LA VERDAD SOBRE EL GAS
1.- INTRODUCCIÓN
El diagnóstico y la proyección de cualquier industria, incluida la petrolera, no tiene porque ser complicados, quienes los complican tienen otras razones y fines: desconocimiento de la materia o encubrimiento de errores o de malos manejos. En el caso de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), todas estas razones y fines han sido evidentes en todas las gestiones de la Presidencia de YPFB. De los seis presidentes que ha tenido YPFB desde el año 2006, cuatro han salido del cargo con acusaciones por malos manejos, uno de estos está sentenciado y el sexto, todavía está en funciones. Todos han ejercido como interinos.
Pero más allá de la falta de continuidad e institucionalidad de la corporación más grande de Bolivia, lo preocupante es el rumbo imprimido por el gobierno a la actividad exploratoria, la base de la industria, cuya dirección es ideológica y eminentemente política. Toda la actividad petrolera del gobierno radica en las reservas de gas descubiertas en gestiones de gobierno anteriores al actual. La producción de gas desde hace más de diez años se asienta en solo 4 grandes campos por falta de exploración para incorporar nuevos yacimientos a la cadena productiva. Y, si bien se debe aprovechar esa riqueza para beneficio del pueblo boliviano, la primera responsabilidad de un gobierno previsor debería ser la de asegurar la renovación continua de esa riqueza a través de la reposición de las reservas consumidas. De continuar en la actual dirección y tal como se expone en este documento, la industria petrolera del país terminará en un descalabro de imprevisibles consecuencias.
Como se demuestra en este documento, en un período corto de tiempo, 8 años, para un sector tan importante en Bolivia del que dependen más del 50% de las exportaciones, que es base para la transformación de la matriz energética del país y fuente del gasto e inversiones del gobierno durante toda su gestión; ha pasado de un cómodo panorama con reservas suficientes para atender el crecimiento del mercado interno y los compromisos internacionales, a un frágil equilibrio coyuntural y una proyección preocupante de disponibilidades para el cumplimiento de estos requerimientos a corto y mediano plazo.
La causa de la difícil situación actual, es clara: la falencia profunda del gobierno para generar políticas exitosas de exploración. Si bien, se inició la recuperación estatal de los recursos naturales, el gobierno no ha sido capaz de generar una complementariedad equilibrada entre YPFB y las empresas petroleras internacionales, planes, programas y proyectos de exploración para asegurar la sostenibilidad de la intensa explotación a la que el gobierno ha apostado para el desarrollo económico del país.
2.- SOBRE EL BALANCE DE PRODUCCIÓN – DEMANDA
Uno de los parámetros de evaluación más importantes de la industria petrolera es el Balance Producción – Demanda de los hidrocarburos. En nuestro país este balance es deficitario en líquidos desde principios de siglo pero se torna agudo a partir del año 2006 y se prevé que para este año 2013 la producción total de líquidos solo cubra el 45% de la demanda.(Presentación de ANH en Congreso de la CBHE – Agosto de 2013). Sin embargo, en Bolivia el énfasis en el balance tiene que referirse especialmente al gas natural debido a que es un producto decisivo de las exportaciones y es el sostén de la matriz energética nacional. Todo análisis de la realidad boliviana sería impensable sin incorporar el factor “gas natural”.
Un Balance Producción – Demanda, es sólido y con proyecciones positivas si es que en su base tiene una relación cómoda de Reservas respecto a la Producción de por lo menos de 15 a 1, es decir que por cada unidad a producir existan 15 unidades en reserva, y que esta relación se pueda mantener en el tiempo. Adicionalmente, en todo momento deben darse las condiciones adecuadas para que los recursos económicos sean previstos, estén disponibles y sean suficientes para que las reservas sean desarrolladas y producidas de acuerdo a la evolución de la demanda. Estas condiciones básicas tienen varios otros componentes como el desarrollo de nuevos mercados, el régimen fiscal, las políticas de precios, la seguridad jurídica, el sistema regulatorio, factores todos que hacen a la política petrolera del país.
Si el Balance Producción – Demanda muestra desequilibrios que señalan la imposibilidad de atender el mercado con la producción proyectada, significa de manera inequívoca que no se tienen las reservas suficientes para atender la evolución de la producción ó si estas reservas existieran, que no hay las condiciones para que se den las inversiones suficientes para desarrollar las mismas.
En la gráfica BALANCE PRODUCCIÓN – DEMANDA PROMEDIO 2013 – 2026, DEL Ministerio de Hidrocarburos y Energía, se muestra que la oferta está compuesta por la proyección de los volúmenes a ser producidos y la demanda; por la suma de lo demandado por los mercados tanto interno como externo.
Como se puede observar a partir del año 2017, dentro de solo tres años, la producción de gas natural será insuficiente para abastecer la demanda de las obligaciones internacionales y del mercado interno.
En los próximos 3 años, del 2014 al 2016, existe un superávit de hasta 3,7 MMmcd de gas natural, que se lograría con los recientes incrementos en la producción (Margarita-Huacaya). Sin embargo, a partir del 2017-2018 existe un déficit que se torna crónico en provisión de gas para satisfacer a los mercados (Bolivia, Brasil y Argentina).
El déficit implica tener que dejar de suministrar gas a uno o varios mercados. Si bien, el mercado interno tiene preferencia en el abastecimiento, la posibilidad de bajar los volúmenes exportados significará un impacto a los ingresos fiscales del país, no solo por la reducción de ingresos al Tesoro General de la Nación por exportaciones sino por el pago de penalidades por incumplimiento de contratos, sea a Argentina o a Brasil.
Balance efectuado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE)
El análisis efectuado realizado el año 2012 tanto por YPFB como por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), con resultados similares. Como se puede ver en su propio gráfico.
BALANCES PRODUCCIÓN – DEMANDA DE GAS NATURAL ELABORADOS POR YPFB Y POR EL MINISTERIO DE HIDROCARBUROS Y ENERGÍA.
El desbalance entre las reservas, la producción y, la demanda de gas natural en las proyecciones tanto de YPFB como del Ministerio de Hidrocarburos y Energía que muestran la imposibilidad de atender los mercados comprometidos en el corto plazo, y es una señal del descalabro que podría darse en la industria gasífera en Bolivia si es que no se introducen cambios inmediatos a las políticas implementadas en el sector hasta ahora. Una pequeña muestra de lo que sucedería, es por ejemplo el congelamiento de 490 millones de dólares de inversión en la industria cementera por falta de gas para sus hornos. (Los Tiempos 03/09/2013)
¿Cuáles son las razones y quiénes son los responsables de la calamitosa situación en que se encuentra la actividad exploratoria en Bolivia?
Al inicio del Siglo XXI las compañías estatales de petróleo en todo el mundo empezaron a cobrar una importancia decisiva frente las empresas privadas al concentrar la mayor parte de las reservas mundiales de petróleo y gas natural (según algunas fuentes controlan hasta al 94% de las reservas totales), y porque la demanda mundial al igual que los precios de hidrocarburos parecen no tener límites. Las políticas desarrolladas por las empresas estatales de petróleo han resultado en regímenes fiscales duros, difíciles condiciones al acceso a la explotación de esta riqueza y el consiguiente encarecimiento de la producción. Sin embargo el flanco débil de las empresas estales ha sido la disponibilidad de capitales de riesgo y de tecnología propia para la exploración y explotación de los yacimientos que son cada vez menos accesibles y por lo mismo más caros y más riesgosos. Por ello el temor que enfrentan las empresas petroleras estatales es el de llegar a los picos de sus capacidades productivas. Solo unas pocas empresas estatales con una visión amplia de la industria están sobreponiéndose a esta realidad, como son los casos de Statoil, Ecopetrol y Petrobras. No es el caso de Bolivia ni de YPFB, que mantiene condiciones duras y complicadas tanto para las inversiones privadas como para el acceso a tecnologías modernas.
De acuerdo a la CPE el Estado es quién tiene el control y la dirección de la exploración, explotación y de toda la cadena de los recursos naturales, a través de entidades públicas (Art.351), es quién define la política de hidrocarburos y promueve su desarrollo integral (Art. 360). Por su parte YPFB es la única facultada para realizar las actividades de la cadena productiva de hidrocarburos (Art.361). Al ser el Estado el rector en la administración de los recursos naturales, entre ellos de los hidrocarburos y al facultar a YPFB la ejecución de sus actividades en todas sus facetas, es al interior del gobierno y de sus administradores empresariales donde se deben buscar los errores que han derivado en la situación actual.
3.- LA NORMATIVA LEGAL VIGENTE.
Los decretos supremos del año 2007 y sucesivos.
En el Ministerio de Hidrocarburos y Energía se diseñaron y aprobaron mediante decretos la estructura legal actualmente en vigencia para normar las actividades exploratorias en Bolivia. Este proceso comenzó con el DS 29130 de 13 de mayo de 2007 y los sucesivos, que introdujeron ajustes por los cuales y a nombre de la CPE vigente hasta entonces y de la Ley 3058 (De Hidrocarburos), inician el proceso de restricciones a los privados en las actividades exploratorias y de reserva de áreas de interés petrolero en zonas tradicionales y no tradicionales a favor de YPFB. Inicialmente fueron 21 las áreas reservadas las que actualmente han sido elevadas a 98. En realidad son 104 las áreas porque 2 de ellas han sido desdobladas en 6. Entre los planes del gobierno está el de elevar este a número hasta 118 en el futuro inmediato.
De acuerdo al Art. 34 de la Ley 3058, de mayo de 2005, se debían reservas áreas a favor de YPFB como una forma de otorgar ventajas a la empresa nacional frente al poderío de las empresas extranjeras, pero de ninguna manera como un mecanismo de exclusión de terceros o de monopolio a favor de YPFB como lo ha entendido el gobierno con el propósito de evitar el acceso a las actividades de exploración de otras empresas. A la fecha no existe ningún área de potencial interés hidrocarburífero que no esté reservada a favor de YPFB.
