Dentro de una agenda de visitas para socializar el programa de inversiones 2014 de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), su vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización, Luis Alberto Sánchez, visitó esta ciudad y detalló algunos aspectos sobre las actividades de la estatal petrolera.
Consultado sobre la negociación del nuevo contrato de venta de gas natural a Brasil, uno de los temas más comentados en el sector durante el año pasado, Sánchez dijo que considera que “no habrá cambios sustanciales en el contrato” pues Bolivia no estará obligada a rebajar el precio y que, por el contrario, se tratará sólo de darle continuidad al contrato que vence en 2019, debido sobre todo a la “excelente” relación con la petrolera brasileña Petrobras y también a que el país cuenta con la logística y trabaja en incrementar su capacidad de suministro. Añadió que los precios del gas boliviano son competitivos.
También se refirió de los incentivos al sector privado para la exploración, las trabas que hay en este proceso y al estado de la futura normativa para explorar en áreas protegidas.
Los proyectos para Cochabamba, entre los que resalta la Planta de Urea y Amoniaco, también fueron parte de la nota que sigue a continuación.
Los Tiempos (LT): Hace tiempo que analistas y expertos insisten en la necesidad de que Bolivia arme una estrategia para negociar el nuevo contrato de venta de gas natural a Brasil antes de que fenezca el actual. ¿Qué está haciendo YPFB al respecto?
Luis Alberto Sánchez (LAS): Yo no creo que haya cambios sustanciales en el contrato, sino que se negociará la continuidad de la exportación del gas natural, no creo que haya modificaciones porque (el contrato vigente) ha sido en base a una negociación durante muchos años, tenemos una relación excelente con Petrobras, nunca ellos han señalado (intenciones de) modificar el contrato, más aún ellos están en esta campaña, en forma conjunta, de encontrar nuevas áreas y seguir produciendo y garantizar el suministro de gas a Brasil no solamente hasta el 2019, sino por muchos años más. En ningún momento ellos han mostrado desacuerdo con el contrato (actual), más aún, estamos trabajando en forma conjunta. Claro ejemplo es que en forma conjunta vamos a inaugurar mañana (en referencia al viernes pasado) la Planta de Itaú y estamos trabajando en otros proyectos importantes con Petrobras como el sistema de compresión de San Alberto, perforación de nuevos pozos en San Alberto, perforación de nuevos pozos en Sábalo. Tenemos buena relación, no tendría por qué pensar que el contrato se va a modificar, (el contrato después de 2019) es una continuidad del suministro de gas al Brasil durante muchos años más a partir de 2019.
Lo que sí estamos trabajando es en garantizar en forma conjunta los volúmenes que sean requeridos. Ese es el único problema que en realidad no es un problema, estamos trabajando para darle una solución que es la exploración.
LT: Según estadísticas el gas que se vende a Brasil y Argentina es 4 por ciento más barato que hace un año. ¿YPFB ve posible que el nuevo contrato se pueda seguir asociando al precio del fuel oil y del diesel oil, considerando que durante todo el año pasado ha habido mucha presión de los empresarios para que su Gobierno trabaje para tener un nuevo precio?
LAS: Hoy en día el precio (de venta de gas) a Argentina está bordeando los 10,11 por millón de BTU (unidades térmicas británicas) y a Brasil 9,2 y están asociados uno al WTI (indicador del precio internacional del barril de petróleo) y el otro al fuel oil, es un logro de la negociación del equipo de Yacimientos, a la cabeza del presidente (Carlos) Villegas, porque no se ha asociado al Henry Hub (principal precio internacional de referencia del gas natural). Si hubiera sido al Henry Hub, estos precios serían más de la mitad.
LT: Esa es la pregunta, ¿en este nuevo contrato se podrá seguir manteniendo ese precio?
LAS: ¿El (del) fuel oil? Obviamente, porque (…) hoy en día, los países que importan gas (importan) el LNG (gas natural licuado por sus siglas en inglés) que tiene un precio de 16 dólares el millón de BTU que es nuestra competencia. Entonces no podemos bajar a otros precios, vamos a tener una negociación para subir y que esté en función a los fuel oil. Ellos compran a 16 y nosotros les vendemos a menos, somos muy buenos competidores, estamos en la región, están los gasoductos hechos, tenemos la capacidad productiva, a finales de julio vamos a tener la certificación de reservas y vamos a poder garantizar el suministro durante muchos años a estos países. Entonces las ventajas de negociación las tenemos nosotros porque somos los productores, tenemos la logística necesaria, los ductos, los sistemas de compresión y tenemos un precio muy competitivo a lo que ellos utilizan actualmente.
