La exploración es, en el mundo de los hidrocarburos, una de sus principales actividades. Según la opinión de expertos consultados por EL DEBER, es el corazón de este negocio. En Bolivia, de acuerdo con el Plan Estratégico Corporativo 2015-2019, de la estatal petrolera YPFB, entre 2006 y 2019 se asignaron $us 5.577 millones para la búsqueda de nuevas reservas de gas. Pero de esta cantidad, hasta 2018 se ejecutaron $us 2.500 millones, según información dada por el Ministerio de Hidrocarburos.

La cifra, de acuerdo con la opinión de especialista, fue importante pero no logró incrementar, en gran medida, las reservas de gas natural.

Por otro lado, conforme con información de la gerencia de Administración Económica y Financiera de Contratos de YPFB, entre 2007 y 2018, los Costos Recuperables (CR) exigidos por las operadoras llegaron a $us 9.915,6 millones, casi el doble de lo que se asignó para la exploración de hidrocarburos en el país.

En un cuestionario enviado por EL DEBER, el ministro del área, Luis Alberto Sánchez, confirmó la devolución $us 9.000 millones a las empresas operadoras.

¿Qué es costo recuperable?

Un estudio hecho por la Fundación Milenio, explica que el concepto de Costos Recuperables (CR) se definió en los Contratos de Operación y de Servicios Petroleros, vigentes desde mayo de 2007 como “los gastos incurridos y reportados por el titular y aprobados por YPFB, conforme al procedimiento financiero y contable”. Este método figura en el Anexo D de estos contratos.

Dichos pagos deben ser reembolsados por YPFB a las empresas petroleras, que son retribuidas por la estatal mediante una participación en las utilidades. El valor varía, según el contrato.

Para la fundación, mientras duró la bonanza económica, este sistema funcionó sin sobresaltos, “incluso a pesar de incumplimientos de YPFB y la laxitud en los procedimientos de control”.

Pero a raíz de la caída de los precios del petróleo, según Milenio, las firmas en el mundo recortaron sus gastos un 40%.

“En Bolivia, por el contrario, los costos se han reducido solo marginalmente, significando que YPFB ha estado pagando por concepto de CR sumas por encima de los rangos internacionales de precios”, afirma la fundación.

Sin embargo, Sánchez, dijo que la devolución de recursos a la petroleras, “no es algo negativo, como algunos tratan de hacer ver”.

Justificó su postura al sostener que, desde la nacionalización de los hidrocarburos, hace 12 años, el ingreso percibido por el Estado por comercialización de gas fue más de $us 53.000 millones.

“Si hacemos una relación con los ingresos generales por la comercialización del gas total es de 82% para el Estado y 18% para las empresas petroleras”, retrucó.

Para el especialista en hidrocarburos, Hugo del Granado, la diferencia, entre estos pagos y los recursos destinados en inversión, demuestra nuevamente que los recursos programados en exploración fueron bajos por que “la política exploratoria ha sido permanente descuidada por Yacimientos porque se privilegió la inversión en explotación”.

El especialista precisó que el componente más alto de los costos recuperables corresponde a amortización de inversiones que asciende a $us 6.211 millones.

“Todos los demás costos de operación ascienden a $us 3.703 millones. Entre los componentes de los costos de operación no figuran los costos de exploración. Se entiende que estos recursos estarían incluidos en el área de inversiones, pero no existe, en la información de YPFB, un desglose del rubro inversiones”, señaló.

En respuesta, la autoridad estatal, sostuvo que en realidad las empresas no se llevan este dinero, sino que es la amortización de los activos que ha hecho la compañía, es decir, que la infraestructura existente, realizada por las operadoras petroleras, pasa al Estado boliviano.

Exploración

El exministro de hidrocarburos, Guillermo Torres, sostuvo que el Estado debió aprovechar el auge de los precios altos del petróleo (entre 2006 y 2014) y encarar una agresiva campaña de exploración. Pero advirtió que se invirtió mucho más en explotación.

Incluso las cifras del Plan Estratégico 2015-2019 de Yacimientos, sostiene los argumentos de Torres. En detalle, el documento precisa que entre 2006 y 2014 se destinaron $us 1.269 millones para la búsqueda de gas.

