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Luis Carlos Kinn |
Introducción
Se
están dando las condiciones para que la nueva
versión de YPFB sea el estandarte del desarrollo del
país en el siglo XXI.
Pero
también se están dando ciertas rivalidades entre
regiones y entre bolivianos, más que todo por falta
de información y por falta de análisis objetivo
sobre el tema en cuestion.
En
el proyecto de Ley de Hidrocarburos que se está
debatiendo en la Cámara de Diputados, ya se ha
aprobado en detalle un articulo –el Artículo 21-
mediante el cual YPFB recupera la capacidad legal
para asumir nuevamente un rol protagónico en todas
las actividades hidrocarburíferas: la ejecución de
la política nacional de hidrocarburos mediante dos
unidades:
1.
La
Unidad Administradora y Fiscalizadora
2.
La
Unidad Operadora.
¿Cómo se pondrán en actividad estas dos unidades?.
Especialmente: ¿cuáles deberán ser los pasos
iniciales para que esta segunda unidad –la Unidad
Operadora- no sea “de papel”, si no que tenga una
trascendencia inmediata en el campo operativo?.
A
continuación se presentan algunas reflexiones para
contribuir al esclarecimiento de este tema.
También planteamos un primer esbozo de estructura de
la nueva YPFB para evitar más conflictos entre
bolivianos y darle al país a través de este
renacimiento la posibilidad de potenciar las
llamadas “ciudades intermedias” como lo son Camiri,
Villamontes y Yacuiba (ver Anexo 3).
La Unidad Administradora y
Fiscalizadora
Luego de la capitalización, de la privatización de
las refinerías y otras reformas del sector
realizadas a partir del año 1995, el YPFB residual
que existe perdió su capacidad operadora pero
mantuvo su estructura para fiscalizar y administrar
los contratos con las empresas privadas, por ello
es una buena base para la nueva Unidad
Administradora y Fiscalizadora: prácticamente es eso
lo que el YPFB residual ha estado haciendo bajo la
ley 1689. Tanto su estructura organizativa; su
infraestructura física y su personal están
enmarcados y están ejecutando la mayoría de las
funciones requeridas en el Art. 21 para esta unidad.
Es
necesario acentuar la necesidad de mayor apoyo
presupuestario para equipamiento y especialización
del personal, con el objetivo de que - desde el
punto de vista técnico- esté a la par con el nivel
técnico del personal de las empresas internacionales
a las cuales debe fiscalizar y administrar.
Queda sin embargo por definir la parte productiva y
operadora del nuevo YPFB que será el brazo
productivo del Estado Boliviano en el sector de la
Energía.
La Unidad Operadora
Al ser el resultado de
un paulatino desmembramiento de la empresa durante
los años 1990, el YPFB residual no está preparado
para ser la base de la nueva Unidad Operadora, ni
desde el punto de vista organizativo ni desde el
punto de vista del personal existente. Por lo tanto
esta nueva unidad debe prácticamente prepararse
desde cero, desde el punto de vista institucional,
organizativo y operativo.
La
organización institucional de la Unidad Operadora
debe obedecer a sus principales objetivos de
operación. Si bien desde el punto de vista legal
esta nueva unidad tiene la potestad de encarar
cualquiera de las actividades de la cadena
hidocarburífera, por si sola o en participación
desde la exploración hasta la industrialización.
Mediante dicho articulo se da paso a la refundación
de YPFB; y se dispone en sociedades de economía
mixta o privada, desde el punto de vista de la
actual coyuntura nacional e internacional del sector
energético, la Unidad Operadora debe priorizar las
actividades a realizar en lo inmediato, y planificar
su evolución para el mediano y el largo plazo.
La
Unidad Operadora de YPFB debe definir claramente su
papel inicial y cumplir de la mejor manera posible
con las responsabilidades que le corresponde en
estos momentos.
Análisis de las
actividades inmediatas
A
continuación se presenta un análisis de la posible
participación de la Unidad Operadora en cada una de
las actividades del sector de hidrocarburos.
1.