LT: Hablando concretamente de los pozos en los que se ha empezado a trabajar, ¿cuál ha sido el resultado hasta el momento?
LAS: De la anterior gestión teníamos planificado hacer 14 pozos exploratorios, por problemas socioambientales hemos ejecutado 11, de los 11 siete se han culminado, de los cuales son cinco exitosos, y cuatro están en ejecución. Pero no es una regla, posiblemente al año nos vaya (con) mucho más o mucho menos (éxito).
LT: ¿Cuál es el principal inconveniente con el que se tropieza en la actividad exploratoria?
LAS: En la actividad exploratoria, nosotros tenemos problemas básicamente en los tiempos para tener la autorización de los contratos, después en el tema de la consulta y participación, licencia ambiental, pero estos problemas, en los últimos años han sido subsanados. Anteriormente, teníamos tiempos mayores en estos procedimientos, pero en la última gestión hemos tenido un tiempo récord en el tema de aprobación de autorización de contratos. Lo que tardaba dos años ahora lo hemos hecho en seis meses. En el tema de las licencias ambientales, con la ayuda de instituciones y ministerios, también estamos mejorando los tiempos. En el tema social estamos trabajando fuertemente de manera que podamos disminuir más aún los tiempos (empleados en el trámite) para llegar a una actividad operativa en sí (…) después de cumplir con las fases administrativas y legales. Estos últimos años hemos mejorado considerablemente los tiempos para reducir las trabas de un principio.
LT: El año pasado, YPFB ofreció incentivos a los empresarios privados para la exploración. Concretamente, ¿qué se les ha ofrecido y qué respuesta hubo del empresariado?
LAS: Tenemos una propuesta de incentivos a la exploración que está en consideración del Ministerio de Hidrocarburos, es posible que en estas próximas semanas haya una respuesta. Obviamente que estos incentivos son de mucho agrado para las empresas que operan (en el área de hidrocarburos), se van a beneficiar sustancialmente en la parte económica, en la reducción de tiempos (para los trámites) ambientales, en la reducción de problemas sociales, con lo cual tener mayor intención de inversión y ejecución de proyectos. Pero todavía no está emitido, es una propuesta en la que hemos trabajado y ellos (los empresarios) están completamente felices con esa propuesta.
LT: ¿El contenido de esa propuesta ya es de conocimiento de los empresarios?
LAS: Algunos temas, sí.
LT: Por ejemplo, ¿cuáles?
LAS: Lo que pasa es que todavía están en consideración en instancias superiores (…), entonces sería importante explicarles, demostrarles en el momento que ya tengamos la respuesta.
LT: ¿Para cuándo estaría listo el decreto anunciado para explorar en áreas protegidas y se puede conocer qué aspectos se están tomando en cuenta para su elaboración?
LAS: Hay tres propuestas por parte de YPFB. Una que es la consulta y participación, otro es de explorar en áreas protegidas que básicamente significa que sí se puede convivir con la naturaleza respetando el medio ambiente. En todos los países de la región lo hacen, Petrobras en el Amazonas explora y explota, no hay ningún problema, varios técnicos de YPFB han estado presentes ahí y ven que sí es posible convivir con la naturaleza desarrollando proyectos de hidrocarburos. Y, básicamente, nosotros tenemos la propuesta de que sí es posible explorar con fines de investigación, y no extractivos, sin dañar la naturaleza. Es decir, nosotros podemos hacer actividades de investigación (en áreas protegidas) pero no con fines extractivos, esa sería una primera fase para determinar si esas áreas son prospectables, es decir si tienen gran valor de prospectabilidad.
En el tema de consulta y participación (la propuesta) es hacer la consulta, los procedimientos para que sea más transparente el tema.
LT: Inicialmente, la idea sería investigar si hay reservas, si el resultado fuera positivo, ¿se requeriría una nueva norma para la actividad extractiva?
LAS: Nosotros nos hemos trazado hasta ahí, el ciclo exploratorio dura seis a ocho años, entonces la exploración nos llevaría tres años para determinar si es un área (en la) que verdaderamente nos interesa realizar una explotación; pero esa fase todavía no la hemos considerado, estamos yendo por la primera fase que es hacer estudios.
LT: Para hacer esta tarea investigativa ¿qué áreas se han identificado?
LAS: Hay varias áreas que están en parques nacionales, en áreas protegidas, (en este momento) no tengo el número pero son varias, no es un número importante; pero (también) en porcentajes mínimos (de superficie), 10 por ciento, 20 por ciento, 40 por ciento (y) hay otras que tienen mayor porcentaje de interés petrolero.
