de procesamiento de Margarita, con el agregado de un gasoducto como el Gija -que necesitará volúmenes adicionales para transportar-, nos muestran un escenario optimista, pero no de gran crecimiento para la industria. Los nuevos socios iraníes, vietnamitas o chinos, seguramente esperan que Gazprom (un socio relativamente nuevo en el país), obtenga resultados después de una larga peregrinación con resultados parciales poco alentadores o se evacúe finalmente una ley de hidrocarburos que, alineada a la CPE, otorgue las garantías y el incentivo para nuevas inversiones. Entre tanto, los socios indios del Mutún esperan por gas que no se tiene y su situación es, por decir lo menos, precaria en su relación contractual con la ESM por este y otros motivos que esperamos sean resueltos este año.
De todos modos, no pretendemos desterrar nuestra actitud optimista y auguramos ajustes estructurales que aceleren el crecimiento de la industria y la economía del país.