24Abril2014

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BOLIVIA: LA INDUSTRIA HIDROCARBURIFERA EN EL COMPLEJO MAPA POLITICO

2008-11-06 09:40:53
Producción periodística: María Serenelli, María Norah Zubieta Vaca Guzmán y Emiliano Grosso. Edición: Vicente Vázquez.
Tecnoil dialogó en exclusiva con Santos Ramírez, presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra.

El directivo se refirió a la situación actual de YPFB y marcó diferencias con la empresa estatal histórica: "Hoy YPFB es diametral y cualitativamente distinta de aquella". Ramírez anticipó los enormes desafíos que tiene por delante: "Hay que consolidar a esta YPFB, reestructurada y refundada, y convertirla en una empresa corporativa".

En Tecnoil hemos ido siguiendo las instancias de este proceso que se ha dado en el sector de hidrocarburos en Bolivia. En esta etapa, ha habido cambios estructurales en la industria. Las empresas capitalizadas -Andina, Chaco y Transredes y CLHB- han pasado ahora a formar parte de esta nueva YPFB. A partir de esta reestructuración, ¿YPFB vuelve a ser esa empresa estatal integrada que fue antes de las capitalizaciones o se trata de una estructura empresarial distinta?

En Bolivia hemos tenido un proceso importantísimo en el sector de hidrocarburos que nace, no tanto de las decisiones políticas de sus gobiernos, sino fundamentalmente de la conciencia del pueblo organizado. Entre 2002 y 2003, se abre la discusión en el escenario nacional acerca de si valía la pena que la propiedad y el derecho de comercialización estén en manos del sector privado y que el Estado, por intermedio de YPFB, simplemente fuese un veedor.

Como consecuencia de ello se genera un referendum. Una de las preguntas tenía que ver precisamente con la refundación de YPFB. En base al resultado de ese referendum, que sobrepasó el 80% de respuesta positiva, los bolivianos acuerdan refundar su empresa estatal. Trabajamos en un proyecto de ley entre 2003 y 2004, que determinó la refundación de YPFB.

Ese primer paso fundamental, la legalización de la refundación de la empresa estatal, es consolidado, mejorado y complementado con el decreto supremo 28.701 que ratifica que YPFB debe ser el que administra el derecho de propiedad y tiene el derecho exclusivo de la comercialización en Bolivia. Eso determina que se firmen 43 contratos de operación, diferentes a los contratos de riesgo compartido. A partir de esos contratos, hoy la YPFB que tenemos es diametral y cualitativamente diferente a la empresa estatal histórica.

"La industrialización es hoy uno de los pilares de YPFB"

¿En qué aspectos se diferencian?
La YPFB, antes de la privatización y la capitalización, era absolutamente estatal. Era el Estado boliviano, por intermedio de la empresa, quien controlaba toda la cadena de los hidrocarburos. Hoy se refunda pero en alianza estratégica; vigilada, controlada, supervisada, fiscalizada por el Estado, pero complementada con la iniciativa privada nacional o extranjera. Es el caso de Andina, Chaco, Transredes y CLHB, en donde el Estado es socio mayoritario, en algunos casos con un 50% más 1, en otros con un 97%, en otros con un 60%. Pero hay además una nueva cualidad en la compañía; la YPFB de otrora no tenía en sus planes ni en sus programas ni en sus presupuestos la industrialización en el sector de los hidrocarburos. Hoy este es uno de los pilares de la empresa YPFB.

En síntesis, cuatro factores son definitivamente importantes en la refundación de la YPFB en Bolivia. Primero, la empresa estatal administra el derecho de propiedad de todos los hidrocarburos en Bolivia. Segundo, tiene el derecho exclusivo de comercializarlos para el mercado interno y externo. Tercero, posee una participación económica fundamentalmente en los megacampos. Y cuarto, es la que tiene la atribución, la potestad de implementar la industrialización del gas y el petróleo.

El plan estratégico 2009-2015

¿Cuáles son los retos de la compañía hacia el futuro?
Hay que consolidar esta YPFB, reestructurada y refundada; convertirla en una YPFB corporativa, que controla toda la cadena de los hidrocarburos; exploración y producción, transporte, refinación, almacenaje, comercialización, distribución en redes de gas e industrialización. Ha crecido y se ha multiplicado la vieja YPFB. El reto es construir un nuevo equipo, un modelo de empresa productiva y estratégica para los bolivianos.

Estos desafíos tienen una exigencia también en cuanto a sus plazos de ejecución. ¿De qué forma se está encarando esta tarea?
Nosotros llevamos más de medio año dirigiendo la empresa, lo primero que hemos hecho es trabajar en el plan estratégico 2009-2015, que en su diagnóstico encuentra tres ejes fundamentales: uno de ellos es la parte administrativa y orgánica de la empresa. Teníamos una YPFB residual, de existencia nominal, que no hacía nada. Hoy hay que dotarla de estructura, instrumentar sus procedimientos, sus programas de carácter administrativo, que la coloquen a la altura del tiempo que le está demandando. La estamos reacomodando, dimensionando, valorando de manera permanente, hasta tener ya la estructura definitiva de la empresa, que va a ser la YPFB corporativa con sus filiales.

El segundo punto es el tema económico financiero: esa empresa residual tenía participación del 6% del Tesoro General de la Nación (TGN). Paradójicamente, la YPFB que hoy estamos manejando está en toda la cadena de los hidrocarburos pero no tiene ninguna participación en el TGN.

