— ¿Cuál es el nivel de ejecución de la inversión programada  para este año por YPFB Casa Matriz, empresas subsidiarias y empresas operadoras?

— La inversión programada para este año es de $us 2.243 millones en el sector y esto abarca a toda la cadena de hidrocarburos: exploración, explotación, transporte, comercialización, distribución y ahora con el hito más importante que es la industrialización con las plantas de separación y de urea y amoniaco (…). Al mes de agosto, la ejecución de la inversión programada de Casa Matriz es del 87% y en el sector (empresas operadoras, Casa Matriz y empresas subsidiarias) es del 82% (…). Hemos trabajado en la curva para ver dónde estamos desalineados respecto a la inversión programada y hemos tomado algunas previsiones para lograr el 100%.

— ¿En qué sectores de la cadena hidrocarburífera se han tenido mayores avances y qué falta por hacer en otros?

— En el sector que andamos muy bien, casi un 100%, es en el tema de industrialización. Se ha concluido la fase de construcción y ha entrado en producción la Planta de Río Grande. Con los volúmenes adicionales de esta planta, estamos produciendo alrededor de 1.300 toneladas métricas día de GLP. Ya somos autosuficientes y tenemos un margen de 200 toneladas aproximadamente para exportación. También hemos hecho fuertes inversiones en la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco, que tiene un avance importante, se lo va a entregar a mediados de octubre del siguiente año. Asimismo, hemos invertido en el tema de la Planta de Amoniaco y Urea, ya se han iniciado las obras, están en la parte de desglose, iniciando obras civiles. De igual manera hemos empezado la Planta de GNL (…). Después, en la parte de desarrollo, ya hemos acabado la planta de acondicionamiento de gas de Yapacaní, que ha incrementado (el procesamiento de gas natural en) 2 millones de metros cúbicos. Además se ha inaugurado la Fase II de Margarita, una planta que tiene un costo de alrededor de $us 123 millones, y entre noviembre y diciembre vamos a inaugurar la Planta de Itaú.

— ¿Y en el sector de explot ción qué avances se tienen?

— En el tema de desarrollo, de explotación andamos muy bien, hoy en día tenemos una capacidad de producción de 59 millones de metros cúbicos día (…). Y con esta Planta de Margarita, que va a adicionar 6 millones de metros cúbicos día, e Itaú, que añadirá otros 3,5 millones, estamos hablando aproximadamente de 10 millones de metros cúbicos que vamos a adicionar a la capacidad de producción actual. Con relación a 2005 estábamos menos de 40 millones, casi hemos duplicado la producción de gas. Pero, además, el gas viene asociado a líquidos, entonces también tenemos una producción importante de condensado y gasolina básicamente.

— Durante esta gestión, ¿cuáles han sido las principales trabas con las que han tropezado las empresas petroleras?

— En exploración, al parecer, andamos mal, pero en el análisis del equipo de YPFB estamos bien. Le pongo un ejemplo, en 2009 hemos tenido una certificación de reservas de 9,9 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés). La cuantificación al 31 de diciembre de 2012 —en realidad no es una certificación, es una estimación probabilística que hace YPFB— hemos llegado a tener 11,2 TCF. Vale decir que hemos repuesto las reservas consumidas en cuatro años, desde 2009 hasta 2012, y hemos aumentado porque tenemos 11,2 TCF. Entonces ha habido actividad exploratoria, se ha aumentado reservas, se ha encontrado arenas nuevas y, bueno, ése es el resultado desde nuestro punto de vista.

— ¿Las reservas de gas natural para cuántos años alcanza?

— (…) Tenemos un consumo anual que varía. En 2010 estaba en el orden de 0,6 TCF y el año pasado hemos estado en el orden de 0,72 TCF. Entonces, a este ritmo, con los 11,2 TCF, tendríamos casi 15 años de reservas (…). La carpeta que tenemos en exploración es importante, tal vez no la hemos socializado, no hemos hecho conocer pero este trabajo viene de muchos años y, bueno, ahora se están viendo los resultados.

— Pasando al tema de las inversiones. ¿Ya se tiene definido el monto de dinero que se invertirá el próximo año en toda la cadena hidrocarburífera?