Exploración:
¿Debe la nueva Unidad Operadora encarar en lo
inmediato operaciones de exploración?.
a)
Gas:
dadas las grandes reservas de gas sin mercado que
actualmente tenemos en nuestro país, no es
conveniente que –en esta etapa inicial- la Unidad
Operadora encare proyectos exploratorios en búsqueda
de mayor reservas de gas.
Sin
embargo no debe descartarse que a futuro y asumiendo
un escenario positivo de la expansión de la oferta
de gas boliviano en el Cono Sur y del inicio de
grandes proyectos de industrialización, que YPFB
retome las operaciones de Exploración. De
preferencia mediante acuerdos que compartan riesgos
con grandes operadores internacionales.
b)
Petróleo :
sin duda nuestro país necesita producir más petróleo
para poder producir mas diesel y así depender menos
de la importación del mismo. Pero: ¿Cuan riesgoso es
realizar operaciones de exploración en búsqueda de
petróleo en nuestro país?, ¿Hasta que punto puede la
Unidad Operativa –teniendo como únicos recursos para
esa actividad los 700 millones de las acciones de
las capitalizadas que le serán traspasadas- asumir
riesgos exploratorios elevados?. Para dar una
respuesta a esas interrogantes, basta ver que las
mismas empresas privadas –desde 1997 hasta la fecha-
han invertido poco en proyectos exploratorios de
petróleo, pues en la zona tradicional (la
zona donde ya existe información previa) no hay
muchas chances de encontrar reservas grandes de
petróleo; son zonas predominantemente gasíferas. Y
en las zonas donde hay potencial para grandes
reservas – las zonas no tradicionales – el
riesgo es demasiado elevado. Por lo tanto, en sus
primeros años de vida, no sería aconsejable que la
UP de YPFB arriesgue los pocos fondos que dispondrá,
en proyectos de alto riesgo en búsqueda de petróleo.
No se deben asumir riesgos elevados con dichos
fondos.
De
nuevo, asumiendo un despegue positivo de la nueva
empresa y del mercado, es posible que a mediano
plazo YPFB pueda retomar esta actividad.
2. Explotación:
Para realizar esta actividad, son indispensables dos
elementos: el personal altamente calificado
necesario y un campo con reservas probadas.
Personal: La
explotación eficiente y segura de un campo de
hidrocarburos necesita de un personal altamente
capacitado y actualizado. Parte del personal podría
provenir del YPFB residual, pero prácticamente abría
que asumir que se partiría de cero. Y es necesario
tener en cuenta que, dada la alta demanda a nivel
local y mundial de ese personal altamente
calificado, el nivel salarial es determinante para
captar -o para retener una vez de haberlo formado-
ese nivel de personal. Y he aquí un problema de
inicio: con los relativamente bajos niveles
salariales del sector publico, será muy difícil
obtener y mantener el personal necesario. Este es un
problema que debe ser resuelto.
Campo con reservas.
En cuanto al campo con reservas probadas, ya se vio
en el anterior que no es conveniente que -en sus
primeros años- el nuevo YPFB pase por el proceso
normal de primero hacer la exploración y luego el
desarrollo y operación del campo, es decir la
explotación. Además por esa vía se necesitarían por
lo menos 5 años para llegar a la fase operativa.
Al
momento los campos con reservas probadas que están
en manos de YPFB son campos marginales, pequeños,
sin interés económico, que han sido devueltos por
las empresas privadas al Estado. Definitivamente, la
nueva Unidad Operadora de YPFB no puede basar su
actividad de explotación en dichos campos. Existen
las siguientes alternativas:
La
Unidad Operadora se asocia logrando las funciones de
operadora- con alguna de las empresas privadas en
la explotación de algunos de los campos importantes
en actual explotación.
Es
de prever que algo así no se pueda lograr en los
primeros años, por lo menos no antes de que la nueva
Unidad Operadora se estructure y demuestre una
operación altamente profesional.
YPFB
adquiere (mediante compra, intercambio o algún otro
tipo de negociación) alguno de los campos con
reservas importantes en actual producción, y en base
a la explotación de dicho campo se forma el nuevo
YPFB operador.
