“Con Brasil el posible parámetro del precio estará ligado al GNL”

Bolivia enfrenta un nuevo escenario en el negocio hidrocarburífero. Es muy posible que América del Sur se convierta en una región excedentaria en abastecimiento de gas natural. Esto debido a las grandes inversiones que se ejecutan para obtener nueva producción de gas en Brasil, Argentina, Bolivia y por supuesto la llegada del muy abundante y flexible Gas Natural Licuado (GNL) de varias partes del mundo.

Hace dos semanas, Brasil revelaba que redujo la importación de gas boliviano porque los precios del GNL eran más bajos.

Así, Óscar Barriga, presidente de YPFB Corporación, accedió a dar una entrevista para hablar de las nuevas reglas del mercado y los planes de la petrolera estatal.

¿Cómo influirán en Bolivia los cambios que aplica Brasil en su mercado hidrocarburífero?

La transición del mercado energético brasileño es una oportunidad para la internacionalización de YPFB y del gas boliviano. Ahora se abre la posibilidad de que YPFB entable relaciones comerciales directas con empresas privadas del vecino país, lo que significa que se eliminan las posibles intermediaciones y se negocia directamente. En ese marco, el número de contratos puede ser variable, lo importante serán los volúmenes de gas que se logre colocar en el mercado. Al presente, ya tenemos acuerdos o negociaciones avanzadas con 10 empresas que operan en Brasil en distintos sectores, desde la generación eléctrica, pasando por la producción de fertilizantes, hasta la distribución a clientes industriales finales. En total, estamos hablando de una ventana de oportunidad comercial para el gas boliviano de más de 35 millones de metros cúbicos de gas por día (35 MMm3/d) sólo con el sector privado.

 ¿Cuál será el precio y la forma de pago?

Un posible parámetro concreto estará ligado a la cotización del GNL que compite con nuestro gas. Las condiciones de precio también estarán determinadas por el tipo de contrato; vale decir, si la relación comercial será de corto, mediano o largo plazo. Finalmente, al tratarse de clientes de sectores distintos, los precios pueden estar fijados bajo criterios diferentes y según el segmento de cada cliente.

 ¿Hay avances en la conciliación con Petrobras por el volumen de gas que no entregó Bolivia a Brasil, pero que, de acuerdo al contrato, ya está pagado?

La conciliación se hace por la energía pagada no retirada y también por el volumen para el cierre del balance del contrato. La Energía Pagada No Retirada (EPNR) a junio de este año es un volumen aproximado de 795 millones de metros cúbicos que, de acuerdo a contrato, debe ser entregada en 2020, en una nominación acordada entre partes. Esta EPNR significa apenas el 2,8% del volumen total pendiente para cierre de balance.

 ¿Cuánto se debe entregar desde 2020?

El volumen para el cierre de balance es de 0,98 TCF que se deben entregar a partir de 2020 por un tiempo determinado, hasta cumplir el volumen total. Este volumen debe ser pagado por Petrobras a precio comercial en el momento que se efectúe su comercialización.

 ¿Cuántos nuevos contratos suscribirán para poder cubrir las bajas nominaciones de gas que hace Brasil?

Nuestra relación contractual con Petrobras se extenderá por muchos años más, ya que existirá una renovación del contrato a partir del cierre del balance entre 2023 y 2024, etapa en la que se negociarán los volúmenes y los precios.

 El ministro de Economía, Luis Arce dijo que tenemos problemas con los ingresos del gas por las bajas nominaciones de Brasil. Pero en 2018 YPFB tuvo que pagar una multa por no entregar lo nominado. Entonces, ¿los problemas son de demanda o de producción?

Coincido plenamente con el ministro Arce, este no es un tema de producción, ya que Bolivia tiene una capacidad de producción de hasta 58 millones de metros cúbicos de gas por día. Este es un tema de flexibilidad del contrato y estacionalidad del mercado. No se puede producir más de lo que el mercado demanda y, en el caso del mercado brasileño, las nominaciones han sido menores este año, lo que incide en la cadena productiva del gas que vendemos.

