ENTREVISTA
Ante la reducción de las reservas de gas natural del país, el nuevo ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) asumió el desafío de incrementarlas hasta 2024. Los primeros resultados serán presentados en los próximos días, es el caso de los pozos Curiche-X1010 y Chaco Este X-2. Sobre este tema conversó La Razón con el presidente ejecutivo a.i. de la empresa del petróleo, Armin Dorgathen, quien también reveló los niveles de producción de hidrocarburos y de renta petrolera con los que la estatal cerró 2021.
—A nivel de reservas de gas, renta petrolera y producción, ¿con qué datos se cierra 2021?
—La producción que estamos cerrando está alrededor de 45 millones de metros cúbicos (MMmcd). Se debe hacer unos trabajos todavía en el Margarita 3 para poder recuperar la producción en su totalidad. En el tema de la renta petrolera, vamos a cerrar con aproximadamente $us 1.800 millones. Para este 2022 esperamos mantener los niveles de producción, ya que venimos con una declinación desde hace varios años. Entonces lo que estamos tratando de hacer durante esta administración es mantener (la producción de gas) hasta que podamos obtener resultados exploratorios exitosos, que esperamos en Itacaray o Sararenda para los próximos meses, y eso nos podría dar una perspectiva a 2024 para entrar en producción con estos proyectos. Cerramos 2021 con seis proyectos exploratorios que están con equipo trabajando en este momento. Sipotindi (pozo) es uno de ellos, el cual hemos reactivado, estaba con un abandono temporal que generó cierto daño en el yacimiento. El 2021 fue inédito, logramos la aprobación de más de 11 proyectos (de exploración) y para este 2022 planificamos la administración para su ejecución durante esta gestión.
—¿Qué resultados podemos destacar?
—Tenemos varios proyectos que están en ejecución y esperamos durante el primer trimestre de este año tener pruebas y resultados. Tenemos también algunos proyectos más pequeños que van a conectarse bastante rápido. Es el caso de Curiche-X1010 y Chaco Este X-2, entonces son resultados que están ya a la vuelta de la esquina y los vamos a poder ver durante los primeros días de este 2022. Tenemos proyectos exploratorios en lo que es crudo, tuvimos un éxito exploratorio en lo que es el Yarará X-1, que durante el golpe de Estado estuvo con un abandono temporal, se lo dejó un año parado el pozo, lo reactivamos, hicimos la prueba de producción correspondiente y hoy ya estamos trabajando. Yarará X-2, que no solo es a nivel productor, sino va a traspasar toda la columna estratigráfica en busca de otros yacimientos que puedan existir dentro de la misma área. Y también Yarará X-3 (ubicado en Yapacaní, Santa Cruz). Además de una sísmica en Yarará, que nos permita también poner otros proyectos exploratorios, como lo son Yope X1 y Las Delicias X1, que nos permiten entrar a la parte norte del país, ya que sería una subcuenca. De igual manera, hemos trabajado en la perforación de Gomero X-1 en Pando, que desde hace muchos años conocemos que tiene mucha prospectividad, pero ahora vamos a tomar un camino mucho más claro respecto al norte de La Paz y Pando, porque hace muchos años se perforó Pando X- 2 y Eva Eva Sur-X1, otro pozo que también fue positivo. Entonces el objetivo es ir a buscar estos reservorios tanto convencionales como no convencionales en la cuenca Madre de Dios. Estamos en esos dos frentes, el objetivo de la exploración de crudo que va a lo que es Madre de Dios y lo que es Yarará también, es parte del plan de sustitución de importaciones, que barca lo que es producción de crudo nacional y lo que es la producción de biodiésel a partir de aceites usados, grasas de animales, residuos de llantas. Son proyectos que vamos a encarar en YPFB durante la administración que estoy iniciando.
—¿Cuánto se invertirá en la gestión 2022?