¿Y cómo piensan solucionarlo?
Estamos intentando resolverlo con emprendimientos. Ya lo hemos hecho en estos primeros seis meses: instalar, por ejemplo, una planta separadora de GLP y gasolinas en el país, que procese más de 200 millones de pies cúbicos de gas día, y nos genere 350 toneladas de GLP y 600 barriles de gasolina. Eso le permitirá a la empresa no solo abastecer el mercado interno, sino vender en el mercado externo, y que eso le genere ingresos. Segundo, estamos preparando la emisión de bonos, para el mercado interno y externo, en base precisamente a nuestros contratos de comercialización, a nuestras reservas y a las capacidades de la propia empresa. Y tercero, creemos que es posible también abrirnos hacia créditos de organismos del sector financiero.

Por último, lo fundamental a mi criterio personal, es contar con recursos humanos en la parte técnica. De nada nos serviría tener una buena estructura y financiamiento si no tenemos personal preparado para operar en el sector hidrocarburos. Por lo tanto, hemos implementado un plan nacional de capacitación. Tenemos en este momento dos grupos de profesionales bolivianos fuera del país, visitando plantas e instalaciones. En unas semanas partirá otro grupo de compañeros para recibir también capacitación en exploración y producción de hidrocarburos.

¿En qué países se está recibiendo esa capacitación?
El primer grupo está en Venezuela, el otro seguirá hacia Irán. Luego tenemos previstos otros tres que van a salir posteriormente, de acuerdo a los convenios que hemos hecho en estos meses. Soy optimista, aunque todo este proceso llevará su tiempo ya que la empresa fue absolutamente desmantelada en su momento.

"Debemos poner el mayor empeño
en resolver el contrato con Enarsa"

En este último tiempo ha habido cuestionamientos al contrato de exportación de gas a la Argentina, aduciendo que le está faltando una garantía de pago -a modo del take or pay del contrato con Brasil. Las compañías privadas están pidiendo que se revea esta cuestión, ¿Cuál es su visión?
El contrato en sí ha sido algo importante para la Argentina y para Bolivia; la iniciativa de nuestros gobernantes ha sido fundamental. Ahora, hay tres temas a resolver que tienen que ver con la parte operativa del contrato: uno, la garantía de pago, que es el pedido de los operadores -que son básicamente Petrobras, British Gas, Total, Pan American y Repsol- y que es entendible. Este asunto nosotros ya lo hemos planteado. Posiblemente tenga que ser una garantía mutua, no sólo de pago sino de entrega del gas. En segundo lugar, una garantía de transporte, es decir, la construcción del gasoducto; esperemos que el cronograma de las obras pueda rápidamente cumplirse. Si en este momento desarrollásemos los campos, sólo podríamos proveer hasta 6,5 millones de metros cúbicos de gas, tal vez 7 a máxima capacidad y una vez de-sarrollado el gas no se puede parar la producción, tendríamos que reinyectarlo o quemarlo. Necesitamos el gasoducto. Y hay un tercer punto: es fundamental para no-sotros proyectar los plazos del desarrollo de la producción, de los volúmenes de entrega.

¿Y cómo están llevando a cabo las conversaciones con Enarsa?
Mediante una agenda de trabajo en la que ya se está avanzando. Estuvimos reunidos en dos oportunidades, en Santa Cruz, con los representantes de la estatal argentina. Creo que en un lapso breve podemos encaminar estas cuestiones. Pienso que ahí hay que colocar el mayor empeño, precisamente para testimoniar que este contrato es importantísimo y conveniente para los dos países.

Usted debe haber escuchado versiones que indicaban que el Gobierno argentino pretendería achicar el caño, llevarlo de 32 a 20 pulgadas. ¿Cuál es la posición del Gobierno de Bolivia?
Una decisión así nos colocaría en otro escenario. No quisiera especular con la información mientras esta no llegue por la vía oficial. Para nosotros, conforme a lo convenido, el proyecto de Enarsa e YPFB está en las dimensiones que expresa el contrato. De no darse cumplimiento, seguramente se hará la respuesta oficial de una de las partes. Como comentaba, en el caso boliviano estamos expresando que necesitamos resolver el tema de las garantías, el transporte, los volúmenes entre los operadores, etc.

¿Existe alguna alianza estratégica para que Enarsa trabaje en áreas de exploración con YPFB?
Enarsa nos ha manifestado el interés de ingresar en exploración en Bolivia. Y estamos trabajando para facilitarles la información que ellos necesitan para tomar una decisión.

En cuanto a las tareas de perforación con la nueva adquisición del taladro que llegó desde Venezuela, ¿en qué áreas va a comenzar trabajando y cuál es el tiempo previsto?
Próximamente el equipo empieza a operar en el campo Víbora. En Bolivia necesitamos mayor capacidad y volumen de producción tanto en líquidos como en gas, y ese es el objetivo fundamental. Por lo tanto ya está determinado que este equipo empieza a hacer el primer trabajo, pero esta vez con la empresa del Estado boliviano, YPFB.