— Este año como YPFB Casa Matriz vamos a invertir alrededor de $us 715 millones. De acuerdo con los talleres y evaluaciones que tenemos, porque tenemos la programación, la planificación a 2025, vamos aumentando casi el 42% de la inversión de Casa Matriz para el año siguiente; eso es más o menos $us 1.014 millones. Ahí tendríamos que adicionar la fuerte inversión que se va a hacer en actividades exploratorias, básicamente por las empresas subsidiarias, y de igual manera exploración y desarrollo con las empresas operadoras (petroleras privadas).

— ¿Hay datos sobre estas últimas inversiones que harán las empresas subsidiarias y las compañías operadoras?

— (…) Con las empresas de servicios tenemos un trabajo fuerte desde fines de octubre a finales de diciembre que son los PTP (Programa de Trabajo y Presupuesto), donde nosotros aprobamos, modificamos toda la programación, la propuesta de las empresas operadoras. Entonces ahí vamos a conocer de las empresas operadoras cuánto va a ser su inversión y de las empresas subsidiarias me imagino que será en unos 30 días más (…). En realidad tenemos todos los proyectos casi definidos, pero eso necesita de una evaluación técnica para saber si es factible, es viable (…). Yo estimo que vamos a pasar los $us 3.000 millones en el sector (YPFB Casa Matriz, empresas subsidiaras y operadoras).

— Respecto a la inversión de YPFB Casa Matriz, ¿en qué sectores se hará énfasis?

— (Se va a hacer) fuerte énfasis en el tema de la Planta de Separación Gran Chaco, en la Planta de GNL, la Planta de Amoniaco y Urea, y un fuerte énfasis en exploración, que van a ser creo los dos capítulos más importantes, después de redes de gas.

— ¿Eso quiere decir que el próximo año se va a aumentar el número de conexiones de redes de gas domiciliario en todo el territorio nacional?

— Por supuesto, este año tenemos presupuestados entre $us 110 millones y $us 113 millones para que 80.000 viviendas tengan el uso directo de gas. El próximo año se va a mejorar en este capítulo.

— ¿Y este año se va a cumplir con la meta de las 80.000 conexiones domiciliarias?

— Se va a cumplir. La Gerencia de Redes de Gas está trabajando muy bien, está en una ejecución casi del 100%, es decir, se va a cumplir las 80.000 conexiones.

— ¿Y el próximo año se harán más de 80.000 instalaciones?

— Muchas más, el próximo año serán 20.000 más —en total 100.000 — sin considerar el proyecto GNL que beneficiará a 30 poblaciones, 140.000 usuarios, 5.000 comercios y 5 termoeléctricas (…).

— Y en cuanto a los incentivos para el sector petrolero, ¿se está trabajando en este tema?

— Se está trabajando en los incentivos, pero sería irresponsable decirle ahorita… se ha socializado a municipios y a gobernaciones, en realidad es un tema que se está tratando, es un tema que todavía falta negociar, falta explicar. He escuchado que hay muchas observaciones, pero esas observaciones tienen una respuesta. El único fin de esto es incentivar a la exploración para que sigan teniendo regalías e IDH todos los departamentos productores, todo el Estado boliviano y también que otros departamentos sean productores. Entonces es una actividad que todavía falta trabajar, falta socializar. A la vuelta del presidente Carlos Villegas vamos a retomar el tema de los incentivos a la exploración.

— ¿Cuántos incentivos son?

— Básicamente son tres, pero yo quisiera que primero lo socialicemos, lo expliquemos, tengamos talleres, que veamos el beneficio, porque no hay la parte mala de esto. Es decir, el departamento de Cochabamba va a seguir recibiendo sus regalías e IDH (Impuesto Directo a los Hidrocarburos), solamente en los campos nuevos es el diferimiento (…).

— En otras palabras, es dinero guardado…

— Claro, es un dinero guardado que después lo pueden invertir. Entonces no hay tal problema (…). Es importante mencionar que este diferimiento de regalías e IDH es solo para los campos nuevos.

Perfil

Nombre: Luis Alberto Sánchez Fernández

Nació: 11-09-1970

Profesión: Ing. Electromecánico

Cargo: Presidente en ejercicio YPFB

Ingeniero de amplia experiencia

El presidente en ejercicio de YPFB es Ingeniero Electromecánico, con especialidad en Seguridad Industrial HSE y Medio Ambiente. Tiene un diplomado en Gerencia de la Industria del Gas y dos maestrías en Ingeniería, Petróleo y Gas Natural en Louisiana State University of Oklahoma y MBA Dirección & Gestión en Administración de Empresas. Posee una experiencia de 13 años en la industria hidrocarburífera. A través de una convocatoria pública ingresó a YPFB como fiscal de producción, perforación, reservorios y geología. Fue director del Centro Nacional de Medición y Control Hidrocarburífero y gerente nacional de Fiscalización. En 2012 es promovido como vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización.

