YPFB, EL MAYOR INVERSOR 2013: $US 2.243 MM PROGRAMADOS

Publicado en Economía

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Publicado en fecha abril 16, 2013

Por: Rolando Carvajal

La remuneración de las operadoras habría alcanzado $us 1.341 MM el 2012, entre utilidades y costos recuperables. Para este año hay disponibles casi 700 MM de inversión en Santa Cruz.

Pese a que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos  no pudo ejecutar los 2.050 millones de dólares que se propuso el año pasado y cerró gestión dejando la friolera de 457 millones sin gastar, para este 2013 subió su inversión a $us 2.243 MM que la convierten, de lejos, junto a los petroleros privados, en la mayor inyectora de capitales del país, con derrama, sólo para Santa Cruz, de 693 MM.
La estatal petrolera registró en los últimos tres años (2010-2012) un aumento de la ejecución que va del 55 al 77%, aunque paralelamente en ese periodo dejó de invertir un monto superior a los 1.600 MM, resultado de los saldos no ejecutados en ese lapso.
Los 2.243 MM anunciados oficialmente para el 2013 reforzarán especialmente la producción de hidrocarburos exportables (925 MM) y la instalación de plantas de separación de líquidos (340 MM), además de actividades de  industrialización  (197 MM) y refinación.
La exploración de nuevos pozos tendrá 286 MM, un 13%, lo que preocupa a especialistas por el salto registrado en la producción y exportaciones a consecuencia de la intensa monetización de las reservas hidrocarburíferas, sin que haya perspectivas de restitución en el corto plazo.
En contrapartida, el presidente de YPFB, Carlos Villegas, vaticinó a comienzos de año, que hasta el 2014 Bolivia tendrá la capacidad de producir gas licuado (GLP) y gasolina para el mercado interno, por lo que no será necesaria su importación.
“Creo que YPFB está arriesgando demasiado por mantener una promesa política de que está explorando”  −pese a que la necesita y en mayor monto−,  dijo el experto Carlos Miranda, debido a que la corporación estatal  “no parece tener la organización” suficiente para poder soportar un esfuerzo de esa naturaleza debido a que esta labor  precisa de  estudios geológicos previos (sísmicas en segunda y tercera dimensiones-2D/3D) antes de perforar pozos.”

ADÓNDE VA EL DINERO
Las prioridades de YPFB son las plantas separadoras de licuables del gas, ubicadas en Río Grande, Santa Cruz, y Gran Chaco, Tarija, afectadas sin embargo por la corrupción en distintos niveles y tiempos;  lo mismo que la cuestionada planta de urea-amoniaco en el Chapare, y la de etileno-polietileno, también en el Chaco.
El vicepresidente Alvaro García anunció en diciembre pasado que las cuatro  procesadoras serán entregadas paulatinamente hasta el  2017.
Tan sólo la planta de Río Grande (con avance del 91% a mediados del mes pasado, según su constructora, la argentina AESA) costará 160 MM para separar los líquidos del gas que se exporta a Brasil a fin  de industrializarlos en el país.
La procesadora de urea y amoniaco que se instala en territorio cocalero cochabambino, presentará, de acuerdo a analistas, diversos problemas.
Además de una planta similar que instala Brasil en la frontera, el transporte de la urea cochabambina hasta sus mercados principales (Brasil y el oriente boliviano) tendrá un costo adicional de transporte, junto con los acostumbrados bloqueos de carreteras, advirtieron; dificultades que habrían disminuido si este  complejo petroquímico se instalaba en Puerto Suárez y no en Bulo-Bulo, corazón del Chapare.
Adicionalmente la tonelada transportada de urea entre Bulo-Bulo y la frontera  brasileña  costará $us 85 (Gas Energy) que se suma al costo de producción. Expertos señalan que el precio del fertilizante cochabambino debería costar menos para cubrir el traslado y llegar en condiciones competitivas al mercado vecino.
La empresa destacó que desde la nacionalización de los hidrocarburos en mayo del 2006 el proceso generó en total $us 16.678 millones, los mayores ingresos de toda la historia nacional.