LT: En el tema de la revisión de la Ley de Hidrocarburos, que es una insistencia recurrente de los empresarios del sector y de la que se comenta que no habrá cambios este año por ser año electoral, ¿qué avances hay?
LAS: Como YPFB, hemos trabajado fuertemente en una propuesta de nueva Ley de Hidrocarburos, pero básicamente la competencia (sobre esta ley) es del Ministerio de Hidrocarburos y el Ministerio me imagino que está trabajando fuertemente para sacar estar ley.
LT: Hay similar preocupación de los empresarios sobre seguridad jurídica ¿qué seguridad jurídica da Yacimientos a la inversión privada?
LAS: La mayor seguridad jurídica es la excelente relación que tenemos (con ellos), el trabajo en equipo. Un claro ejemplo es que las operadoras (privadas) están invirtiendo alrededor del 40 por ciento de la inversión total de este año y vienen cada vez más empresas. Le comento (el caso de) Total que es la empresa más grande en el tema de gas (…) trabaja con Aquío e Incahuasi, BG (British Gas) con Huacareta, YPF Argentina está interesado en Charagua, Repsol está años con Margarita y quiere otras áreas, Petrobras también tiene interés de invertir en el tema de exploración, Gazprom junto a Total están interesadas en el bloque Azero, estamos ya en la fase de autorización y aprobación (del contrato), Interpetroleum va a comenzar ya (a trabajar) en el bloque Sanandita, contrato que está en la fase de protocolización, entonces este es un claro ejemplo de la seguridad jurídica, las empresas más grandes del mundo tienen interés de invertir en Bolivia (…) Por parte nuestra cumplimos todo lo que ha sido negociado en los contratos, cumplimos la normativa que establece el Estado, cumplimos las normas internacionales del gas y petróleo, así que ese es el mejor ejemplo de que en Bolivia hay seguridad para la inversión extranjera.
“(...) Los incentivos son de mucho agrado para las empresas (privadas) que operan (...) se van a beneficiar sustancialmente en la parte económica (...)"
“Tenemos la propuesta de explorar con fines investigativos y no extractivos, sin dañar la naturaleza (...)"
"Tenemos buena relación (con Petrobras), no tendría por qué pensar que el contrato (de venta de gas natural) se va a modificar (...) es una continuidad"
COCHABAMBA: EXPLORACIÓN Y OTROS PROYECTOS
LT: ¿Cuáles son los proyectos más relevantes en Cochabamba?
LAS: Hay tres prospectos importantes en Cochabamba. Uno que es San Miguel, donde la perforación iniciaría esta gestión y hay otros dos prospectos importantes que son Katari y Bulo Bulo bloque bajo donde se van a hacer todas las actividades previas en esta gestión y en la siguiente gestión haremos todo lo posible para iniciar la exploración. Con esto repondremos las reservas, incrementaremos las reservas e incrementaremos la producción. Y (como resultado) se incrementarán las regalías y el IDH (Impuesto Directo a los Hidrocarburos) para el departamento, para que tenga mayor desarrollo. Hoy en día, Cochabamba recibe 192 millones de dólares por regalías e IDH y eso es en gran parte por el trabajo que viene haciendo YPFB de mantener la producción e incrementar la producción.
LT: En el caso del petróleo, usted decía que desde 2011 había empezado a revertirse la declinación de la producción.
LAS: Ese es otro resultado de la gestión del presidente Villegas de trabajar en un incentivo a la producción. Antes se pagaba un precio X al barril de petróleo, con este incentivo se le paga un adicional, con eso ha habido la recuperación mejorada de los campos de Cochabamba. Entonces toda la curva de declinación de petróleo pesado, no de gas ni de condensado, sólo de petróleo pesado, tiene la tendencia ahora de subir por este incentivo (…). Hace un par de años que se mantiene la producción de gas que está en el orden de 2,5 millones de metros cúbicos día y si se junta petróleo, condensado y gasolina también hay una tendencia a incrementar un poco, la producción de Cochabamba está alrededor de los 5.800 barriles día.
LOGROS Y DIFICULTADES EN LA EJECUCIÓN PRESUPUESTARIA
LT: Según los datos que dio (la semana pasada) el presidente de YPFB en La Paz, en el campo de las inversiones no ejecutadas el monto acumulado en el periodo 2010-2013 es de 2.019 millones de dólares de un total de 7.522 que se habían programado. ¿Cuál es la razón?
