Ven ineficiente gestión de YPFB a seis años de nacionalización

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Entre 2006 y 2011, según expertos, la producción de hidrocarburos, la ejecución de un millonario presupuesto, el desarrollo de la industrialización y de otros proyectos de YPFB, no lograron resultados tangibles debido a muchos factores

A seis años del proceso de nacionalización de los hidrocarburos, la gestión de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) es calificada como “pobre” e “insatisfactoria”, porque no existen resultados tangibles producto de las inversiones realizadas y los proyectos ejecutados, sólo “propaganda millonaria” en los medios de comunicación sobre planes que son percibidos únicamente como “buenas intenciones”, según los analistas y expertos en hidrocarburos Álvaro Ríos y Hugo del Granado.

Para Ríos, la gestión administrativa en YPFB, a pesar de todos los recursos y ventajas de los que dispuso en los últimos seis años, “es bastante pobre en cuanto a ejecución de presupuestos en exploración y explotación; en cuanto a ejecución de una serie de proyectos y en cuanto a mostrar resultados concretos y tangibles al país”.

Señala por ejemplo que no existen reservas descubiertas por YPFB en los últimos seis años, que las proyectadas plantas de urea y amoniaco son “elefantes blancos” que no interesan a los inversionistas y que la política de nacionalización no ha sido más que militarizar algunos campos”.

En su criterio, “lo único que se puede elogiar de YPFB es haber firmado el contrato de compra y venta de gas con la Argentina, que no es un proyecto, sino un contrato; porque no le conozco otro proyecto que haya realizado con inversión significativa para el país”, dice y añade que las grandes inversiones las están realizando Repsol (de España), Petrobras (de Brasil) o Total (de Francia), no así YPFB.

Para Del Granado, las metas corporativas orientadas en términos de producción están muy alejadas de las fijadas en el Plan Operativo 2007-2015.  Así, la producción de crudo, gasolina natural y condensado al primer trimestre de 2012 fue de 45.190 barriles de petróleo día (BPD), muy distante de la meta corporativa de 100.000 BPD fijada para 2015.

Lo mismo ocurre con la carga de crudo a las refinerías de Cochabamba y La Paz que totalizaron 44,421 BPD, lejos de la meta de 96 BPD y con la producción de gas natural que alcanzó 44,38 millones de metros cúbicos día (MCD) al primer trimestre de este año, frente a la meta de 100 millones de MCD para 2015, según el boletín estadístico de YPFB enero-marzo de 2012.

Del Granado refiere que, de forma similar, las inversiones programadas para el período 2007-2015, en exploración y producción, a pesar de ser mínimas (8.379 millones de dólares) en el contexto petrolero, no han sido ejecutadas ni en 20 por ciento a la fecha.

Respecto al programa de industrialización, que tiene un presupuesto de 4.090 millones de dólares para implementar las plantas de licuables, en Río Grande y Gran Chaco, y de urea y amoniaco, en el trópico de Cochabamba, en el periodo 2010-2012, Del Granado dice que están muy retrasadas y desfasadas del cronograma, debido a que ninguno de los potenciales socios (las extranjeras Enarsa, Brastem, NPCI y Pequiven) demostraron el menor interés en invertir en esos proyectos de industrialización.

“Si bien las plantas de separación no son reconocidas como proyectos de industrialización, este sería el único rubro en el que se ha efectuado inversiones”, sostuvo, para agregar que entre los proyectos de industrialización abandonados se encuentran el proyecto de GTL (gas a líquidos), tan publicitado, y la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos.

Campo Palmar del Oratorio

En septiembre de 2008,  la firma Gas To Liquid (GTL) International S.A.entregó a YPFB los estudios en  cuatro bloques: Río Beni (La Paz, Pando y  Beni), Almendro (El Palmar del Oratorio, Cotoca y Pailas en Santa Cruz), Cupecito (cerca de Charagua, en Santa Cruz) e Itacaray (al sur de Chuquisaca, en el límite con los megacampos gasíferos San Alberto, San Antonio y Margarita).

El directorio de YPFB aprobó el 2 de julio de 2009 los cuatro informes finales de resultados de los convenios de estudio. La Ley 0278/2012-2013, que aprueba el contrato de servicios petroleros del área Almendros con GTLI, fue aprobada en mayo de 2012.