El artículo 33 de la Ley de Hidrocarburos 3058 del año 2005, referido al “Reconocimiento Superficial”, también ha sido utilizado para crear dificultades a las empresas privadas interesadas en trabajos exploratorios. Este artículo dice que cualquier persona puede realizar trabajos de reconocimiento superficial previa autorización del Ministerio del ramo. El contenido de este artículo ha sido totalmente tergiversado por los decretos del año 2007. En la práctica, han eliminado los reconocimientos superficiales y en su lugar se han introducido los Convenios de Estudio, que además de ser inútiles, costosos y burocráticos y no haber aportado ningún beneficio ni incrementado el conocimiento geológico de las áreas, se han constituido en una barrera al acceso de las inversiones en exploración.
Para cerrar el círculo del secante estatismo del gobierno, se ha establecido que las áreas reservadas en favor de YPFB es por diez años y solo al cabo de los 10 años y en caso de que YPFB no hubiera ejecutado ninguna actividad exploratoria en ellas, estas áreas se podrán licitar dichas áreas como áreas libres. Posteriormente YPFB ha cambiado la interpretación de “área libre” a la que ahora considera como el área en la que no tiene compromisos ni de convenios de estudio ni de contratos de servicio, pero que igual está reservada para YPFB.
En el caso en que en un área reservada se hubiera conformado una SAM y la SAM no hubiera obtenido resultados positivos y fuera devuelta a YPFB, está área continuará reservada para YPFB por otros diez años. Mantener áreas reservadas a favor de YPFB por un período de 20 años es excesivo y perjudicial para la competencia que debería existir en las actividades exploratorias a fin de que un mayor número de empresas participen en el rubro.
Con el esquema descrito para reservar áreas, no quedan dudas del carácter de monopolio que YPFB ejerce sobre todas las áreas de interés petrolero en el territorio nacional perjudica a todo el sector.
Para agravar la situación, se debe mencionar también que el sistema regulatorio de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), no se aplica a YPFB ni en el dowstream y menos en el upstream. YPFB es la autoridad única y suprema del sector. Si se tiene en cuenta además que el régimen fiscal es muy duro, que la información geológica es deficiente, que no hay libertad de acceso a los mercados, que la infraestructura pública es mala y que los precios en el mercado internos están subsidiados, se puede concluir que todo apunta a evitar las inversiones, especialmente las de exploración que son las más riesgosas de efectuar.
4.- LA ESTRATEGIA BOLIVIANA DE HIDROCARBUROS (EBH).
La EBH elaborada por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, presentada en septiembre de 2008, es el documento que ha guiado el accionar del gobierno en el rubro hasta la fecha.
La EBH toma como base de partida las reservas probadas certificadas por DeGolyer and MacNaughton (D&M), al 31 de diciembre de 2004 que eran del orden de 22,46 Trillones de Pies Cúbicos (TCF por sus siglas en inglés), pese a que cuando se elaboró la EBH, la nueva certificación estaba en curso y la empresa encargada de la certificación había presentado en el mes de marzo de 2006 su Informe Preliminar de reservas al 31 de Diciembre de 2005, alertando la drástica reducción de reservas a solo 12,86 TCF’s en los campos mayores.
Pese a esta advertencia y utilizando cifras obsoletas, el gobierno decidió rescindir el Contrato de Certificación con D&M antes de que presente su informe final y postergó hasta el año 2009, la contratación de una nueva empresa para que certifique las reservas. Recién el año 2009 se contrató a la empresa Ryder Scott Co (RS) para que certifique las reservas de gas al 31 de diciembre de 2009. Desde el año 2006, cuando el gobierno tomó posesión, hasta el año 2010, no quiso admitir la realidad cierta de que las reservas probadas de gas podrían tener una grave caída.
En el cuadro a continuación se muestra los cambios en los niveles de reservas de los campos más grandes del país (más conocidos como megacampos), que en ese momento representaban el 83% de las reservas probadas de gas:
EVOLUCIÓN DE RESERVAS PROBADAS DE GAS EN LOS CAMPOS MAYORES (En TCF’s)
Como se puede observar, el gobierno en su conjunto persistió en la utilización de cifras obsoletas y abultadas para mostrar un nivel de reservas inexistente tanto en sus informes como en sus planes estratégicos.
Si en ese momento hubiéramos tenido autoridades con experiencia en la industria petrolera (Carlos Villegas era Ministro de Planeamiento, Solíz Rada era Ministro de Hidrocarburos y Jorge Alvarado era Presidente de YPFB), se hubiera exigido a D&M explicaciones técnicas de las razones para tal reducción. Sin embargo, rechazaron el informe preliminar presentado y rescindieron el contrato con D&M. Por esta razón, no existe un informe final de reservas al 31 de diciembre de 2005. Lo inexplicable, es que el Ministro de Hidrocarburos y Energía, en conocimiento de tal situación haya elaborado la EBH usando datos que sabían en el momento eran falsos y ratificando una ficción al sostener el año 2008, que: “…..los niveles de reservas reflejan el gran potencial energético del país.” (EBH Pág. 64). Años después y una vez que YPFB publicara el informe de reservas de RS confirmando la concluyente caída de reservas de 22,46 a 9,94 TCF`s, Villegas y Solíz Rada intercambiaron públicamente acusaciones de ocultamiento de información.
5.- RESULTADOS: LOGROS Y FIASCOS DE LA EXPLORACIÓN PETROLERA EN BOLIVIA.
La exploración petrolera implica una serie de técnicas prospectivas para determinar zonas de interés petrolero en las que se culmina el trabajo exploratorio con la perforación de pozos.
Una de las grandes deficiencias de la actividad exploratoria de YPFB es la falta de un plan prospectivo que incorpore información técnica en un barrido sistemático del territorio nacional. El Plan de Exploración del año 2011, reconoce esta falencia al sostener que: “…las áreas exploratorias disponibles no cuentan con un estudio de cuantificación de Recursos,…” para añadir que: “….mucha información con la que se cuenta, se encuentra almacenada en formatos desactualizados…” y que: “…la administración de las áreas exploratorias no se realiza usando sistemas avanzados de información geográfica…” (Plan de Exploración 2011 2020).
Si ese es el estado de los prospectos en las áreas conocidas es fácil imaginar lo que sucede en otras áreas. La prospección sísmica que ha encarado YPFB entre los años 2010 y 2012 es mínima y no guarda relación con el potencial del territorio nacional y menos con el número de áreas reservadas en su favor.
En el cuadro a continuación se muestra que en solo 6 de las 104 áreas se programó actividad sísmica, con el agravante de que solo en cuatro de ellas se concluyó el trabajo programado.
Dada la carente actividad prospectiva, en el presente documento se hace hincapié en el análisis de la perforación de pozos exploratorios, porque al ser la culminación de los trabajos exploratorios, es el mejor indicador de esta actividad.
5.1.- Los Planes Exploratorios.
Todo indica que la crítica situación del Balance Producción - Demanda resultante de la mala política exploratoria introducida el año 2007, ha precipitado en YPFB la elaboración de Planes Exploratorios. Con la diferencia de seis meses, YPFB presentó dos Planes Exploratorios para el período 2011 – 2020. El primer Plan de diciembre de 2010 y el segundo de julio de 2011. El primero, es más un informe administrativo de YPFB. No existe una programación de inversiones ni de actividades exploratorias, como ser pozos a perforar o metas a alcanzar ni volúmenes a descubrir. El segundo Plan, de 2011, si bien intenta formular metas de inversión, número de pozos a perforar y de reservas a descubrir, plantea la supuesta novedad de iniciar un nuevo ciclo exploratorio y superar la lógica de los ciclos para que la exploración en Bolivia sea permanente. De acuerdo al Plan de 2011, en 10 años de proyección debían perforarse 39 pozos exploratorios e invertirse 1073,23 millones de Dólares Americanos (MM$us), como demostración del impulso empeñado en ejecutar a las actividades exploratorias, porque de lo que se trataba era de superar las inversiones ejecutadas de solo 368,69 MM$us en el período 2007 – 2010, como el mismo Plan lo confiesa. La inversión realizada en esos cuatro años, equivalente a una inversión anual de 92,17 MM$us, debería ser fácilmente superable. Por su parte, la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), ahora Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), en un informe de octubre de 2010, publicaba que en ese mismo período de cuatro años, se perforaron siete pozos exploratorios.
Si se compara lo ejecutado en los 4 años previos al Plan con lo que formula el Plan, podría creerse que efectivamente se trata de un impulso a la exploración. Pero no es así porque el gobierno ha sobrevalorado la explotación tanto que la dedicación a la exploración ha sido insuficiente para reponer las reservas explotadas. Este solo hecho muestra la profunda falencia profesional y técnica tanto del gobierno en general y de YPFB en particular.
En el cuadro a continuación se muestra el resumen de inversiones y pozos exploratorios a perforar del Plan Exploratorio.
Con las inversiones y los pozos a perforar, la meta planteada por el Plan, es la de descubrir 7,79 TCF de gas natural, 117,31 millones de barriles (MMBls) de condensados y 29,2 MMBls de petróleo.
De acuerdo al Boletín Estadístico de YPFB para el primer semestre de 2013, la producción promedio bruta de gas a junio, fue de 57,43 MMMCD. Si esta producción se mantuviera estacionaria hasta el año 2020, lo cual es muy poco probable debido al ascendente mercado interno, a los proyectos de industrialización, a las nuevas plantas termoeléctricas y a los compromisos de exportación con la Argentina, el descubrimiento de 7,79 TCF’s de gas no alcanzaría para reponer el volumen de gas consumido entre los año 2006 y 2020. Sin embargo, en el caso de los líquidos y del petróleo, siendo la meta la de descubrir 146.51 MMBls y teniendo en cuenta que la producción promedio del primer semestre de 2013 fue de 56,48 MBls/D es fácil calcular que entre los ano 2011 y 2020 se habrán producido y consumido 201 MMBls, es decir la meta del plan solo repondrá el 73% de lo explotado con lo que el decremento neto de las reservas de líquidos será del 27 %. Esto demuestra que el Plan es deficitario en sus metas, algo sui generis en la industria petrolera, porque es un confesión de la insostenibilidad del sector, peor aún, pierde asidero todo lo referido a reposicionar a Bolivia como centro energético del cono sur, como constantemente afirma el gobierno y las autoridades de YPFB.
