El presidente de YPFB espera revertir la tendencia de caída del gas entre 2025 y 2026. Reconoce una deuda con las petroleras y admite la paralización de la planta de úrea para vender gas a Argentina.
El presidente de YPFB, Armin Dorgathen, reconoce la caída en la producción de gas por falta de exploración, anuncia proyectos desde este año y espera que la tendencia de caída se revierta entre 2025 y 2026. Reconoce una deuda con las petroleras y admite que la planta de úrea se paralizará para hacerle mantenimiento y, así, aprovechar de vender el gas a mejor precio a Argentina en este invierno.
Dice que las denuncias de los exministros de Evo Morales buscan desestabilizar al Gobierno y denuncia que los surtidores están especulando y vendiendo combustible para el mercado paralelo.
Dorgathen es paceño, ingeniero petrolero titulado en la UPB de Cochabamba y tiene una maestría en reservorios realizada en Francia. Aquí el diálogo con Página Siete.
Bolivia era una potencia gasífera y ahora está importando más hidrocarburos que los que exporta. ¿Cómo hemos llegado a este punto?
Las causas van desde una Ley de Incentivos que sale del 2017 y que no funcionó, hasta que faltó hacer mayor cantidad de exploración. Sin embargo, el último año hemos tenido una renta petrolera superior a los últimos cinco o seis años, con más de dos mil millones de dólares, pese a que tuvimos una producción de gas inferior, lo cual es un logro que se debe a la negociación en la venta de gas, con lo que logramos casi 500 millones de dólares adicionales. Por otro lado, también tuvimos la guerra entre Rusia y Ucrania, que hizo subir bastante el precio de los combustibles. Obviamente, hay que hacer un trabajo, tenemos un plan de producción nacional. Lo primero es la exploración dentro de áreas que produzcan crudo y ya tuvimos el éxito exploratorio hace poco en Yope. El segundo tema es biodiésel, que deberíamos haber comenzado hace muchos años, pero comenzamos este año. Por otro lado, hicimos cambios logísticos porque antes se importaba por puntos que eran más caros, como Paraguay y Argentina, hoy lo estamos haciendo por Chile porque tenemos costos más bajos. De 10,4 bolivianos el litro hemos logrado bajar a 6,4.
¿Es cierto que podríamos terminar importando gas argentino usando el mismo gasoducto que era de ida?
Obviamente hay que explorar. Hablar de estudios y fundaciones que ven una curva y tratan de hacer una extrapolación para ver cuándo llega a cero y decir que ese año se acaba el gas, ésa no es una forma correcta. Lo sería si no hacemos nada, pero cada año uno va trabajando en proyectos de exploración, en trabajos de desarrollo, en proyectos de recuperación mejorada; por ejemplo, en un sistema de compresión que va a permitir recuperar más reservas. El trabajo que estamos haciendo justamente es para no tener que hacer esto, no tener que importar gas; por ahora estamos trabajando en hacer un plan exploratorio, obviamente tiene un factor de riesgo, pero trabajamos en diferentes cuencas.
¿En sus proyecciones cuándo sería el punto cero?
No se puede saber porque cada año hay un índice de reposición de reservas diferente y habrá una producción incremental. El objetivo que tenemos es que deje de bajar (la producción), y que para el año 2025-2026, tengamos ya un cambio de tendencia en la caída. Un proyecto exploratorio, para ponerlo en producción, lleva alrededor de cinco años más o menos. Es un proceso largo tener éxito.
¿Eso quiere decir que los 11 proyectos que anunció no se van a ejecutar este año, sino que solamente van a comenzar?
Comenzamos la ejecución este año. Algunos van a tener resultados este año como Yope, pero, el objetivo para nosotros es comenzar a perforar en esos 11 proyectos, porque ése es el hito importante, porque es un proceso largo hasta que el taladro comienza a perforar.
¿Cómo ha afectado esta caída de la producción en el erario público?
Estamos trabajando para que haya más gas y hemos trabajado muy duro para que la renta petrolera haya sido la más alta con menos gas y eso se debió a las negociaciones que tuvimos con Brasil, con Argentina. La planta de úrea nunca había vendido más de 100 millones de dólares, pero logramos 230 millones. Es decir, dentro de la caída que estamos viendo en la producción, hemos administrado de la mejor manera posible para tener la mayor cantidad de recursos.
Suponiendo que en tres años se revierta la curva, ¿el mercado no espera, no?
El mercado potencial para nosotros es el brasileño, en el que estamos enfocados. Argentina, entendemos totalmente que tiene un potencial gigante en Vaca Muerta, que ya lo están desarrollando, aparte que no es tan interesante porque es un precio subsidiado y es un precio estable. En cambio, en el mercado brasileño se puede ir a buscar diferentes precios, es un mercado mucho más dinámico, con un abanico de opciones.