Gazprom y Total acuerdan
gran inversión exploratoria con YPFB

Al cierre de esta edición, las empresas Gazprom y Total firmaron un acta de entendimiento en la sede del Gobierno boliviano, en La Paz, para realizar tareas de exploración junto a YPFB en el bloque Azero, al sur-oriente del país. Según Santos Ramírez, presidente de la estatal, se invertirán 4.500 millones de dólares y el objetivo es inicialmente producir 13 millones de metros cúbicos de gas por día, hasta llegar a 26 millones diarios. Participaron de la firma del convenio, Alexander Medvedev, representante de la rusa Gazprom en Latinoamérica, sucursal Bolivia, y Jean Daniel Blasco, de Total. El directivo de la compañía francesa señaló que Total "garantiza la tecnología para afrontar el proyecto exploratorio en el Chaco boliviano".

GTLI SE ALISTA PARA LA
EXPLORACION DE GAS EN BOLIVIA

Tecnoil dialogó con Luis Carlos Kinn, gerente general de GTL Internacional (GTLI). El consorcio, conformado por Jindal Steel and Power, de India, y la empresa boliviana GTL, entregó en agosto a YPFB los estudios de cuatro bloques de gran prospección y se apresta a iniciar los trabajos de exploración en asociación con la empresa estatal. El objetivo es asegurarse el gas que le permita llevar adelante la explotación del yacimiento de mineral de hierro -a cargo de Jindal-, que necesita 8 millones de metros cúbicos de gas diarios. El proyecto de industrialización de GTL requiere otros 3 millones de metros cúbicos.

En la última entrevista con Tecnoil, usted comentaba que GTL debía buscar su propio gas para proveer a su proyecto de industrialización. ¿Cómo ha sido este proceso desde entonces?
Cuando el proyecto GTL estuvo maduro, en cuanto a ingeniería y financiamiento, el gobierno firmó un contrato de gas con la Argentina. De esta forma, el gas que iba a estar disponible para nosotros se comprometió con el vecino país. Por lo tanto, nuestra empresa debió buscar caminos alternativos. Asimismo, el grupo norteamericano que teníamos como socio mayoritario fue reemplazado por la empresa Jindal Steel and Power, de India, que hoy es el accionista mayoritario de GTLI, en un consorcio conformado a su vez por empresarios bolivianos.
Jindal tiene el mismo problema que GTL: necesita asegurar gas para de-sarrollar la planta de Mutún. Firmamos, en enero de 2008, cuatro convenios de estudios con YPFB, cuya derivación es automáticamente una Sociedad Anónima Mixta (SAM), en caso de que se demuestre potencial exploratorio. Entregamos los estudios a comienzos de agosto de este año, a pesar de que teníamos fecha de entrega para enero de 2009. Actualmente estamos esperando la aprobación formal del directorio de YPFB; sabemos que la parte técnica de la estatal ya le dio el visto bueno. También tienen que ser aprobado en el Congreso, para que tengan toda la legalidad de los contratos de operación. Estimo que, como máximo, en tres meses tendremos conformada la SAM para empezar la actividad de exploración en los cuatro bloques.

¿En dónde están ubicadas estas áreas?
Uno de los bloques está en el norte del país, donde se juntan los departamentos de Pando, Beni y La Paz, es el bloque Río Beni. Otros dos, en el departamento Santa Cruz: se trata de Almendro -a 20 kilómetros de la ciudad de Santa Cruz- y Cupecito, cerca de Charagua. El cuarto -Itacaray- está en el departamento Chuquisaca.

¿Cómo es el régimen de concesión de estos bloques que pertenecen a YPFB?
La ley de hidrocarburos permite dos formas de explotación de hidrocarburos en Bolivia. Una es la tradicional y consiste en seleccionar áreas y llamar a licitación internacional. Quien gana esos bloques participa como operador privado. La otra opción es que YPFB se reserve para sí ciertos bloques: la empresa estatal puede operarlos por sí sola o asociada a terceros. YPFB ya seleccionó 33 áreas en todo el país, y ahora está en el proceso de estudiarlas y eventualmente explorarlas en sociedad con los privados. Esta es la forma que está tomando impulso.

En este esquema, ¿la empresa privada es la que hace las inversiones para encontrar el hidrocarburo?
El marco legal dice que YPFB tiene como mínimo el 50% más uno de la sociedad. Y que ambos socios tendrían que aportar cada uno su parte del financiamiento. Así es como se ha constituido la primera SAM, que está funcionando entre YPFB y PDVSA: Petroandina. En paralelo a esta modalidad, se está negociando otra opción en la cual opera el privado, y es éste quien corre el riesgo exploratorio. Es decir, la compañía privada pone todo el dinero en la fase de exploración. Si le va mal, asume la pérdida; si le va bien, maneja la operación hasta recuperar su inversión, e YPFB paga su parte en base a la producción.

"Nos interesa tomar el riesgo exploratorio
y controlar la operación"

¿Esta es la forma en la que operará GTLI?
A nosotros nos interesa esta modalidad. Queremos tomar el riesgo exploratorio y controlar la operación. Si vamos a hacer la inversión, queremos tener el manejo de la misma; medir el riesgo y los compromisos técnicos que asumimos. Pero, como señalé, todavía falta la aprobación del directorio, los informes y ahí empezamos a negociar los contratos.