Además del Plan Exploratorio 2001 – 2020, YPFB ha producido un otro documento titulado “Directrices para un Plan de Perforación de YPFB Corporación 2011 – 2020” (Preparado por los Ing. F. Linares y M. García), que no tiene fecha, pero que bien puede ser un intento de ordenar las actividades de perforación del Plan. La comparación de ambos documentos muestra el desorden de cifras que existe en YPFB en torno al tema exploratorio; los pozos a perforar, el número de equipos y las inversiones son distintos en ambos documentos. Estas Directrices dice que existen en el país 10 empresas extranjeras operando en el país en actividades de exploración y explotación, pero solo 5 de estas efectuaran perforación exploratoria en el período 2011 2020 en una clara demostración de que a las empresas extranjeras no les interesa asumir estos riesgos en Bolivia. En ambos casos el mayor riesgo exploratorio es asumido por YPFB y sus subsidiarias.
En el cuadro a continuación se muestra comparativamente la distribución de pozos a perforar por empresa mencionado en el Plan Exploratorio (PEX) y en las Directrices.
CUADRO COMPARATIVO: PLAN EXPLORATORIO Y DIRECTRICES 2011 -2020
En ninguno de los dos casos comparados (ni en el PEX ni en las Directrices), el número de pozos a ser perforados, pese al reducido número para un período de diez años, podrá ser ya cumplido porque el año 2011 se tenían que perforar 13 y 14 pozos respectivamente y solo se perforaron 5; la empresa GTLI ha dejado de operar y no podrá perforar los pozos asignados, está en duda la continuidad de las operaciones de Eastern y Petroandina acaba de iniciar, en septiembre de 2013 la perforación de su primer pozo.
Debido a las precariedades del Plan Exploratorio, que no estaba adecuado a los ritmos de explotación y producción inducidos por el gobierno ni a las urgencias de las actividades exploratorias que la realidad plantea, se produjeron las críticas tanto desde el interior del gobierno como de analistas independientes, lo que motivó su reformulación desordenada con versiones y cifras de toda dimensión.
En abril de 2013, la prensa escrita publicó una nueva proyección de inversiones en las actividades de exploración:
La diferencia es notable con respecto al Plan Exploratorio de 2011. En cuatro años (eliminando los años sombreados ya ejecutados), en lugar de los diez años del Plan, YPFB planifica duplicar las inversiones y el número de pozos a perforar respecto a su propio Plan Exploratorio.
Una sencilla comparación entre los montos a ser invertidos en toda la cadena de hidrocarburos, con las inversiones programadas solo para la actividad de exploración, permite comprobar que pese a todos los incrementos que pretendan efectuar a esta actividad, como se muestra en el cuadro a continuación, siempre será marginal en tanto persista el enfoque excluyente y estatista del gobierno.
Cifras en Millones de Dólares (MM$us)
El promedio de los últimos tres años muestra que tan solo el 15% de la inversión total en el sector se asigna a la actividad exploratoria. Si se observa solo la inversión privada, el promedio baja a menos del 9%.
El cuadro anterior muestra también que ante la carencia de inversiones privadas en exploración, es YPFB quien ha asumido el mayor riesgo exploratorio al arrogarse el 70% de las inversiones programadas en este campo.
Es evidente que no hay relación entre las declaraciones y las acciones del gobierno y sus autoridades. Cuando la alta dirección tanto de YPFB como del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, ambas encargadas de la planificación y desarrollo del sector, afirman que la primera prioridad es la exploración de hidrocarburos en todo el territorio nacional e incluso regional, sus acciones y los hechos muestran que solo son declaraciones, puesto que en realidad solo asignan de manera recurrente una reducida fracción de los presupuestos a las tareas exploratorias. Es obvio que hay un sobrecargado interés en explotar y exportar antes que en explorar. Esta miope visión de la planificación del sector lo está llevando a su descalabro.
5.2.- La exploración petrolera a la luz del Plan de Exploración 2011-2020
No es el objeto de este documento efectuar un análisis de los resultados de la política exploratoria implementada por el gobierno desde el año 2006, sino solo del período transcurrido desde la publicación de los planes exploratorios en diciembre de 2010 y julio de 2011, porque estos planes estaban supuestamente dirigidos a reencauzar y dar énfasis a la actividad exploratoria ante la baja registrada en los niveles de reserva y la grave y desalentadora proyección para atender la demanda del mercado a partir del año 2016. Por los resultados obtenidos en estos tres últimos años, el gobierno desconoce u oculta los graves problemas que se avecinan por la desastrosa gestión que se implementa desde YPFB en relación a la actividad exploratoria.
De acuerdo al relevamiento efectuado de los pozos exploratorios a ser perforados de los programas de YPFB en los tres últimos años, se pueden obtener los resultados que se muestran en la tabla a continuación:
Como se puede observar, la perforación real y efectiva de pozos exploratorios apenas sobrepasa la mitad de los pozos que debían perforarse de acuerdo a la versión más pesimista de las proyecciones de perforación de YPFB.
Sin embargo de lo anterior, la pequeña cantidad de pozos exploratorios perforados en los últimos tres años analizados, ha sido una constante en toda la gestión del actual gobierno. El propio Ministerio de Hidrocarburos informa que: “Durante el período 2006-2012, se han perforado 25 pozos, con un promedio de 3 pozos por año.” (MHE Informe de Gestión 2012)
6.- INCREMENTO DE RESERVAS DE GAS.
En enero de la gestión 2013, el Presidente a.i. de YPFB anunció que las reservas de gas del país habían subido a 11,2 TCF’s (30 01 2013 La Razón). Posiblemente este anuncio buscó neutralizar las declaraciones del Viceministro de Exploración Eduardo Alarcón quién solo 15 días antes declaró que las reservas bajaron a 8,23 TCF’s debido a la explotación desde el año 2010. El 12 de mayo de 2013, Villegas ratificó a los medios estatales que Bolivia incrementó sus reservas de gas natural de 9,9 a 11,2 trillones de pies cúbicos (TCF). “En 2009, en términos de reservas probadas, estábamos en 9,9 trillones de pies cúbicos. El 31 de diciembre de 2012 hemos certificado, hemos cuantificado reservas y hemos llegado a 11,2 trillones, o sea, estamos consumiendo reservas porque hemos aumentado la producción del gas natural” (18 05 2013 La Razón)
Los nuevos hallazgos que habrían incrementado las reservas, según el Presidente de YPFB, se habrían efectuado en los campos de Río Grande por la empresa YPFB Andina, Carrasco y Dorado por la empresa YPFB Chaco e Incahuasi de TOTAL-Gazprom.
El detalle del incremento de reservas se muestra en el cuadro a continuación:
Se debe anotar que el detalle anterior no corresponde a reservas certificadas sino a una estimación de YPFB, que optado por llamarlas “reservas cuantificadas”. En la industria petrolera, toda reserva para ser válida debe ser certificada por una empresa independiente de prestigio internacional. Sin embargo de lo anterior, se debe anotar que el gobierno se niega a dar cumplimiento a la obligación de la Ley 3740 que manda certificar anualmente las reservas.
No puede haber duda de que con la escasa actividad exploratoria desarrollada en el país, las reservas probadas tiendan irremediablemente a disminuir debido a la intensiva explotación de los campos para atender tanto los mercados de exportación como el mercado interno.
Para tener una idea comparativa del ritmo al que se mueve la actividad exploratoria en los países vecinos se menciona el caso de Colombia donde el año 2011 se perforaron 126 pozos exploratorios y el año 2012 se perforaron 115 pozos. Esto quiere decir que en Colombia en un mes han perforado más pozos exploratorios que los perforados en Bolivia en dos años.
Otro ejemplo indicativo de la percepción y de la actitud de las empresas privadas respecto a la exploración en Bolivia, es el caso de Pluspetrol. Esta empresa pese a que es líder en los trabajos exploratorios en Bolivia, marca diferencias en sus actividades exploratorias en Bolivia y en el Perú. En los próximos tres años (entre los año 2014 y 2016), Pluspetrol invertirá en exploración en Bolivia 99 Millones de Dólares (MM$us) en tanto que en el Perú invertirá en la misma actividad, 1170 MM$us, es decir 12 veces más.
7.- LA HORA DE LOS INCENTIVOS.
En marzo de 2012, YPFB lanzó una convocatoria internacional a empresas interesadas en invertir en exploración para la adjudicación de 15 áreas. En esa oportunidad las autoridades de YPFB declararon en tono desafiante que esta licitación se efectuaba sin ningún tipo de incentivos como una señal a todo posible interesado que las condiciones normativas y económicas son tan buenas en Bolivia que la atracción de inversiones no necesita de ningún incentivo ni ingrediente adicional.
Después de lo anterior las autoridades del gobierno parece que están empezando a comprender la difícil situación en la que se encuentra la exploración petrolera en el país por falta de inversiones, y estarían en la fase de analizar las medidas que deberían adoptarse como incentivos a las inversiones petroleras. Para llegar a este punto han debido comprender que en los últimos siete años no ha habido ningún reposición de inventario de reservas, que el balance producción -demanda en el próximo futuro será desequilibrado y que los incentivos aprobados para los campos marginales y menores mediante dos decretos supremos, son insuficientes para remontar los rezagos de la industria petrolera nacional.
Los decretos supremos de incentivos mencionados (DS 28984 de fecha 22/12/2006 que concedía un pago adicional de 13 $us/Bl y DS 1202 de fecha19/04/2012, que concede un pago adicional de 30 $us/Bl. Este segundo DS deroga el primero), no han cumplido el cometido de aumentar la producción por su falta de aplicación o por su mal diseño. En el primero caso, recién el año 2010, o sea más de tres años después de su aprobación, se reportan erogaciones por concepto de incentivos pagados (5,6 MM$us el año 2010), esto significa que durante tres años los ministerios del ramo no pudieron reglamentar el Decreto Supremo. Ambas medidas son casos demostrativos que las empresas petroleras no reaccionan ante medidas coyunturales, de fácil derogación y de poco monto, para confiar en que sus inversiones tendrán retornos duraderos.
