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Ministro Sánchez: "El contrato con Brasil no termina en 2019, se extenderá hasta el 2024"

hace 4 mese(s)

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El gas natural ha ocupado la agenda informativa de Bolivia con mayor énfasis en los tres últimos meses. Hasta mayo de 2018 las exportaciones del recurso energético sumaron $us 1.287 millones, lo que representa el 35% de las ventas totales del país. El embajador de Argentina, Normando Álvarez, dijo que su país estaba dispuesto a comprar más gas y a mejor precio para enfrentar el invierno.

Bolivia respondió: “La propuesta de Argentina de comprar más gas boliviano no tiene condiciones favorables para el país”. Así, el tema puso en relieve la certificación de las reservas encargadas a la compañía canadiense Sproule.

Las reservas están en la mira de los analistas ¿el informe preliminar menciona a cuánto asciende el volumen?

No hay un estudio preliminar. Seguramente en las próximas semanas nos presentará la empresa. Si bien hubo un trabajo conjunto entre YPFB y las operadoras.

¿A ello se referían cuando dijeron que enviaron funcionarios de YPFB a Canadá para llevar información?

No, la información la recaban aquí. Entonces, hacen un tour a todas las operadoras y ellas proporcionan muchísimas variables. Presión de fondo, presión de cabeza, si hubo o no agua, producción de campo y cuantifican no solo reservas, sino que también la reserva debe tener un contrato y ducto para exportar. Si tengo una reserva en Madre de Dios no la toman en cuenta porque no es comercial. Se toman en cuenta factores técnicos, comerciales, económicos y geológicos. Eso lo hacen pocas empresas en el mundo. Bolivia es el único país en el mundo donde se cuestionan las reservas y hacen certificaciones mediante páginas web, en ninguna parte del mundo un analista cuestiona las reservas de su país, pero en Bolivia se cuantifican en Power Point o análisis de un diario X. Lo responsable es esperar estos días para que la empresa diga revisamos todos los campos de Bolivia y estas son las reservas probadas, posibles y probables. Siempre mantuvimos un factor de reposición mayor a 1 TCF.

Se espera tener el informe de las reservas de gas para la tercera semana de agosto. Sin embargo, ustedes son los que manejan datos de la exploración y producción, desde 2013 a la fecha ¿cuánto gas natural se ha repuesto?

El promedio de producción traducido en reservas varía. Desde 2006 a 2010 estuvo en torno a los 0,6 TCF y 07 TCF, después 0,8 TCF, pero podemos poner una media de 0,7 TCF cumpliendo con los mercados interno y externo, que debe ser el promedio de los 12 últimos años. Entonces, en toda nuestra gestión de Gobierno hemos gastado 8,4 TCF. Si en 2005 teníamos 9 TCF, entonces hoy deberíamos tener 0,6 TCF en el hipotético caso de no reponer. Sin embargo, haciendo una gráfica con una certificación de reservas en 2013 de 10,45 TCF el factor de reposición siempre fue mayor a 1 TCF y eso significa que hemos repuesto y hemos incrementado. En el gerenciamiento de reservas eso es nota de excelencia porque estamos yendo bien. Ahora, en la cuantificación hasta el año pasado teníamos un valor de 1 TCF, entonces es una nota de excelencia en la reposición de reservas e incremento.

Sin embargo, se dice que la planta de GLP de Gran Chaco está funcionando al 20% de su capacidad por falta de gas...

Entiendo que las personas que objetan quieren hallar el pelo en la leche. Todo gol es invalidado porque está fuera de juego, pero ellos son los que están fuera de juego. Nosotros, antes de la nacionalización importábamos GLP, había colas de GLP, los camiones no podían abastecer y cada año importábamos entre $us 60 y 80 millones. Es decir, la planta Carlos Villegas se va pagar en menos de diez años haciendo un análisis al dejar de importar y producir, porque construí una planta que será el inicio de la petroquímica produciendo propileno y polipropileno, pero además exporto. Se ha vendido más de $us 160 millones en los dos últimos años. Ahora, ¿qué pasa con la planta de Gran Chaco?, trabaja a un 40 o 45% de su operación y tiene una capacidad de producción de 30 MMmm3/d porque en algún momento por el contrato a Argentina se venderá 27,7 MMmm3/d; entonces, cuando pase todo el flujo de gas a Argentina yo voy a extraer los licuables. En este momento, debo tener una nominación de 20 MMmm3/d y en otros momentos me nominaron 14 o 15 MMmm3/d. Ése es el porcentaje de operación. Esto no significa que no hay gas.