Una
opción a analizar -de gran importancia para el
arranque operativo de esta unidad- es la de que el
Estado negocie la compra un campo con volúmenes
considerables de petróleo remanente. Mediante
métodos de recuperación secundaria -y con los altos
precios del petróleo que permiten aplicación de
tecnología de punta para recuperación mejorada- se
puede iniciar la actividad operativa y armar la
empresa.
Lo
anterior iría con varias líneas de oportunidades:
dar base al desarrollo operativo del nuevo YPFB en
un yacimiento con volúmenes importantes de petróleo
remanentes; incrementar la producción de petróleo
para el mercado interno (alto contenido en diesel);
utilizar el valor agregado de la cultura petrolera y
de la mano de obra calificada existente en dicha
ciudad.
·
Desarrollar, a bajo riesgo, el potencial de reservas
de gas a mayores profundidades (ver Anexo 1).
Apuntar a futuros grandes proyectos de
industrialización del gas para la exportación, pues
su ubicación geográfica en plena zona de grandes
reservas de gas, abarataría el costo de transporte
del gas. Además, dado de que existe un gasoducto
directo desde Camiri hasta Cochabamba, ese derecho
de vía estaría expedito para un ducto de líquidos
que conecte Camiri, Villamontes y Yacuiba a la línea
de exportación de líquidos por Arica (ver Anexo 2).
De cualquier otra
manera, sin un campo con reservas, la nueva Unidad
Operadora no pasará de ser una unidad de papel. La
calidad de operar en la explotación de campos
hirocarburiferos pasa imprescindiblemente por la
ejecución de operaciones de explotación de un campo.
Y el camino para estructurar la principal empresa
del país del siglo XXI, con el objetivo de lograr
una empresa altamente eficiente y de primer nivel
profesional, es largo y debe empezar cuanto antes.
3) Transporte:
De
todas las actividades de la cadena, la de transporte
es la de menos riesgo, y de una rentabilidad
bastante aceptable y estable. Y en nuestro país es
una de las más estratégicas, pues indirectamente
determina quienes tienen más posibilidades de venta
de gas y quienes no, aparte de también ser
determinante en la decisión de si se realizan o no
determinados proyectos en base al gas. Este sector
actualmente goza de ciertos beneficios de cuasi-monopolios
para el mercado interno. Algo similar sucede con la
exportación pues el transporte de gas desde Santa
Cruz hasta la frontera con Brasil está en manos de
GTB, y como GTB tiene un contrato “take or pay” y
“deliver or pay” con Petrobras (contratos que dan
prioridad al gas de Petrobras), en los hechos
Petrobras tiene un cuasi-monopolio de dicho
gasoducto: si un usuario quiere transportar gas
hasta Puerto Suárez, podrá hacerlo mientras
Petrobras no necesite su capacidad contratada. Tan
pronto que lo necesite, dicho usuario queda fuera. Y
eso puede frenar inversiones para emprendimientos
en la frontera, tal como el caso de la planta de
urea de una empresa china. O también dicho usuario
podrá tener transporte asegurado para su gas cuando
convenga a los intereses de Petrobras y del Brasil,
tal como es el caso del gas para la planta de la CRE
en Puerto Suárez, y para las plantas futuras de CRE
y su socia brasilera en Puerto Suárez y Corumba.
Teniendo en cuanta que -por lo menos en la primera
mitad de este siglo- el mercado regional (Brasil,
Argentina, e indirectamente Uruguay y Chile) será el
principal mercado de exportación de gas, YPFB
necesita posicionarse en dicho mercado, y si no
asegura cierta capacidad de transporte en firme no
tendrá opción de entrar. Al tener capacidad de
transporte asegurada, eso también le permitirá a
YPFB poder buscar sus propios mercados de gas en el
Brasil.
Obviamente que se deben respetar en forma y fondo
los acuerdos que se tienen con el Gobierno de Brasil
a través de Petrobras para que las obligaciones Take-or-Pay
y Deliver-or Pay del acuerdo entre ambos países se
adapten a esta nueva realidad del país.
