"Hoy es la gran oportunidad de aumentar nuestras reservas"

Escrito por  JAVIER ESCOBAR-NATALIA SEAS/EL PAÍS EN Feb 23, 2016

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez (LAS), previo a su reunión con los ejecutivos de la empresa rusa Gazprom, conversó con El País Expansión Nacional (EPeN) y El País TV sobre la negociación que encara con Brasil y Argentina, los temas pendientes que arrastra desde la nacionalización de los hidrocarburos y las proyecciones que hay para la industrialización.

EPeN: Usted declaró,  a poco tiempo de inaugurar el Centro Nacional de Medición y Control de Hidrocarburos (CNMH) de Villa Montes (2010), que los primeros resultados evidenciaron que antes las petroleras titulares de los campos declaraban menos cantidades de las que realmente producían. ¿Se cuantificó el daño de esas acciones?
LAS: Sí, se cuantificó eso; es decir, en el balance energético habían errores y habían algunas maniobras. Lo mismo que pasaba con las reservas. Las reservas, antes de la nacionalización, nos decían que teníamos 27.7 TCFs. Cuando el presidente Evo Morales empieza su gestión el 2008, ya por esos datos que tenemos como antecedentes, decidimos hacer (Carlos Villegas decide hacer) una certificación de reservas y lo que nos da no son los 27.7 TCFs, sino 9.9 TCF. Entonces en el pasado hubo maniobras con las reservas, las inflaban, para que esas empresas extranjeras coticen en bolsa con mayores precios, pero cuando nacionalizamos era otra la realidad.
A partir de entonces aplicamos un sistema muy bueno que ha ganado el segundo premio en el Oil& Gas de Microsoft como un buen proyecto en confiabilidad. Hemos determinado varios problemas y a partir de eso YPFB toma el balance energético no solamente de cada una de las plantas sino de todos los departamentos y del Estado.
Hoy sabemos cuánto produce un pozo, cuánto entrega a la planta, cuál es su balance energético, cuánto sale de GLP, de gasolina, de condensado, de gas, a qué mercado va, cuánto se paga a cada departamento por Regalías e IDH, cuánto se transporta, cuánto es el tema por compresión  y cuánto es el mercado interno, cuánto el mercado externo. Entonces ya tenemos un balance energético a cabalidad con el CNMC.

EPeN: ¿Cuál fue su trayectoria en el sector energético? Sabemos que tiene casi 20 años de actividad en el sector hidrocarburífero
LAS: Creo que ha sido una carrera bien ascendente, pero jamás he pensado en llegar a ser nada. Ha sido seguramente, yo le echo la culpa a la coyuntura, a los momentos, porque gente capaz debe haber, gente comprometida debe haber también. Entonces ha sido la coyuntura, el destino, Dios…, don Evo (se ríe).

EPeN: En su cargo le tocará la negociación del contrato con Brasil. Entendemos que estamos evaluando si nos conviene o no vender gas. Tener las garantías de reservas el 2019. ¿Cuál es la situación de la negociación?
LAS: hemos definido una agenda que básicamente es una ampliación del contrato que termina el 2019. El otro es una sociedad. Nos han propuesto que seamos socios de una petroquímica que se llama Tres Lagunas, se ha abierto el mercado de Brasil. Antes nosotros teníamos el único cliente que era Petrobras, hoy se da la posibilidad que sean empresas privadas y estados. O sea que eso es lo importante.
Hoy con el precio actual de WTI estamos vendiendo a Argentina y a Brasil entre cuatro y cinco dólares. Estas empresas privadas o estados nos ofrecen entre ocho y nueve dólares. Entonces, la relación de la indexación del precio del gas al petróleo es real, pero no tan real en el mercado regional en el que estamos. Hay una fuerte demanda porque hay insuficiencia de energía en los países vecinos. Lo que hace que nos oferten eso.
Hoy es la gran oportunidad de desarrollar nuestra exploración, aumentar nuestras reservas y aumentar  nuestros volúmenes de producción para entrar a estos mercados que no tienen una relación directa con el WTI.