¿Qué cantidad de gas deberían producir para cubrir las necesidades de ambos proyectos?
Necesitaríamos 11 millones de metros cúbicos de gas por día. El proyecto de Jindal en Mutún va a consumir 8 millones, y la planta de GTL, 3 millones. Es demasiado optimista pensar que vamos a poder producir esa cantidad con estos bloques, ya que recién estamos empezando. Pero en función de los resultados que tengamos vamos a analizar la posibilidad de incorporar otras áreas que todavía no han sido exploradas y que sabemos que tienen potencial.

Por otra parte, en la medida en que el proyecto de YPFB avance y que las empresas retomen las inversiones, quizá no tendrán la necesidad de producir todo el gas que necesitan para estos proyectos…
Exacto. Podemos observar que la actividad exploratoria va a ser intensa en los próximos dos o tres años. Petroandina, la SAM que ya está constituida, tiene 11 bloques exploratorios de mucha potencialidad. Y ha presentado ante el Congreso un plan mínimo de inversión de 800 millones de dólares que tiene que ejecutar, tengo entendido, en unos cinco años. Además, Pluspetrol también ha firmado y tiene que entregar su reporte como máximo en enero de 2009. Por su parte, Tecpetrol estudia el bloque San Telmo, de mucha potencialidad, ubicado en paralelo a los megacampos San Alberto y San Antonio. Asimismo, Gazprom firmó un convenio de estudios, y Petrobras está por firmar en tres o cuatro bloques.

El contrato de gas con la Argentina

Recientemente se ha planteado la necesidad de realizar enmiendas en el contrato de venta de gas a la Argentina. ¿Cuál es su visión al respecto?
El temor de algunas empresas es que Enarsa, que es la compradora del gas de YPFB, no pague en tiempo y forma. Porque en el contrato no hay una garantía que establezca eso. Tampoco la hay en el contrato con Brasil, pero a diferencia de Enarsa, ellos confían más en Petrobras, por ser una empresa establecida, solvente y con tradición. Otro elemento tiene que ver con que las compañías que exportan tienen ahora obligatoriedad también de vender al mercado interno, el cual es de menor precio. Estas cuestiones impiden un arranque más rápido de las inversiones, porque el mercado está ahí, definitivamente. En síntesis, las empresas están viendo cómo negociar, cómo lograr mejoras en su posición con respecto a estos dos temas específicos.

¿La misma sociedad está interesada en explorar en Perú?
Sí. Nosotros anteriormente habíamos hecho estudios de potencial de Perú, porque parte de las cuencas geológicas de ambos países son compartidas. Eso nos dio pie para que nuestro equipo técnico avance en los estudios en este país.

Perú le trae buenas noticias a GTLI

La compañía india Jindal Steel & Power, accionista mayoritario de GTLI, obtuvo tres lotes en el concurso para asignación de lotes petroleros organizado por Perupetro. Se trata de los lotes 147, 153 y 159. En estas nuevas licitaciones en Perú se ha destacado el ingreso de nuevos operadores, tal el caso de Jindal / GTLI.

"La mayoría de los bolivianos
tenemos un espíritu de negociación"

Ante la consulta de Tecnoil, Luis Kinn hizo un análisis de los acontecimientos políticos recientes: "Creo que los cambios que propone la nueva Constitución tienen efectos de fondo sobre el orden de las cosas; es decir, afecta normas e intereses establecidos. Así, a partir de que el gobierno puso fecha para un referendum aprobatorio de esta nueva Constitución, los acontecimientos llegaron a su clímax máximo de confrontación".
Kinn señaló que una división del país "no puede prosperar, pero puede llevarnos a episodios de violencia como los que hemos sido testigos". Y hace un paralelo con otras crisis que ha atravesado Bolivia "en donde luego del momento de máximo enfrentamiento aparecieron las soluciones. Porque en realidad la mayoría de los bolivianos tenemos un espíritu de negociación. Al fin de cuentas, eso va a pesar en la decisión de ambos lados; confío en que se van a sentar a negociar, y a consensuar una nueva Constitución en la cual se logren conciliar intereses".

HACIA LA PRODUCCION
EN EL CORTO PLAZO

GTL Internacional (GTLI) proyecta desarrollar actividades de exploración "que permitan aumentos rápidos en la producción de gas y petróleo". El plan de Aumento Rápido en la Producción de Gas y Petróleo se basa, por un lado, en la perforación de pozos someros de 1.000 a 2.500 metros de profundidad en campos donde existen reservas probadas y probables, como el bloque Almendro (Palmar Sur y Palmar Norte, en Santa Cruz), con un costo aproximado por pozo de 4 millones de dólares. Además, en proyectos exploratorios de bajo riesgo, como la estructura La Barraca del bloque Almendro, y en el bloque Cupecito, en Santa Cruz, pozos cuyo costo es de 5 millones de dólares.
También, GTLI planea trabajar en proyectos exploratorios en áreas no tradicionales pero de alto potencial y bajo monto de inversión, como el bloque Río Beni, donde se perforarían pozos de 1.400 metros a un costo de 2 millones de dólares cada uno.
El objetivo a mediano plazo es asegurar actividades exploratorias en objetivos más profundos, para desarrollar los volúmenes de reserva necesarios para los proyectos de industrialización del gas, como el GTL y el hierro en Mutún, además de aportar a las crecientes demandas del mercado interno y de exportación.