Las autoridades del gobierno, con una admirable estrechez de criterio, comparan los montos erogados como incentivos a la producción con los ahorros que obtiene por la subvención al mercado interno. La subvención al mercado interno es solo una consecuencia de la deplorable política petrolera aplicada en el país. El Gobierno no se da cuenta que la reposición de reservas y el aumento de la producción son vitales para la economía nacional, no solo es para tener ahorros en la subvención, sino para cumplir con los mercados de exportación y abastecer el mercado interno.
Ha habido diversas expresiones para justificar los incentivos a los que el gobierno acudiría ante los magros resultados exploratorios alcanzados, debido en gran medida a las políticas adoptadas desde el año 2007.
El vicepresidente García Linera, refiriéndose a los incentivos manifestó que “En vez de que la inversión de la empresa extranjera se recupere en 20 años, puede ser en diez o cinco años. Invertir dinero para exploración es muy costoso y lleva tiempo. Hay que hacer estudios de suelos, perforaciones” (Página Siete 04/05/2013). El Vicepresidente dijo también que “En las siguientes semanas se emitirá el decreto que establece incentivos muy importantes para las empresas operadoras, las empresas de servicios, para que se animen a la actividad exploratoria de manera intensiva en el país”. (24 05 2013 La Razón) Las declaraciones del vicepresidente García distan mucho del entusiasmo mostrado en abril de 2011, pocos días antes de la publicación del informe de Ryder Scott (RS) del estado de las reservas al 31 de diciembre de 2009, cuando decía que: “De lo que nos vaya a dar la empresa (RS), hay que sumar estas otras reservas que están en estas otras áreas”, (07 04 2011 La Razón), refiriéndose a las reservas supuestamente encontradas por Andina en Río Grande (1TCF) y en Sararenda (1,2 TCF), y a Ias de Ipati y Aquio de Total en Incahuasi (3 TCF). Sararenda, como ya se describió antes, fue abandonado por Andina en julio de 2012 después de efectuar una inversión de 56,7 MM$us.
Si bien a septiembre de 2013, no se ha emitido aún ninguna disposición sobre los incentivos, las primeras declaraciones de autoridades del gobierno se mencionó la posibilidad de permitir el acceso de YPFB y de las empresas privadas a áreas restringidas como lo dijo el vicepresidente García en el III Congreso Internacional Gas & Petróleo de YPFB realizado en la ciudad de Santa Cruz, el 20 de mayo de 2013, en sentido de “…. que YPFB ingresará a parques nacionales para explorar y explotar recursos hidrocarburíferos, porque son áreas “altamente petroleras y gasíferas”.(24 05 2013 La Razón) Por su parte el Ministro de Energía dijo que mediante una nueva ley sectorial se agilizarán los procesos de licenciamiento ambiental y los instrumentos de consulta previa a los pueblos originarios y campesinos. (25 05 2013 La Razón). Estas posibilidades dejaron de ser mencionadas desde entonces debido a las reacciones negativas manifestadas por diferentes estratos sociales.
Los incentivos se aplicarían en función de la cantidad de reservas que las empresas descubran y solo a los contratos que se firmen después de emitida la disposición legal de los incentivos.
Esto último significaría que a las empresas que tienen sus contratos en proceso de aprobación, no les convendría concluir el trámite hasta que salga la norma para poder acogerse a los estímulos ofrecidos. La tardanza del gobierno en tomar decisiones al respecto se constituye en los hechos en un nuevo factor de postergación de las inversiones en el rubro.
Las autoridades del Ministerio de Hidrocarburos, ha manifestado que el gobierno analiza siete incentivos a otorgar a las empresas petroleras:
1.- Agilizar la firma de contratos petroleros en las diferentes instancias
2.- Acelerar los trámites en la obtención de la licencia ambiental.
3.- Diseñar incentivos que compitan con los de países vecinos sobre todo para campos pequeños y medianos.
4.- Mediante corrida de modelos, mejorar la distribución de la renta petrolera.
5.- Incentivar las actividades de reconocimiento superficial antes del primer pozo exploratorio.
6.- Definir modelos de los contratos de operación y de contratos SAM.
7.- Retribución con base en el volumen de producción de las empresas y el costo de producción.
(Audiencia Parcial de Rendición de Cuentas del Ministerio del Hidrocarburos de 20/08/2013 – La Razón 23/08/2013)
Los siete incentivos enumerados significan una tácita aceptación de los errores cometidos con la equivocada política petrolera aplicada en el país porque constituyen una revisión de las diferentes medidas aplicadas por el gobierno para restringir el acceso de las inversiones privadas.
Ratificadas por el reconocimiento del viceministro de exploración Alarcón cuando dice, refiriéndose al punto 4 de los incentivos que: “… en Colombia y Perú la renta petrolera es casi el 54% para el Estado y el 46% para la empresa privada, lo mismo que en Argentina. En el país, sostuvo, tenemos el 82% para el Estado y el 18% para las empresas operadoras.” (La Razón 23/08/2013)
O cuando refiriéndose al punto 5 anterior, sostiene que: “Esto quiere decir que YPFB tal vez puede reconocer parte de las inversiones de exploración, sobre todo la parte de sísmica y geología antes de ejecutar el pozo”. (Idem)
Así como las primeras sugerencias de incentivos fueron rápidamente descartadas, seguirán surgiendo nuevas ideas, como aquella de diferir los pagos por concepto de IDH y de participaciones a la alcaldías o a las gobernaciones para que el gobierno a su vez difiera los pagos a las petroleras. Estas ideas demuestran la urgencia con la que el gobierno ha empezado a actuar frente a la crítica situación de las reservas y de la producción pero además muestra la medrosa actitud de no asumir por cuenta propia el costo de las equivocadas políticas exploratorias y procura transferir el peso económico de los incentivos a terceras entidades como las alcaldías.
Por su parte la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía ha hecho una propuesta diplomática al gobierno sobre el tema, sosteniendo que deberían abrirse las 100 áreas a la exploración; simplificarse los trámites; sin cambiar la ley, se trabaje en aspectos contractuales y que en lugar de dar incentivos elimine los desincentivos.
Los grandes desincentivos que enfrenta la industria petrolera nacional es la inseguridad jurídica que se traduce en las recurrentes nacionalizaciones, en el gobierno con decretos susceptibles de fáciles modificaciones, la desinstitucionalización del sector, la ausencia de un ente regulador imparcial, la concentración de poder y en el monopolio estatal, la pesada trama legal y el cúmulo de requisitos inútiles para el acceso a las actividades petroleras y la corrupción, para citar los problemas más visibles de la gestión de gobierno actual en el rubro de los hidrocarburos.
8.- CONCLUSIONES.
El descalabro que se avizora en la industria hidrocarburífera del país y particularmente en lo relativo al gas, solo podrá ser revertido si se encara una responsable y patriótica política de desarrollo de nuestros recursos, velando en primer lugar por su reposición y sostenibilidad a mediano y largo plazo para, en ese escenario, plantear una sólida estrategia hidrocarburífera que permita al país y a los bolivianos, atender ahora y a futuro, sin sobresaltos coyunturales, tanto la demanda interna, la industrialización, así como los compromisos internacionales actuales y los que en el futuro podrán contraerse y ampliarse.
En este sentido las políticas que deben implantarse en el sector son:
1. Comprometer, programar y ejecutar inversiones masivas, tanto público como privadas, en tareas inmediatas de prospección y exploración gasífera y petrolera. En el caso estatal este año 2014 solo se presupuesto el 14% del sector para exploración, cuando menos este presupuesto debería llegar al 50%.
2. A este efecto debe formularse un plan técnico-jurídico integral para atraer capitales de riesgo, licitando las áreas reservadas de YPFB que fueren necesarias.
3. Modificar toda la estructura legal y burocrática estatista que traba, dilata e impide una ejecución de las actividades petroleras, especialmente en exploración.
4. Se deben recuperar los equilibrios económicos entre el Estado y las empresas petroleras manteniendo la rectoría política del gobierno, todas las empresas, incluyendo a YPFB, se sometan a las mismas reglas.
5. Se debe cambiar el régimen jurídico petrolero con el objeto de otorgar seguridad jurídica a todos los actores, de institucionalizar las entidades del Estado y de facilitar el acceso de las inversiones privadas.
6. El nuevo régimen jurídico deberá comprender desde una nueva Ley de Hidrocarburos, Ley de Inversiones y sus respectivas reglamentaciones, hasta las concordancias necesarias en la Constitución Política del Estado.
7. YPFB debe ser reestructurado eliminando su carácter de juez y parte en las actividades petroleras. Debe trabajar exclusivamente como empresa operadora, dejando a una ANH fortalecida e independiente, el papel regulador y a una tercera entidad a crearse, el rol de supervisor y ejecutor de contratos y de promoción de mercados externos.
1.- INTRODUCCIÓN
El diagnóstico y la proyección de cualquier industria, incluida la petrolera, no tiene porque ser complicados, quienes los complican tienen otras razones y fines: desconocimiento de la materia o encubrimiento de errores o de malos manejos. En el caso de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), todas estas razones y fines han sido evidentes en todas las gestiones de la Presidencia de YPFB. De los seis presidentes que ha tenido YPFB desde el año 2006, cuatro han salido del cargo con acusaciones por malos manejos, uno de estos está sentenciado y el sexto, todavía está en funciones. Todos han ejercido como interinos.
Pero más allá de la falta de continuidad e institucionalidad de la corporación más grande de Bolivia, lo preocupante es el rumbo imprimido por el gobierno a la actividad exploratoria, la base de la industria, cuya dirección es ideológica y eminentemente política. Toda la actividad petrolera del gobierno radica en las reservas de gas descubiertas en gestiones de gobierno anteriores al actual. La producción de gas desde hace más de diez años se asienta en solo 4 grandes campos por falta de exploración para incorporar nuevos yacimientos a la cadena productiva. Y, si bien se debe aprovechar esa riqueza para beneficio del pueblo boliviano, la primera responsabilidad de un gobierno previsor debería ser la de asegurar la renovación continua de esa riqueza a través de la reposición de las reservas consumidas. De continuar en la actual dirección y tal como se expone en este documento, la industria petrolera del país terminará en un descalabro de imprevisibles consecuencias.