GTL International operaba en el Campo Palmar con contrato de servicio para la petrolera Dong Won. A fines de 2008, debía iniciar la perforación de dos pozos en dicho campo, esperándose una producción de 12 millones de pies cúbicos de gas por día; pero “en las estadísticas de YPFB el campo Palmar no figura como campo productor importante”, sostiene el experto Hugo del Granado.

El sitio hidrocarburosbol.blogspot.com, en fecha 12 de mayo de 2009, señala que “a finales de marzo, Jindal (de la cual es subsidiaria la GTL) y sus socios bolivianos iniciaron la perforación del pozo de El Palmar.

Taladros chinos y pozo Camiri

El pozo profundo que se perfora con un taladro chino en la localidad de Camiri, en Santa Cruz, ha llegado a la profundidad programada de 6.100 metros sin resultados positivos hasta la fecha. Sin embargo, los técnicos de YPFB han sostenido que las labores se encuentran paralizadas debido a que los equipos que disponen son diseñados para trabajar a 10 mil libras por pulgada cuadrada (psi) y  que la presión de la profundidad a la que han llegado es de 15.000 psi.

La explicación no tiene coherencia, según el experto Hugo Del Granado, porque es más caro tener un equipo parado de esas dimensiones que el costo de equipos para operar a presiones altas.

Por otra parte, en noviembre 2011, mediante Ley 187, se aprobó el Convenio de Préstamo Concesional suscrito entre el Estado boliviano y The Export Import Bank Of China (Eximbank), por un monto de 411 millones yuanes, equivalentes a 60 millones de dólares destinados a financiar el “Proyecto de Adquisiciones de Perforadoras”; pero “a julio de 2012 no se tiene información del uso de este crédito”, agrega Del Granado.

ANÁLISIS

“Producción de gas estuvo estancada entre 2006 y 2011”

Bernardo Prado, Analista y Director de HidrocarburosBolivia.com

Entre 2006 y 2011, la producción de gas natural en Bolivia estuvo prácticamente estancada, debido principalmente a la falta de inversiones en actividades de exploración y explotación y a la constante caída en la demanda brasileña.

Analizando estadísticas oficiales de YPFB, podemos notar que entre 2006 y 2011 la producción promedio de gas natural en Bolivia se incrementó solamente en 0,8 millones de metros cúbicos por año, ese incremento que bien podría tacharse de simbólico refleja claramente la falta de inversiones en actividades exploratorias que permitan descubrir, reponer e incrementar las reservas probadas de gas natural en Bolivia.

La producción promedio del año 2006 alcanzó 40,20 millones de metros cúbicos por día (MCD) y en 2011 llegó a 45,07 millones de MCD, según HidrocarburosBolivia.com, con datos de YPFB Corporación.

Cabe recordar que la Ley de Hidrocarburos vigente fue promulgada en 2005, en el marco de una Constitución Política del Estado (CPE) que ya no está vigente. Así, la falta de una “nueva” Ley de Hidrocarburos compatible con la “nueva” CPE y un marco regulatorio  coherente y atractivo son los principales factores que frenan  la llegada de inversiones para el sector hidrocarburífero boliviano.

Recién a partir de 2012 se puede percibir un incremento en la producción de gas gracias a las inversiones en Margarita que, dicho sea de paso, se dieron en función a las garantías establecidas en la Adenda que firmaron YPFB y Enarsa, en 2010.

Hasta ahora, Bolivia no tenía la capacidad de satisfacer a sus dos únicos mercados de exportación de manera permanente y simultánea. Con una capacidad de producción actual que alcanza los 54 millones de MCD, ese problema estaría solucionado; sin embargo, quedan pendientes los proyectos de industrialización, el cambio de matriz energética para masificar el uso del gas natural y el abastecimiento de gas para la siderurgia en El Mutún.

Para cumplir con esos objetivos se necesitará incrementar aún más la producción de gas y eso no será posible sin mayores inversiones y, como es bien sabido, estas inversiones están sujetas a que el Gobierno ofrezca reglas claras y transparentes, algo que suena fácil; pero por los hechos no lo es.