—Estamos hablando de más de $us 500 millones los que vamos a invertir en 2022. Ese es el objetivo en exploración en Upstream, exploración y desarrollo, para poder hacer primero el mantenimiento de la producción y segundo buscar los resultados de perforaciones exploratorias que nos permitan en 2024 —porque son tiempos largos en la exploración—, y cuando tengamos el resultado positivo en la construcción de la línea, facilidades y conexiones, por lo menos vamos a tardar un año o año y medio en el caso de Sararenda, que si es positivo es mucho más fácil porque está muy cerca de Camiri (Santa Cruz), y tenemos formas de evacuar el hidrocarburo. En el caso de Itacaray-X1, es más complejo, y para otros se requiere una planta. De todas formas, estamos trabajando en proyectos de Entrega de Producción Temprana (EPT) que, a través de waivers ( flexibilizaciones), podamos ir introduciendo algunos volúmenes de hidrocarburos de los X1, es decir, de los primero pozos, mientras se hace la construcción de la planta, de todo el sistema de tratamiento.
—¿Cuántos pozos se perforarán en este 2022?
—El objetivo es ejecutar al menos 11, el plan inmediato es de 19, ya hemos perforado algunos y vamos a trabajar con el Índice de Reposición de Reservas. Al final del año 2022 vamos a hacer este ejercicio para ver cuánto hemos consumido y cuánto hemos encontrado. En función de esto vamos a saber si las reservas crecieron o decrecieron durante nuestra administración. Creo que eso es muy importante, porque ahora las reservas (de gas natural) que tenemos, el último dato, son de 8,9 (trillones de pies cúbicos – TCF) a 2018. No se pudieron certificar estos años debido a que por la pandemia del COVID-19 las empresas no pudieron presentar la documentación. Se extendieron plazos, la última empresa que se presentó era una asociación accidental y los papeles no lo tenían completos; además, por el cierre de embajadas, suspensión de vuelos, entre otros, hicieron que no podamos certificar las reservas. En un medio se publicó que vamos a sustituir la certificación por el Índice de Reposición de Reservas; no es sustituir, es complementar; a fin de que cada administración que vaya a hacerse cargo de YPFB tenga su índice y podamos saber con proyectos claros y específicos si las reservas crecieron o decrecieron, y si crecieron, con qué proyectos; no que haya proyectos asociados al crecimiento de las reservas, y eso lo vamos a hacer para 2022.
—Analistas económicos y legisladores de oposición aseguran que en el país no existen las suficientes reservas de gas natural tanto para el mercado nacional como para la exportación. ¿Esto es cierto?
—O sea, las reservas bajaron, es claro. Las reservas bajaron porque también la producción bajó y es algo que es directamente proporcional. Entonces, sí, las reservas bajaron, pero ese es el trabajo que estamos haciendo, es muy cíclico esto. O sea, encuentras, suben las reservas, comienzas a producir y van a caer las reservas porque estás extrayendo ya el hidrocarburo. Por ello, el trabajo que estamos haciendo es claramente en ese sentido, reposición de reservas, y por eso estamos queriendo introducir este factor de reposición de reservas para poder mostrar al final de este 2022 un trabajo de dos gestiones, que establezca con cuánto entramos, cuánto consumimos. No solo cuánto hemos repuesto, sino también cuánto hemos aumentado. No solamente cuánto hemos pagado —por decir algo— las reservas que hemos utilizado, es decir, no hemos devuelto las que hemos utilizado, sino las hemos aumentado. Y ese es el natuobjetivo para 2022, poder tener un Índice de Reposición de Reservas superior a uno.
—De la última medición, ¿cuánto bajó a la fecha?
—No tenemos el dato porque no lo pudimos certificar. En este momento, podemos hacer solamente una tendencia de declinación de consumo. Pero más que ver ese número, que se certifica al 31 de diciembre de tal año,y que a febrero del siguiente año ese número cambió por un descubrimiento o un cambio productivo de un campo, esa reserva va cambiando. Entonces creo que es importante contar con este criterio del Índice de Reposición de Reservas para realmente saber cuánto una administración ha consumido y con cuánto ha repuesto esta reserva y si lo ha logrado reponer y en qué medida.