Como se demuestra en este documento, en un período corto de tiempo, 8 años, para un sector tan importante en Bolivia del que dependen más del 50% de las exportaciones, que es base para la transformación de la matriz energética del país y fuente del gasto e inversiones del gobierno durante toda su gestión; ha pasado de un cómodo panorama con reservas suficientes para atender el crecimiento del mercado interno y los compromisos internacionales, a un frágil equilibrio coyuntural y una proyección preocupante de disponibilidades para el cumplimiento de estos requerimientos a corto y mediano plazo.
La causa de la difícil situación actual, es clara: la falencia profunda del gobierno para generar políticas exitosas de exploración. Si bien, se inició la recuperación estatal de los recursos naturales, el gobierno no ha sido capaz de generar una complementariedad equilibrada entre YPFB y las empresas petroleras internacionales, planes, programas y proyectos de exploración para asegurar la sostenibilidad de la intensa explotación a la que el gobierno ha apostado para el desarrollo económico del país.
2.- SOBRE EL BALANCE DE PRODUCCIÓN – DEMANDA
Uno de los parámetros de evaluación más importantes de la industria petrolera es el Balance Producción – Demanda de los hidrocarburos. En nuestro país este balance es deficitario en líquidos desde principios de siglo pero se torna agudo a partir del año 2006 y se prevé que para este año 2013 la producción total de líquidos solo cubra el 45% de la demanda.(Presentación de ANH en Congreso de la CBHE – Agosto de 2013). Sin embargo, en Bolivia el énfasis en el balance tiene que referirse especialmente al gas natural debido a que es un producto decisivo de las exportaciones y es el sostén de la matriz energética nacional. Todo análisis de la realidad boliviana sería impensable sin incorporar el factor “gas natural”.
Un Balance Producción – Demanda, es sólido y con proyecciones positivas si es que en su base tiene una relación cómoda de Reservas respecto a la Producción de por lo menos de 15 a 1, es decir que por cada unidad a producir existan 15 unidades en reserva, y que esta relación se pueda mantener en el tiempo. Adicionalmente, en todo momento deben darse las condiciones adecuadas para que los recursos económicos sean previstos, estén disponibles y sean suficientes para que las reservas sean desarrolladas y producidas de acuerdo a la evolución de la demanda. Estas condiciones básicas tienen varios otros componentes como el desarrollo de nuevos mercados, el régimen fiscal, las políticas de precios, la seguridad jurídica, el sistema regulatorio, factores todos que hacen a la política petrolera del país.
Si el Balance Producción – Demanda muestra desequilibrios que señalan la imposibilidad de atender el mercado con la producción proyectada, significa de manera inequívoca que no se tienen las reservas suficientes para atender la evolución de la producción ó si estas reservas existieran, que no hay las condiciones para que se den las inversiones suficientes para desarrollar las mismas.
En la gráfica BALANCE PRODUCCIÓN – DEMANDA PROMEDIO 2013 – 2026, DEL Ministerio de Hidrocarburos y Energía, se muestra que la oferta está compuesta por la proyección de los volúmenes a ser producidos y la demanda; por la suma de lo demandado por los mercados tanto interno como externo.
Como se puede observar a partir del año 2017, dentro de solo tres años, la producción de gas natural será insuficiente para abastecer la demanda de las obligaciones internacionales y del mercado interno.
En los próximos 3 años, del 2014 al 2016, existe un superávit de hasta 3,7 MMmcd de gas natural, que se lograría con los recientes incrementos en la producción (Margarita-Huacaya). Sin embargo, a partir del 2017-2018 existe un déficit que se torna crónico en provisión de gas para satisfacer a los mercados (Bolivia, Brasil y Argentina).
El déficit implica tener que dejar de suministrar gas a uno o varios mercados. Si bien, el mercado interno tiene preferencia en el abastecimiento, la posibilidad de bajar los volúmenes exportados significará un impacto a los ingresos fiscales del país, no solo por la reducción de ingresos al Tesoro General de la Nación por exportaciones sino por el pago de penalidades por incumplimiento de contratos, sea a Argentina o a Brasil.
Balance efectuado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE)
El análisis efectuado realizado el año 2012 tanto por YPFB como por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), con resultados similares. Como se puede ver en su propio gráfico.
BALANCES PRODUCCIÓN – DEMANDA DE GAS NATURAL ELABORADOS POR YPFB Y POR EL MINISTERIO DE HIDROCARBUROS Y ENERGÍA.
El desbalance entre las reservas, la producción y, la demanda de gas natural en las proyecciones tanto de YPFB como del Ministerio de Hidrocarburos y Energía que muestran la imposibilidad de atender los mercados comprometidos en el corto plazo, y es una señal del descalabro que podría darse en la industria gasífera en Bolivia si es que no se introducen cambios inmediatos a las políticas implementadas en el sector hasta ahora. Una pequeña muestra de lo que sucedería, es por ejemplo el congelamiento de 490 millones de dólares de inversión en la industria cementera por falta de gas para sus hornos. (Los Tiempos 03/09/2013)
¿Cuáles son las razones y quiénes son los responsables de la calamitosa situación en que se encuentra la actividad exploratoria en Bolivia?
Al inicio del Siglo XXI las compañías estatales de petróleo en todo el mundo empezaron a cobrar una importancia decisiva frente las empresas privadas al concentrar la mayor parte de las reservas mundiales de petróleo y gas natural (según algunas fuentes controlan hasta al 94% de las reservas totales), y porque la demanda mundial al igual que los precios de hidrocarburos parecen no tener límites. Las políticas desarrolladas por las empresas estatales de petróleo han resultado en regímenes fiscales duros, difíciles condiciones al acceso a la explotación de esta riqueza y el consiguiente encarecimiento de la producción. Sin embargo el flanco débil de las empresas estales ha sido la disponibilidad de capitales de riesgo y de tecnología propia para la exploración y explotación de los yacimientos que son cada vez menos accesibles y por lo mismo más caros y más riesgosos. Por ello el temor que enfrentan las empresas petroleras estatales es el de llegar a los picos de sus capacidades productivas. Solo unas pocas empresas estatales con una visión amplia de la industria están sobreponiéndose a esta realidad, como son los casos de Statoil, Ecopetrol y Petrobras. No es el caso de Bolivia ni de YPFB, que mantiene condiciones duras y complicadas tanto para las inversiones privadas como para el acceso a tecnologías modernas.
De acuerdo a la CPE el Estado es quién tiene el control y la dirección de la exploración, explotación y de toda la cadena de los recursos naturales, a través de entidades públicas (Art.351), es quién define la política de hidrocarburos y promueve su desarrollo integral (Art. 360). Por su parte YPFB es la única facultada para realizar las actividades de la cadena productiva de hidrocarburos (Art.361). Al ser el Estado el rector en la administración de los recursos naturales, entre ellos de los hidrocarburos y al facultar a YPFB la ejecución de sus actividades en todas sus facetas, es al interior del gobierno y de sus administradores empresariales donde se deben buscar los errores que han derivado en la situación actual.
3.- LA NORMATIVA LEGAL VIGENTE.
Los decretos supremos del año 2007 y sucesivos.
En el Ministerio de Hidrocarburos y Energía se diseñaron y aprobaron mediante decretos la estructura legal actualmente en vigencia para normar las actividades exploratorias en Bolivia. Este proceso comenzó con el DS 29130 de 13 de mayo de 2007 y los sucesivos, que introdujeron ajustes por los cuales y a nombre de la CPE vigente hasta entonces y de la Ley 3058 (De Hidrocarburos), inician el proceso de restricciones a los privados en las actividades exploratorias y de reserva de áreas de interés petrolero en zonas tradicionales y no tradicionales a favor de YPFB. Inicialmente fueron 21 las áreas reservadas las que actualmente han sido elevadas a 98. En realidad son 104 las áreas porque 2 de ellas han sido desdobladas en 6. Entre los planes del gobierno está el de elevar este a número hasta 118 en el futuro inmediato.
De acuerdo al Art. 34 de la Ley 3058, de mayo de 2005, se debían reservas áreas a favor de YPFB como una forma de otorgar ventajas a la empresa nacional frente al poderío de las empresas extranjeras, pero de ninguna manera como un mecanismo de exclusión de terceros o de monopolio a favor de YPFB como lo ha entendido el gobierno con el propósito de evitar el acceso a las actividades de exploración de otras empresas. A la fecha no existe ningún área de potencial interés hidrocarburífero que no esté reservada a favor de YPFB.
El artículo 33 de la Ley de Hidrocarburos 3058 del año 2005, referido al “Reconocimiento Superficial”, también ha sido utilizado para crear dificultades a las empresas privadas interesadas en trabajos exploratorios. Este artículo dice que cualquier persona puede realizar trabajos de reconocimiento superficial previa autorización del Ministerio del ramo. El contenido de este artículo ha sido totalmente tergiversado por los decretos del año 2007. En la práctica, han eliminado los reconocimientos superficiales y en su lugar se han introducido los Convenios de Estudio, que además de ser inútiles, costosos y burocráticos y no haber aportado ningún beneficio ni incrementado el conocimiento geológico de las áreas, se han constituido en una barrera al acceso de las inversiones en exploración.
Para cerrar el círculo del secante estatismo del gobierno, se ha establecido que las áreas reservadas en favor de YPFB es por diez años y solo al cabo de los 10 años y en caso de que YPFB no hubiera ejecutado ninguna actividad exploratoria en ellas, estas áreas se podrán licitar dichas áreas como áreas libres. Posteriormente YPFB ha cambiado la interpretación de “área libre” a la que ahora considera como el área en la que no tiene compromisos ni de convenios de estudio ni de contratos de servicio, pero que igual está reservada para YPFB.
En el caso en que en un área reservada se hubiera conformado una SAM y la SAM no hubiera obtenido resultados positivos y fuera devuelta a YPFB, está área continuará reservada para YPFB por otros diez años. Mantener áreas reservadas a favor de YPFB por un período de 20 años es excesivo y perjudicial para la competencia que debería existir en las actividades exploratorias a fin de que un mayor número de empresas participen en el rubro.