EPeN: Cuál sería la situación de los contratos con Petrobras o Argentina si el petróleo bajara a diez dólares. ¿Hay un piso en el precio?
LAS: No hay un piso. Sigue la relación a los tres fuels (con los) que se tiene una relación directa al WTI y esa es la realidad. Si baja, baja.
Pero le voy a dar una primicia, no sé si tendría que decirlo. El costo de producción de gas debe estar en el orden de dos dólares BOE (barril equivalente de petróleo). Un BOE son 6.000 BTUs y cada BTU nos pagan entre cuatro y cinco dólares. Entonces el costo de producción de dos lo vendemos en 20 o a 22 dólares. Tenemos un margen importante.
EPeN: ¿En la negociación con Brasil se va a hablar de gas seco o se van a mantener las condiciones actuales?
LAS: No hemos hablado todavía. Nosotros obviamente tenemos una estrategia para trabajar en función a los pasos que vayamos dando y hay un procedimiento en la negociación. Como ampliación de contrato y propuesta de la petroquímica (sociedad en Tres Lagunas), la ampliación, se abre el mercado (de Brasil).
En Energía hemos hecho un comité binacional entre ENDE y Electrobras dirigido por los ministros de Brasil y de Bolivia. ¿Qué se trabaja ahí? Se trabajan varios temas importantes: uno es la línea de transmisión que va unirá Brasil y Bolivia, de dónde va a ser, dónde partirá, dónde será el final.
Lo otro es ver la posibilidad que una termoeléctrica sea dedicada al Brasil y la otra es definir cuatro hidroeléctricas que puedan aportar al mercado brasilero, que se llaman Río Madera, que es binacional, Cachuela Esperanza, El Bala y la Cuenca del Río Grande, que suman 8.000 megas.
Luego con el ministro de Energía de Argentina y con el presidente de Enarsa veremos volúmenes, exploración y todo el tema energético, de trabajar una línea y una termoeléctrica que esté dedicada, los volúmenes, los contratos y precios a la Argentina. Que eso es Termoeléctrica del Sur, que es la ampliación básicamente.
Entonces se definen muchas cosas en el asunto de integración energética con dos países potentísimos que es Argentina y Brasil. Además se fortalece la línea del Presidente, que es potenciar a Bolivia como el Corazón Energético de Suramérica.

EPeN: La planta separadora del Chaco ha entrado en funcionamiento el año pasado. Ya está separando butano, propano, etano, gasolinas. ¿Pero qué está pasando con el etano?
LAS: Qué hacemos con el etano. Cuando tengamos la planta de etileno-polietileno, éste será la materia prima para esa planta. Hoy podemos venderlo el etano, pero no tenemos el mercado. Entonces lo reinyectamos a la corriente que va a la Argentina y si sube, no sé qué porcentaje del poder calorífico del gas, ellos nos compran por energía.

EPeN: ¿El contrato de venta de gas a Argentina firmado con Enarsa establece que nos pagarán por el valor calorífico adicional al máximo que estamos obligados a enviar?
LAS: El contrato con Argentina y Brasil son 1.033 BTU por millar de pies cúbicos. Eso es lo mínimo que tenemos que vender. Nuestro compromiso es llegar a ese poder calorífico. Si yo le vendo 1.100, le cobro la diferencia de 1.100 con 1.033. Nos están pagando, tanto Brasil como Argentina. Brasil nos ha pagado por ese concepto los últimos años como 400 millones de dólares.

EPeN: Si el precio de exportación de gas a Argentina o Brasil es el precio calculado en base al valor calorífico real con que se exporta. ¿Entonces se toma en cuenta ese valor para el cálculo de las regalías e IDH?
LAS: Muy buena pregunta. Vuelvo al CNMH. En el CNMH veíamos que había sistemas de medición que se llaman placas y orificios y eran de menor eficiencia que las de ultrasonido, ultrasónicos. Y teníamos una limitación en medir el poder calorífico que son los cromatógrafos que me dan todos los componentes del gas. Entonces cuál es la norma que dice para el pago de regalías. Es medir volumen y calidad en el punto de transferencia de custodia, cuando se procesa el gas y sale el producto a la venta en el punto de transferencia. Cuando se procesa el gas y sale para entregar al ducto a la venta.
Por ejemplo Sábalo, en el punto de transferencia de custodia, que aguas abajo ya inyecta al Gasirg o al Yabog para la exportación. Antes de eso yo mido volumen y calidad a tiempo real, cada 15 segundos, o 60 segundos, tanto volumen y calidad. Ese promedio del mes yo le pago regalías a Tarija por ese concepto de la venta de ese gas. Ese gas que va a la exportación yo tengo aquí una planta, yo le puedo extraer líquidos, etano, gasolinas. Eso ya no paga regalías.