LAS: Le pongo un ejemplo, el año pasado teníamos un programa de inversión de alrededor de 2.000 millones de dólares y hemos ejecutado 1.800, es decir casi el 70 por ciento, (porcentaje) que en otros años era menor. Eso se debe a la mejora continua en los procesos y procedimientos administrativos, técnicos y legales. Cada año estamos mejorando la ejecución presupuestaria.
LT: ¿Cuál sería la explicación cuando hay problemas para avanzar en la ejecución presupuestaria?
LAS: Es importante hacer una programación de contratación de bienes, servicios, de proyectos de inversión y que también (en) la fiscalización se lleve un control continuo y ellos puedan reportar (a tiempo) para la autorización de pago. Muchas veces toda esa fase de fiscalización y aprobación de órdenes de cambio se posterga para los meses de noviembre o diciembre y ahí es donde tenemos problemas, incluso en el sistema informático como el Sigma (Sistema Integrado de Gestión y Modernización Administrativa) y otros para el pago de estos servicios. Entonces nosotros planificamos de tal manera que todos los proyectos tengan un espacio prudencial para que no tengamos estos problemas que normalmente tienen las instituciones públicas; pero Yacimientos, (desde hace) muchos años, está trabajando para ver cuál es la mejor condición procedimental para llegar a salvar todos estos problemas. De 2.000 millones de dólares ejecutar 1.800 millones es pues muy complicado y hemos podido lograr la anterior gestión más del 70 por ciento de ejecución presupuestaria.
LT: ¿Es el mayor porcentaje de ejecución hasta ahora o hubo antes un porcentaje mayor?
LAS: Yo pienso que sí, ha sido la mayor ejecución presupuestaria (…). Hay temas que (impiden elevar el porcentaje de ejecución, como) el incumplimiento de las empresas de acuerdo a la programación del proyecto, entonces muchos factores hacen que no podamos ejecutar por el incumplimiento justamente en el avance, es decir uno no puede pagar si es que no ha tenido un avance. Otro de los problemas es que no presentan la información necesaria para que la fiscalización valide (el avance) y esa validación nos la pase a Yacimientos para que nosotros podamos realizar el pago.
YPFB DESTACA 4 PROYECTOS PARA 2014
LT: ¿Cuáles son los principales proyectos de YPFB a nivel nacional?
LAS: Todos los proyectos son importantes y los diferenciamos por actividades. En exploración estamos invirtiendo 450 millones, en explotación más de 1.300 millones, en el tema de transporte estamos haciendo inversiones importantes con alrededor de los 160 millones, en el tema de almacenamiento lo propio, en el tema de refinación, en el tema de plantas de separación montos importantes y la industrialización que es la Planta de Urea y Amoniaco. Entonces los 3.029 millones de dólares básicamente se traducen en todas las actividades de la cadena de hidrocarburos y los porcentajes están en la parte del upstream que es exploración y explotación y en el downstream que son todas las actividades que hemos mencionado.
Podemos destacar la Planta de Urea y Amoniaco que es un proyecto importante porque es un punto de inflexión en la industrialización (del gas natural), la planta de separación de Gran Chaco que es la tercera planta más importante de Latinoamérica se va a inaugurar este año, otro tema importante al que YPFB le da mucho énfasis es a redes de gas con 130 mil nuevos usuarios, desarrollo de los campos, incremento de la producción (...) tenemos una sobreproducción este año, cumplimos holgadamente para cumplir con destinos y mercado interno.
LT: Dijo que existe un excedente en la producción, ¿a cuánto llega?
LAS: El excedente está alrededor de los 5 millones de metros cúbicos, sin contar el CDC I que es de la Argentina, y bueno creo que (a) lo que todos apostamos y trabajamos fuertemente todos los días es a la campaña súper agresiva de la exploración, es la que nos va a dar el incremento, reponer las nuevas reservas, vamos a tener con eso un dato importante para desarrollar nuevos proyectos.
Trabajamos fuertemente en diferentes áreas uno en la aprobación, autorización y protocolización de contratos de las áreas que ya tienen negociación. De esos contratos, siete en esta gestión van a empezar ya a tener actividad operativa, como casa matriz estamos trabajando en 28 áreas que estimamos que sean prospectos exploratorios, 23 pozos exploratorios y muchos de ellos se van a culminar en esta gestión, en otros se va a hacer actividades preliminares, otros van a iniciar en esta gestión y van a terminar en la siguiente, 14 adquisiciones sísmicas y dos magnetotelúricas, entonces son campañas fuertes en exploración para encontrar nuevos prospectos exploratorios, nuevas áreas, nuevos campos que nos puedan producir gas, condensado y petróleo pesado.
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