Es muy preocupante lo que ocurre con YPFB, porque se están reduciendo los ingresos por la exportación de gas natural, debido a que la renta petrolera sigue descendiendo de forma acelerada por efecto de la declinación natural de la producción gasífera, la asignación de mercados, reducción de las reservas que es proporcional a la producción, a menor reserva, menor producción.
Se ha heredado un sector de Hidrocarburos en crisis de producción, reducción de volúmenes de exportación de gas por agotamiento de las reservas, debido a una pésima e ineficiente gestión en exploración al no haber descubierto un solo nuevo campo productor y al despilfarro de la inversión en proyectos de Plantas Petroquímicas y Refinerías.
En los últimos veinte años el país ha desarrollado y exportado importantes volúmenes de reservas gasíferas; sin embargo, la mayoría de su parque automotor es cada vez más dependiente de la importación de combustibles líquidos, debido principalmente a la ausencia de una política estratégica de readecuación de la matriz energética y al fracaso de la exploración gas-petróleo durante este periodo.
Pero, hagamos un análisis de la actividad.
Upstream – YPFB no tomó acciones suficientes para frenar la acelerada declinación de producción a nivel nacional, ya que la mayoría de los campos petroleros están en su etapa final de producción y se realizaron esfuerzos tenues como estudios de mejoramientos de producción para campos maduros, se contrató a dos empresas americanas según informe presentados (Fromterra, Lloyd), sin ningún resultado positivo.
Para los estudios de exploración se contrataron a la empresa francesa Beicip Franlap por 15 millones de dólares para estudios de prospectos exploratorios, al igual que la empresa mexicana COMESA por 3.5 millones de dólares para la realización de mapeos geológico de Bolivia.También se contrataron a la empresa GLJ canadiense y 3D GEO Australiana para que estas empresas transnacionales nos den el rumbo de la exploración ubicando prospectos para perforar sin que haya a la fecha resultados positivos; lo que demuestra que la Geología y los campos bolivianos es muy compleja y que las empresas extranjeras por mas software sofisticado que tengan no pudieron solucionar el problema de encontrar nuevos descubrimientos de hidrocarburos. Los ingenieros y geólogos que descubrieron nuestra reservas en el país es gente nacional.
Por lo tanto, traer empresas de afuera no sirve de nada, si no es de confiar a los hombres de experiencia de nuestro país para sacar a flote a la industria.
Es muy importante aclarar lo de las reservas nacionales de gas natural, ya que el actual Ministro de Desarrollo Productivo y Economía Plural Óscar Ortiz presentó un informe donde menciona una reserva de 5.58 TCF a diciembre de 2017, en tanto que para el mismo año Sproule publicaba 10,7 TCF. YPFB para 2017 cuantificaba 7,20 TCF, para el año 2018 YPFB cuantifica 8,62 TCF y Sproule certifica 8,95 TCF.
La venta de gas alcanzó 0,66 TCF durante este periodo de tiempo y no hubieron descubrimientos 1P significativos. Con esta incertidumbre de las reservas YPFB no puede comprometer volúmenes de ventas de gas a nuevos mercados con un Plateau sostenible y constante por un largo periodo de tiempo debido a la declinación de sus principales megacampos, esta situación puede llevar a YPFB a incumplimiento de contratos de exportación por la disminución de producción de gas a partir del año 2021.
Es imperante la modificación de la Ley de Hidrocarburos 3058 y sus Resoluciones Ministeriales basadas en la misma Ley para la suscripción de Contratos de Servicios petroleros, la apertura de nuevos mercados regionales y la atracción de inversiones extranjeras para toda la cadena productiva.
Downstream. La inversión en los proyectos de Plantas de Industrialización y Refinerías del Estado de manera directa alcanzan los 2.400 millones de dólares, Planta de Separación de líquidos Rio Grande $us 159,4 MM no tiene Licencia de Operación; Planta de Separación de líquidos Gran Chaco $us 640 MM sin Licencia de Operación; Planta de GNL Río Grande $us 140 MM no tiene Licencia de Operación; Planta de Amoniaco y Urea monto de contrato $us 1.040 MM no tiene Licencia de Operación; Planta de Reformación Catalítica Refinería de Cochabamba y Planta Isomerización para gasolinas de Santa Cruz ambas $us 230 MM, el Revamp para las dos Unidades de crudo de 6.000 y 12.000 barriles por día de Santa Cruz y Cochabamba por un monto de 90 MM. En todos estos proyectos se suscribieron adendas a los contratos que originaron los sobreprecios.
Los problemas de operación de la Planta de Amoniaco y Urea
Para la Operación de la PAU por parte de Samsung, no se firmó un Contrato M&O, se hicieron 7 Adendas al Contrato EPC.
Cuando Samsung fue penalizada por YPFB por los días de parada el monto superaba los $us 12 MM.
Las Adendas contemplaban la exoneración de los $us 12 MM a Samsung por las multas según contrato EPC.
Las Adendas contemplaron un pago de más de $us 52 MM (12 MM año 2017) (40 MM año 2018) por la operación de la PAU desde Septiembre/ 2017 (12 MM) hasta el sábado 17 de noviembre de 2018 (40 MM).
Para el pago de los $us 52 MM, YPFB utilizó lo presupuestado para Mantenimiento de la Planta de LNG, la Planta de GLP de Río Grande y la Pla nta PSL Gran Chaco.
Cuando Samsung fue penalizada por YPFB por los días de parada el monto superaba los $us 12 MM.
Costo de Producción de una tonelada de Urea
Según flujo de caja del Proyecto de la Planta PAU, el Precio Netback en $us/TM para el año 2017 era de 421,6 $us/TM y para el año 2018 era de 393,1 $us/TM.
Una vez que se puso en marcha la PAU con la Operación de Samsung, el costo de Producción de una Tonelada de Urea se elevó a 590 USD/TM entre septiembre y octubre de 2018 por las constantes paradas de Planta.
Para que la Urea boliviana sea competitiva se debe bajar el costo de producción a 180 $us/TM.
La Planta PAU tiene un costo operativo alto de 300.000 dólares por día, en etapa de producción o en condiciones de preservado de equipos (parada), estuvo en etapa de producción hasta completar el stock del almacén central de 40.000 TM en fecha 14 de noviembre de 2019; de ahí a la fecha la Planta PAU lleva 203 días de paro de planta, una pérdida de 61 millones de dólares.
La Planta PAU no tiene Personal Clave Contratado para el reinicio de sus operaciones, el preservado de equipos, reactores, calderas y energizado con nitrógeno y sistemas de gas de síntesis, tanto de la planta de Amoniaco y la planta de Urea está siendo operado por personal a contrato fijo boliviano.
Los paros de la Planta PAU sean estos programados, sean por fallas técnicas imprevistas ó sean por falta de gas (atentado) o porque el Almacén central está lleno de Urea o porque no está climatizado, sumadas a la falta de Mercado y Logística de exportación del producto; encarecen el Costo de Producción de Una tonelada de Urea, de 420 $us/TM previstos puede llegar hasta 600 $us/TM.
Para verificar estas inversiones se deben llevar a cabo auditorías regulatorias técnica, económica y legal y auditorias especificas por parte del ente regulador, por instrucción del ministerio de hidrocarburos (decretos supremos), con financiamiento del BCB a las plantas de separación de líquidos, planta de GNÑ, estaciones satelitales de regasificación, planta de amoniaco y urea y refinerías.
William Donaire/ exviceministro de Industrialización
