Lidia Mamani / La Paz

Las regiones productoras de hidrocarburos no reciben los ingresos por la venta interna y la exportación de úrea que hace Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

“En el Consejo  se analizó que ni la planta de úrea (en Cochabamba) ni la de Gran Chaco (en Tarija) pagan renta petrolera. En este caso , todos los recursos generados por la venta de estas dos plantas se van directamente para YPFB”, dijo a Página Siete el titular del Consejo Departamentos de Productores de Hidrocarburos (Codephi), Herlan Soliz.

  Los integrantes del Codephi tienen dos razones para que los ingresos sean distribuidos entre todas las regiones del país: la primera, que para producir úrea se usa gas natural obtenido de suelo boliviano, pero YPFB sólo paga  a precio de mercado interno ($us 1,31 el millón de BTU), cuando la mayoría de la producción está destinada para la exportación.

Algo parecido sucede con la producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en la Planta de Gran Chaco, apuntó Soliz.

 La otra razón de Codephi es que la Constitución Política del Estado señala que todas las utilidades que provengan de la explotación de los recursos naturales en la fase de industrialización deben ser repartidas entre los gobiernos regionales.

“Eso quiere decir que todas esas utilidades no deberían ser sólo para  YPFB y eso lo dice la Carta Magna, pero ellos aprobaron decretos  para invalidar esa disposición, no puede ser que los decretos estén por encima de la ley, eso nos preocupa”, afirmó.

De acuerdo con la estrategia de Codephi, desde la siguiente semana los representantes socializarán su posición en las regiones productoras: Tarija, Chuquisaca y Santa Cruz, con el fin de que la población se entere de que puede ser beneficiada de los ingresos que se generan por la venta de úrea al mercado exterior.

  Soliz apuntó que Codephi involucra a varios sectores como los comités cívicos, asambleístas y representantes de departamentos no productores, entre otros,  que cuestionan que los recursos de industrialización no lleguen a los bolivianos.

También observó que YPFB no sea transparente en la administración de esos recursos, porque se desconoce a dónde se destinan los millonarios ingresos.

El investigador de la Fundación Jubileo Raúl Velásquez manifestó que hace poco YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos anunciaron  la suscripción de contratos con Brasil para la exportación de úrea.

“Eso merece dos consideraciones: los contratos de exportación no son públicos ni transparentes, se desconocen los términos en que YPFB los está negociando, y que los ingresos que genera la venta de úrea sólo benefician al nivel central porque es YPFB el que los vende. La venta no beneficia a las regiones de forma directa”, mencionó el experto de la fundación.

Agregó que el  gas natural destinado a la planta de úrea paga  un precio de mercado interno (costo subsidiado) y que ante ese panorama hay que darle mejor sentido a la industrialización. “Por eso se requiere una nueva Ley de Hidrocarburos”, enfatizó.
 

Critican los altos precios y la exigua capacidad de la planta

Los altos precios con los que se comercializa la úrea en el mercado  interno, la baja capacidad de producción de la planta y las pocas ventas al mercado exterior fueron temas cuestionados por el Consejo de Departamento de Productores de Energía e Hidrocarburos de Bolivia (Codephi).

“En la última reunión que tuvimos los de Codephi, en Tarija, se trató el tema de venta de úrea, principalmente a Brasil, donde evidenciamos que entre enero y abril de este año apenas llega a 60.698 toneladas métricas, lo que refleja que la planta sólo operó al 24% de su  capacidad instalada”, apuntó el titular del Codephi, Herlan Soliz.

El representante mencionó que en un periodo similar de 2018 la producción, si bien fue superior con 905.43 toneladas métricas, seguía por debajo de su capacidad con un 36% (ver infografía).

 La Planta de Amoniaco y Úrea fue inaugurada en septiembre de 2017 y es capaz de producir 700 mil  toneladas.

 Otro tema que fue observado fue el alto precio que YPFB  cobra a los productores del mercado interno, que en el primer cuatrimestre cobró en  promedio   363 dólares la tonelada; al exterior,  vendió a  217 dólares.

Página Siete / La Paz

 Para este año, el Ministerio de Obras Públicas, Servicios y Vivienda presupuestó 1.698 millones de bolivianos, que serán destinados a siete proyectos del sector transporte. La mayor parte de ese monto irá a cubrir el Tren Metropolitano de Cochabamba.

De acuerdo con la información presentada en la Audiencia Inicial de Rendición de Cuentas 2019, este año se presupuestó una inversión total de 2.335,5 millones de bolivianos para la ejecución de proyectos de transporte (aéreo y terrestre), vivienda y telecomunicaciones.

En detalle, se precisa que el presupuesto para transportes acapara 1.698,5 millones de bolivianos; seguido por el sector de telecomunicaciones, con algo más de 596,5 millones de bolivianos, y para vivienda al menos 40,3 millones de bolivianos.