INVERSIONES 2013
Los 2.243 MM para el 2013, en inversión estatal y privada son 75 más que lo anunciado en diciembre pasado, hechos los ajustes de comienzos de año.
Las operadoras privadas tienen calculada una inversión global de 818 MM, (26%) mientras que Yacimientos estima la suya en 1,424 MM.
En exploración, lo programado para el 2012 fue de 232.6 MM y para el 2013 suma 286MM (13%) que se destinarán a perforación de 14 pozos, adquisición de los sistemas Sísmica 2D y 3D en 11 áreas, estudios de geología en cuatro áreas y prospección en otras 24 áreas además de 14 convenios de estudios y 19 contratos de servicios petroleros.
Los operadores privados  BG, Pluspetrol y Repsol aportarán en exploración sólo 97 MM, frente a los 188 MM de YPFB.
En el monto destinado a explotación, que el 2012 fue de 953 MM, para el 2013 se redujo a 925 MM (41%), que de todas maneras se constituye en el principal monto de YPFB, repartido en la perforación  de 26 pozos e intervención en otros 16, y producción promedio anual de casi 58 millones de metros cúbicos de gas natural ( MMmcd)
La inversión que irá a las plantas separadoras de líquidos es de 340 MM (15%)

 

 

 

 

LOS ÚLTIMOS 3 AÑOS
El 2011 YPFB programó  1.814 MM, aunque de este monto sólo se ejecutó 1.293,  un 71%. El 2010 la inversión fue de $us 782 sobre un presupuestado de 1.415, según las cifras de cierre.
El presidente de YPFB  no precisó en qué áreas la Corporación no alcanzó a cubrir el total de la inversión prevista. Pero dijo que el monto no ejecutado será destinado a proyectos de inversión.
“Desde el 2009 tomamos una decisión de reinvertir el 100% de las ganancias en proyectos de inversión. La mayor parte de las empresas, YPFB Chaco, YPFB Andina, YPFB Transporte y YPFB Refinación aportan a la Renta Dignidad, por lo tanto, descontado los aportes para este beneficio, todo el remanente se utiliza en proyectos de inversión, entonces no existen excedentes no utilizados”, dijo Villegas.
El 2010 YPFB ejecutó sólo un 55% de los 1.415 MM presupuestados; el 2011 sólo 71% de 1.293MM y el año pasado casi el 78% de 2.050 MM.
La suma del presupuesto no ejecutado en tres años asciende a 1,611 y puede aumentar si se repite la tendencia existente.
Pese a la no ejecución aumentó el presupuesto ejecutado de  los últimos tres años: (2010-2012): del 55 al 77%

RENTA DE YPFB Y PORCION DE LAS TRANSNACIONALES
Las utilidades de YPFB Corporación el 2012 totalizaron 2.780 MM, según sus reportes, mientras que  la renta petrolera del país superó un rango “histórico” de 4.277 millones.
En Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) se distribuyeron el año pasado 1.765 MM; y en Regalías 1.044 MM, lo que representa 2.809 MM, equivalentes al 50% del total de ingresos que genera la economía del gas y el petróleo en Bolivia.
En Participaciones, YPFB obtuvo 895 millones, distribuidos entre Patentes 10.1 MM, Impuestos Upstream y otros por 563 MM.
El monto totaliza $us 1.468 MM de participación en el otro 50% compartido con las operadoras transnacionales, las que, se deduce, se habrían llevado como remuneración aproximadamente 1.341 MM el 2012, incluidas sus utilidades –lo que hace una porción del 23.8% del negocio petrolero en Bolivia–, una vez efectuados sus trámites de devolución de costos recuperables.
Un reporte del experto Mauricio Medinaceli estableció que el 2011 la participación del Estado fue de un 66.7%, mientras que el 33.2% restante fue  para las empresas petroleras que operan en el país, por lo que la publicitada relación 18%–transnacionales y 82% –Estado Plurinacional, quedó superada desde hace varios años.
“El 2012 vamos a batir un récord, pues vamos a obtener un poco más de 4.200 millones de dólares, distribuido en IDH, regalías, participaciones de YPFB, patentes e impuestos de las actividades de exploración y explotación”, dijo Villegas en el cierre de gestión.