Se dice que Boyui alcanzó los 7.100 metros y no encontraron gas ¿Cuál es el resultado?

El resultado es que es el pozo más profundo de la historia boliviana (risas). Según los geólogos de YPFB y Repsol estamos a pocos metros de encontrar una arena productora. Ojalá Dios quiera que Boyui nos dé una gran sorpresa y que hallemos un reservorio como el de Margarita. Estamos haciendo un seguimiento diario. Los geólogos consideran ue estamos cerca de llegar al objetivo y esperamos hacer conocer los resultados estos días, de todos modos es un pozo que nos está dando mucha información. Sabemos que en Boyui e Iñiguazu hay reservorios con grandes volúmenes de gas.

Además de Boyui ¿qué otros pozos están explorando?

Colpa Caranda, que en dos semanas esperamos llegar al objetivo, Jaguar de Huacareta que recién empezamos y esperamos llegar al objetivo en diciembre. Hace pocos días se está perforando Incahuasi V y nos puede dar una reserva increíble, en toda el área norte se puede encontrar reservorio. Obvio que en cartera tenemos varios pozos para los próximos meses. Este mes vamos a perforar Aguaragüe Norte, otro dato importante es que se va a perforar Azero, uno de los campos más importantes en Bolivia, hoy están haciendo camino y planchada.



¿Cuál fue el resultado de la subasta de los campos?

El año pasado firmamos seis contratos por casi $us 4.500 millones y los recursos, aclaro, recursos no reservas, que estimamos en convencionales son 132 TCF y en no convencionales cerca de 1.000 TCF. Es la época de oro del sector hidrocarburos, por eso el objetivo es atraer recursos, explotar y generar ingresos, el 50% se va a las regiones y hoy generamos mayor inversión con nuestros proyectos de los combustibles verdes. Seguro en los otros meses vamos a tener la posibilidad de trabajar con otro combustibles verdes.

¿Entonces los menores envíos de gas se deben a que Argentina pide menos volúmenes? ¿no es porque falte gas?

Siempre hemos cumplido con Argentina. Sucede que es un tema contractual y el contrato no puede volverse político. Puede haber problemas como sucede hoy que tengo un pozo que produce 4 MMmm3/d, que es el Huacaya II que ha tenido problemas de algunas impurezas que no permiten que fluya; entonces, lo debo intervenir para que siga produciendo el mismo volumen. Esos problemas son de fuerza mayor o puede ser de un tema contractual. Los responsables de los temas contractuales no son el Gobierno, el Ministerio de Hidrocarburos, ni Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), son las empresas que prestan servicios en Bolivia que se han comprometido y han garantizado suministrar ‘x’ volúmenes de exportación con las inversiones que les hemos aprobado. Pero esto pasa en todo el mundo y para ello hay penalidades que están en el contrato. Entonces, no es un tema mayor, pero lo quieren magnificar. Es un tema operativo y contractual que en algunos momentos uno tiene la capacidad de abastecer mucho más y ellos no pueden recibir ese volumen y también puede suceder lo contrario.

Sé que es un tema soberano, pero ¿por qué cree que Argentina decide comprar gas a Chile más caro en vez de pagar más a Bolivia por aumentar sus volúmenes de envío?

Porque nunca hubo negociación.

¿No hubo negociación por el cambio de ministro de Energía en Argentina?

No, en realidad hubo una propuesta del ministro (Juan José) Aranguren de aumentar la compra de gas en invierno y disminuir en verano. Nos hizo llegar una propuesta totalmente diferente a la conversada y no nos convenía porque había muchas penalidades, pero no había una propuesta formal. Él único que hace una propuesta formal y asume como presidente de exEnarsa es el embajador argentino que siempre está hablando y la relación contractual es con el presidente de exEnarsa y con él tenemos que negociar. No hubo negociación. Solo que él (el embajador Normando Álvarez) ha lanzado gritos al aire de que quería pagar más gas, pero que me muestre una propuesta oficial de su Gobierno, del Ministerio de Energía o de la empresa estatal exEnarsa. El tema es soberano, nosotros no podemos obligarlos a comprar gas a mayor precio, ellos son soberanos y deciden pagar los $us 10 el millar de BTU en vez de comprarnos a $us 6.