— ¿En cuánto se proyecta incrementar la producción de gas en este 2022?
—El objetivo es que a partir de 2024 o 2025 se pueda contar con resultados exploratorios con puesta en producción. Los resultados de las perforaciones que se vayan a realizar los vamos a tener seguramente este 2022 y 2023, pero la producción la vamos a ver en 2024. Esto por el tema de la construcción de facilidades, licencias ambientales y todo el trabajo previo que se debe hacer. Y, evidentemente, todo el plan agresivo que estamos manejando, que son los 19 proyectos, utilizando el risqueo, porque sabemos que la perforación de un pozo exploratorio tiene una probabilidad de éxito del 20%. Haciendo el risqueo correspondiente, o sea, multiplicando lo que podría dar por el factor de éxito que pueda tener el pozo, estamos hablando de que queremos subir (la producción) alrededor de 15 a 20 millones de metros cúbicos con el plan exploratorio.
—¿YPFB ya cuenta con socios potenciales para estos proyectos de exploración?
— Hay interés, hay empresas que están en Bolivia que son europeas grandes y que han cambiado su visión a nivel mundial. Por ejemplo, Total, que ahora es Total Energy, se está volviendo en una empresa, más que de hidrocarburos, de energía. En algún momento, ellos invertían $us 3.000 millones en exploración a nivel mundial y hoy solo lo hacen con $us 1.000 millones. Eso hace que la inversión sea menor de estas empresas, que están migrando, las cuales son Total, Repsol, Shell, que están en Bolivia. Pero existen otros actores que están ingresando, como YPF Argentina, con el proyecto de Charagua (Santa Cruz), que va a ser una nueva operadora en el país, o Canacol Energy, que es colombiana; también Vintage Petroleum, que ya está en Bolivia, pero que está incrementando su portafolio con nuevas áreas y justamente uno de los éxitos exploratorios que vamos a dar a conocer en los primeros días de este mes (enero) es de esta empresa en el Chaco Este. Entonces hay empresas que están invirtiendo y hay otras grandes que también van a invertir, estamos en un proceso de negociación para ver cómo podemos mejorar las condiciones para que este capital —que se redujo en exploración— pueda venir a Bolivia y estamos trabajando en ello.
—Los mercados actuales son importantes y más aún los nuevos. ¿En 2022 se comienza a exportar a Perú?
—No creo. Gas natural, no. Una de las grandes ventajas que tenemos en Bolivia es que tenemos mercados. Un amigo me decía que una empresa vale más por los mercados que tiene que por la producción o cualquier otra cosa. Y lo que tenemos en Bolivia es mercado. Tenemos ductos ya construidos hasta Sao Paulo (Brasil) y hasta Buenos Aires (Argentina), totalmente construidos. Entonces el mercado lo tenemos. Me preguntaban si en Vaca Muerta (campo de gas y petróleo argentino) la construcción del ducto nos afecta en algo, la respuesta es no porque ya lo tenemos todo construido. Brasil tiene tres suministros de gas: el LNG (Gas Natural Licuado) es el más caro; después, Presal (campos); después, el gas boliviano. Entonces Vaca Muerta iría a competir contra el LNG, probablemente, y llegaría por la parte sur a Sao Paulo. Nosotros tenemos todo el ducto hasta Sao Paulo desde Bolivia. Entonces el mercado lo tenemos, o sea, hay un mercado brasileño creciente y el reto de Bolivia es producir más gas para poder ingresar al mercado brasileño. En el caso de Argentina, igual, el norte es de Bolivia, estamos con proyectos muy interesantes que vamos a comenzar a trabajar con Argentina a fin de mejorar esta parte del mercado. Asimismo, Perú definitivamente es un mercado muy interesante que no va a entrar este 2022, porque evidentemente no existen las facilidades, tampoco existe la producción en el norte del país para poder llegar a Perú, pero lo que señalé sobre los proyectos en el norte del país, en Pando y La Paz; el Proyecto Madre de Dios, que estamos trabajando, tiene por objetivo también abastecer el mercado peruano. Incluso en algún momento hicieron una propuesta de contar con una regasificadora en Perú para poder mandar el gas boliviano al mercado asiático, que es el que mejor paga, pero eso es un plan a más largo plazo.