YPFB:
convenios de estudio y Sociedades Anónimas Mixtas

En enero de este año, YPFB firmó con tres empresas -GTLI, Pluspetrol y Tecpetrol- los primeros convenios de estudios de áreas con potencial exploratorio reservadas a la empresa estatal. En caso de que los estudios resulten positivos, se conformarán Sociedades Anónimas Mixtas (SAM), en donde YPFB tendrá el 51%. Una vez conformada la SAM, las privadas asumen, entre otros compromisos, la capacitación del personal de YPFB.

Cuatro bloques
con importante potencial

Río Beni: ubicado en las provincias Madre de Dios (Pando), Iturralde (La Paz), y Vaca Diez y José Ballivian (Beni). Superficie: 1.000.000 hectáreas. Según los estudios realizados por GTLI se ha determinado la existencia de cuatro prospectos exploratorios: Unión, Bella Esperanza, San Jacinto y Pando Paz. Inversión planificada: 975 millones de dólares.
Itacaray: en el departamento Chuquisaca, en las provincias Luis Calvo y Hernando Siles.
uperficie: 58.750 hectáreas. Zona de gran potencial; en este bloque se encuentran los yacimientos de los más importantes megacampos: Hamampampa, Icla y Santa Rosa. Inversión prevista: 518 millones de dólares.
Almendro: en la provincia Andrés Ibáñez y Cotoca, departamento Santa Cruz. Superficie: 98.375 hectáreas. Los estudios realizados por GTLI confirman siete estructuras prospectadas con potencial exploratorio. Inversión prevista: 188 millones de dólares.
Cupecito: provincia Cordillera, en el departamento Santa Cruz. Superficie: 95.625 hectáreas. Zona tradicional de bajo riesgo tecnológico; rodeada de campos productores. Inversión inicial: 140 millones de dólares.

REACTIVAR LAS INVERSIONES,
ESA ES LA CUESTION

El Congreso Bolivia Gas & Energía 2008: Abastecimiento y seguridad energética, fuentes renovables y no renovables, fue organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH) y realizado en Santa Cruz. Se trató del primer evento internacional del sector que se realiza en Bolivia desde 2002.

El congreso cumplió con los objetivos que se trazaron los organizadores: acercar distintas voces de especialistas bolivianos y extranjeros del sector de hidrocarburos, debatir ideas y aportar visiones diversas que ayuden a pensar la situación que atraviesa la industria boliviana. El gerente general de la CBH, Raúl Kieffer, destacó que "estos foros nos ayudan a reflexionar, a retomar el rumbo técnico para poder aprovechar las oportunidades que se nos presentan". Por su parte, el presidente de la CBH, José Magela Bernardes señaló: "La responsabilidad del éxito o el fracaso depende de todos nosotros, actores de un negocio complejo; debemos estar unidos a través de reglas claras y duraderas".

El "segundo piso"
del negocio

Poner en marcha la inversión que permita hacer crecer esta industria -construir el "segundo piso" en el negocio de hidrocarburos- es la máxima preocupación del sector en Bolivia. Los números son contundentes: en 2007, se perforaron en el país sólo 3 pozos, dos de ellos exploratorios: Huacaya X1, Repsol en Chuquisaca y Tacobo en Santa Cruz. Según los analistas, este año terminará con una estadística similar; no serán más de 3 o 4 pozos perforados. Es fuerte el contraste con los 65 pozos anuales, perforados al inicio de la gran inversión realizada para atender al mercado brasileño.
La infraestructura actual -producto de las inversiones en la década pasada, unos 4.700 millones de dólares- permitió una producción que alcanzó los 42 millones de metros cúbicos día. Según la CBH, actualmente la inversión no es suficiente para ampliar esta base productiva. "Los montos incluidos en los programas de trabajo y presupuesto de los contratos de operación que pueden razonablemente considerarse como inversión, son 332,3 millones de dólares previstos para exploración, explotación y desarrollo en el período 2008". Los expertos señalan que se necesitan 1.200 millones al año para producir los volúmenes de gas que permitan abastecer los 27,7 millones de metros cúbicos de gas día para la Argentina y los 8 millones diarios que necesita la mina de hierro de Mutún.

"Falta claridad y una mirada de largo plazo"

Raúl Kieffer, gerente general de la Cámara; le dijo a Tecnoil: "Hay que ser claros, las empresas están deseosas de invertir en Bolivia. Lo dijo el presidente de la Cámara, José Magela Bernardes, lo han dicho los presidentes de las compañías que están operando en el país. Pero hay todavía algunos temas de orden institucional entre empresas y Estado que tienen que ser superados".
El brasileño Aurélio Tavares, director de la consultora Gas Energy, socio del ex secretario ejecutivo de OLADE, Alvaro Ríos Roca, opinó: "Está faltando claridad y una mirada de largo plazo. La amenaza permanente -o inviertes o te sacamos del país- no crea un buen ambiente para atraer empresas".
Cesario Cecchi, de la Agencia Nacional de Petróleo de Brasil, le dijo a Tecnoil que "no le parece imposible" que Brasil incremente la importación de los volúmenes de gas desde Bolivia en un futuro: "El gas boliviano es la solución más barata para Brasil, y tal vez la más benéfica para Bolivia. Se necesita estabilidad y reglas claras. Petrobras fue siempre socio del Gobierno boliviano y espero que continúe siéndolo por mucho tiempo".