Con el esquema descrito para reservar áreas, no quedan dudas del carácter de monopolio que YPFB ejerce sobre todas las áreas de interés petrolero en el territorio nacional perjudica a todo el sector.
Para agravar la situación, se debe mencionar también que el sistema regulatorio de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), no se aplica a YPFB ni en el dowstream y menos en el upstream. YPFB es la autoridad única y suprema del sector. Si se tiene en cuenta además que el régimen fiscal es muy duro, que la información geológica es deficiente, que no hay libertad de acceso a los mercados, que la infraestructura pública es mala y que los precios en el mercado internos están subsidiados, se puede concluir que todo apunta a evitar las inversiones, especialmente las de exploración que son las más riesgosas de efectuar.
4.- LA ESTRATEGIA BOLIVIANA DE HIDROCARBUROS (EBH).
La EBH elaborada por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, presentada en septiembre de 2008, es el documento que ha guiado el accionar del gobierno en el rubro hasta la fecha.
La EBH toma como base de partida las reservas probadas certificadas por DeGolyer and MacNaughton (D&M), al 31 de diciembre de 2004 que eran del orden de 22,46 Trillones de Pies Cúbicos (TCF por sus siglas en inglés), pese a que cuando se elaboró la EBH, la nueva certificación estaba en curso y la empresa encargada de la certificación había presentado en el mes de marzo de 2006 su Informe Preliminar de reservas al 31 de Diciembre de 2005, alertando la drástica reducción de reservas a solo 12,86 TCF’s en los campos mayores.
Pese a esta advertencia y utilizando cifras obsoletas, el gobierno decidió rescindir el Contrato de Certificación con D&M antes de que presente su informe final y postergó hasta el año 2009, la contratación de una nueva empresa para que certifique las reservas. Recién el año 2009 se contrató a la empresa Ryder Scott Co (RS) para que certifique las reservas de gas al 31 de diciembre de 2009. Desde el año 2006, cuando el gobierno tomó posesión, hasta el año 2010, no quiso admitir la realidad cierta de que las reservas probadas de gas podrían tener una grave caída.
En el cuadro a continuación se muestra los cambios en los niveles de reservas de los campos más grandes del país (más conocidos como megacampos), que en ese momento representaban el 83% de las reservas probadas de gas:
EVOLUCIÓN DE RESERVAS PROBADAS DE GAS EN LOS CAMPOS MAYORES (En TCF’s)
Como se puede observar, el gobierno en su conjunto persistió en la utilización de cifras obsoletas y abultadas para mostrar un nivel de reservas inexistente tanto en sus informes como en sus planes estratégicos.
Si en ese momento hubiéramos tenido autoridades con experiencia en la industria petrolera (Carlos Villegas era Ministro de Planeamiento, Solíz Rada era Ministro de Hidrocarburos y Jorge Alvarado era Presidente de YPFB), se hubiera exigido a D&M explicaciones técnicas de las razones para tal reducción. Sin embargo, rechazaron el informe preliminar presentado y rescindieron el contrato con D&M. Por esta razón, no existe un informe final de reservas al 31 de diciembre de 2005. Lo inexplicable, es que el Ministro de Hidrocarburos y Energía, en conocimiento de tal situación haya elaborado la EBH usando datos que sabían en el momento eran falsos y ratificando una ficción al sostener el año 2008, que: “…..los niveles de reservas reflejan el gran potencial energético del país.” (EBH Pág. 64). Años después y una vez que YPFB publicara el informe de reservas de RS confirmando la concluyente caída de reservas de 22,46 a 9,94 TCF`s, Villegas y Solíz Rada intercambiaron públicamente acusaciones de ocultamiento de información.
5.- RESULTADOS: LOGROS Y FIASCOS DE LA EXPLORACIÓN PETROLERA EN BOLIVIA.
La exploración petrolera implica una serie de técnicas prospectivas para determinar zonas de interés petrolero en las que se culmina el trabajo exploratorio con la perforación de pozos.
Una de las grandes deficiencias de la actividad exploratoria de YPFB es la falta de un plan prospectivo que incorpore información técnica en un barrido sistemático del territorio nacional. El Plan de Exploración del año 2011, reconoce esta falencia al sostener que: “…las áreas exploratorias disponibles no cuentan con un estudio de cuantificación de Recursos,…” para añadir que: “….mucha información con la que se cuenta, se encuentra almacenada en formatos desactualizados…” y que: “…la administración de las áreas exploratorias no se realiza usando sistemas avanzados de información geográfica…” (Plan de Exploración 2011 2020).
Si ese es el estado de los prospectos en las áreas conocidas es fácil imaginar lo que sucede en otras áreas. La prospección sísmica que ha encarado YPFB entre los años 2010 y 2012 es mínima y no guarda relación con el potencial del territorio nacional y menos con el número de áreas reservadas en su favor.
En el cuadro a continuación se muestra que en solo 6 de las 104 áreas se programó actividad sísmica, con el agravante de que solo en cuatro de ellas se concluyó el trabajo programado.
Dada la carente actividad prospectiva, en el presente documento se hace hincapié en el análisis de la perforación de pozos exploratorios, porque al ser la culminación de los trabajos exploratorios, es el mejor indicador de esta actividad.
5.1.- Los Planes Exploratorios.
Todo indica que la crítica situación del Balance Producción - Demanda resultante de la mala política exploratoria introducida el año 2007, ha precipitado en YPFB la elaboración de Planes Exploratorios. Con la diferencia de seis meses, YPFB presentó dos Planes Exploratorios para el período 2011 – 2020. El primer Plan de diciembre de 2010 y el segundo de julio de 2011. El primero, es más un informe administrativo de YPFB. No existe una programación de inversiones ni de actividades exploratorias, como ser pozos a perforar o metas a alcanzar ni volúmenes a descubrir. El segundo Plan, de 2011, si bien intenta formular metas de inversión, número de pozos a perforar y de reservas a descubrir, plantea la supuesta novedad de iniciar un nuevo ciclo exploratorio y superar la lógica de los ciclos para que la exploración en Bolivia sea permanente. De acuerdo al Plan de 2011, en 10 años de proyección debían perforarse 39 pozos exploratorios e invertirse 1073,23 millones de Dólares Americanos (MM$us), como demostración del impulso empeñado en ejecutar a las actividades exploratorias, porque de lo que se trataba era de superar las inversiones ejecutadas de solo 368,69 MM$us en el período 2007 – 2010, como el mismo Plan lo confiesa. La inversión realizada en esos cuatro años, equivalente a una inversión anual de 92,17 MM$us, debería ser fácilmente superable. Por su parte, la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), ahora Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), en un informe de octubre de 2010, publicaba que en ese mismo período de cuatro años, se perforaron siete pozos exploratorios.
Si se compara lo ejecutado en los 4 años previos al Plan con lo que formula el Plan, podría creerse que efectivamente se trata de un impulso a la exploración. Pero no es así porque el gobierno ha sobrevalorado la explotación tanto que la dedicación a la exploración ha sido insuficiente para reponer las reservas explotadas. Este solo hecho muestra la profunda falencia profesional y técnica tanto del gobierno en general y de YPFB en particular.
En el cuadro a continuación se muestra el resumen de inversiones y pozos exploratorios a perforar del Plan Exploratorio.
Con las inversiones y los pozos a perforar, la meta planteada por el Plan, es la de descubrir 7,79 TCF de gas natural, 117,31 millones de barriles (MMBls) de condensados y 29,2 MMBls de petróleo.
De acuerdo al Boletín Estadístico de YPFB para el primer semestre de 2013, la producción promedio bruta de gas a junio, fue de 57,43 MMMCD. Si esta producción se mantuviera estacionaria hasta el año 2020, lo cual es muy poco probable debido al ascendente mercado interno, a los proyectos de industrialización, a las nuevas plantas termoeléctricas y a los compromisos de exportación con la Argentina, el descubrimiento de 7,79 TCF’s de gas no alcanzaría para reponer el volumen de gas consumido entre los año 2006 y 2020. Sin embargo, en el caso de los líquidos y del petróleo, siendo la meta la de descubrir 146.51 MMBls y teniendo en cuenta que la producción promedio del primer semestre de 2013 fue de 56,48 MBls/D es fácil calcular que entre los ano 2011 y 2020 se habrán producido y consumido 201 MMBls, es decir la meta del plan solo repondrá el 73% de lo explotado con lo que el decremento neto de las reservas de líquidos será del 27 %. Esto demuestra que el Plan es deficitario en sus metas, algo sui generis en la industria petrolera, porque es un confesión de la insostenibilidad del sector, peor aún, pierde asidero todo lo referido a reposicionar a Bolivia como centro energético del cono sur, como constantemente afirma el gobierno y las autoridades de YPFB.
Además del Plan Exploratorio 2001 – 2020, YPFB ha producido un otro documento titulado “Directrices para un Plan de Perforación de YPFB Corporación 2011 – 2020” (Preparado por los Ing. F. Linares y M. García), que no tiene fecha, pero que bien puede ser un intento de ordenar las actividades de perforación del Plan. La comparación de ambos documentos muestra el desorden de cifras que existe en YPFB en torno al tema exploratorio; los pozos a perforar, el número de equipos y las inversiones son distintos en ambos documentos. Estas Directrices dice que existen en el país 10 empresas extranjeras operando en el país en actividades de exploración y explotación, pero solo 5 de estas efectuaran perforación exploratoria en el período 2011 2020 en una clara demostración de que a las empresas extranjeras no les interesa asumir estos riesgos en Bolivia. En ambos casos el mayor riesgo exploratorio es asumido por YPFB y sus subsidiarias.
En el cuadro a continuación se muestra comparativamente la distribución de pozos a perforar por empresa mencionado en el Plan Exploratorio (PEX) y en las Directrices.
CUADRO COMPARATIVO: PLAN EXPLORATORIO Y DIRECTRICES 2011 -2020
En ninguno de los dos casos comparados (ni en el PEX ni en las Directrices), el número de pozos a ser perforados, pese al reducido número para un período de diez años, podrá ser ya cumplido porque el año 2011 se tenían que perforar 13 y 14 pozos respectivamente y solo se perforaron 5; la empresa GTLI ha dejado de operar y no podrá perforar los pozos asignados, está en duda la continuidad de las operaciones de Eastern y Petroandina acaba de iniciar, en septiembre de 2013 la perforación de su primer pozo.
