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Tecnoil • Bolivia. La política endiablada

El diablo metió la cola en la política boliviana, porque el gobierno de Evo Morales y las prefecturas de la llamada «media luna» no logran ponerse de acuerdo. Ante la suma de conflictos, ambos contendientes le han pedido a la Iglesia que sea la encargada
Informe del Observatorio Boliviano de Industrias Extractivas.

«EL MERCADO INTERNO FUE ENVIADO AL SACRIFICIO»

El Observatorio Boliviano de Industrias Estractivas (OBIE) presentó un informe llamado «La crisis al ritmo de las petroleras; el sacrificio del mercado interno». El trabajo hace hincapié en las falencias y la insuficiencia de la distribución de gas natural para el mercado interno, ya que -según señala el Observatorio- se privilegió en todo momento la exportación. Remarca además los cuellos de botella que se generan entre la oferta y la demanda a nivel interno, y que los nuevos contratos deslindan a las empresas de la obligación de explorar. Tecnoil presenta una síntesis del trabajo elaborado por el OBIE.

«Caída libre para las inversiones»

«Si se analiza el nivel de inversiones entre 1997 y 2006 -indica el OBIE-, se destacan los años 1998 y 1999 con 604 y 580 millones de dólares respectivamente. Desde 2000, las inversiones tendieron a disminuir llegando en 2006 a 198 millones. En todo momento se ha privilegiado la inversión en explotación de hidrocarburos para la exportación hacia Brasil y Argentina.

«Durante 2006 se perforaron solamente 9 pozos, una cifra baja comparada con los 65 pozos de 1999. Luego de asegurar mayores yacimientos y la provisión de la exportación a Brasil y la Argentina, las compañías petroleras dejaron de hacer inversiones en nuevos desarrollos. Esta situación se viene arrastrando desde 2003, año en el que Bolivia tuvo el pico máximo de reservas probadas: 28,7 TCF. En 2005, habían bajado a 26,7 TCF y al primer trimestre de 2007 descendieron hasta 19,3 TCF.

«Según la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), se precisan inversiones de 8.000 millones de dólares durante los próximos cinco años, para garantizar el suministro de gas a los mercados externos -Brasil y Argentina- y al mercado local. Esta cifra incluye todo el proceso de la cadena productiva -explotación, refinación, desarrollo, transporte y comercialización-. El upstream demanda entre 3.000 y 3.500 millones de dólares mientras que el transporte, la refinación y la infraestructura para el uso de los hidrocarburos líquidos requieren 5.000 millones.

«El destino de las inversiones»

Según el informe del OBIE, «en septiembre de 2007, las petroleras presentaron sus planes de inversión para ese año: se comprometían a invertir 587 millones de dólares; 333 millones -un 57%- en mantenimiento de la infraestructura y gastos administrativos; en tanto que sólo 254 millones, un 43%, se utilizarían para el desarrollo productivo de los campos petroleros. Este monto sólo alcanza para perforar entre 5 y 10 pozos, cantidad absolutamente insuficiente para mantener los actuales niveles de producción. Para cumplir los compromisos con la Argentina se requieren aproximadamente 35 pozos; el costo calculado de cada uno de ellos oscila entre 25 y 50 millones de dólares.

Las inversiones comprometidas en los contratos de operación para 2008 alcanzan los 967 millones de dólares, cifra que superaría los 600 millones de dólares invertidos en 1998, una de los años de mayor inversión por efecto de la capitalización. Pese a ello, Bolivia no logrará cumplir los contratos de exportación de gas natural a Brasil y Argentina. Estos compromisos de inversión reconfirman la acelerada monetización de las reservas, puesto que para incrementar la producción de reservas existentes destinan 832,7 millones de dólares (92%) y en la búsqueda de nuevo gas sólo 43,82 millones de dólares (5%).

«En materia de transporte, Transredes invertirá 170 millones de dólares en la construcción de los gasoductos Carrasco-Cochabamba, Gasoducto al Altiplano (GAA) Fase IIIb, Villamontes, Tarija Fase II, Interconexión Campo Percheles GAA, Proyecto interconexión Oleoducto OCSII, Campo Percheles Líquidos y Construcción Loop Lateral Vuelta Grande.

«Por su parte, YPFB tiene programado invertir 182 millones de dólares en redes domiciliarias, compra de camiones cisternas, vehículos de transporte de GLP, arreglo de surtidores y engarrafadoras. YPFB Refinación, en tanto, invertirá 36 millones de dólares.