Está por concluir el contrato con Brasil. En 2017 usted dijo que estaban negociando con otros Estados brasileños y empresas privadas ¿se ha firmado algún contrato en firme? ¿a qué precio?

El contrato a Brasil es básicamente de reservas. Nosotros tenemos que entregarle aproximadamente 7,2 TCF a Brasil y hasta el momento le entregamos 5,5 TCF. ¿Por qué? Porque en el tiempo Brasil nominó menos de lo que esperábamos, entonces el contrato no se termina el 2019. Seguramente el contrato, entregando los volúmenes que estamos acordando y haciendo una proyección en el tiempo acabará el 2024 aproximadamente. Nosotros debemos entregar mayor cantidad de reservas, pero ellos también tienen la obligación de recibir los volúmenes acordados. Entonces, esos contratos llevarán muchos años más entre Brasil y Argentina, pero eso no significa que nosotros no podamos visualizar con el incremento de producción y reservas nuevos contratos con Brasil. De hecho, hemos firmado con Acron, una empresa rusa que tiene plantas de petroquímica en Brasil, entonces hay oportunidades de vender gas a mejores precios.

¿No es contradictorio alimentar con gas nacional la petroquímica cuando es uno de los proyectos de Bolivia?

Pareciera, pero no es así porque nosotros vendemos gas a esas plantas, seguro vamos a firmar a mejor precio; es decir, nos van a pagar más, ése es un primer elemento. Luego, va firmar YPFB una sociedad comercial con Acron que venderá toda la urea de las plantas de Acron en Brasil y la de Bulo Bulo. Entonces, es una alianza estratégica para competir con la urea de Catar y África. Entonces, la sociedad Acron-YPFB, que tiene plantas en Brasil y Bolivia, competirá uniéndose. Ese es el concepto y la estrategia.

¿Cuánto se ahorró YPFB con la reingeniería? ¿Resultados? ¿Seguirá la reestructuración?
Sí. Yo pienso que con la reingeniería se logró la priorización, la austeridad y la eficiencia operativa. Y esa eficiencia operativa se traduce en un indicador con el que América Economía dice que YPFB está entre las seis de 500 compañías de América Latina. Sin embargo, las utilidades de YPFB no son los Bs 1.800 millones son Casa Matriz y sus filiales, las utilidades son los $us 1.900 millones de renta petrolera, de ahí se redistribuye  regalías, IDH y otros. Y de ahí nos quedamos con Bs 1.800 millones para reinvertir en exploración y explotación. Esta reingeniería hizo que este año YPFB esté rankeada y si tomaran en cuenta la renta petrolera seríamos la primera compañía de América Latina. No olvidemos que Petrobras y Pemex tienen números rojos al igual que todas las petroleras del mundo, que ahora están recuperándose con cierta utilidad pequeña. Sin embargo, nosotros en nuestro año crítico, que fue 2016, registramos una renta petrolera de $us 1.600 millones, entonces debemos ser la empresa más eficiente del mundo, porque Shell y Repsol, las más grandes no tuvieron utilidades. Es una pena que la gente de afuera tenga un buen concepto de cómo se maneja YPFB, y acá digan que es la peor empresa.


¿Cómo lograron recuperar la salud económica de las subsidiarias Chaco y Andina que venían de dos a tres años de registrar pérdidas?
Fundamentalmente la gestión en inversión. El descubrimiento de Caigua, que está produciendo alrededor de 40 millones de pies cúbicos y esperamos llegar a 70 MMmm3/d. También firmamos en Los Monos y encontramos reservas importantes. No olvidemos tampoco la participación de Chaco en Aquio-Incahuasi y reactivamos la generación eléctrica de Bulo Bulo. Asimismo, acabamos de firmar el proyecto Cancabria, es un campo significativo, los técnicos son de los más connotados en el mundo y con la información de los pozos que perforó Texaco y los datos del Centro de Inversión Hidrocarburífera, ellos estiman que en Miraflores hay un potencial de 400 TCF y 20 millones de barriles de petróleo. Ahí también está Chaco, entonces hoy Chaco y Andina van a participar en todos los contratos que firmemos con compañías extranjeras. ///

 


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