¿Por qué no se certificó reservas en los últimos seis años, pese a la exigencia de la ley y cómo se hará el proceso este año?
La licitación ya está avanzada. Por qué no se hizo en los años pasados, antes de que yo entre, no sé. Durante nuestra gestión estábamos con algunas restricciones por el covid, lo cual hizo que las empresas no participen o que no se puedan realizar los viajes; sin embargo, este año ya pudimos lanzar el proceso.
¿En cuánto están las reservas actualmente y el potencial cuál es para los 11 proyectos?
El último dato que tenemos al 2018 es 8,9 (TCF) de reservas.
¿Cuál va a ser la relación con las empresas petroleras? Están exigiendo una nueva Ley de Hidrocarburos que les dé seguridad e incentivos para invertir.
Los cambios normativos van más del lado del Ministerio de Hidrocarburos; sin embargo, en lo personal, pienso que, si una Ley del Oro, que puede traer muchos beneficios al país, tuvo tantos problemas para ser aprobada, no me quiero imaginar una ley de hidrocarburos. Entonces, no veo que se viabilice porque a veces la oposición no es constructiva, es dañina. Personalmente lo veo un poco complejo el tema de que se pueda modificar; sin embargo, crear incentivos para que haya mayor inversión es algo que se puede hacer y esto se hace a través del mercado. Por ejemplo, para Brasil es un incentivo interesante que ya exista toda la infraestructura; o el hecho de ir en conjunto con YPFB, que recién está tomando el toro por las astas en la exploración, de que pueda haber alguna simbiosis, alguna sociedad entre empresas privadas y YPFB para encarar proyectos. Somos uno de los países que más seguridad jurídica da, porque para explorar un área hay una ley, que impide ser ágiles. La idea es buscar mecanismos para perforar de forma más ágil y que sea más fácil otorgarle el área conjuntamente (a una privada) con YPFB.
¿Por qué las empresas petroleras han dejado de explorar? ¿La nacionalización ha influido?
La nacionalización sacó de la pobreza a muchísima gente. Hay una etapa posterior, hacia el año 2016, cuando las empresas privadas comienzan a invertir un poco en exploración y YPFB es la que se queda sin poder invertir lo suficiente en exploración. Se necesita que ambas, tanto la empresa pública como la empresa privada, puedan ir en conjunto. Esta situación no se llegó a crear hacia el año 2016-2017, se sacaron algunas leyes de incentivos que no tuvieron el efecto esperado; obtuvimos algunos resultados negativos en exploración que debieron haberse tomado como resultados negativos para entender mejor la cuenca y no tratar de darle un resultado positivo como fue el caso de Boyui. Sin embargo, ahorita estamos trayendo nuevas operadoras. YPF va a comenzar un proyecto en diciembre, Canacol ya firmó varios contratos, Petrobras va a invertir en exploración y con Repsol estamos en negociaciones.
¿Los 11 proyectos que usted ha presentado son de exclusiva responsabilidad de YPFB?
Sí, de YPFB.
¿Existe dinero para encarar esta inversión tomando en cuenta que hay escasez de fondos en el Estado?
Sí, tenemos el dinero para hacer los trabajos y lo estamos ejecutando. Estamos con tres proyectos. Estamos con Yope, luego el taladro sale de Yope, se va a Chané; estamos perforando el Yarará X2, en Mayaya; vamos a comenzar Iñau y Yapucaiti dentro de poco. Los proyectos ya están listos, muchos de los proyectos ya están incluso adjudicados, algunos ya están en obras civiles, otros ya están perforando, así que estamos en plena ejecución. No es papel.
Mientras estos proyectos no den frutos, seguimos importando líquidos. ¿Es suficiente lo que se importa? ¿Por qué la gente se queja del desabastecimiento?
Hay un tema especulativo muy fuerte. Desgraciadamente, en Bolivia estamos con el combustible subvencionado y hay personas que cargaban el combustible y se lo llevaban a la frontera. A raíz de eso se crean unos decretos supremos y ya no hay NIT 0, no puedes cargar el combustible sin decir tu nombre, limitadamente y tienes que ser mayor de edad. Se restringe a 120 litros, pero si necesitas más combustible, está la ANH, está YPFB, te registras y puedes sacar incluso de planta el combustible, pero no para actividades ilícitas, porque están llevando para contrabando, minería ilegal y narcotráfico. Ahora estamos despachando casi 100 mil litros por encima del promedio a Santa Cruz, hemos incrementado para que todo esté normal. Ya es un tema especulativo seguir diciendo que los PumaKatari no van a funcionar porque no hay combustible, es mentira. Estamos con el combustible normal desde hace mucho tiempo atrás.
Sin embargo, Asosur dijo que se ha bajado en comparación al mismo periodo del año pasado de 20.000 a 12.000 metros cúbicos, ¿eso es verdad?