El proyecto “estrella” es el de la construcción del Tren Metropolitano Cochabamba, cuyo objetivo es “orientar el desarrollo económico y social” de las regiones de ese departamento.

Las obras comenzaron en agosto de 2017 y se prevé que esté terminado en agosto de 2020. Para continuar con su ejecución, este año se destinarán 1.352,3 millones de bolivianos.

El Tren Metropolitano de Cochabamba es construido con una inversión de 447,6 millones de dólares, con recursos provenientes del Tesoro General de la Nación (TGN) y pasará por seis municipios: Sipe Sipe, Vinto, Quillacollo, Colcapirhua, Cercado y Sacaba; además, contará con tres líneas (roja, amarilla y verde) y tendrá una extensión aproximada de 42,17 kilómetros.

A fines de octubre del año pasado, el entonces ministro de Obras Públicas, Milton Claros, informó que el moderno tren eléctrico metropolitano de Cochabamba comenzaría a operar en septiembre de la presente gestión, por la acelerada construcción de la línea.

Durante la audiencia de rendición de cuentas, celebrada el pasado martes 14, el viceministro de Transportes, Jorge Sardán, anunció la continuidad de la obra Vía Férrea Montero Bulo Bulo, con el fin de transportar y exportar la úrea y amoniaco que se produce en la Planta de Bulo Bulo, hacia los países vecinos.

La autoridad recordó que la construcción de esa vía comenzó en 2013 y se planea que concluirá en diciembre de este año. Para la presente gestión se fijó un presupuesto de 135,7 millones de bolivianos, según la información presentada en la audiencia.

La construcción de la vía férrea Montero-Bulo Bulo fue dividida en tres tramos: Montero-Río Yapacaní, de 93 kilómetros; Río Yapacaní-Bulo Bulo, de 56 kilómetros, y los puentes sobre los ríos Piraí, Yapacaní, Ichilo y Bulo Bulo, según el ministerio del área.

En cuanto a transporte, también está la inversión en los proyectos de ampliación del aeropuerto Cobija, con el que se busca mejorar la calidad del servicio y resguardar seguridad operacional de la infraestructura. Para ello se destinó 56,5 millones de bolivianos. También está la ampliación del aeropuerto Trinidad; se estima que esté listo este año. Para su ejecución se erogará 138,8 millones de bolivianos.

Por último, se incluye la construcción del aeropuerto de Vallegrande, en Santa Cruz. Asimismo, la principal terminal aérea de ese departamento será intervenida para convertirse en un aeropuerto intercontinental.

“Se deben optimizar los gastos y las inversiones”

El investigador de la Fundación Jubileo, René Martínez, evaluó en general los proyectos en cartera impulsados por el Ministerio de Obras Públicas y mencionó que desde hace algunos años los ingresos del sector público se fueron reduciendo debido a los menores recursos que se perciben por la venta de hidrocarburos y porque éstos también se estancaron.

“En ese marco, lo que señalamos es que hay que optimizar los recursos tanto en gastos como en inversiones. Además hay que tomar en cuenta que nos encontramos en una situación en la que estamos sosteniendo los gastos con endeudamiento externo que crece de manera acelerada cada año”, manifestó el experto.

Martínez explicó que ante ese panorama es que se debe utilizar los recursos en proyectos que generen impacto y retorno.

Respecto al proyecto del Tren Metropolitano de Cochabamba, al que se destinará la mayor inversión para este año, el especialista sostuvo que habrá que preguntarse si en el contexto en el que estamos vale la pena llevar a cabo ese emprendimiento.

El experto consultado apuntó que se debe tomar en cuenta que las Reservas Internacionales Netas (RIN) están disminuyendo y el déficit fiscal ya se encuentra por encima del 7,8%.

En la rendición de cuentas, el ministro Óscar Coca destacó que sólo en 2005 todo el presupuesto y la inversión que el Estado hizo llegó a 600 millones de dólares, y en la actualidad el Ministerio de Obras Públicas ejecuta por sí solo 2.000 millones de dólares.

Lidia Mamani / La Paz

En 2018, las petroleras que operan en el país pidieron al Estado la devolución de 1.197,4 millones de dólares por costos recuperables. Ese monto  está sujeto a una revisión por parte de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y a una auditoría externa.

De acuerdo con el reporte de Información Financiera de Contratos de Servicios Petroleros de YPFB, con datos hasta diciembre del año pasado, los costos recuperables se componen de costos de operación y amortización de inversiones capitalizadas.

En el documento se menciona que las empresas incurren en costos directamente relacionados con las operaciones petroleras, cuya finalidad es garantizar la continuidad de la producción de hidrocarburos. Éstos son conocidos como costos de operación y en 2018 registraron 389,5 millones de dólares.

Mientras que la amortización de inversiones  consiste en la devolución de las inversiones que generaron el inicio de la producción, el mantenimiento e incremento de la producción. En este caso, las operadoras reportaron  807,9 millones de dólares.

