El contrato con Brasil es el peor que firmó Bolivia
16/02/2019 - 07:41:43
El Deber.- Con un look descontra�do para aplacar el calor de Santa Cruz, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto S�nchez, atendi� las interrogantes m�s �lgidas que inquietan al negocio m�s importante del pa�s: la exportaci�n del gas. Tras firmar una adenda que par� las fricciones con Argentina, revel� que con Brasil se negocian cambios en la relaci�n contractual y critic� el actual contrato con el gigante sudamericano, vigente desde 1999. Tambi�n repas� la coyuntura global y habl� de biodi�sel.
Firmaron una adenda con Argentina que flexibiliza los env�os y nominaciones, �se har� lo mismo con Brasil?
No, Brasil quiere tomar un 120%, no quiere tomar el 100%, quiere m�s gas. Lo que se interpret� mal, y no fue una comunicaci�n oficial es que cuando concluya el contrato, en el 2024, Petrobras tiene la intenci�n de comprar gas solo para sus plantas, y no para comercializar. Eso es m�s o menos el 50% de los 30 millones de metros c�bicos de gas diarios (MMm3/d) del contrato. Los otros 15 MMm3/d los seguir�n consumiendo en Brasil.
La nueva estrategia de Bolivia es que YPFB venda a los empresarios. En un an�lisis integral, seguramente en el a�o 2023 o 2024, no venderemos 30 MMm3/d, sino 40 MMm3/d, pero a diferentes clientes, 15 MMm3/d a Petrobras y 20 o 25 MMm3/d a los privados, no hay un concepto de que nos van a comprar la mitad, nos van a comprar m�s. El que va a comprar la mitad ser� el Estado (a trav�s de Petrobras), pero los privados (brasile�os) tienen una fuerte demanda.
Por eso firmamos acuerdos comerciales por 15 y 20 MMm3/d.
Si hay este inter�s �por qu� cree que la Agencia Nacional de Petr�leo (ANP) de Brasil pidi� reducir las importaciones hasta que Bolivia d� certezas de tener reservas suficientes?
Es importante la pregunta, pero yo preguntar�a tambi�n �Por qu� cree que vienen cinco estados brasile�os para que les vendamos 7 MMm3/d?, �por qu� viene Termofrontera y quiere 4 MMm3/d?, o Shell Brasil y quiere 10 MMm3/d. Incluso el estado de Santa Catarina que quiere 7 MMm3/d, o la termoel�ctrica de Cuiab� y quiere 2 MMm3/. Firmamos los acuerdos comerciales e incluso estamos negociando los precios.
Tambi�n est� Acron, una empresa rusa que est� en Brasil, que quiere comprar 4 MMm3/d; entonces, lo real es lo que firmamos con los presidentes de esas empresas y los gobernadores de los estados de Brasil. Vienen, hacemos memor�ndums, precontratos. Ahora podemos concretar contratos sabiendo la proyecci�n de nominaciones y el primer paso se dio con Argentina. Hoy, los remanentes que tengamos de Argentina los ponemos inmediatamente en el mercado brasile�o, lo otro (las recomendaciones de la ANP) es una teor�a.
Entonces, �por qu� la ANP hace esta recomendaci�n?
Vos estuviste en varias firmas de acuerdos comerciales con el presidente de Shell, de MC Gas, con el presidente de Termofrontera, con Cuiab�, eso es lo real, yo puedo firmar el contrato y la ANP, me va a viabilizar los env�os a Brasil.
Pero entonces, �cu�ndo se va a concretar un contrato en firme con todas las empresas que ha mencionado? Porque todav�a son intenciones...
Esto tiene que ver con la previsibilidad, un elemento fundamental es la proyecci�n de la nominaci�n. Cuando Brasil tiene que entregar 30 MMm3/d, pero te nomina (solicitud de volumen) 10, entonces, no nos est�n pagando la flexibilidad. En otras palabras, el contrato con Brasil fue el peor acuerdo que firm� Bolivia, porque el 100% de las multas son al Estado boliviano y cero sanciones al Estado brasile�o y a Petrobras. Eso lo tenemos que cambiar.
Con Argentina trabajamos en eso y lo hemos hecho (la adenda), no puede ser que no nos paguen -por Brasil- la flexibilidad de tener un gas reservado en el subsuelo y no monetizarlo. Por eso, cuando tengamos una previsi�n (de nominaciones) del lado brasile�o, yo voy a concretar nuevos contratos, porque los tengo en puerta.
Entonces, Brasil fall� al no tener nominaciones estables?