«Las limitaciones de YPFB»

«En 80 años -describe el OBIE- tan solo el 17% del territorio boliviano fue objeto de tareas de exploración, a pesar de que un 48,7% de la extensión del país es considerada zona de interés hidrocarburífero. Las petroleras apenas lograron abarcar el 2,63% de la extensión; el 40,83% es área libre; el 7,87% ha sido parcelada y sólo el 5,24% está considerada área reservada. Debido a que los nuevos contratos petroleros no exigen a las empresas invertir en exploración, YPFB ha sido conminada a asumir esta responsabilidad, que es la fase de mayor riesgo en la cadena productiva.

«Si bien se ampliaron las áreas de interés hidrocarburífero a favor de YPFB para que la estatal petrolera desarrolle actividades de exploración por iniciativa propia o a través de contratos de asociación, la estatal no está en condiciones técnicas y económicas para hacer efectivas estas tareas. YPFB debe asumir los riesgos y devolver a las petroleras los costos en la exploración en función de la participación accionaria si el proyecto pasa a la fase de producción.

Las alianzas de YPFB

La entidad expresa además que «la política de exploración del actual gobierno apunta a adjudicar 8.109.630 hectáreas potencialmente productoras de gas y petróleo en zonas libres bajo tuición de YPFB, por lo cual busca establecer convenios con empresas petroleras estatales o privadas para conformar Sociedades de Economía Mixta y suscribir contratos de exploración y explotación de áreas reservadas. Dos de ellos se acaban de firmar recientemente y tienen como protagonistas a YPFB y a la empresa estatal venezolana PDVSA.

Se trata de la sociedad mixta YPFB-Petroandina. La inversión inicial en las zonas tradicionales de Tarija, Santa Cruz y Chuquisaca superaría los 600 millones de dólares, y en las no tradicionales de La Paz, Beni y Cochabamba sería de 117 millones de dólares. Ahora estos contratos deberán pasar por el Congreso para ser aprobados.

Acuerdo Petrobras-Total

«Por otra parte, la empresa GTL Internacional, junto a la india Jindal, tiene previsto hacer trabajos de exploración de petróleo en el bloque del río Beni, ubicado entre los departamentos La Paz, Beni y Pando.

«Los acuerdos con Petrobras -describe el OBIE- para que la empresa brasileña retome inversiones suspendidas debido al proceso de nacionalización de los hidrocarburos iniciado por el gobierno de Evo Morales en 2006, abren la posibilidad de que esta compañía tome el control del campo Itaú, actualmente en manos de Total. Petrobras tiene así el liderazgo en la producción de hidrocarburos. Actualmente, está a cargo del 45,6% de las reservas de gas natural y 39,5% de petróleo en Bolivia. Petrobras junto a Total tienen previsto conformar una sociedad anónima mixta con el objetivo de trabajar juntos nuevas áreas de exploración y explotación. Las primeras acciones se concentrarían en Carahuaycho, Astillero, Cedro y Hacareta.

Una demanda interna creciente

«En 2006, el consumo del mercado interno fue de 5,22 millones de metros cúbicos día. Las plantas de generación termoeléctricas consumieron el 44,13%, el sector industrial 25,69%, el consumo vehicular (GNV) 9,94% y el gas doméstico significó solo un 1,19%», enfatiza el Observatorio.

«Las restricciones de gas natural, debido a la falta de producción e insuficiente capacidad de transporte, afectan principalmente a la industria, sobre todo en el occidente y sur del país. En 2006, este sector consumió 1,34 millón de metros cúbicos diarios; en 2007 llegó a 1,39 y se prevé que en 2012 estará en 1,66. Por su parte, el consumo de gas en el parque automotor se ha incrementado notablemente. En 2006, fue de 0,28 millón de metros cúbicos diarios; en 2007 llegó a 0,39 millón y para 2012 se proyecta 1,54 millón.

Los desafíos de la industria

«El sistema eléctrico interconectado nacional en Bolivia tiene una potencia efectiva de 1.140 MW; sin embargo, en 2007 la oferta de energía eléctrica llegó apenas a 936 MW, en tanto que la demanda bordeó los 833 MW. Esta restricción de la oferta se contrapone con un creciente aumento de la demanda de sectores como la construcción, la minería y la industria.