 Sin embargo, se aplicaron multas a Bolivia por incumplir...

Tienen que ver con un marco contractual que viene desde el inicio de esta relación, y hace 20 años, que es desfavorable para Bolivia, porque establece sanciones en caso de que nosotros no cumplamos con cierto volumen de entrega, pero no es recíproco cuando Brasil consume volúmenes menores a los establecidos. Esa es una distorsión que ahora tenemos la posibilidad de corregir una vez concluya el contrato de compra-venta de gas a Brasil.

Por ejemplo, el contrato establece una flexibilidad a favor de Petrobras de 7 millones de metros cúbicos, que ellos pueden decidir tomarlos o no. Sin embargo, la flexibilidad contractual para Bolivia es cero o simplemente no existe en el contrato. Nosotros debemos tener disponible siempre 31 MMm3/d para el mercado brasileño, los tomen o no. Esta relación desigual fue la causal de las multas.

 ¿Cuál es el monto que recibieron las regiones productoras en 2018, por regalías y cuál la proyección 2019?

En el primer semestre de 2018 el país en su conjunto recibió, por concepto de renta petrolera, 1.072 millones de dólares y en 2019 el monto asciende a 1.118 millones de dólares en el mismo periodo.

 ¿A corto plazo hay la intención de modificar la Ley de Hidrocarburos para flexibilizar la inversión de las operadoras privadas?

Esa es una decisión que corresponde tanto al Poder Ejecutivo como a la Asamblea Legislativa. Sin embargo, en términos generales, el escenario energético está cambiando a nivel global y regional, lo que implica que las leyes deben adecuarse a ese nuevo contexto. En el caso específico de Bolivia, hace algún tiempo ya se dio pasos como la promulgación de la Ley de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera, con el propósito de dinamizar las inversiones en el upstream. Bolivia, desde el año 2006, ha logrado estimular inversiones públicas y privadas del orden de los $us 14.400 millones. Esa inversión ha permitido viabilizar los proyectos de exploración y explotación. Más allá de esto, indudablemente, las leyes deben responder a las necesidades de la realidad en la que se vive, por lo que en su momento corresponderá hacer una evaluación del contexto y determinar qué mejoras podría hacerse a la ley actual.

 En 2017 se aplicó una reestructuración en YPFB. ¿Cuántos empleados tienen en total con sus subsidiarias?

En total somos 5.600 empleados a escala nacional, los que están distribuidos entre la Casa Matriz, empresas subsidiarias y filiales.

¿A cuánto por ciento está funcionando la planta separadora de líquidos de Yacuiba?

Está procesando gas al 70% de su capacidad instalada.

 ¿Quién paga el costo de la exploración de Boyui? ¿Existe un contrato específico de exploración del pozo Boyui o es parte del contrato de Margarita?

Boyui forma parte de la exploración dentro del Bloque Caipipendi, donde se encarará en poco tiempo más la perforación de otros dos pozos, Margarita X-1001 y Boicobo Sur, que tendrán una mayor probabilidad de éxito gracias a la información geológica obtenida con la perforación de Boyui. En ese sentido, el costo de la exploración dentro del bloque Caipipendi lo efectúa el también denominado Consorcio Capipendi, que está conformado por Repsol, Shell y PAE.

 ¿Por qué tarda en masificarse el proyecto etanol? (Se preveían 300 surtidores con biocombustible hasta fines de 2018)

Este es un proyecto integral donde intervienen los cañeros, agroindustria, YPFB y las estaciones de servicios. A lo largo de esta cadena se han efectuado inversiones, así como la emisión de normativas por lo que, a nuestro criterio, el proyecto se ha desarrollado en un tiempo razonable. Este mes pretendemos que el 90% de las estaciones de servicio a escala nacional vendan biocombustibles.