Transredes es ahora
YPFB Transportes

Tecnoil dialogó con el presidente ejecutivo, Gary Daher, de YPFB Transportes (ex Transredes). "Vamos a tener una etapa de transición que nos permitará reorganizar las actividades y procedimientos con nuestro nuevo nombre". YPFB tiene ahora el 97,4% de las acciones de la compañía. Daher señaló que la prioridad política del Gobierno es el desarrollo del mercado interno. Hizo referencia al proyecto Sistema Integrado de Gas a Occidente (SIGO), que incluye el Gasoducto Carrasco-Cochabamba. Las obras "tendrán una inversión aproximada de 200 millones de dólares".

Bolivia
Gas & Energía 2009

La segunda edición del evento ya tiene fecha: se realizará los días 19 y 20 de agosto de 2009.
ontará con una mayor presencia y participación del Gobierno boliviano: "Tenemos la aceptación del Ministerio para promover juntos la segunda versión de este evento, y así contar con mayor presencia de autoridades de otros países y presidentes de las empresas estatales", explicó Raúl Kieffer.

"No podemos esperar inversiones con
un contrato que es casi interrumpible"

La falta de una cláusula que establezca una garantía de pago en el contrato entre YPFB y Enarsa, para la provisión de gas a la Argentina, es uno de los problemas en donde los especialistas bolivianos hacen mayor hincapié a la hora de hablar de nuevas inversiones. Al respecto, Carlos Delius comentó: "La inversión grande aquí en Bolivia tiene que venir acoplada de un mercado seguro, que ofrezca las garantías. La gran pregunta es: ¿hemos trabajado lo suficiente con Argentina para alcanzar las condiciones necesarias? No creo. Hoy en día no podemos esperar inversiones con un contrato que es casi interrumpible, que no es capaz de despejar las preguntas que se pueden hacer los inversores".

INFORME DE LA CBH:
"BAJA INVERSION Y PRODUCCION AL LIMITE"

Los últimos informes publicados por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH) dan cuenta de la caída en los niveles de inversión, registrada a partir de 2003. Por su parte, la producción parece haber llegado a un pico máximo en base a la infraestructura actual. La nota positiva son los niveles sin precedentes de aumento de la recaudación, que entre regalías e impuestos alcanzó en 2007 los 1.572 millones de dólares: "La misma tiene más que ver con un incremento en los volúmenes de producción y de los precios internacionales de los hidrocarburos que con la nacionalización", asegura la CBH.

Inversiones,
solo de mantenimiento

Los niveles de inversión de exploración y producción, que entre 1998 y 1999 se encontraban en un promedio anual de 600 millones de dólares, bajaron en 2006 a 198,2 millones; se estima que en 2007 la inversión fue de 149,5 millones de dólares. Por el momento, señala la Cámara, no hay indicios concretos de nuevas inversiones.
El récord de inversiones en el sector -incluyendo la realizada en infraestructura de transporte- se dio en 1999, cuando alcanzó los 1.147 millones de dólares, mientras que la inversión estimada en el sector en 2007 fue de 214,3 millones de dólares.
La drástica merma en los pozos perforados es quizá el mayor indicador de lo que los especialistas señalan como "la paralización del sector desde 2003". En 2007 se perforaron 3 pozos en Bolivia. Con sólo tres equipos en el terreno hasta la fecha, la perspectiva en 2008 es que no se perforarán más de tres o cuatro pozos, repitiendo las cifras de inversión de los años 2006 y 2007.

Una meseta productiva

El crecimiento acelerado de la producción de gas natural que en 2005 llegó a los 40,2 MMmcd- parece haber alcanzado un límite, en base a la infraestructura actual. La producción se mantuvo prácticamente estática en los dos últimos años, con tasas de crecimiento en 2006 y 2007 de 0,3% y 3,7% respectivamente. Las reservas probadas de gas se han retraído a alrededor de 19 TCF.

Serán necesarias inversiones de 7.200 millones de dólares para lograr incrementar la actual capacidad de producción, tratamiento y transporte de gas natural líquidos asociados- hasta los 74 millones de metros cúbicos de gas diarios (MMmcd). Cifra que alcanzaría para enviar a la Argentina 27,7 MMmcd y desarrollar el proyecto siderúrgico de Mutún, que requiere 8 MMmcd. Se trata del denominado segundo piso de la industria boliviana de hidrocarburos.
A su vez, se destaca la declinación en la producción de líquidos -"no ha logrado recuperar su pico de 50.750 barriles por día alcanzados en 2005". Y el GLP, que ha caído de un máximo de producción diaria de 1.227 TM por día en 2002 a 803 TM en 2007.

Exportaciones,
en niveles récord

Los hidrocarburos representan en la actualidad casi la mitad de las exportaciones de Bolivia. En 2007 tuvieron una participación de un 47,1% -con 2.297 millones de dólares- apenas por debajo del pico máximo de 47,9% que se dio en 2005.
En términos de volúmenes, la exportación de gas natural alcanzó en 2007 un récord de 32,1 MMmcd. El valor de las exportaciones, derivado del crecimiento sin precedente de volúmenes y, a partir de 2005, del precio de exportación a Brasil, pasaron de 33,1 millones de dólares en 1999, a 1.988,5 millones en 2007.