«El gran desafío de la industria boliviana es duplicar su producción de gas: llevarla a más de 80 millones de metros cúbicos diarios hacia 2012. Este es el volumen que necesita para cumplir con sus compromisos externos -Brasil y la Argentina- y abastecer el mercado interno. Brasil demanda 30 millones, por el contrato GSA; Cuiabá: 2,2 millones (puede subir a 4 millones) y Comgas 0,68 millón; Argentina: 27,7 millones; Mutún: de 8 a 10 millones, y el mercado interno: 8,51 millones.

«Para cubrir los volúmenes comprometidos durante 2007, la capacidad productiva debió haber estado por encima de los 47 millones de metros cúbicos diarios. Sin embargo, la capacidad productiva llegó apenas a 41 millones. Esta cifra se vio disminuida por problemas de inundación de uno de los pozos del campo Margarita y el mantenimiento del campo San Antonio, por lo cual descendió a 38,5 millones de metros cúbicos en setiembre. Se prevé que el racionamiento en 2008 será progresivo y los sectores productivos se verán afectados, así como los de servicio y transporte», indica el informe.

La Paz: solo el 2% va a la red domiciliaria

«La red de Transredes se divide en dos sistemas: Norte y Sur. El primero conecta las ciudades de La Paz, Oruro y Santa Cruz, con capacidad de 6 millones de metros cúbicos de gas diarios. Dentro de este sistema, el Gasoducto al Altiplano (GAA) es el más importante, ya que abastece a La Paz, Oruro y Cochabamba. Con inversiones que alcanzaron los 70 de millones de dólares, la capacidad del GAA se amplió de 1,26 a 2,22 millones de metros cúbicos. Se estima que las empresas de La Paz, en especial la cementera Soboce, consumen el 90% del gas natural, en tanto que sólo el 2% se destina a la red domiciliaria y a los vehículos. El resto es entregado al sector comercial.

«Transredes construirá el gasoducto Carrasco-Cochabamba (GCC) para contrarrestar el desabastecimiento energético interno en el mediano plazo. Se prevé invertir entre 70 y 100 millones de dólares. La obra, que debería estar terminada a fines de este año, tendrá una extensión de 250 kilómetros y una capacidad de transporte de 3,67 millones de metros cúbicos diarios sin compresión, y 5,08 millones con compresión», describe el informe.

Cuello de botella en los gasoductos internos

El OBIE señala que «a pesar de contar con las mayores reservas de gas natural en el país, Tarija sufre también el desabastecimiento, debido a la incapacidad de transporte del Gasoducto Villamontes-Tarija (GVT).

«Con 0,21 millón de metros cúbicos día, el GVT se encuentra al límite de su capacidad, y se está diseñando un plan de ampliaciones. La primera fase de las obras permitirá incrementar los volúmenes de gas hacia Tarija a 0,20 millón de metros cúbicos diarios; una segunda ampliación, que requiere 20,9 millones de dólares, permitirá transportar 0,39 millón de metros cúbicos diarios. En una tercera fase, la capacidad del ducto se ampliaría a 1,47 millón de metros cúbicos día.

«El Sistema Sur atiende a las ciudades de Sucre, Potosí y Tarija con una longitud aproximada de 1.700 kilómetros. Su tramo más importante se origina en Yacuiba, con un ducto de 36 pulgadas de diámetro y 440 kilómetros que llegan a la localidad de Río Grande, en Santa Cruz. Está próximo a las nuevas reservas de gas descubiertas en los campos Margarita, Itaú y San Alberto en la región del Gran Chaco. Con la finalidad de cubrir los volúmenes de exportación comprometidos con Brasil y adicionales, se proyecta expandir el Gasoducto Sur hasta alcanzar los 40 millones de metros cúbicos diarios en los próximos años. Sin embargo, con la realización de dichas ampliaciones -indica el OBIE- no se logrará el objetivo de cambiar la matriz energética, generar la energía necesaria para el país, un beneficio para la industria y la masificación del uso ciudadano del gas, a través del gas domiciliario, gas vehicular u otros programas de prioridad nacional.

Según el OBIE, las diferencias de dimensión de las redes internas y de exportación, evidencian el bajo nivel de de-sarrollo del mercado interno: El gasoducto Bolivia-Brasil tiene una extensión de 3.150 kilómetros, un diámetro de 32 pulgadas y una capacidad plena de transporte de 30 millones de metros cúbicos. Por su parte, el gasoducto Yacuiba-Río Grande (Gasyrg) tiene capacidad para transportar 34 millones de metros cúbicos -sin loop-; un diámetro de 32 pulgadas y 432 kilómetros de longitud; el mismo parte de Yacuiba y concluye en la planta de compresión de Río Grande (enlace del gasoducto Bolivia Brasil).