—¿Cuánto se tiene planificado reducir las importaciones de diésel en 2022 con los nuevos proyectos?
—Para este 2022, tenemos como meta duplicar la producción de crudo, que eso ya nos va a reducir en algo la sustitución de importaciones, y evidentemente comenzar con los proyectos de biodiésel. El cuánto es algo que estamos trabajando para dimensionar, necesitamos saber cuánta materia prima vamos a tener y en función de eso dimensionar y ver qué tecnologías vamos a utilizar. Personalmente, las tecnologías del aceite de cocina me parecen espectaculares, que la ama de casa pueda reciclar su aceite y pueda ganar algo para su próxima compra de aceite —llamémosle— y hacerle un bien al medio ambiente. Es un proyecto muy bueno, que genera empleo e ingresos adicionales para las familias y restaurantes. El tema de la grasa animal, de las llantas, son proyectos que debemos utilizarlos viendo su factibilidad. De todas formas, contra el barril importado de diésel en Bolivia, más todos los beneficios que tiene, son proyectos interesantes. De igual manera, los aceites vegetales se deben dimensionar, dónde, cuánto vamos a producir de aceite vegetal, y de esta manera dimensionar plantas de biodiésel. Entonces el objetivo es ir ya introduciendo pequeñas plantas de biodiésel en diferentes lugares del país en función de los tipos de aceites vegetales que podemos generar. En el caso de combustibles renovables, que sería la tecnología HBO, que es diferente a la tecnología del biodiésel, estamos hablando de tecnología de segunda generación, para el cual no se utiliza aceites vegetales de consumo humano, para la cual se debe ver la materia prima que vamos a necesitar para dimensionar; a priori, lo que tenemos para HBO es 9.000 barriles por día.
—A nivel institucional, ¿qué cambios se proyectan para este 2022?
—Definitivamente queremos que sea una empresa más eficiente. Necesitamos que sea una empresa más eficiente, que trabaje utilizando la menor cantidad de recursos y obtener los mejores resultados. De las universidades absorberemos a los mejores estudiantes que estén comprometidos con el país. Queremos dar oportunidad a los jóvenes y profesionales para que estén en YPFB, esto va a ser parte de una reestructuración que haremos, y las personas que quieran trabajar en YPFB deben tener el compromiso con su país, con su empresa para cumplir objetivos, ese será el propósito estructural, que se pongan la camiseta de YPFB los trabajadores para este 2022.
PERFIL
Nombre: Armin Ludwing Dorgathen Tapia
Cargo: Presidente Ejecutivo a.i. de YPFB
PETROLERO
Es ingeniero petrolero graduado de la Universidad Privada Boliviana (UPB). Cuenta con una maestría en Geología de la Ecole Superieure de Geology y una especialidad en ingeniería de yacimientos, que fueron obtenidas en Francia. Tiene una segunda maestría en Gerenciamiento de Proyectos en la Universidad de Barcelona, España. También fue capacitado en el área de Simulación de Reservorios y Geomecánica para Total E&P, en Pau, Francia. Conforme a su formación, se desempeñó como ingeniero de Reservorios en YPFB Corporación, Jefe de Reservorios y Gerente de Desarrollo en YPFB Chaco, y también fue Vicepresidente de Contratos de YPFB Corporación. Trabajó como consultor en Reservorios y Producción en Canadian Energy y en Desarrollo de Negocios en 3D GEO de Australia.