Una
forma de resolver la situación puede ser que para
cualquier ampliación de la capacidad de transporte
de los ductos ya instalados (“looping” o nuevos
ductos), por norma legal, le corresponda a YPFB
mínimo un 51% de dicha expansión. En tal caso YPFB
debería buscar los fondos respectivos, posiblemente
a través de “Joint Ventures” y esquemas “Project
Finance”.
También es necesario ver los mecanismos mediante los
cuales YPFB pueda asegurar cierta capacidad de
transporte en firme en el nuevo gasoducto que se
construirá en el norte argentino, y mediante el cual
se exportarán los 20 millones de MCD adicionales a
la Argentina. Eso le permitirá a YPFB buscar sus
propios mercados en Argentina. De otra manera, lo
más probable es que los principales financiadores de
dicho gasoducto –Petrobras y Repsol- contraten la
totalidad ( o gran parte de ella) de la capacidad de
transporte y tengan control sobre quien exporta y
quien no.
4)
Refinación:
Para
el petróleo que sea de YPFB la refinación se podría
encarar como un servicio que las refinadoras prestan
al dueño del petróleo para separar el petróleo en
sus diferentes componentes (diesel, gasolina, jet
fuel, kerosén,...) y por el cual reciben un pago
(margen de refinación). Lo determinante en el precio
final al consumidor de los combustibles es quién es
el dueño de la materia prima – el petróleo- pues es
a partir de allí que se arma dicho precio.
Es
importante tener en cuenta lo anterior para las
negociaciones que se puedan tener con Petrobras con
relación a las refinerías.
En
todo caso, desde el punto de vista país y su
mercadeo interno, es de mucha importancia el evitar
el casi-monopolio en cualquiera de los sectores. Por
ello, en refinación, YPFB debería hacer Joint
Venture con Petrobras o negociar la recompra de por
lo menos una de sus dos refinerías, para tener bajo
mayor control estratégico los precios y la
producción de combustibles para el mercado interno.
5) Comercialización:
Mercado Interno:
La
comercialización en el mercado interno,
especialmente para los productos derivados de los
hidrocarburos, debe ser otro de los sectores
estratégicos del Estado, para mantener el
abastecimiento estable en todo el territorio
nacional a precios acordes a la economía nacional y
de acuerdo a política estatal. Tenemos que aceptar
que nuestra deficiente infraestructura caminera;
nuestra parque vehicular de segunda mano; y nuestros
elevados costos de transporte para la exportación,
especialmente de productos del agro, no permitirían
una desregulación de los precios de los
combustibles. La economía boliviana sucumbiría en
caso de tal desregulación. Se necesita un control
estatal de este sector. Para ese objetivo es clave
el control de la distribución mayorista. Otra de las
ventajas claves del control por parte del Estado de
este sector es el de poder controlar mejor el
contrabando de combustibles: se tendría control
sobre la mayoría de los vehículos autorizados para
el transporte masivo de combustibles, pues serían de
YPFB, y no como al momento. Con ello se le quitaría
la gran capacidad de movilización que al momento
tiene el contrabando.
La
Unidad Operadora debe recuperar la distribución
mayorista en todo el territorio nacional.
Mercado Externo:
En
base a la recuperación de la propiedad, YPFB será
dueño de por lo menos el 50% del gas que se produzca
en el país. Y teóricamente podrá, si lo desea,
comercializar ese gas por sus cuenta. Debemos ser
realistas en cuanto al mercado externo. La
exportación a México y EEUU no se dará, por lo menos
en el corto plazo, por diferentes motivos y
especialmente por el motivo histórico con Chile. Nos
quedan los mercados regionales: un gran mercado
donde Brasil y Argentina, dos grandes consumidores
de gas - y a través de ellos Chile y Uruguay-
dependen en gran medida de la exportación que
Bolivia les haga de su gas. Pero también es
necesario reconocer que los principales compradores
del gas boliviano en esos dos países, son
precisamente los dos más grandes productores en
nuestro país, Petrobras y Repsol, y es lógico y
legitimo que dichas empresas den prioridad a la
venta de su propia producción de gas en Bolivia. Van
a proteger sus mercados. Entonces, es muy difícil
que YPFB, para su propia producción o para la
producción que le corresponda bajo los contratos de
producción compartida, pueda fácilmente hacerse
espacios –por si sola- en los mercados de Brasil y
Argentina. Lo más previsible es que la parte de YPFB
del gas que se produzca sea vendida mediante los
contratos de Petrobras y Repsol, en los cuales YPFB
funge como agregador actualmente.
