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Manuel Filomeno / Enviado especial Santa Cruz

 

Las empresas petroleras incrementaron hasta en 100% sus costos recuperables entre 2009 y 2016, de acuerdo con el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, quien  participó en la clausura del X Congreso "Bolivia Gas y Energía 2017” que se realizó  en Santa Cruz.

 

"En el diagnóstico de la normativa de costos vigente, lo que se pudo observar fue que hay variabilidad de costos recuperables asociados a bienes, obras y servicios similares con  un incremento porcentual significativo del costo aprobado en relación al monto adjudicado, en algunos casos mayor al 100%”, explicó la autoridad.

 

Los costos recuperables son aquellos que reconoce el Estado a las petroleras. Incluyen gastos de personal, transporte, impuestos, tasas, seguros y otros.

 

 Además, mencionó que hay cambios y distorsión de los procedimientos contractuales a raíz de la falta de regulación, el abuso en la inclusión de  adendas,   y la ejecución de actividades de exploración y explotación en fechas y gestiones posteriores a las programadas.

 

El  Decreto Supremo  3278, promulgado el pasado 8 de agosto, fija una banda de precios para los costos recuperables de todas las empresas petroleras, incluyendo a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y sus subsidiarias, que servirá para corregir el incremento indiscriminado de los mismos.

 

"Por qué hacemos esto, porque la evolución del precio del petróleo y la relación que éste tenía con los costos de perforación no existe. En todo el mundo cuando cae el petróleo en 2009, caen los costos. Pero en Bolivia en los últimos años no tiene consecuencia la evolución de  los costos en otros países y eso hay que regularlo, y para eso es que hemos promulgado este decreto”, precisó Sánchez.

 

Añadió  que mediante esta norma se espera que se puedan optimizar los procesos en la industria petrolera, generando mayor eficiencia.

 

"Los resultados que esperamos son claros, ejecución oportuna, celeridad y eficiencia en la ejecución de los proyectos de exploración y explotación, cumplimiento de las actividades programadas, racionalización de los costos y esto nos va a dar resultados como la maximización de las utilidades, incremento de reservas y producción”, remarcó.

 

El decreto, dijo, no afecta  ningún contrato petrolero. "La seguridad jurídica va a ser del más alto nivel”, anotó.

 

El miércoles, durante el acto inaugural del X Congreso, la presidenta de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), Claudia Cronembold,  expresó la preocupación del sector  por los  decretos 3278 y  3277 (complementario al primero).  "Se ha puesto en evidencia legal los contratos petroleros generando una gran inquietud sobre la seguridad jurídica que tiene relación directa con nuestras inversiones”, puntualizó.

 

"Desde nuestra perspectiva, este hecho afectará la ejecución de inversiones futuras en el sector, imprescindibles para cumplir con los compromisos que tiene el país (…). Comprometidos como siempre con nuestro país, señor Vicepresidente, señor Ministro, les solicitamos un espacio de discusión para superar esta dificultad”, expresó en el auditorio del hotel Los Tajibos.

 

Al respecto Sánchez recordó que la reglamentación e implementación de la banda de precios será consensuada con los operadores privados y la Cámara del sector.

 

Brasil y Argentina aún dependerán de gas boliviano

 

Brasil y Argentina seguirán dependiendo del gas boliviano en el corto plazo, de acuerdo con los expertos; sin embargo, indican que en el mediano y largo plazo, la dependencia de estos mercados podría acabar.

 

Lucian Codeseira, socio de Hub Energy Consulting, indicó que, si bien se realizan fuertes inversiones en los campos de Vaca Muerta, la producción se estancó en el último año.

 

 Añadió que en el mediano plazo, Argentina podría pasar de importador a productor-exportador de gas; sin embargo, esto dependerá del contexto internacional y de las políticas que se adopten respecto a la demanda interna. "Actualmente el contexto, tanto externo como interno, no es muy prometedor, ya que el mercado del Gas Natural Licuado (GNL) está saturado por la producción de Estados Unidos, mientras que en el país los subsidios hacen poco atractivo el mercado interno, pero esperamos que estas situaciones cambien en el mediano plazo y se pueda avanzar en ese aspecto”, dijo.

 

El experto estimó que incluso en el escenario que las operaciones argentinas den frutos en el mediano plazo, éstas no podrán competir con el gas boliviano.

 

El director técnico de Gas Energy Brasil, Rivaldo Moreira, sostuvo por su parte que actualmente los yacimientos de Pre-Sal que tiene el vecino país han mejorado su producción, pero tienen problemas de distribución y transporte. "Los yacimientos de Pre-Sal tienen un desarrollo interesante, pero el transporte lo hace más caro en el sur del país, no pueden competir directamente con el gas boliviano, pero esta situación está siendo corregida y en los próximos cinco a siete años podría convertirse en una competencia”, remarcó.

 

 En su criterio Bolivia  debe prepararse para ofrecer buenos negocios a privados en el futuro.

 

Subastarán 100 áreas para impulsar inversiones

 

En los próximos meses, el Gobierno pondrá en subasta 100 áreas de exploración hidrocarburífera con el propósito de impulsar inversiones extranjeras en el sector, informó el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, durante la X Feria y Congreso de Gas & Energía de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE).

 

El plan de exploración considera  100 áreas distribuidas en todo el territorio. "En los próximos meses haremos una subasta de las áreas de exploración (…). Hoy estamos trabajando y haremos una subasta en los próximos meses para promocionar e impulsar e incentivar las inversiones extranjeras que nos ha dado muy buenos resultados en los últimos años”, dijo, según ANF.

 

 Catorce  áreas se encuentran en la zona Madre de Dios en el norte amazónico, 10 en el altiplano, 42 en el sector subandino Sur (Tarija), 30 áreas están en  la  zona subandina del centro y llanura beniana, además de pie de monte, y cinco en la llanura de Santa Cruz.

 

Mencionó que 35 proyectos de exploración tienen reservas estimadas en aproximadamente 37 Trillones de Pies Cúbicos (TCF). Sin embargo, indicó que de todo el paquete disponible se priorizarán 12 proyectos que entrarán en producción antes de  2020 y que se estima tienen reservas por 17,88 TCF, para lo cual se requerirá   optimizar los tiempos.

 

También destacó la agilidad en  los procesos de categorización, consulta, participación y evaluación ambiental. "La licencia ambiental nos llevaba 390 días. Hoy  toma 195 días, el reto es 90 días”, manifestó la autoridad.