NOTAS

CORRUPCIÓN. “Nos damos cuenta compañeras y compañeros trabajadores, que en esta corrupción no viene tanto del Estado, sino del sector privado, de la empresa que adjudica la construcción e instalación de la Planta Separadora de Líquidos”, dijo Morales. “Nuestro ministro (Juan José Sosa) sabe, hermano Carlos Villegas, que la posición que tenía sobre la empresa (AESA) que ha corrompido acá. Quiero que sepa la empresa, una vez termine, no tendrá otro proyecto que adjudicarse” – Presidente Evo Morales.

BAJO EN EXPLORACIONES. “Las privadas son cuidadosas en sus inversiones en y  sus áreas para esta tarea son limitadas: fruto de la inseguridad a largo plazo, no piden más áreas, ni tratan de obtenerlas y no se les puede pedir que inviertan mucho, están demasiado cerradas en su territorio. − Carlos Miranda
BG Y PETROBRAS. Se adjudicaron en marzo  áreas de exploración en el Chaco con  un “potencial hidrocarburífero importante”, dentro de la política estatal de reponer reservas. El consorcio BG-Repsol, se adjudicó el área Huacareta de 453.000 hectáreas en Chuquisaca, y Petrobras que produce la mitad del gas natural, obtuvo 100.000 hectáreas en Santa Cruz

NI AGUA. El pozo Ingre X2, en Chuquisaca, no tiene ni agua, no obstante haber perforado desde diciembre  2.200 metros e invertido  7,1 millón de dólares. Un reporte de febrero pasado recordó que el anterior, Ingre X1, le costó a Petrobras 70 millones de dólares, pero sólo se encontró agua y fue abandonado.

GASODUCTO VIRTUAL. La licitación para construir la red que llevará gas natural a decenas de pueblos alejados fue adjudicado al consorcio español Sener-Ros Roca, por $us 137 MM. Otros contratos millonarios han sido concedidos a  Repsol y Técnicas Reunidas, también firmas españolas; se trata de un proceso de licuefacción y regasificación que incluye una planta para licuar gas, una red de transporte por cisternas, 25 estaciones de regasificación y redes de distribución en las terminales. La  planta transformará el GN gaseoso en líquido, reduciendo  su volumen en 600 veces y permitiendo  ser transportado en cisternas criogénicas a poblaciones donde se instalará Estaciones Satélites de Regasificación, que permitirán la transformación en gas natural  distribuido por redes a los domicilios.

ESTADO DEL SECTOR HIDROCARBUROS: LA DEUDA CON EL PASADO

El sector experimenta una de las bonanzas más  grandes de los últimos años, debido a dos factores: el proyecto de exportación de  gas natural al Brasil y  el crecimiento en los precios internacionales del petróleo  que impacta, de forma directa, a los precios de exportación del gas natural boliviano,  tanto al Brasil como a Argentina. Es importante recalcar que la gestión para  exportar a Brasil duró más de 25 años (1974-1999), este proyecto fue transversal a los gobiernos de turno y fue  consolidado en la década de los 90; la vinculación de los precios de exportación del gas natural a los precios  internacionales del petróleo, fue definida en esa época, afirma el experto Medinaceli en un último estudio para la Fundación Friedrich Ebert:

1. Durante los últimos seis años la mitad del crecimiento  económico de Bolivia se debe al proyecto de exportación de gas al Brasil, pero ¿cómo se vincula éste con la economía boliviana?