Recaudaciones.
La incidencia de las variables:
volúmenes y precios

Los ingresos en materia de recaudaciones por hidrocarburos para el Estado se incrementaron exponencialmente: según datos del Ministerio de Hidrocarburos, en 1998 se situaban en 115,2 millones de dólares; en 2007 este ítem alcanzaba los 1.572 millones de dólares. Según la CBH, el incremento en volúmenes de producción y en los precios de exportación son los factores principales que influyeron en este aumento en las ganancias del Estado: "Un aspecto fundamental ha sido la evolución del precio contractual de gas natural a Brasil. Mientras que en 1999 se situó, en promedio, en 1,01 dólar el millón de BTU, en 2007 alcanzó los 4,09 dólares promedio; a principios de 2008 el precio se situaba en 5,58 dólares por millón de BTU. Un análisis de la incidencia individual de las variables a considerar: precio, volumen, regalías, IDH y participación de YPFB sobre el nivel de recaudaciones derivadas de la producción, demuestra que sólo un 18% responde a la nacionalización", destaca el informe de la CBH.

Los nuevos pozos perforados

Los resultados favorables que se han dado en una serie de pozos perforados permitirán -según la CBH- incrementar marginalmente la producción, ante la declinación de los campos más antiguos. Se trata de Sábalo 5, con 2,5 MMmcd para este año; Tacobo X-1002, con 1,2 MMmcd a partir de 2009; San Alberto SAN-15 y Huacaya X-1 con 0,8 MMmcd para 2010. "La declinación de yacimientos maduros -entre ellos Río Grande, Vuelta Grande, Bulo Bulo y Víbora- avanza a un ritmo aproximado de un millón de metros cúbicos de gas diarios al año".

¿GNL O INTEGRACION GASIFERA?

En el marco del congreso Bolivia Gas & Energía 2008, Tecnoil dialogó con Carlos Miranda Pacheco, una voz autorizada en Bolivia para hablar de hidrocarburos. El especialista hizo un paneo de la situación del sector de gas en Bolivia; manifestó su preocupación por el estancamiento de las inversiones, las limitaciones de YPFB y la situación de los mercados de gas regionales especialmente Brasil y la Argentina- "que están eligiendo el GNL, aunque resulte más caro, porque lo consideran una opción más segura".

"La producción se quedó
en 41 millones de m3"

¿Cuál es su diagnóstico del sector de hidrocarburos en Bolivia?
El sector sigue prácticamente paralizado. Hace cinco años comenzó una política decreciente en la actividad petrolera nacional. En 2003 se perforaron unos 30 pozos; en 2007 fueron tres. Este año estamos con dos pozos empezados, que van a ser tres en el mejor de los casos. Al margen de esto, YPFB ha traído su equipo propio, en su afán de aumentar la producción. La inversión ha caído totalmente, la producción ha subido y ahí se ha quedado. ¿Por qué ha sucedido eso? Porque con las últimas inversiones se terminaron los pozos necesarios como para satisfacer el contrato con el Brasil; pidió el máximo -32 millones de metros cúbicos de gas diarios- y ahí se quedó.

Es decir, la producción subió en función de lo que se había invertido antes…
Claro, y ahí se quedó; más o menos en 41 millones de metros cúbicos de gas por día. De los cuales 32 millones van a Brasil; poco más de 6 es para el consumo interno, y lo que sobra para la Argentina. Es así de simple: "Lo que sobra".

Sólo tres equipos
de perforación

¿Y por qué no se avanza en nuevas inversiones?
Los contratos operativos que firmó el Gobierno con las empresas no las obligan a invertir, pero a su vez no logran persuadir a las compañías para que lo hagan. ¿Por qué las empresas no realizan inversiones? La primera razón es la más obvia: con el petróleo por encima de los 100 dólares, el equipo que ha salido de Bolivia es difícil conseguirlo de vuelta. Antes de 2003, teníamos de 20 a 25 equipos de perforación, ahora no hay más que tres. El segundo motivo es de otra naturaleza: con la ley y el decreto de nacionalización, toda la producción de las empresas contratistas es entregada a YPFB. Cuando usted transfiere un bien hacia otro tiene que hacer una factura, de acuerdo con la legislación tributaria. Entonces, hay un impuesto al valor agregado de por medio, que en Bolivia es del 10%. Las empresas dicen: yo les estoy entregando, denme mi factura, pero YPFB no quiere reconocerlo. Y hay un tercer problema, que es muy importante: La constitución política del MAS tiene un lenguaje muy ambiguo, da la impresión de que los contratos petroleros actuales no están correctos y que deberían ser renegociados. Finalmente, ha salido una última complicación que es el contrato con Argentina, que es un contrato más o menos normal pero adolece de una cláusula de cumplimiento de pago de la Argentina por el gas que se le envía.

El dilema
del mercado regional

¿Cuál es su visión acerca de los mercados de gas regionales?
Estamos en un período de definición muy importante en América Latina. Tanto Brasil como Argentina tienen que definir si su seguridad energética va a depender, aunque sea más caro, trayendo gas de ultramar. Chile nos ha dado una respuesta. Ha dicho: yo no camino esos callejones peligrosos de la integración latinoamericana. Y está instalando dos plantas de GNL, en Mejillones y en Quinteros. El problema que estos países están más dispuestos a confiar en el gas natural licuado que en el desarrollo de campos, plantas y gasoductos. Eso es lo que está en juego en el Cono Sur en este momento. Está claro que la Argentina no puede parar su consumo; un país que consume un 55% de energía en gas está endrogado. Le va a tomar más de una generación bajar a una cifra más racional, a un 25% por ejemplo. Argentina se está "comiendo" casi 2 trillones por año. Necesita unas reservas de 50 TCF y no las tiene. Bolivia sí las tiene, pero va a tomar su tiempo desarrollarlas.