En cambio, las inversiones orientadas para el incremento y mantenimiento de la producción del carburante, acumularon un total de $us 4.468 millones.

Pero después de la caída del precio del crudo, entre 2015-2019, la asignación para la búsqueda de nuevas reservas fue de $us 4.308 millones; lo programado para desarrollo, bajó levemente a $us 3.293 millones.

En esa línea, Del Granado, sostiene, basado en información oficial de Yacimientos, que entre 2006 y 2018, las petroleras y la estatal YPFB invirtieron $us 2.394 millones, “aunque en el período 2006-2019 programaron una inversión de $us 4.003 millones lo que denota una pobre ejecución”.

En respuesta, el ministro Sánchez, señaló que con lo invertido en exploración se descubrieron 17 campos y seis nuevos reservorios. Esto permitió, según la autoridad, que la última certificación realizada por la canadiense Sproule sea de 10.7 TCF de reservas probadas de gas.

“Ahí radica la eficacia y los resultados obtenidos de la exploración de estos 13 años”, dijo.

Es más, aseguró que si se monetizan estas reservas, a precios internacionales, los ingresos para el país en la próxima década llegarían a $us 70.000 millones.

Polémica por Boyuy

El pago de costos recuperables se ha puesto en debate, entre expertos del sector e incluso regiones productoras, luego de que la perforación del pozo Boyuy X2, no arrojará resultados comerciales favorables, pero sí geológicos, al encontrar, según el Gobierno, una gran formación de hidrocarburos que contiene “un mar de gas”.

El pozo está en el área Caipipendi, que se encuentra bajo el control de Repsol, y pese que llegó a casi 8.000 metros, los volúmenes aparentemente no son comerciales. Pero al estar bajo en una zona que tiene contrato con YPFB, según los expertos, amerita que la estatal devuelva a la operadora los $us 130 millones que invirtió, por costos recuperables.

El especialista Bernardo Prado, afirmó que la estatal debe pagar porque la norma determina que este tipo de reintegro se hace por área, y no por campo.

“Basta con que haya un campo exitoso en el área, incluso pueden perforar varios pozos que no sean exitosos y estos serán costos recuperables”, dijo el especialista.

Sugirió que este tipo de devolución se realicen por campo (pozo perforado) y no por área. “Hay un vacío, pero más que todo un error”, afirmó el especialista.

Este tema también preocupa a los departamentos productores de gas natural del país.

De hecho, Freddy Castrillo, secretario de hidrocarburos de la Gobernación de Tarija, informó de que el Consejo de Departamentos Productores de Hidrocarburos (Codephi) realizará un análisis sobre cuanto pagó, de forma efectiva, YPFB a las petroleras.

“Conformamos un equipo de análisis para saber ¿cuánto es lo que ya pagó el Estado a las distintas operadoras?, porque las empresas no van hacer inversiones a fondo perdido y de una u otra manera van a buscar la forma de recuperar la inversión”, explicó.

Agregó que el Codephi, presentará un análisis más profundo en los primeros días de junio.

Empero, Sánchez, nuevamente salió al paso de las observaciones e indicó que para la devolución de los costos recuperables de Boyuy existe un procedimiento financiero contable establecido en el Decreto Supremo 3278.

“Mientras no exista una declaratoria de comercialidad sigue siendo una inversión de alto riesgo, es decir, que si no se declara comercial el Estado no asume ningún pago”, afirmó la autoridad.

Pero Víctor Hugo Añez, representante de la Gobernación ante el directorio de YPFB, explicó que toda inversión realizada ya sea en exploración o explotación en el país, - a excepción de Lliquimuni- por las operadoras se convirtieron en costo recuperables.

“Es importante recalcar que YPFB no es una empresa operadora, a 13 años de recibir más ingresos que las gobernaciones, municipios y universidades juntas, no opera un solo campo de los más de 60 del país”, señaló.

Cuestionó que no se haya descubiertos nuevos campos que eviten la declinación abrupta de la producción de gas.

“Hace cinco años que nuestra producción cae en picada, actualmente estamos produciendo 40 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d) lejos de los más de 60 MMm3/d, que se produjo en 2014”, finalizó.

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