La capacidad antes instalada en Bolivia permitió abastecer la creciente demanda brasileña y asociada al incremento en los precios, permitió que las exportaciones se  incrementen notablemente, aumentando las reservas  internacionales netas del BCB, otorgando, mayor  holgura a la política monetaria para que pueda apreciar la moneda nacional y apoyar la “bolivianización” financiera.

La creación del IDH un año antes de la nacionalización, en sustitución al sistema impositivo cuya base imponible era la utilidad de las empresas, explica, casi  en su totalidad, el incremento en la recaudación fiscal petrolera desde el  2005, lo que  permitió obtener  superávits fiscales y mayor capacidad de gasto: cuando  las ventas de gas natural al Brasil se incrementaron, también lo hizo la  producción y la recaudación por IDH fue mayor.  Con esta cantidad de recursos adicional, tanto el Gobierno Central, departamentos y municipios financiaron proyectos  públicos, entre ellos de carreteras y provisión de  servicios. Los sectores de construcción y servicios formales en  Bolivia se vieron beneficiados con el boom en el sector petrolero, generando  el efecto multiplicador.

La llamada “nacionalización” permitió que:  ahora YPFB es la entidad que consolida toda la producción de  hidrocarburos realizada por las empresas privadas contratistas −aunque de hecho, el  proceso de nacionalización no fue del tipo ortodoxo, con  expulsión de empresas y expropiación del capital− dado que se limitó a la  renegociación contractual con los operadores privados del momento; y que se generara recursos adicionales (relativamente pequeños en comparación a la  recaudación por el IDH) que beneficiaron a Yacimientos, incrementado ligeramente la participación estatal en la renta petrolera.

2. Mercados internacionales: el  mundo experimenta un cambio que muy pocas veces se dio: la migración de un  combustible (petróleo) a otro (gas natural). La conjunción de dos avances  tecnológicos, uno en el transporte a través del mar (proyectos de LNG) y el otro en las  técnicas de recuperación de gas natural (“shale gas”) ocasionaron que ahora éste tenga más características de un commodity a nivel mundial; que la oferta se incrementara notablemente, y que en varias partes del mundo, los precios del gas tendieran a disminuir. Por eso es importante enfocar la política energética boliviana en un nuevo contexto internacional, donde quizás los precios del gas natural sean menores y la oferta (entendida como competencia para el gas boliviano) sea cada vez mayor.

3. Cinco aspectos de política petrolera. Situación y desempeño de YPFB: se sugiere tomar como ejemplos las experiencias de Brasil y Colombia, donde un proceso de bursatilización de estas empresas, mejoró sus indicadores de eficiencia y producción. Sistema impositivo: tener uno del tipo progresivo, que diferencie entre tamaño del campo y destino de la producción. Sistema de adjudicación de áreas de interés petrolero: debe ser público, abierto, internacional y apuntar a que las empresas más eficientes se hagan cargo de dichas áreas. Definición de las reglas del juego: se entiende como la compatabilización de aquello establecido en la nueva CPE y la Ley de Hidrocarburos sectorial con los reglamentos correspondientes. Definición de los precios internos de los derivados (entendida también como el manejo de los subsidios dentro el sector): implica no intentar alcanzar objetivos sociales a través de los precios de la energía. La experiencia de Brasil, Irán y El Salvador en materia de focalización de subsidios a través de entregas directas de dinero, podría ser de gran ayuda.

4. Gran parte de la política hidrocarburífera está concentrada en los campos de gas natural situados al sur y descubiertos antes del 2006, pero es necesario que dicha política también concentre esfuerzos en promover la exploración y explotación en otras regiones en Bolivia, por esta razón, es necesaria mayor precisión y detalle en su diseño, dado que no todas las regiones presentan características geológicas similares.

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