EPeN: Si en el punto de transferencia de custodia mide 1.100 calorías por millar de pies cúbicos, ¿YPFB paga regalías por esa energía?
LAS: Sí, yo le pago por 1.100. Se utiliza el precio dependiendo el mercado si es interno o externo (para el pago de regalías e IDH).

EPeN: Una vez que define el Estado los costos de producción de plásticos, ¿tendrá una política para establecer reglas de juego claras con la debida anticipación para que la empresa privada nacional o internacional pueda proyectar inversiones que utilicen los productos que salgan de las plantas de etileno-polietileno y propileno- polipropileno, de modo que cuando éstas entren en operación, también lo hagan simultáneamente esas fábricas derivadas? ¿Esos convenios deben firmarse con anticipación?
LAS: Claro que sí, el concepto de propileno- polipropileno y etileno-polietileno es eso. Trabajar en forma paralela. La planta de propileno-polipropileno es del tamaño de un celular y las plantas que se van a instalar alrededor de este celular es del tamaño de esta mesa (ejemplifica).Esa es la relación. Entonces estamos dentro de ese estudio que ha hecho Tecnimont.
Como Ministerio estamos trabajando para firmar convenios con el ministro de Corea. Ellos tienen mucho interés como Samsung, Hyundai, Kia, Daewoo y otras. Tenemos también que licitar las características de las plantas en función a las características de los pellets o los plásticos que ellos necesitan. Ha habido mucho interés de empresas rusas, coreanas y chinas de saber las características de los pellets para participar. A nivel nacional lo propio.
Antes el Presidente le hizo una propuesta a la Gobernación para ser socios de la petroquímica o proyectos energéticos. Que lo sean. Yo pienso que antes de lanzar haremos conocer, si ellos quieren participar o después de la licitación, los estudios que tenemos para hacer una propuesta de sociedad o porcentajes.

EPeN: En 2010 el Gobierno dictó el gasolinazo para evitar el gasto del subsidio. Ahora el petróleo está a menos de 30 dólares por barril. ¿No es el momento de eliminar el decreto que mantiene el precio de 27.11 sin que tenga efecto en la sociedad?
LAS: Cómo dejamos de subsidiar. Le pongo un ejemplo: cambio la matriz de gasolina a GNV, ampliación de refinerías, aumento de producción, básicamente en gasolina. En diesel el Presidente ha anunciado que va a convertir la matriz energética de los transportistas el equipo pesado de diesel a GNL.
Estamos trabajando con la federación de transporte para ver las mejores opciones para que los vehículos de transporte público interdepartamental pesado funcionen a GNL. Entonces lo que queremos es aumentar la producción, aumentar la capacidad de refinamiento, pero también todos nuestros vehículos que tengan el concepto GNV y  GNL.

EPeN: ¿Hay tecnología y tanques de GNL para vehículos pesados y de transporte?
LAS: Hemos estado en Rusia y en Corea. Todos los vehículos de transporte público son a GNL. Otro tema es el medio ambiente y la eficiencia es altísima. Todo el equipo pesado, tractores, orugas, retroexcavadoras son a GNL. Es uno de los temas que trabajaremos con Gazprom.