El concepto de costos recuperables está definido en los contratos vigentes desde 2007, como los “costos incurridos y reportados por el titular y aprobados por YPFB conforme al procedimiento financiero y contable”.

Página Siete informó ayer que el Estado le devolverá a Repsol al menos 130 millones de dólares por la perforación del pozo Boyuy X-2, debido a que está dentro del área Caipipendi, operada por esa compañía y sus socios.

Si se trataba de un contrato independiente, las operadoras habrían asumido el riesgo, lo que hubiese evitado el gasto, afirmaron especialistas en el área.

Al respecto, el experto Bernardo Prado  especificó   que hay un tema de fondo que no se analizó hasta el momento y que  tiene que ver con que los contratos de operación, que se firmaron en 2006  luego de la “nacionalización”, tienen un “error de fondo”.

“Estos contratos suscritos  tienen un pequeño error de fondo y de forma, éste constituye  el hecho de que se están considerando los costos recuperables por áreas y no por campos. Entonces, si hubiéramos tomado la previsión, los costos recuperables se manejarían  por campos y no por área”, explicó el analista.

Prado agregó que esta situación fue observada en su momento, hace varios años, pero no se   prestó atención al respecto.

 Asimismo, agregó que otra de  las preocupaciones es cómo se maneja la información, porque en su momento el Gobierno señaló que en el pozo Boyuy  había un “mar de gas”  y  que era un éxito. Se hizo tal afirmación pese a que  se había  advertido que se debía esperar, pero  no se escuchó y se creó mucha expectativa.

Entretanto, el investigador de la Fundación Jubileo Raúl Velásquez apuntó que, tal como dispone el Decreto Supremo   28701, de octubre de 2006, se firmaron 44 contratos  de operación con  15 empresas petroleras que operaban en territorio boliviano por ese entonces.

En estos contratos de operación está Caipipendi, donde se perforó Boyuy,   operado por Repsol Bolivia, Shell Bolivia y PAE.

Aunque Velásquez también mencionó que no tiene nada de malo reconocer a las empresas petroleras los costos de inversión realizados porque así está establecido en el contrato.

 La norma vigente

• Contenido La cláusula 4.1 del Anexo “D” de los contratos de operación suscritos entre YPFB y las operadoras establece sobre los costos recuperables: “En aquellas áreas del contrato, que existan campos en explotación y áreas exploratorias, los costos de exploración serán considerados costos recuperables con la producción de dicho campo. En las áreas del contrato que sólo posean áreas exploratorias, los costos de explotación sólo podrán ser considerados costos recuperables una vez que se declare la comercialidad del campo y comience la producción”.
• Consecuencia Por este modelo de contrato suscrito en 2006, el Estado deberá negociar con Repsol la devolución de  $us 130 millones,  por el costo de perforación de Boyuy X2.

Sánchez dice que los costos se pagan en función de una declaratoria

El ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, dijo ayer que los costos recuperables los paga YPFB cuando se presenta la Declaratoria de Comercialidad de un campo hidrocarburífero.

“Cuando llegue la Declaratoria de Comercialidad de Boyuy, recién YPFB activará el tema de los costos recuperables, ya que la aprobación de los mismos involucra toda una normativa, procedimientos y condiciones que se deben cumplir. Los volúmenes encontrados tienen que tener un mercado, debe existir infraestructura en torno al pozo y su producción, es decir, ductos y una planta de procesamiento; tiene que haber un contrato de exportación”, afirmó el Ministro, según una nota enviada por la cartera que administra.

Sin embargo, el experto en hidrocarburos Bernardo Prado señaló sobre este punto: “El Ministro está un poco equivocado, porque los costos recuperables se basan en función al contrato de contratación, que es del área. Entonces, basta que haya un solo pozo exitoso dentro del área para que se tenga que pagar los costos recuperables de los otros pozos, aunque no sean exitosos. Ahí está el error y eso es lo que no están mencionando (desde el Ministerio)”, manifestó.

En el comunicado, Sánchez insiste que Boyuy se constituye en un “éxito exploratorio” y sostiene que es el más importante registrado en los recientes años.

“No lo dice el Ministro, no lo dice YPFB, sino 100 verdaderos expertos en geología, congregados en un taller realizado por la institución de mayor renombre en el mundo de geología petrolera, la Asociación Americana de Geólogos Petroleros (AAPG)”.

El Ministro reiteró que con Boyuy X-2, que tiene 8.000 metros de profundidad, se descrubrió un “mar de gas” que requiere de la perforación de otros pozos profundos en toda la zona.

“Hay un mar de gas, a mucha gente le molesta saber que hemos descubierto un mar de gas. Pero con el modelo geológico que se tiene, se visualiza que este reservorio profundo va desde la frontera con Argentina hasta Incahuasi. La recomendación del congreso de la AAPG es seguir perforando más pozos profundos…”, se lee en su boletín.