Totalmente. No solo fall� Brasil al no tener una nominaci�n estable, sino tambi�n Petrobras al no entregar (el gas). �C�mo es el contrato?, Petrobras y los operadores de S�balo y San Alberto tienen que entregar los 30 MMm3/d. Es su responsabilidad contractual, pero est�n entregando 18 MMm3/d. Nosotros tenemos que sacar de otros contratos para poder cumplir. Entonces, ha fallado Petrobras en los acuerdos de entrega y Brasil porque en algunos momentos las nominaciones han sido bajas, y eso no tiene ninguna penalidad para ellos.
�Qu� contemplan estas penalidades?, �podr�a aclararlas?
Claro, y lo vuelvo a decir, el peor contrato que tenemos es con Brasil, porque cuando me nomina 28 MMm3/d, por decir un ejemplo, y yo entrego 27 MMm3/d, no me cobra el incumplimiento de ese mill�n de metros c�bicos de gas, sino me cobra el incumplimiento a 31MMm3/d.
Cuando Brasil tiene que retirar, voy a decir cualquier n�mero, 24 MMm3/d, y nos nominan 12 MMm3/d, no le cobramos ese perjuicio por no retirar los otros 12 MMm3/d, ellos pagan lo no retirado, pero le tenemos que devolver al final del contrato. Si hoy el precio del millar de BTU es de $us 6 y en 2026 llega a $us 8 yo le tengo que devolver ese volumen a $us 6, porque es un pago adelantado, no hay penalidad en cambio en el lado boliviano hay penalidad. Entonces, el contrato a Brasil es lesivo al Estado.
�Pero qu� factores primaron en la firma del contrato?
No lo s�, porque seguramente yo estaba en el colegio (se r�e) cuando han negociado el contrato con Brasil; no lo tengo muy claro.
Cambiando de tema, �se encontr� gas en Boyuy?, y �c�mo cerrar�n el tema de los costos recuperables con Repsol?
Este a�o es uno de los m�s importantes. Estoy hace 20 a�os en YPFB y nunca he visto lo que sucede este a�o, que podamos perforar 26 pozos en 23 �reas, en donde estamos explorando. Son 14 empresas y vamos a invertir $us 1.400 millones. Estamos con ocho pozos en perforaci�n, estamos en pruebas, puedo adelantar que Chaco Este fue positivo, Caigua est� dando muestra de que sea positivo, Incahuasi 5 estamos seguros de que va a ser un pozo de grandes cantidades de producci�n. En Boyuy se inici� la fase de pruebas y tenemos otros pozos. Yo dec�a que es �poca dorada, porque preve�a que �bamos a hacer grandes inversiones en exploraci�n: tendremos muchos descubrimientos en los pr�ximos meses y los contratos van a ser favorables al Estado boliviano, en ingresos. Lo de Boyuy, en 30 d�as sabremos cu�l es la productividad. En cuanto al tema de los costos recuperables, si el pozo es exitoso hay que pagarles. Esa es la regla de juego, as� de f�cil es la ecuaci�n.
Normalmente, un pozo bueno drena 0,4 TCF, supongamos que Boyuy drene 0,3 TCF, que puede ser m�s. Este pozo vale unos $us 1.800 millones y tiene un costo de $us140 millones, en la ecuaci�n, es un gran negocio. No es un costo recuperable, sino una amortizaci�n porque las instalaciones, tanto de plantas y ductos de pozos pasan al Estado.
Se reuni� con los empresarios para impulsar el biodi�sel, �conversar� con entes ambientalistas que lo cuestionan?
No tuve ese acercamiento con esas ONG que est�n en contra, pero el biodi�sel es positivo. El di�sel que quemamos es contaminante, y usando biodi�sel cumplimos con la Euro 4 y bajamos el da�o ambiental. Es un reto para el Estado y mi sector, hay una gran capacidad de procesamiento de tres y cuatro millones de hect�reas de soya, pero la producci�n actual es de 1,3 millones. Nosotros queremos incentivar a que se puedan plantar entre 200.000 y 250.000 nuevas hect�reas.
Se habla de una recesi�n mundial para 2019, �cu�l es la previsi�n de precio del petr�leo para esta gesti�n?
Es una pregunta dif�cil porque ni la misma Organizaci�n de Pa�ses Exportadores de Petr�leo (OPEP) puede responder. Pero seg�n las consultoras y los seguimientos que hacemos esperamos que est� en el orden de los $us 60 y $us 65 el precio del barril (WTI) en 2019. Tenemos utilidades por encima de los $us 55 y eso nos resulta muy satisfactorio. Obviamente estamos bajando nuestros costos de producci�n y acomod�ndonos al precio del crudo, que es una variable importante para la indexaci�n del gas. Pero hoy con Argentina logramos subir en 15% el precio en verano, y en invierno se indexar� al GNL.