Hablamos con Asosur, le dijimos por qué están sacando este tipo de información, que les vamos a mandar de verdad los 12.000 y ahí dijeron “no, no, no”. Pero hay estaciones de servicio que tienen otro negocio, que se ve, no hay gasolina, pero al frente están vendiendo, esto lo vemos en las carreteras.
¿Las mismas estaciones están haciendo esa venta paralela?
No la misma estación, pero la estación a quien le está vendiendo, si estamos viendo que el combustible está al frente. Esto ya lo hablamos con Asosur, nos dicen “no nos metan a todos”, pero hay estaciones de servicio que están especulando porque están viendo que les estamos dañando el negocio paralelo que tenían.
Exministros de Evo señalan que se está importando menos porque YPFB no puede pagar una deuda de 800 millones de dólares a una importadora. ¿Qué puede decir al respecto?
Son datos que están tirados de los cabellos. Nosotros pagamos a 90 días, pero nunca ha llegado ni a acercarse a los 800 millones. Estamos dentro de los contratos, que son prepago a 60 días y pospago a 90 días, y siempre va a haber deudas flotantes; sin embargo, nunca hemos tenido ese tipo de deudas. Había denuncias de sobreimportación del combustible contra mi persona como si yo definiera cuándo se importa en el país. Eso se define en un comité de producción y demanda y la ANH saca resoluciones sobre cuánto debe YPFB importar por mes. Son denuncias políticas que buscan el interés de algunas personas que intentan claramente desestabilizar al Gobierno.
Pero, la sobreimportación es real porque va al contrabando, a los chutos, a la minería ilegal…
Pero siempre ha habido eso.
¿Es cierto que la minera San Cristóbal importa a menor precio que YPFB?
Son temas incorrectos. La subida en el precio de los combustibles es porque hubo una guerra entre Rusia y Ucrania. Comparar el precio de importación de un privado con el precio de importación de un público es totalmente diferente porque nosotros tenemos procedimientos más complejos y pagamos a 60 y 90 días; exigimos un montón de requisitos a las empresas para la importación de combustibles como boletas de garantía. El privado, todo lo contrario, recibe, paga y más bien ellos dan boleta de garantía. Y, los precios que ponen en la denuncia comparados con los precios que nosotros hemos importado son iguales o menores que el precio que ellos ponen en las mineras. Y del punto de importación más barato que es Arica, importo muchísimo más barato que las mineras, pero yo tengo un costo financiero de 90 días de pago.
¿Un fiado?
Es un fiado y sin boleta de garantía.
¿Por qué no se licita si es una compra tan grande?
Sí, se hace una comparación de ofertas. Estamos regidos por el Decreto Supremo 29506, donde el nombre suena mal, que es contratación directa, pero no es una contratación de “yo te elijo a vos para que me des combustible”; nosotros pedimos a una base de más de 100 proveedores, nos entregan propuestas y elegimos el precio más bajo.
¿Cuántas importadoras o intermediarias hay o sólo es Trafigura como señala la denuncia?
Son varias, tenemos desde empresas estatales como Petroperú, Petropar, Copec, tenemos Enex, Montealegre, Trafigura, Vitol.
¿Es verdad que le deben 150 millones de dólares a las petroleras, pese a que Argentina sí paga a YPFB?
Tuvimos un desfase por una deuda de Argentina, que no nos pagó durante mucho tiempo, aunque estuvimos tratando siempre de ponernos a la par. Tenemos una deuda flotante tanto en el pago del contrato de Argentina como también nosotros en el pago a las operadoras; sin embargo, les hemos ofrecido otros mecanismos para que sigan las operaciones, como algunos otros pagos adicionales mientras pagamos el tema de Argentina.
¿Cuánto les deben?
No tengo el dato preciso, pero es un monto por ahí (150 millones de dólares); hemos hablado con todas las operadoras, todas han entendido cuál es la situación y esto seguramente en los próximos meses se va a resolver.
¿Es cierto que la planta de úrea otra vez está paralizada?
Tenemos que programar mantenimientos e hicimos lo que es inteligente comercialmente, pararla en invierno porque podemos vender el gas a Argentina a un precio mucho mejor. Vimos un estudio de mercado y el precio de la úrea está más bajo; entonces, hoy nos conviene vender gas con premio en invierno, entonces aprovechamos para hacer el mantenimiento.
¿Por cuánto tiempo va a estar paralizada?
Entiendo que son 45 días aproximadamente.
“El trabajo exploratorio que estamos haciendo justamente es para no tener que importar gas”.
“Personalmente lo veo un poco complejo que se pueda modificar (la Ley de Hidrocarburos)”.
Sobre la paralización de la planta de úrea: “Hoy nos conviene vender gas con premio en invierno”.
Página Siete