El mecanismo “back to back”

Otra de las cuestiones que se han planteado respecto de la exportación de gas a la Argentina es que aún no se han asignado los volúmenes a las compañías que participarán del proyecto, ¿Cómo ve usted esta cuestión?
Creo que al Gobierno boliviano le encantaría que esto suceda, pero ninguna compañía se anima. Al tomar la decisión de asignarle a una empresa, está asumiendo el compromiso frente a Enarsa de que ese volumen lo va a entregar. Y si no lo entrega, Enarsa le va a cobrar una penalidad. Entonces, YPFB debe tener la seguridad de que esa compañía le va a entregar ese volumen y si no lo hace la penalidad de Enarsa se la va a poder repetir a la empresa privada. Es el mecanismo de “back to back” (espalda con espalda). Yo lo inventé en el contrato de gas con Brasil. "Me tocas a mí pero en realidad lo tocas a él". Al gobierno le encantaría hacerlo pero no hay ninguna compañía que esté dispuesta a poner la espalda.

Y van a estar dispuestas cuando se clarifique el contrato con Enarsa…
Francamente la discusión de si Enarsa va a poder pagar tiene su base. A cualquier vendedor de un bien le preocupa que lo venda a 5 y el comprador lo revenda a 1. Alguien tiene que estar pagando esta diferencia. No es un negocio sano. Es una preocupación válida.

"En vez de caminar,
YPFB está queriendo correr"

"La ley asignó a YPFB que haga todo -desde exploración hasta petroquímica-, pero se olvidó de asignarle fondos. No hay un centavo para la empresa estatal. YPFB no tiene dinero. En vez de caminar está queriendo correr. Le faltan muchos años de madurez".

Se habla de la posibilidad de que YPFB emita bonos. ¿Es una opción viable para obtener financiación?
Soy bastante escéptico en ese sentido. El caso de Ecopetrol -la empresa estatal colombiana- es diferente, tenía un récord mucho más limpio, mucho más fuerte. Tengo mis serias dudas: si son emitidos en la forma tradicional se exige que la empresa presente sus balances, sus perspectivas de ingreso y estados económicos por lo menos de los últimos 3 años; y que estén sumamente limpios. Bajo esos parámetros YPFB no califica. En una emisión de bonos con un contenido enormemente político probablemente podría recaudar algo. Pero el ahorro boliviano al cual podría forzar es bastante limitado para la industria petrolera.

"ESTA INDUSTRIA ES UN MATRIMONIO,
NO UNA RELACION OCASIONAL"

José Félix García, secretario ejecutivo de ARPEL, fue uno de los disertantes del congreso. En diálogo con Tecnoil, el directivo destacó la necesidad de construir en Bolivia una relación fuerte y duradera entre los sectores público y privado, que proyecte la industria de hidrocarburos hacia el futuro: "Para ello es necesario fortalecer a YPFB. Es bueno mirar los casos de éxito en la región como son Petrobras, Ecopetrol y Enap".

Recelos y desconfianza
en el diálogo

"Creo que en Bolivia hay un nivel de desconfianza muy grande, producto de la ignorancia. El Gobierno sufre las consecuencias de haber dejado de lado a la empresa estatal, que es la que genera conocimiento dentro del mismo. En consecuencia, se da un diálogo muy desconfiado; he visto también por momentos falta de comprensión a nivel de la industria, del sector privado".
Para el directivo de ARPEL, "se deben generar diálogos desde la CBH. Podría ser con el apoyo de otros organismos; yo ofrezco la colaboración de ARPEL. Se debe discutir realmente qué es la industria, qué requerimientos tiene, por qué es un matrimonio -con proyectos de largo plazo- y no 'relaciones ocasionales' donde se pueden cambiar las reglas. Es decir, crear un ámbito de discusión como industria de los hidrocarburos en general. Bolivia puede triplicar su producción; es decir, producir 120 millones de metros cúbicos de gas, como lo hace actualmente Trinidad y Tobago. Sería perfectamente viable, si hubiese una creencia de todos los actores involucrados y el proyecto fuese el centro de la discusión".

Una empresa estatal
fortalecida

José Félix García destacó que "el primer paso es fortalecer a YPFB: costará mucho, se verá cómo se asocia estratégicamente para resolver esta cuestión, pero es el paso que hay que dar. No conozco ningún caso en donde se haya podido desarrollar el potencial energético de un país sin un balance adecuada en la relación público-privada. Las dos partes son necesarias y esa fue quizá la lección aprendida de la década anterior. Necesitamos, como industria, para generar ese matrimonio, una empresa estatal fortalecida y la participación del sector privado, con reglas claras. No hay otra manera. Son muy buenos los ejemplos regionales: Petrobras, Enap y Ecopetrol. Esta industria no es para jugarse solo, y menos en el riesgo, siempre se va con otros".
García desestimo al GNL como un competidor del gas boliviano en el Cono Sur: "El GNL es, desde el punto de vista de la seguridad energética, un amortiguador de fluctuaciones, un elemento de balance. No creo que las plantas de regasificación sean incompatibles con el gas de Bolivia. Hay que generar reglas creíbles en el país y restaurar la confianza entre los países".