En
cuanto a los líquidos que le correspondan a YPFB
(petróleo y condensado), es mas fácil realizar la
comercialización de estos productos por Arica, pues
su demanda está en continua alza en cualquier parte
del mundo.
6)
Industrialización:
Dado
que la Unidad de Operación de YPFB, - para la
producción que se genere bajo los nuevos Contratos
de Producción Compartida- tendrá la opción de
recibir, a su elección, en especie el 50% del gas (
o de los líquidos) que se produzca bajo dichos
contratos (el otro 50% será entregado a las empresas
en libre disponibilidad para permitirle recuperar su
inversión, pagar sus operaciones y tener su
utilidad), esta opción le abre para esta Unidad
Operadora un panorama excepcional en cuanto a
fortalecimiento financiero: si se tienen asegurados,
bajo dichos contratos, la propiedad del 50% de la
producción futura; las reservas probadas; la
capacidad productiva y la capacidad de transporte,
YPFB puede utilizar el flujo futuro de parte de su
gas como su aporte para procesos de
industrialización, y así conseguir socios
estratégicos que aporten con el capital de inversión
y la tecnología. Es esta, precisamente, la figura
que Qatar está empleando actualmente para sus
grandes proyectos de transformación del gas en
diesel (1 gran planta de 35,000 barriles al día que
será entregada el 2005; 3 en contracción proceso de
selección de proveedores y 4 en estudios de
ingeniería). Sólo uno de los proyectos de Qatar, el
de la compañía Shell, para una planta de 160.000 BPD,
está invirtiendo en ese país 5.000 millones de
dólares: casi el doble de lo invertido en Bolivia en
upstream desde 1997. Qatar aporta solo el gas y
tiene el 50% de la empresa.
Lo
mismo se puede dar para otros proyectos de
industrialización como metanol, DME, petroquímica y
sobretodo de manera inmediata, los de generación de
energía eléctrica para la exportación, para
consolidar el Sistema Interconectado Nacional con la
inclusión de Tarija y para la exportación en el Cono
Sur.
El
valor presente neto de la producción de gas que
podrá disponer el Estado boliviano en los próximos
años le permite un fortalecimiento financiero
muchísimo más grande que el la transferencia de los
700 millones de las acciones de los fondos de las
empresas capitalizadas.
De
entrada, y para iniciar con paso firme su actividad
en la industrialización, YPFB dar prioridad y debe
ser parte de los proyectos de GTL para proveer
diesel al mercado interno, y así eliminar la
importación del mismo y sus consiguientes problemas
(fuga de divisas, dependencia energética,...).
Conclusiones
En
base al anterior análisis se pueden sacar las
siguientes conclusiones:
En
el futuro sin embargo, y asumiendo que la nueva YPFB
logre tener las espaldas financieras necesarias, no
se deberá excluir que la empresa retome esta
actividad bajo esquemas de compartir riesgo con
operadores internacionales.
-
En la actividad de explotación la Unidad
Operadora de YPFB, para poder iniciar sus
operaciones como operadora, y poder crecer como
empresa, debe realizar las negociaciones y
tramites necesarios para lograr la operación de
un campo con reservas importantes.
-
Dada la actual coyuntura de enormes reservas de
gas en nuestro país; dada nuestra necesidad de
mayor producción de diesel, y dado el gran
potencial para productos de industrialización
que existe en el mundo, la Unidad de Operación
de YPFB debe orientarse principalmente a este
rubro. Es un cambio de paradigma: dirigir el
nuevo YPFB a una actividad operativa orientada a
lo que más tenemos (el gas); orientada a lo que
más necesita el país en materia de
hidrocarburos, (la producción de diesel);
orientada a la actividad que mayores beneficios
deje a todo el país, (la industrialización del
gas); y orientada a la actividad que tienen el
mayor potencial de crecimiento y de exportación:
la exportación de productos energéticos con
valor agregado.