Combustibles subsidiados

«La ausencia de inversiones destinadas a la exploración y desarrollo de nuevos campos reduce cada vez más la capacidad productiva de los recursos hidrocarburíferos en el país. Una prueba es la declinación en la producción de gas licuado de petróleo de los campos de Santa Cruz y Tarija, como Río Grande, Colpa, Caranda y Escondida. Mientras la producción boliviana de GLP se ha mantenido constante y ha alcanzado las 990 toneladas diarias, la demanda crece a un ritmo anual de 4,6% llegando a las 1.036 toneladas diarias; o sea, 4.600 garrafas. Hay un déficit de 46 toneladas a junio de 2007.

«Debido a que ambos combustibles están subvencionados por el Estado, el gobierno se ve obligado a importar diesel y GLP. El subsidio en 2007 fue de 187 millones de dólares -160 al diesel, y 27 millones al GLP. Según el ministro de Hacienda, Luis Arce, en 2008 la subvención del diesel sobrepasará los 250 millones de dólares a causa del aumento constante del precio internacional del petróleo.

«En 2007, el Gobierno anunció la importación de 45 toneladas diarias de GLP desde Venezuela, incluso a un precio mayor que el internacional: 920 dólares la tonelada. Por las 45 toneladas el Estado boliviano pagaría 41.500 dólares, a lo que se debe descontar la subvención para el mercado interno: 12.600 dólares. De esta manera, la subvención debería costarle al Estado 28.800 dólares diarios; 892.800 dólares durante un mes.

La región más beneficiada con el subsidio al diesel es Santa Cruz. En 2006, se destinó más de un 40% de la producción disponible a este departamento y en 2007 el 50%, debido al crecimiento de la frontera agrícola.

«La Paz, con el 21%, y Cochabamba, con el 16%, son los departamentos que luego de Santa Cruz consumen un mayor porcentaje de energéticos. El ministro interino de Hidrocarburos, William Donaire, precisó que en la actualidad el país produce entre 13.000 y 14.000 barriles por día y necesita importar al menos 8.000 barriles para atender la demanda interna.

«Las petroleras, sin obligación de invertir en exploración»

«La actual incapacidad productiva de las empresas petroleras -remarca el OBIE- ha complicado el cumplimiento de los compromisos de exportación de gas natural asumidos con Brasil, Argentina, y de atención al mercado interno boliviano. Esta acción deliberada de las petroleras presiona al Gobierno para obtener mayores ventajas, ya que no están satisfechos con los nuevos contratos, pese a que se les ha otorgado seguridad jurídica, mercados seguros de 80 millones de metros cúbicos diarios de gas natural y la mejora de los precios de exportación.

«Las medidas adoptadas por el gobierno no modificaron sustancialmente la política hidrocarburífera asumida en las gestiones anteriores. El control de la producción continúa en manos de las petroleras, debido a que la solución de la crisis energética tendrá que esperar hasta 2009, año en que estas estarían en condiciones de mejorar su producción y cumplir con los compromisos de exportación, cubriendo, de alguna manera, la demanda del mercado interno.

«Con los nuevos contratos las empresas han logrado mantener la posesión de las reservas de hidrocarburos suficientes para la exportación durante los próximos 20 años. Por eso, son las petroleras las que definen los ritmos de las inversiones que realizan con el fin de monetizarlas a su conveniencia. Las empresas -señala el Instituto- ajustan sus inversiones al volumen de exportación ya comprometido, sin hacer ningún esfuerzo que aminore los efectos de la crisis energética que afecta al país.

«Con la suscripción de los nuevos contratos, el negocio de los hidrocarburos sigue supeditado a las inversiones que realicen las petroleras. A través de los contratos se deslindó a las petroleras de la obligación de invertir en exploración y explotación. Las petroleras, por su parte, arguyen falta de seguridad jurídica. Sin embargo, pese a un escenario que las empresas consideran desfavorable y la proliferación de los conflictos sociales, su producción continúa rumbo a mercados seguros del exterior».

¿Qué es el OBIE?