Debido a las precariedades del Plan Exploratorio, que no estaba adecuado a los ritmos de explotación y producción inducidos por el gobierno ni a las urgencias de las actividades exploratorias que la realidad plantea, se produjeron las críticas tanto desde el interior del gobierno como de analistas independientes, lo que motivó su reformulación desordenada con versiones y cifras de toda dimensión.
En abril de 2013, la prensa escrita publicó una nueva proyección de inversiones en las actividades de exploración:
La diferencia es notable con respecto al Plan Exploratorio de 2011. En cuatro años (eliminando los años sombreados ya ejecutados), en lugar de los diez años del Plan, YPFB planifica duplicar las inversiones y el número de pozos a perforar respecto a su propio Plan Exploratorio.
Una sencilla comparación entre los montos a ser invertidos en toda la cadena de hidrocarburos, con las inversiones programadas solo para la actividad de exploración, permite comprobar que pese a todos los incrementos que pretendan efectuar a esta actividad, como se muestra en el cuadro a continuación, siempre será marginal en tanto persista el enfoque excluyente y estatista del gobierno.
Cifras en Millones de Dólares (MM$us)
El promedio de los últimos tres años muestra que tan solo el 15% de la inversión total en el sector se asigna a la actividad exploratoria. Si se observa solo la inversión privada, el promedio baja a menos del 9%.
El cuadro anterior muestra también que ante la carencia de inversiones privadas en exploración, es YPFB quien ha asumido el mayor riesgo exploratorio al arrogarse el 70% de las inversiones programadas en este campo.
Es evidente que no hay relación entre las declaraciones y las acciones del gobierno y sus autoridades. Cuando la alta dirección tanto de YPFB como del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, ambas encargadas de la planificación y desarrollo del sector, afirman que la primera prioridad es la exploración de hidrocarburos en todo el territorio nacional e incluso regional, sus acciones y los hechos muestran que solo son declaraciones, puesto que en realidad solo asignan de manera recurrente una reducida fracción de los presupuestos a las tareas exploratorias. Es obvio que hay un sobrecargado interés en explotar y exportar antes que en explorar. Esta miope visión de la planificación del sector lo está llevando a su descalabro.
5.2.- La exploración petrolera a la luz del Plan de Exploración 2011-2020
No es el objeto de este documento efectuar un análisis de los resultados de la política exploratoria implementada por el gobierno desde el año 2006, sino solo del período transcurrido desde la publicación de los planes exploratorios en diciembre de 2010 y julio de 2011, porque estos planes estaban supuestamente dirigidos a reencauzar y dar énfasis a la actividad exploratoria ante la baja registrada en los niveles de reserva y la grave y desalentadora proyección para atender la demanda del mercado a partir del año 2016. Por los resultados obtenidos en estos tres últimos años, el gobierno desconoce u oculta los graves problemas que se avecinan por la desastrosa gestión que se implementa desde YPFB en relación a la actividad exploratoria.
De acuerdo al relevamiento efectuado de los pozos exploratorios a ser perforados de los programas de YPFB en los tres últimos años, se pueden obtener los resultados que se muestran en la tabla a continuación:
Como se puede observar, la perforación real y efectiva de pozos exploratorios apenas sobrepasa la mitad de los pozos que debían perforarse de acuerdo a la versión más pesimista de las proyecciones de perforación de YPFB.
Sin embargo de lo anterior, la pequeña cantidad de pozos exploratorios perforados en los últimos tres años analizados, ha sido una constante en toda la gestión del actual gobierno. El propio Ministerio de Hidrocarburos informa que: “Durante el período 2006-2012, se han perforado 25 pozos, con un promedio de 3 pozos por año.” (MHE Informe de Gestión 2012)
6.- INCREMENTO DE RESERVAS DE GAS.
En enero de la gestión 2013, el Presidente a.i. de YPFB anunció que las reservas de gas del país habían subido a 11,2 TCF’s (30 01 2013 La Razón). Posiblemente este anuncio buscó neutralizar las declaraciones del Viceministro de Exploración Eduardo Alarcón quién solo 15 días antes declaró que las reservas bajaron a 8,23 TCF’s debido a la explotación desde el año 2010. El 12 de mayo de 2013, Villegas ratificó a los medios estatales que Bolivia incrementó sus reservas de gas natural de 9,9 a 11,2 trillones de pies cúbicos (TCF). “En 2009, en términos de reservas probadas, estábamos en 9,9 trillones de pies cúbicos. El 31 de diciembre de 2012 hemos certificado, hemos cuantificado reservas y hemos llegado a 11,2 trillones, o sea, estamos consumiendo reservas porque hemos aumentado la producción del gas natural” (18 05 2013 La Razón)
Los nuevos hallazgos que habrían incrementado las reservas, según el Presidente de YPFB, se habrían efectuado en los campos de Río Grande por la empresa YPFB Andina, Carrasco y Dorado por la empresa YPFB Chaco e Incahuasi de TOTAL-Gazprom.
El detalle del incremento de reservas se muestra en el cuadro a continuación:
Se debe anotar que el detalle anterior no corresponde a reservas certificadas sino a una estimación de YPFB, que optado por llamarlas “reservas cuantificadas”. En la industria petrolera, toda reserva para ser válida debe ser certificada por una empresa independiente de prestigio internacional. Sin embargo de lo anterior, se debe anotar que el gobierno se niega a dar cumplimiento a la obligación de la Ley 3740 que manda certificar anualmente las reservas.
No puede haber duda de que con la escasa actividad exploratoria desarrollada en el país, las reservas probadas tiendan irremediablemente a disminuir debido a la intensiva explotación de los campos para atender tanto los mercados de exportación como el mercado interno.
Para tener una idea comparativa del ritmo al que se mueve la actividad exploratoria en los países vecinos se menciona el caso de Colombia donde el año 2011 se perforaron 126 pozos exploratorios y el año 2012 se perforaron 115 pozos. Esto quiere decir que en Colombia en un mes han perforado más pozos exploratorios que los perforados en Bolivia en dos años.
Otro ejemplo indicativo de la percepción y de la actitud de las empresas privadas respecto a la exploración en Bolivia, es el caso de Pluspetrol. Esta empresa pese a que es líder en los trabajos exploratorios en Bolivia, marca diferencias en sus actividades exploratorias en Bolivia y en el Perú. En los próximos tres años (entre los año 2014 y 2016), Pluspetrol invertirá en exploración en Bolivia 99 Millones de Dólares (MM$us) en tanto que en el Perú invertirá en la misma actividad, 1170 MM$us, es decir 12 veces más.
7.- LA HORA DE LOS INCENTIVOS.
En marzo de 2012, YPFB lanzó una convocatoria internacional a empresas interesadas en invertir en exploración para la adjudicación de 15 áreas. En esa oportunidad las autoridades de YPFB declararon en tono desafiante que esta licitación se efectuaba sin ningún tipo de incentivos como una señal a todo posible interesado que las condiciones normativas y económicas son tan buenas en Bolivia que la atracción de inversiones no necesita de ningún incentivo ni ingrediente adicional.
Después de lo anterior las autoridades del gobierno parece que están empezando a comprender la difícil situación en la que se encuentra la exploración petrolera en el país por falta de inversiones, y estarían en la fase de analizar las medidas que deberían adoptarse como incentivos a las inversiones petroleras. Para llegar a este punto han debido comprender que en los últimos siete años no ha habido ningún reposición de inventario de reservas, que el balance producción -demanda en el próximo futuro será desequilibrado y que los incentivos aprobados para los campos marginales y menores mediante dos decretos supremos, son insuficientes para remontar los rezagos de la industria petrolera nacional.
Los decretos supremos de incentivos mencionados (DS 28984 de fecha 22/12/2006 que concedía un pago adicional de 13 $us/Bl y DS 1202 de fecha19/04/2012, que concede un pago adicional de 30 $us/Bl. Este segundo DS deroga el primero), no han cumplido el cometido de aumentar la producción por su falta de aplicación o por su mal diseño. En el primero caso, recién el año 2010, o sea más de tres años después de su aprobación, se reportan erogaciones por concepto de incentivos pagados (5,6 MM$us el año 2010), esto significa que durante tres años los ministerios del ramo no pudieron reglamentar el Decreto Supremo. Ambas medidas son casos demostrativos que las empresas petroleras no reaccionan ante medidas coyunturales, de fácil derogación y de poco monto, para confiar en que sus inversiones tendrán retornos duraderos.
Las autoridades del gobierno, con una admirable estrechez de criterio, comparan los montos erogados como incentivos a la producción con los ahorros que obtiene por la subvención al mercado interno. La subvención al mercado interno es solo una consecuencia de la deplorable política petrolera aplicada en el país. El Gobierno no se da cuenta que la reposición de reservas y el aumento de la producción son vitales para la economía nacional, no solo es para tener ahorros en la subvención, sino para cumplir con los mercados de exportación y abastecer el mercado interno.
Ha habido diversas expresiones para justificar los incentivos a los que el gobierno acudiría ante los magros resultados exploratorios alcanzados, debido en gran medida a las políticas adoptadas desde el año 2007.
El vicepresidente García Linera, refiriéndose a los incentivos manifestó que “En vez de que la inversión de la empresa extranjera se recupere en 20 años, puede ser en diez o cinco años. Invertir dinero para exploración es muy costoso y lleva tiempo. Hay que hacer estudios de suelos, perforaciones” (Página Siete 04/05/2013). El Vicepresidente dijo también que “En las siguientes semanas se emitirá el decreto que establece incentivos muy importantes para las empresas operadoras, las empresas de servicios, para que se animen a la actividad exploratoria de manera intensiva en el país”. (24 05 2013 La Razón) Las declaraciones del vicepresidente García distan mucho del entusiasmo mostrado en abril de 2011, pocos días antes de la publicación del informe de Ryder Scott (RS) del estado de las reservas al 31 de diciembre de 2009, cuando decía que: “De lo que nos vaya a dar la empresa (RS), hay que sumar estas otras reservas que están en estas otras áreas”, (07 04 2011 La Razón), refiriéndose a las reservas supuestamente encontradas por Andina en Río Grande (1TCF) y en Sararenda (1,2 TCF), y a Ias de Ipati y Aquio de Total en Incahuasi (3 TCF). Sararenda, como ya se describió antes, fue abandonado por Andina en julio de 2012 después de efectuar una inversión de 56,7 MM$us.