EPeN: La ley de desarrollo sostenible del sector hidrocarburos dispone que YPFB publique semestralmente toda la información de costos recuperables y el cálculo de la determinación de la participación de YPFB y las empresas petroleras de los beneficios, específicamente de la información relacionada a los Anexos D, F, G, entre los que se incluyen costos de personal, movilización, transporte, etc. ¿Hay alguna norma que le ha exceptuado o liberado a YPFB de publicar estos datos?
LAS: No. Debería publicar. Yo tengo información que me la ha mandado a mí. Le voy a pedir mañana que la publiquen en los próximos días. Ya hemos cerrado varias auditorías, ya hemos conciliado muchas cuentas, prácticamente hemos saldado todo. No sé los volúmenes por concepto de costos recuperables. Los conozco pero no quisiera darle estos números, pero yo le hago llegar toda la información a través de Juan Carlos.
Tal vez una presentación más resumida, porque son tomos, de tomos y tomos. Pero tengo la presentación que resume todo eso.
Es decir, por costos recuperables de un año “X”, por ejemplo, los costos recuperables de 2006 a 2010 se han saneado, se ha cancelado; después de la auditoría tenemos dos años para conciliar. Algunos años están en ese margen de tiempo. Pero no todo es costos recuperables. Los costos recuperables son el pozo que yo he perforado en Margarita, tengo que amortizar en cinco años y esa amortización me da la titularidad del pozo. Ductos son siete, plantas son diez. Es sólo un ejemplo.
A lo que quiero llegar es que el campo San Alberto un 80 a 90% es del Estado boliviano. Es decir no es que los costos recuperables es por cualquier cosa, sino en gran parte todas las inversiones las amortizamos y eso en pocos años es nuestro.
La otra parte son los gastos, como el pago de salarios, transporte, logística, estudios, viajes, todo eso. Pero tampoco es que se le paga por que se le paga. Hay un equipo que se llama la Gerencia Nacional de Fiscalización que tiene fiscales en todas las áreas, campos y proyectos, donde ellos verdaderamente fiscalizan si ese costo ha sido efectivo y si cumple tres variables: útil, utilizable y utilizado. Pero además verifica los volúmenes. Si la excavación va a ser diez metros y la hacen nueve, el fiscal hace una observación para que se pague de nueve y no de diez.
Eso es el trabajo minucioso de todos los días con todas las empresas petroleras a las que también les exigimos altísima eficiencia, porque los pozos en teoría deben ser perfectos, pero alguna maniobra, alguna mala operación dentro de lo normal se desvía, hasta eso les observamos y no les damos costos recuperables.
Entonces todos estos años ha  habido un trabajo día a día, ya tenemos procedimientos. Entonces los costos recuperables es gran parte la amortización que les estamos pagando por lo que han hecho, y la propiedad es nuestra, y les pagamos los gastos en función a la fiscalización diaria.
Yo he trabajado en los primeros años en esa unidad. Hasta el catering se controla. Hay manuales que dice que sólo debe comer la gente de operaciones y no las de servicio. Y si entra YPFB, firman.

 

Aún se está licitando auditorias petroleras

EPeN: Para el cálculo de las participaciones, está previsto en el Anexo F el cálculo del índice B o Beta. Se debe considerar las depreciaciones de inversiones anteriores al 1 de mayo de 2006, de la nacionalización. Estas inversiones anteriores a la nacionalización son las que debieron determinarse por las auditorías petroleras dispuestas en el artículo 4 del D.S. 28701. Esas auditorias las hizo el Ministerio de Hidrocarburos y debía derivarlas a YPFB para su aplicación. ¿Las derivó a YPFB?
LAS: Las ha derivado. Hay algunas auditorías que las estamos licitando.

EPeN: ¿Para las inversiones anteriores a la nacionalización?
LAS: Así es, hay algunos temas sin resolver. Ha habido muchos años que se ha dejado. Estamos licitando algunas, en otras estamos conciliando.

EPeN: ¿Ya se han mandado a YPFB esas auditorias?
LAS: Sí, a YPFB ya se han mandado.

EPeN: ¿Entonces esas auditorias y esos montos todavía están en conciliación, en verificación? ¿Los costos recuperables reconocidos mes a mes tienen carácter provisional o son definitivos?
LAS: Cuando les cancelamos después de las auditorias, de los dos años, eso es definitivo, ya no hay vuelta atrás.
EPeN: ¿Qué haría si no se ha terminado de conciliar ese valor de inversión antes de la nacionalización?
LAS: Eso ya está conciliado.

EPeN: En los mismos contratos, en la cláusula 8 del Anexo D, dice que a los dos años si no se hace la auditoria ya…
LAS: Le entendí mal la pregunta. Desde la nacionalización hasta el año 2012 todo ya está conciliado. Yo lo que le decía era de las auditorías por temas de comercialización. Yo pensé que esa era la pregunta. Por temas de comercialización antes de la nacionalización ha habido volúmenes que estaban en stock. Entonces estamos haciendo auditoría sobre esos volúmenes comercializados antes de la nacionalización.

EPeN: Nos referíamos a las auditorias petroleras con las que el Ministerio determinará las inversiones realizadas antes de la nacionalización. Esos montos se anotan en el Anexo G y a su vez son utilizados para calcular el Índice B. ¿Esos montos usted dice que ya están conciliados?
LAS: Hasta el 2012 me parece que sí. Toda esa información se la hago llegar. No sé hasta qué año pero todo el año 2006 hasta el 2011, 2012 está todo conciliado. No les debemos un peso. Pero se lo hago llegar a través de Juan Carlos.

EPeN: ¿Pero esas auditorias fueron derivadas a YPFB?
LAS: Sí.