El Observatorio Boliviano de Industrias Extractivas fue creado en 2004 y forma parte del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (CEDLA). Este centro, fundado en 1985, es una asociación civil privada sin fines de lucro, con sede en La Paz. Se trata de un centro de investigación que genera y difunde conocimiento crítico sobre la problemática laboral con incidencia en el debate público y en la acción de los trabajadores y sus organizaciones. En el OBIE se desempeñan economistas y sociólogos especialistas en recursos naturales. A través de sus investigaciones, viene analizando el panorama de la industria hidrocarburífera en Bolivia. Se destacan entre los múltiples trabajos realizados: IDH. Un impuesto definido por intereses regionales y políticos; Contratos petroleros. Los costos recuperables devuelven todo a las petroleras. Crecimiento de la economía y generación de empleo en Bolivia.
Web: www.cedla.org.

Contrato Bolivia-Argentina.

FALTAN GARANTIAS PARA PRODUCTORES Y COMPRADORES

Por María Norah Zubieta V. G.

En dialogó con Tecnoil, Carlos Delius, director de Kaiser, empresa de servicios petroleros que opera en Bolivia y el norte argentino, se refirió al panorama boliviano en materia de hidrocarburos. En el contexto de un escenario caracterizado por los escasos avances en las inversiones necesarias para aumentar la producción y una situación política de impredecibles consecuencias, el gobierno boliviano encuentra enormes dificultades para poner en funcionamiento a YPFB y encauzar al sector gasífero. Delius enfatiza, por otra parte, la necesidad de viabilizar el contrato de gas con la Argentina y para ello YPFB y Enarsa deben trabajar duro.

El sector de hidrocarburos en Bolivia se encuentra en un cuello de botella para poder cumplir con sus compromisos de exportación.

¿Cómo observa usted este panorama?

Bolivia tiene el potencial geológico para poder cumplir los compromisos, pero aún no se han dado las inversiones necesarias. Cuando el proyecto de exportación de gas a Argentina se anunció en 2006, se había planeado hacerlo en cinco años y ya hemos perdido casi dos años. Se iba a instrumentar una asignación de mercados, la base para que las empresas empiecen a armar toda su cadena para garantizar sus inversiones. Esta es una tarea inconclusa del gobierno boliviano, pero también del gobierno argentino. YPFB y Enarsa tienen la tarea pendiente de estructurar un contrato como fue el anterior con la Argentina, que tenía un esquema fiduciario con el Banco Mundial de por medio. O como el contrato con Brasil, donde hay garantías take or pay; las empresas tienen garantía back to back con YPFB. Además, Petrobras como comprador también garantiza que va a tomar ese gas. Eso todavía no ha ocurrido en el contrato con Argentina.

¿Entonces, es un contrato con falencias?

No. Lo conozco muy bien y es un buen contrato, pero tiene que ser mejorado. Se dice que no sirve, que no se puede financiar y no es así; pero requiere cambios. Si usted compara este contrato con el GSA hecho con Brasil, notaría que son parecidos. Sin embargo, hay una gran diferencia: en el contrato con Brasil, Petrobras se encargó de que todo funcione. En cambio, hasta hoy, ni Enarsa ni YPFB lo han hecho; van a tener que trabajar bastante para que ese contrato pueda garantizarles a aquellos que van a perforar que les comprarán el gas bajo los términos acordados; a los que construirán el caño, que habrá gas para ser transportado. Asimismo, el comprador en la Argentina debe tener la garantía de que va a pagar lo pactado por el gas. Se trata de una cadena de seguridad y garantía que a mi juicio todavía no ha sido construida. En definitiva, lo que tenemos es un problema de gestión y de ejecución. Ni la cabeza del sector, el ministro de Hidrocarburos, ni YPFB han podido avanzar, y ese es el reto que tienen hoy en día.

YPFB y Enarsa deben abrir el juego

¿Deberían asociarse YPFB y Enarsa con compañías operadoras grandes para avanzar?
Hay que juntar la oferta con la demanda. Enarsa no es dueña de la demanda ni YPFB es dueño de la oferta. Los dos son vehículos para hacer el negocio. Es ilusorio pensar que van a ser cabeza del negocio sin el concurso de los players en la oferta y en la demanda. Así, no creo que se pueda armar. ¿Quién les va a garantizar a los compradores que ese gas va a llegar? ¿Quién les va a garantizar a los productores que ese gas va a ser comprado y transportado al mercado? No lo podrán hacer Enarsa ni YPFB. Se necesita la participación de los compradores en la Argentina y de los productores en Bolivia. En este caso: Petrobras, Repsol y Total; no olvidemos que estos tres operadores tienen entre el 75% al 80% de las reservas bolivianas. Ellos van a determinar realmente cuándo y qué gas se va a vender.