Si bien a septiembre de 2013, no se ha emitido aún ninguna disposición sobre los incentivos, las primeras declaraciones de autoridades del gobierno se mencionó la posibilidad de permitir el acceso de YPFB y de las empresas privadas a áreas restringidas como lo dijo el vicepresidente García en el III Congreso Internacional Gas & Petróleo de YPFB realizado en la ciudad de Santa Cruz, el 20 de mayo de 2013, en sentido de “…. que YPFB ingresará a parques nacionales para explorar y explotar recursos hidrocarburíferos, porque son áreas “altamente petroleras y gasíferas”.(24 05 2013 La Razón) Por su parte el Ministro de Energía dijo que mediante una nueva ley sectorial se agilizarán los procesos de licenciamiento ambiental y los instrumentos de consulta previa a los pueblos originarios y campesinos. (25 05 2013 La Razón). Estas posibilidades dejaron de ser mencionadas desde entonces debido a las reacciones negativas manifestadas por diferentes estratos sociales.
Los incentivos se aplicarían en función de la cantidad de reservas que las empresas descubran y solo a los contratos que se firmen después de emitida la disposición legal de los incentivos.
Esto último significaría que a las empresas que tienen sus contratos en proceso de aprobación, no les convendría concluir el trámite hasta que salga la norma para poder acogerse a los estímulos ofrecidos. La tardanza del gobierno en tomar decisiones al respecto se constituye en los hechos en un nuevo factor de postergación de las inversiones en el rubro.
Las autoridades del Ministerio de Hidrocarburos, ha manifestado que el gobierno analiza siete incentivos a otorgar a las empresas petroleras:
1.- Agilizar la firma de contratos petroleros en las diferentes instancias
2.- Acelerar los trámites en la obtención de la licencia ambiental.
3.- Diseñar incentivos que compitan con los de países vecinos sobre todo para campos pequeños y medianos.
4.- Mediante corrida de modelos, mejorar la distribución de la renta petrolera.
5.- Incentivar las actividades de reconocimiento superficial antes del primer pozo exploratorio.
6.- Definir modelos de los contratos de operación y de contratos SAM.
7.- Retribución con base en el volumen de producción de las empresas y el costo de producción.
(Audiencia Parcial de Rendición de Cuentas del Ministerio del Hidrocarburos de 20/08/2013 – La Razón 23/08/2013)
Los siete incentivos enumerados significan una tácita aceptación de los errores cometidos con la equivocada política petrolera aplicada en el país porque constituyen una revisión de las diferentes medidas aplicadas por el gobierno para restringir el acceso de las inversiones privadas.
Ratificadas por el reconocimiento del viceministro de exploración Alarcón cuando dice, refiriéndose al punto 4 de los incentivos que: “… en Colombia y Perú la renta petrolera es casi el 54% para el Estado y el 46% para la empresa privada, lo mismo que en Argentina. En el país, sostuvo, tenemos el 82% para el Estado y el 18% para las empresas operadoras.” (La Razón 23/08/2013)
O cuando refiriéndose al punto 5 anterior, sostiene que: “Esto quiere decir que YPFB tal vez puede reconocer parte de las inversiones de exploración, sobre todo la parte de sísmica y geología antes de ejecutar el pozo”. (Idem)
Así como las primeras sugerencias de incentivos fueron rápidamente descartadas, seguirán surgiendo nuevas ideas, como aquella de diferir los pagos por concepto de IDH y de participaciones a la alcaldías o a las gobernaciones para que el gobierno a su vez difiera los pagos a las petroleras. Estas ideas demuestran la urgencia con la que el gobierno ha empezado a actuar frente a la crítica situación de las reservas y de la producción pero además muestra la medrosa actitud de no asumir por cuenta propia el costo de las equivocadas políticas exploratorias y procura transferir el peso económico de los incentivos a terceras entidades como las alcaldías.
Por su parte la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía ha hecho una propuesta diplomática al gobierno sobre el tema, sosteniendo que deberían abrirse las 100 áreas a la exploración; simplificarse los trámites; sin cambiar la ley, se trabaje en aspectos contractuales y que en lugar de dar incentivos elimine los desincentivos.
Los grandes desincentivos que enfrenta la industria petrolera nacional es la inseguridad jurídica que se traduce en las recurrentes nacionalizaciones, en el gobierno con decretos susceptibles de fáciles modificaciones, la desinstitucionalización del sector, la ausencia de un ente regulador imparcial, la concentración de poder y en el monopolio estatal, la pesada trama legal y el cúmulo de requisitos inútiles para el acceso a las actividades petroleras y la corrupción, para citar los problemas más visibles de la gestión de gobierno actual en el rubro de los hidrocarburos.
8.- CONCLUSIONES.
- Toda la actividad petrolera del gobierno, desde la producción y exportación hasta la industrialización, está basada en las reservas de gas ya descubiertas antes de gestión. El incremento de reservas probadas y certificadas ha sido nulo en los últimos casi 9 años debido a la equivocada política exploratoria implementada por el actual gobierno.
- Las proyecciones del balance Producción – Demanda, elaboradas por YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos(MHE) muestran un próximo déficit de producción de gas para atender los mercados comprometidos como corolario de la falta de inversiones suficientes para elevar la producción y para mantener una adecuada relación de reservas a producción (R/P).
- La política exploratoria del gobierno ha estado marcada por una visión política estatista extrema que ha rematado en una excesiva concentración de las actividades en manos del estado y en un franco monopolio de las áreas de interés petrolero en YPFB.
- El estatismo extremo impreso por el gobierno en la política exploratoria se expresa en el abigarrado conjunto de disposiciones que deben ser cumplidas por las empresas interesadas en realizar estas actividades, en un claro intento de obstaculizar su ingreso al país.
- El estatismo se expresa también en el monopolio de las áreas de interés petrolero en manos de YPFB. A la fecha todas estas áreas están reservadas para YPFB y en la medida en que se van incorporando nuevos prospectos exploratorios, estos van a engrosar las áreas reservadas.
- Forma parte del estatismo la asignación de privilegios extraordinarios a YPFB como el de constituirse en operador y regulador de los contratos (juez y parte) y en estar liberado del sistema regulatorio de la ANH.
- El manejo de las cifras de las reservas de hidrocarburos por parte del gobierno, ha sido francamente falsa e irresponsable. Su Estrategia de Hidrocarburos del año 2008 se basó en datos falsos con su pleno conocimiento del gobierno. Ha incumplido el mandato de la Ley 3740 de la obligación de certificar las reservas cada año. En toda su gestión solo ha certificado las reservas una sola vez, el año 2009 y cree suplir esta información con el invento de “reservas cuantificadas”, que no tienen otro uso que el de confundir a la opinión pública.
- Los Planes Exploratorios elaborados el año 2010 y 2011, así como los programas anuales de inversión en exploración, no son ni medianamente cumplidos, pese a que son marcadamente insuficientes para poder compensar la intensa explotación y consiguiente disminución de reservas, a que son sometidos los campos en producción.
- La crítica situación creada por el descenso continuo de las reservas y la insuficiencia de inversiones, ha significado que el mayor riesgo exploratorio tenga que ser asumido por YPFB y que el gobierno tenga que acudir a incentivos para atraer inversiones en esta actividad. Los incentivos anunciados desde mayo de 2013, a la fecha no han sido concretados en disposiciones legales por falta de claridad del gobierno. La lista de incentivos incluye desde la recuperación acelerada de inversiones, el acceso a parques y áreas protegidas, la agilización de licencias ambientales y el diferimiento de ingresos petroleros de las alcaldías y gobernaciones.
El descalabro que se avizora en la industria hidrocarburífera del país y particularmente en lo relativo al gas, solo podrá ser revertido si se encara una responsable y patriótica política de desarrollo de nuestros recursos, velando en primer lugar por su reposición y sostenibilidad a mediano y largo plazo para, en ese escenario, plantear una sólida estrategia hidrocarburífera que permita al país y a los bolivianos, atender ahora y a futuro, sin sobresaltos coyunturales, tanto la demanda interna, la industrialización, así como los compromisos internacionales actuales y los que en el futuro podrán contraerse y ampliarse.
En este sentido las políticas que deben implantarse en el sector son:
1. Comprometer, programar y ejecutar inversiones masivas, tanto público como privadas, en tareas inmediatas de prospección y exploración gasífera y petrolera. En el caso estatal este año 2014 solo se presupuesto el 14% del sector para exploración, cuando menos este presupuesto debería llegar al 50%.
2. A este efecto debe formularse un plan técnico-jurídico integral para atraer capitales de riesgo, licitando las áreas reservadas de YPFB que fueren necesarias.
3. Modificar toda la estructura legal y burocrática estatista que traba, dilata e impide una ejecución de las actividades petroleras, especialmente en exploración.
4. Se deben recuperar los equilibrios económicos entre el Estado y las empresas petroleras manteniendo la rectoría política del gobierno, todas las empresas, incluyendo a YPFB, se sometan a las mismas reglas.
5. Se debe cambiar el régimen jurídico petrolero con el objeto de otorgar seguridad jurídica a todos los actores, de institucionalizar las entidades del Estado y de facilitar el acceso de las inversiones privadas.
6. El nuevo régimen jurídico deberá comprender desde una nueva Ley de Hidrocarburos, Ley de Inversiones y sus respectivas reglamentaciones, hasta las concordancias necesarias en la Constitución Política del Estado.
7. YPFB debe ser reestructurado eliminando su carácter de juez y parte en las actividades petroleras. Debe trabajar exclusivamente como empresa operadora, dejando a una ANH fortalecida e independiente, el papel regulador y a una tercera entidad a crearse, el rol de supervisor y ejecutor de contratos y de promoción de mercados externos.