El máximo ejecutivo de YPFB se refirió a la undécima adenda al contrato de suministro de gas natural boliviano al Brasil, y dijo que logró renegociar diferentes caudales adicionales y bases que permiten económicamente recuperar el costo del transporte. Esperan descubrir al menos dos campos hasta 2025 con 6 TCF.
El presidente de la estatal afirmó que están trabajando en un plan exploratorio agresivo, así como en nuevos contratos de gas natural, y están negociando los contratos actuales para lograr una mejor renta petrolera hasta el año 2025.
—¿Se ha firmado recientemente la undécima adenda con Petrobras, qué aspectos puede destacar con respecto a los precios y volúmenes de gas?
El GSA (Gas Supply Agreement, por sus siglas en inglés) con Petrobras es uno de los contratos más importantes que tenemos y tuvimos como Estado boliviano, porque permitió desarrollar la industria del gas natural en Bolivia, y también generó que este hidrocarburo en Brasil, sea el combustible que le permita desarrollarse.
En este marco, en su momento cuando se firmó este acuerdo, las fórmulas de venta de gas natural que se respetan en un contrato; tenemos aún volúmenes remanentes que cumplir; necesitamos renegociarlos para tener mayores recursos como país, ese fue el objetivo y la base para la renegociación.
Mantenemos los 20 MMmcd que tenemos comprometidos, logramos recuperar algo que se negocia durante el año 2020, donde se renegoció la disminución de 30 a 20 MMmcd y Bolivia pasa a pagar el transporte.
Ahí había un daño económico al país. Entonces en la undécima adenda logramos renegociar diferentes caudales adicionales y bases que nos permitan económicamente recuperar este costo de transporte.
—¿Cuánto significa para el país ese costo de transporte?
Estamos hablando de que se perdieron, hasta la fecha de suscripción de la adenda, alrededor de $us 120 millones y se iban a perder alrededor de $us 170 millones adicionales.
Estimamos poder recuperar alrededor de unos $us 260 millones de esas pérdidas.
—¿Los precios se mantienen, hay otras empresas interesadas en pagar más?
Evidentemente el trabajo que venimos realizando desde que ingresamos a YPFB desde el año 2020, fue buscar mejores precios y mercados para el gas natural, fue uno de nuestros objetivos y lo hemos logrado este año.
El precio histórico de gas natural anteriormente estaba de alrededor de los $us 11 por MMBTU, asumiendo un precio internacional del petróleo similar al que tenemos ahora, no es que el precio haya subido y por eso hemos alcanzado buenos precios.
El precio subió por las negociaciones que llevamos adelante nosotros, las mismas que nos permitieron vender en enero a $us 13,8, en febrero vender a $us 14,3 y en invierno hemos llegado a vender hasta en $us 21 por MMBTU, eso nos muestra la gestión que hemos estado realizando, en la búsqueda de nuevos mercados, algo que no se hacía antes, que era la venta Estado – Petrobras, Estado – IASA o Enarsa y manteníamos esos contratos.
Hoy se han buscado nuevas oportunidades que nos permitan renegociar nuestros contratos actuales y tener nuevos, día a día estamos firmando contratos con empresas brasileras, justamente con este objetivo de buscar mejores precios.
Evidentemente tenemos una fórmula, un contrato firmado en el año 1999, y en comercio internacional y como cualquier proveedor necesitamos mostrar certidumbre, nosotros somos una empresa seria y nos queremos mostrar así en el mercado brasilero y tenemos que cumplir un contrato que existe con Petrobras.
Sin embargo, buscar la forma de flexibilizar también nuestras entregas y vender este gas natural a otros mercados, que nos paguen un mejor precio, ese es el objetivo de esta adenda donde YPFB cumple y amplía su posición en el mercado brasilero, y se ve como un proveedor confiable, pero que, de igual manera busca mejores ingresos para el Estado boliviano.
—¿Los 20 MMmcd se mantienen porque es la máxima capacidad de venta?
Los 20 MMmcd los mantenemos, la capacidad va depender de cómo vayan variando los mercados, pero sí, el objetivo es no solo enviar estos 20 MMmcd al Brasil, sino también ver como ampliar esta provisión de gas natural a mercados privados que nos puedan pagar montos superiores, es una negociación que estamos trabajando, buscando las mejores oportunidades.
—¿Tiene el país la capacidad de comercializar la cantidad de volúmenes que pidan los mercados?
Estamos trabajando arduamente en un plan exploratorio, donde vamos a ver resultados de este plan en el año 2023.
El año pasado hicimos toda la planificación del plan de reactivación del upstream, que es un plan exploratorio bastante agresivo que tenemos como YPFB.
Este año hemos trabajado en toda la parte administrativa y comenzamos con las obras civiles para la construcción de caminos, y planchadas de varios proyectos. Durante el año 2023 vamos a estar perforando y comenzaremos a tener resultados exploratorios.
El objetivo es ese, aumentar nuestra capacidad de producción de gas natural, que evidentemente hace muchos años viene en declinación y, poder cambiar esa tendencia.
Entonces, el objetivo es que este plan tenga éxito y encontrar un par de campos que nos permitan incrementar la producción de gas natural y justamente para el año 2025, momento en que vamos a tener la oportunidad de negociar nuevos contratos con Argentina y Brasil, con privados, con el Estado y podamos tener una mayor disponibilidad de gas natural para llegar a este año.
—¿Cuál es la expectativa que se tiene a partir de estos proyectos, porque ya se tienen estudios?
Claro, cuando hablamos de un proyecto exploratorio, hablamos de proyectos que tienen riesgos, estamos hablando de que un pozo, tiene un 20 o 22 % de probabilidad de éxito.
Por ejemplo cuando superamos el 17% de probabilidad de éxito, ya lo consideramos un proyecto que puede estar dentro de la canasta, estamos hablando que la mayoría de nuestros proyectos tienen un 22 a 25% de probabilidad de éxito.
Estamos perforando varios proyectos, y como bolsa general estamos hablando de unos 5 o 6 TCF que pensamos que hasta el 2025 deberíamos poder encontrar, de acuerdo al plan y al riesgo que tiene cada proyecto.
No es que todos los proyectos sumen 6 TCF, no, es asumiendo que cada proyecto tiene un riesgo asociado que multiplicado nos sumaría un valor de reserva, en caso de encontrarse, como reserva probada de alrededor de 6 a 7 TCF.
PERFIL
Armin Ludwing Dorgathen Tapia. Es Ingeniero Petrolero graduado de la Universidad Privada Boliviana (UPB). Tiene una Maestría en Subterranean Reservoir of Energy: Hydrodynamics – Geology – Modeling en la Ecole Nationale Superieure de Geology en Nancy, Francia; y una especialidad en Reservoir Engineering en IFP en París, Francia; además es Master online en Gerenciamiento de Proyectos por la Universidad de Barcelona. Docente de Pregrado en la Universidad Privada Boliviana y Postgrado UAGRM e Inegas.Actualmente es presidente a.i de YPFB.