La asignación del mercado

Hay un retraso de casi dos años. Entonces, ¿hay que renegociar el contrato con Argentina?
Hay que sincerar los plazos y complementar aquellos temas que a mi juicio le faltan al contrato, como las garantías para que toda la cadena funcione. Para el Estado y los ciudadanos bolivianos es un contrato muy importante; por los mayores ingresos que generará y porque es la única manera de garantizar el mercado interno, a través de un mercado vigoroso de exportación, con volumen creciente y buenos precios.

Es necesario acelerar las inversiones. Pero, esto no se refleja en el accionar de las empresas. ¿Por qué?
No están dadas las garantías como para que las empresas puedan invertir. Ni siquiera ha habido una asignación del contrato. No se puede pedir a las empresas que garanticen a través de inversiones el volumen de un mercado que todavía no les ha sido asignado.

¿Cómo analizaría las cifras de inversión anunciadas para 2008?
Cuando hablan de inversión han cambiado el criterio y se refieren a inversión bruta, y aquí lo que importa es la inversión neta. Nadie perfora con plata que gastó antes, la inversión neta es mucho menor de la que han anunciado. Es un poco más de lo que se necesita para que no decline la producción. Para que se vean realmente las inversiones necesitamos que también los argentinos hagan su parte para garantizar el negocio. Falta ese golpe de confianza para que un proyecto de esta magnitud termine siendo realidad. Por ejemplo, cómo se convence a los inversores de que es sostenible para el gobierno argentino comprar a cinco dólares y vender a 1,20. Por su parte, la tarea principal del gobierno boliviano es asignar el mercado y garantizar que los programas de trabajo, como consecuencia de esta asignación, se vayan haciendo.

¿Cómo lograr esto en el menor plazo posible?
Los políticos han reconocido que existe un problema. Entonces, tienen que abrir el espacio para que los técnicos y los hombres de negocios lo resuelvan. Se tienen que juntar los actores en una mesa y cada uno debe definir muy bien claramente qué es lo que le toca en este negocio y qué es lo que tiene que hacer para que esto suceda. Se debe convocar a los players, y tanto YPFB como Enarsa tienen que ser los facilitadores.

¿Se corre el riesgo de perder el mercado argentino por falta de producción?
La Argentina, me imagino, tendría que estar analizando otras alternativas. De todas formas, creo que Bolivia sigue siendo una muy buena opción; ha sido un proveedor confiable para la Argentina desde 1972. Lo que falta ahora es experiencia y gestión. Enarsa e YPFB tienen que entender que se requiere mucho trabajo para hacer los contratos. El gas boliviano no tiene problema de mercado; el tema es cómo llenar los caños con los mayores volúmenes posibles. En 2012, habrá un déficit de 60 millones de metros cúbicos diarios en la región del Cono Sur, y para Bolivia sería una gran oportunidad cubrir la mitad de ese volumen de manera muy competitiva.

«YPFB no tiene otra opción que funcionar»

Las petroleras manifiestan que existen trabas para el desarrollo de sus actividades. ¿Cuáles serían las principales dificultades?
Pienso que no hay fluidez de información ni de decisiones. Actualmente, las licencias ambientales demoran dos a tres veces más que antes. Ese es un contrasentido: el primer condicionante para cualquier inversión es la licencia ambiental. Hay algo que no funciona: todas las licencias ambientales son revisadas por menos de una decena de funcionarios que estudian minuciosamente información que ha sido producida por centenares de personas de decenas de empresas, todas con mucha experiencia. De pronto, esta información aterriza en unos pocos escritorios, donde son capaces de guardarse los papeles. Por ley y con el decreto de nacionalización, todas las decisiones han quedado en la cancha de YPFB; por lo tanto, la estatal no tiene otra opción que funcionar. Se verá que está funcionando cuando se anuncie que están trabajando, por ejemplo, cinco o seis equipos de perforación. Cuando se informe que subió la producción en 8 o 10 millones de metros cúbicos diarios. No alcanza con hacer anuncios de inversión.

¿Qué está pasando en el rubro de los servicios y equipos de perforación?
El mercado está muy complicado. No estamos en la misma situación que a fines de los 90, cuando se hizo una gran inversión en Bolivia; había más recursos, más personal y más equipos libres. Hoy existen obstáculos logísticos pero creo que las empresas, antes de comprometerse, van a tener una solución, no lo veo como el gran problema. Aquí el gran problema es dar la confianza para que todos los actores vayan y hagan lo que mejor saben. Para ese momento esperemos que aparezcan seis o siete equipos de perforación de alta capacidad, que es lo mínimo para poder cumplir el contrato con Argentina.

