- América
- 2020-11-08
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El Deber.- Entrevista. El principal ejecutivo de Yacimientos Petrol�feros Fiscales Bolivianos (YPFB) considera que los cambios en el mercado brasile�o son una oportunidad. Negocia con diez empresas del vecino pa�s �scar Barriga Arteaga naci� en Santa Cruz hace 42 a�os. Casado y con dos hijos, es Ingeniero Qu�mico de profesi�n egresado de la Universidad Aut�noma Gabriel Ren� Moreno. Bolivia enfrenta un nuevo escenario en el negocio hidrocarbur�fero. Es muy posible que Am�rica del Sur se convierta en una regi�n excedentaria en abastecimiento de gas natural. Esto debido a las grandes inversiones que se ejecutan para obtener nueva producci�n 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 importaci�n de gas boliviano porque los precios del GNL eran m�s bajos. As�, �scar Barriga, presidente de YPFB Corporaci�n, accedi� a dar una entrevista para hablar de las nuevas reglas del mercado y los planes de la petrolera estatal. �C�mo influir�n en Bolivia los cambios que aplica Brasil en su mercado hidrocarbur�fero? La transici�n del mercado energ�tico brasile�o es una oportunidad para la internacionalizaci�n de YPFB y del gas boliviano. Ahora se abre la posibilidad de que YPFB entable relaciones comerciales directas con empresas privadas del vecino pa�s, lo que significa que se eliminan las posibles intermediaciones y se negocia directamente. En ese marco, el n�mero de contratos puede ser variable, lo importante ser�n los vol�menes 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 generaci�n el�ctrica, pasando por la producci�n de fertilizantes, hasta la distribuci�n a clientes industriales finales. En total, estamos hablando de una ventana de oportunidad comercial para el gas boliviano de m�s de 35 millones de metros c�bicos de gas por d�a (35 MMm3/d) s�lo con el sector privado. �Cu�l ser� el precio y la forma de pago? Un posible par�metro concreto estar� ligado a la cotizaci�n del GNL que compite con nuestro gas. Las condiciones de precio tambi�n estar�n determinadas por el tipo de contrato; vale decir, si la relaci�n comercial ser� de corto, mediano o largo plazo. Finalmente, al tratarse de clientes de sectores distintos, los precios pueden estar fijados bajo criterios diferentes y seg�n el segmento de cada cliente. �Hay avances en la conciliaci�n con Petrobras por el volumen de gas que no entreg� Bolivia a Brasil, pero que, de acuerdo al contrato, ya est� pagado? La conciliaci�n se hace por la energ�a pagada no retirada y tambi�n por el volumen para el cierre del balance del contrato. La Energ�a Pagada No Retirada (EPNR) a junio de este a�o es un volumen aproximado de 795 millones de metros c�bicos que, de acuerdo a contrato, debe ser entregada en 2020, en una nominaci�n acordada entre partes. Esta EPNR significa apenas el 2,8% del volumen total pendiente para cierre de balance. �Cu�nto 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 efect�e su comercializaci�n. �Cu�ntos nuevos contratos suscribir�n para poder cubrir las bajas nominaciones de gas que hace Brasil? Nuestra relaci�n contractual con Petrobras se extender� por muchos a�os m�s, ya que existir� una renovaci�n del contrato a partir del cierre del balance entre 2023 y 2024, etapa en la que se negociar�n los vol�menes y los precios. El ministro de Econom�a, 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 producci�n? Coincido plenamente con el ministro Arce, este no es un tema de producci�n, ya que Bolivia tiene una capacidad de producci�n de hasta 58 millones de metros c�bicos de gas por d�a. Este es un tema de flexibilidad del contrato y estacionalidad del mercado. No se puede producir m�s de lo que el mercado demanda y, en el caso del mercado brasile�o, las nominaciones han sido menores este a�o, 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 relaci�n, y hace 20 a�os, que es desfavorable para Bolivia, porque establece sanciones en caso de que nosotros no cumplamos con cierto volumen de entrega, pero no es rec�proco cuando Brasil consume vol�menes menores a los establecidos. Esa es una distorsi�n 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 c�bicos, 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 brasile�o, los tomen o no. Esta relaci�n desigual fue la causal de las multas. �Cu�l es el monto que recibieron las regiones productoras en 2018, por regal�as y cu�l la proyecci�n 2019? En el primer semestre de 2018 el pa�s en su conjunto recibi�, por concepto de renta petrolera, 1.072 millones de d�lares y en 2019 el monto asciende a 1.118 millones de d�lares en el mismo periodo. �A corto plazo hay la intenci�n de modificar la Ley de Hidrocarburos para flexibilizar la inversi�n de las operadoras privadas? Esa es una decisi�n que corresponde tanto al Poder Ejecutivo como a la Asamblea Legislativa. Sin embargo, en t�rminos generales, el escenario energ�tico est� cambiando a nivel global y regional, lo que implica que las leyes deben adecuarse a ese nuevo contexto. En el caso espec�fico de Bolivia, hace alg�n tiempo ya se dio pasos como la promulgaci�n de la Ley de Promoci�n para la Inversi�n en Exploraci�n y Explotaci�n Hidrocarbur�fera, con el prop�sito de dinamizar las inversiones en el upstream. Bolivia, desde el a�o 2006, ha logrado estimular inversiones p�blicas y privadas del orden de los $us 14.400 millones. Esa inversi�n ha permitido viabilizar los proyectos de exploraci�n y explotaci�n. M�s all� de esto, indudablemente, las leyes deben responder a las necesidades de la realidad en la que se vive, por lo que en su momento corresponder� hacer una evaluaci�n del contexto y determinar qu� mejoras podr�a hacerse a la ley actual. En 2017 se aplic� una reestructuraci�n en YPFB. �Cu�ntos empleados tienen en total con sus subsidiarias? En total somos 5.600 empleados a escala nacional, los que est�n distribuidos entre la Casa Matriz, empresas subsidiarias y filiales. �A cu�nto por ciento est� funcionando la planta separadora de l�quidos de Yacuiba? Est� procesando gas al 70% de su capacidad instalada. �Qui�n paga el costo de la exploraci�n de Boyui? �Existe un contrato espec�fico de exploraci�n del pozo Boyui o es parte del contrato de Margarita? Boyui forma parte de la exploraci�n dentro del Bloque Caipipendi, donde se encarar� en poco tiempo m�s la perforaci�n de otros dos pozos, Margarita X-1001 y Boicobo Sur, que tendr�n una mayor probabilidad de �xito gracias a la informaci�n geol�gica obtenida con la perforaci�n de Boyui. En ese sentido, el costo de la exploraci�n dentro del bloque Caipipendi lo efect�a el tambi�n denominado Consorcio Capipendi, que est� conformado por Repsol, Shell y PAE. �Por qu� tarda en masificarse el proyecto etanol? (Se preve�an 300 surtidores con biocombustible hasta fines de 2018) Este es un proyecto integral donde intervienen los ca�eros, agroindustria, YPFB y las estaciones de servicios. A lo largo de esta cadena se han efectuado inversiones, as� como la emisi�n 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.