Se negocia la venta de los excedentes  de gas natural

Hasta fin de año, la producción de gas natural llegará a 69 millones de metros cúbicos día (MMmcd), lo que permitirá generar un excedente de 10 MMmcd del energético que, por el momento, no tiene un mercado seguro.

En esa perspectiva, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) trabaja con Energía Argentina SA (Enarsa) y Petróleo Brasileiro SA (Petrobras) para incrementar los volúmenes que diariamente se envían a esos mercados.

Bolivia exporta actualmente un volumen máximo de 31,5 MMmcd a Brasil y 17 MMmcd a Argentina (al mercado interno se destina entre 9 MMmcd y 11 MMmcd). En el caso del mercado argentino, por contrato, las cantidades deben subir gradualmente hasta llegar a los 27,7 MMmcd a partir de 2021. Por ejemplo, desde el 1 de mayo de 2014, YPFB debe aumentar los volúmenes hasta 19 MMmcd.

En ese marco, el presidente en ejercicio de YPFB Corporación, Luis Alberto Sánchez, dijo que la petrolera estatal negocia con    Enarsa y Petrobras el incremento de los volúmenes de exportación.

Con Argentina ya se tiene firmado un Contrato Interrumpible y ahora se negocia con Petrobras un documento de similares características que permita aumentar las cantidades de gas natural por encima de los 31,5 MMmcd.

GESTIÓN. “Con todas las gestiones que ha hecho YPFB a través del licenciado (Carlos) Villegas hemos podido tener la capacidad de producir más (…), entonces ahora tenemos un excedente de 10 millones de metros cúbicos día (…). Hay reuniones tanto con Petrobras como con Enarsa en las que se está viendo incrementar los volúmenes de exportación”, afirmó.

El 18 de julio de 2012, YPFB y Enarsa firmaron un Contrato Interrumpible que permite subir los volúmenes que se exportan al mercado argentino. Este año, por ejemplo, la estatal debe enviar un volumen extra de 3,3 Mmcd. Para 2014, sin embargo, no están definidas las nuevas cantidades. Eso es lo que está actualmente en negociación, añadió Sánchez.

En el caso de Petrobras, indicó que en los primeros días de noviembre se terminará de negociar tanto el Contrato Interrumpible como el pago por el “gas rico”.

‘Este YPFB es el más poderoso de la historia’

El presidente en ejercicio de YPFB Corporación, Luis Alberto Sánchez, recordó que la petrolera estatal tuvo tres hitos en su historia, pero que ninguna se iguala a la que vive actualmente. “Este YPFB es el más poderoso de toda la historia, más eficiente, más rentable, con mayor capacidad de producción, un YPFB Corporativo que controla toda la cadena desde la exploración” hasta la industrialización.

Estos hitos hacen referencia al descubrimiento de petróleo en la región de Bermejo-Tarija, en 1924, a la fundación de YPFB en 1936 y a la “época de oro” que vivió la petrolera estatal en la década de los años 50, cuando Bolivia logra transformarse de país importador de petróleo a país exportador, precisó.

Para explicar lo de “poderoso”, Sánchez hizo una comparación de datos de los últimos siete años: “La producción de gas en 2005 era de alrededor de 35 millones de metros cúbicos día (MMmcd), en 2013 vamos a llegar a 69 MMmcd. En 2005 se exportaba 26 MMmcd, este año estamos como 48 MMmcd. La producción de GLP en 2005 era 900 toneladas métricas día (TMD), ahora estamos con 1.300 TMD. Equipos de perforación había ese año 7, este año hay 23, más los 3 de YPFB, son 26 equipos. La capacidad de procesamiento era de 60 MMmcd, ahora vamos a llegar casi a 100 MMmcd. Los pozos que se perforaban en 2005 eran 15, ahora estamos cerca de los 60 pozos. La renta petrolera era $us 300 millones ese año, ahora son $us 4.300 millones. En 2013 va a ser más de $us 5.000”.