«Prioridad uno: el contrato con la Argentina»

Los cambios en el mando de YPFB, ¿modificarán la actitud de los actores?
Las compañías necesitan una contraparte. Entonces, YPFB tiene que organizarse rápidamente para ser una contraparte del sector; debe ser un facilitador capaz de allanar todos los obstáculos que se presentan para estas inversiones. A su vez, debe ser capaz de ejecutar los 44 contratos de operación firmados con las compañías. Hay que ver cuál va a ser la visión general de YPFB: si va a seguir ampliándose en refinación, qué va a hacer con nuevas áreas… Pero, nadie puede hacer todo bien al mismo tiempo; entonces hay que ordenar de acuerdo a las prioridades. A mi criterio la prioridad número uno es rescatar el negocio con la Argentina, hacerlo funcionar. Como consecuencia, se puede atender la prioridad número dos: abastecimiento del mercado interno. En tercer lugar, hacer que YPFB adquiera los conocimientos y las capacidades que puedan hacer que la estatal tenga una presencia efectiva en el negocio de los hidrocarburos como lo tuvo en los años 60 y 70. Como se dice: «baby steps»; pasitos pequeños para llegar lejos. Con trancos largos podemos tener una desilusión muy grande. Y si le va mal a YPFB, le va mal a todos.

En Bolivia se está produciendo una caída de las reservas de gas. ¿Qué opina sobre este tema?
Los especialistas sostienen que una vez que se empiece a invertir y perforar, se va a ir certificando una buena cantidad de reservas. Esto ocurrió antes, cuando pasamos de 7 a 27 TCF. Seguramente vamos a pasar de los 19 TCF actuales a más de 30 TCF. No creo que haya un problema de falta de gas; la cuestión es el gas de venta, el gas que ya no está a 5.000 metros de profundidad y el gas que está dentro del caño, ese es el problema boliviano. La reposición de reservas puede ser resuelta más adelante con una nueva ronda de áreas; no lo veo como una prioridad absoluta en el corto plazo.

Sin complejos para hablar con las empresas

¿Cuál es su opinión sobre el nuevo presidente de YPFB?
«Tiene un buen perfil», destacó Carlos Delius. «Para mí, Santos Ramírez será quien haga andar este sector. Es la última esperanza porque no encuentro otra persona que tenga poder político capaz de hacerlo. Fue uno de los impulsores de la Ley de Hidrocarburos y no tiene ningún de complejo para hablar con las empresas, porque lo hizo antes cuando era oposición. Espero que entienda cuáles son los pequeños detalles que hay que tener en cuenta para que funcione este negocio. Para que esto ocurra, debe tener buen asesoramiento técnico y un acercamiento y afinidad con el sector».

«YPFB DEBE TENER UN ROL TECNICO Y COOPERADOR»

Consultada por Tecnoil, la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH) expuso su posición acerca de la situación actual de la industria hidrocarburífera boliviana. La entidad se muestra optimista en cuanto a la gestión del flamante presidente de YPFB, Santos Ramírez. Señala a su vez que la compañía estatal debe disponer de más recursos, personal capacitado y una visión corporativa y eficiente. En cuanto a las inversiones, si bien vienen demoradas, la Cámara considera que en el segundo semestre de este año deberían comenzar a concretarse. Esperan que con la nueva gestión en YPFB se instrumente lo que han dado en llamar el «segundo piso» en la actividad gasífera: aumentar la capacidad de producción y de transporte y avanzar en proyectos asociados con el gas natural.

«Si los acuerdos se respetan, la industria avanzará»

Con la migración a los nuevos contratos, ¿las empresas consideran que ahora las reglas de juego son claras? ¿O son necesarios nuevos cambios?
Los contratos están firmados. Surgieron de un proceso de negociación y las nuevas reglas se han aceptado; en la medida que dichos acuerdos se respeten se dan las reglas del juego y la industria avanza. Hoy el trabajo está centrado en la implementación de los contratos; aún no avanzan al ritmo que quisiéramos, pero es un ámbito estrictamente técnico y operativo. En el caso de exploración, es posible que en el futuro se necesiten modificaciones porque se trata de la actividad con mayor riesgo y ajena al financiamiento externo; entonces, las condiciones deben ser atractivas para incentivarla. Las otras ramas de la cadena petrolera no han sido sujetas a reformas contractuales, sí normativas, y se han venido adaptando a los procesos de cambio.

Estos nuevos contratos, ¿movilizarán las inversiones?
Si se respetan los acuerdos, es lo que debería ocurrir. Las empresas han firmado contratos para expandir los negocios del gas en Bolivia; debe darse el proceso de movilizar inversiones pero toma su tiempo y están sujetas a una serie de factores favorables que deben generarse para que sucedan. Todo esto implica un diálogo permanente en la faz técnica y operativa, lo que hasta hoy no ha sucedido como quisiéramos.

Desde la visión de CBH, ¿qué se puede esperar en materia de nuevas inversiones durante 2008?
Consideramos que a partir del segundo semestre de 2008, las inversiones podrían comenzar a despegar. Hay proyectos grandes como para generarlas. Hace falta que en lo interno haya más acuerdo y coordinación para que ello suceda sin perder más tiempo.

Reacomodamientos en las compañías de servicios

¿Cómo está el panorama en las empresas de servicios?
Por la falta de contratos, las obras y los requerimientos han disminuido considerablemente. Esto ha provocado en muchos casos el despido de personal para limitarse sólo a lo estrictamente necesario. En otros, se ha dado una situación favorable nacida de la crisis: varias empresas bolivianas, dado el nivel alcanzado en los últimos años, han expandido sus servicios a otros países como Argentina, Perú, Colombia, Paraguay o Brasil. Esto les ha posibilitado nuevos horizontes de trabajo. Lamentablemente, ese fenómeno se dio por la generación de una crisis de inversiones en los últimos años en Bolivia.

Las nuevas responsabilidades de YPFB

La estatal boliviana está incorporando personal e intenta ampliar su estructura con el fin de adaptarse a sus nuevas necesidades. Para la Cámara, ¿cuál debería ser el rol principal de YPFB?
YPFB tiene 71 años. A lo largo del tiempo ha tenido diferentes facetas en su desarrollo. Hoy es una empresa a la cual se le ha dado enormes responsabilidades, las cuales ameritan un proceso de tiempo, estructura e implementación. Se debe fortalecer la compañía con más recursos, elementos técnicos, con una visión corporativa y eficiente. Estos criterios son necesarios y con la voluntad mostrada por parte del nuevo presidente, Santos Ramírez, consideramos que es el camino a seguir, donde se verá especialmente el rol técnico y cooperador de YPFB en todo el proceso de administración de la industria y de la promoción de nuevas inversiones.

El «segundo piso» en el negocio del gas

En 2007, la Cámara señalaba la necesidad de construir un «segundo piso» en el negocio del gas. ¿Cómo está marchando esa construcción?
Aún estamos en planes. El segundo piso implica duplicar la capacidad de producción, incrementar considerablemente la capacidad de transporte e implementar proyectos paralelos asociados al gas natural. El proceso de construcción de ese segundo piso es un tema aún pendiente que esperamos, con la nueva gestión de la empresa estatal YPFB, podamos impulsarlo como país y como sector.

Apoyo al nuevo titular de YPFB

La CBH, en un comunicado institucional, dio formalmente su apoyo a la gestión de Santos Ramírez al frente de YPFB. Señala el texto:
«Este es un sector altamente exigente y complejo a todo nivel de la cadena, desde la operación hasta la comercialización. Los cambios y exigencias planteadas a YPFB, después de las reformas, no son una tarea menor; toma su tiempo el poder reorganizar una empresa como ésta, pero la dinámica de la industria es del día a día, por lo que se necesita fortalecer la gestión como contraparte esencial para que el modelo petrolero sea exitoso.
«YPFB es la empresa más importante del país; en sus manos está el manejo de la industria que mayores recursos entrega al Estado. Es positivo que desde la nueva gestión de la compañía se plantee un manejo esencialmente técnico que permitirá a la empresa trabajar en sus áreas comercial, operativa y administrativa minimizando la burocracia.
«El nuevo presidente de YPFB ha planteado su fortalecimiento desde un punto de vista corporativo, con unidades de negocios eficientes; esos criterios son beneficiosos para el futuro desempeño y viabilidad de la empresa. Es voluntad de todos los actores avanzar en la consolidación de la empresa estatal, ya que de su fortaleza técnica y operativa depende que el sector hidrocarburos camine sólidamente y mirando el largo plazo».

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