Wilson Zelaya cumple dos meses al frente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), la empresa estatal que genera los mayores ingresos al país por la venta de gas natural.
Fueron 60 días con jornadas desafiantes como la negociación de la quinta adenda con Argentina, pero también de buenas noticias con el prospecto Boicobo X1 en Chuquisaca, donde se prevén tres a cuatro campos. Bolivia acaba de firmar con Argentina un nuevo acuerdo para la exportación en 2021 que modifica los volúmenes y precios.
_¿Cómo ve el futuro de la exportación de gas hacia Argentina del 2022 en adelante?
El gas natural boliviano mantendrá su importancia para el mercado argentino debido a que la demanda del vecino país es progresiva, creciente y estacional, además de que su producción interna todavía es insuficiente para su autoabastecimiento. Sumado a ello, YPFB cuenta con una infraestructura y sistemas desarrollados que nos ubican como un proveedor de gas natural importante para el norte argentino.
_Pero en el último tiempo Bolivia no ha tenido la capacidad de cubrir la demanda de gas de Argentina…
No podemos negar que el futuro de la exportación de gas a la Argentina está condicionada por el desarrollo de la producción de gas natural, producción con la que debemos dar cumplimiento a las obligaciones de entrega asumidas en el contrato YPFB-Ieasa (Integración Energética Argentina Sociedad Anónima).
Sabemos que para mantener este mercado requerimos una mayor producción de gas natural; un problema es la exploración, aspecto sobre el cual estamos trabajando intensamente en la compañía para mejorar la producción. Vamos a priorizar las inversiones para reponer e incrementar las reservas optimizando plazos y condiciones de inversión.
Hemos estado trabajando intensamente con los equipos multidisciplinarios que he conformado para poder hacer la evaluación del estado de la empresa. Es así que tenemos ya el diagnóstico de varias áreas con sus respectivas conclusiones y recomendaciones
_¿Y cómo se puede mejorar la producción?
Contamos con proyectos para elevar la producción de gas natural. Entre ellos se encuentra el ingreso en producción del campo Los Monos, del pozo Margarita-10, y también se contemplan actividades en campos del área Norte a cargo de YPFB Andina, así como la reactivación de campos cerrados que permitan cumplir con los volúmenes demandados.
Por otro lado, no hay que olvidar que en 2022-2023 tendremos la producción del pozo recientemente descubierto, Boicobo-Sur, y el desarrollo del campo.
En la agenda de trabajo está, además, reactivar la ejecución de inversiones por parte de las empresas operadoras públicas y privadas en el marco de los contratos petroleros vigentes, a fin de materializar la producción de gas natural e hidrocarburos líquidos para el abastecimiento del mercado interno y el cumplimiento de los compromisos de exportación de gas natural con Argentina y Brasil.
Adicionalmente, concretar la ejecución de proyectos de perforación exploratoria en todas las áreas sujetas a contratos de exploración. También la reactivación de la planta de amoniaco y urea, así como los proyectos de industrialización, de acuerdo a los objetivos nacionales, garantizando la viabilidad técnica y económica de dichos proyectos.
_¿Qué otros proyectos están en carpeta?
Esperaremos los resultados de proyectos exploratorios como Sararenda, Itacaray, San Miguel, Sipotindi, Iñau, Villamontes y otros que se perforarán entre 2021 y 2022, y se trabajará para ponerlos en producción lo antes posible. También incrementaremos la producción en campos como Sábalo y San Alberto. Contamos además con una cartera exploratoria más amplia y con nuevos actores como Gazprom, YPF y otros con los que trabajamos para que puedan comenzar a producir lo antes posible.
_ ¿Qué tan comercial es Boicobo X1? ¿Cuánto va a producir? ¿Y cuántos pozos se van a desarrollar?
La etapa de pruebas de pozo Boicobo Sur-X1 está finalizando y, posterior al análisis de resultados, la empresa operadora deberá presentar una solicitud de Declaratoria de Comercialidad, tal como indican los procedimientos para que pueda declararse comercial.
Desde el punto de vista técnico, el pozo BCS-X1 produjo durante las pruebas alrededor de 35 millones de pies cúbicos de gas por día y más de 2.000 barriles de condensado, siendo un resultado muy atractivo debido a la producción de líquidos, que podría estar duplicando la relación de producción de condensado/gas de Margarita.
_¿Cuánto va a producir? ¿Y cuántos pozos se van a desarrollar?
De acuerdo a los estudios preliminares geológicos y de reservorios realizados por Repsol y YPFB, el prospecto cuenta con alrededor de 1 trillón de pies cúbicos (TCF) de ‘volumen in place’, lo cual permitiría un desarrollo que podría incluir tres o cuatro pozos adicionales. Estas decisiones van cambiando en función de cada nuevo pozo perforado del cual se va incorporando mayor información y conociendo el contexto de Margarita, esperamos encontrar otras escamas adicionales que podrían desarrollar el campo con más pozos.
_¿Qué piensan hacer con la planta de amoniaco y urea?
Nuestro objetivo es que la Planta de Amoniaco y Urea (PAU) se encuentre operativa durante el primer semestre de 2021. Lamentablemente, la planta sufrió una parálisis técnicamente injustificada desde noviembre de 2019 en adelante, lo que significó una millonaria pérdida para el país no solo por el lucro cesante, sino porque no se hizo un buen plan de mantenimiento para esta situación y sobre todo porque se afectó a múltiples sectores que generaban una interesante dinámica económica en torno a la producción agrícola y comercialización de urea, obligándolos a obtener el fertilizante nitrogenado importado y a más del doble de precio.
_¿A cuánto ascienden las pérdidas económicas por la paralización de la planta?
Seguimos cuantificando las pérdidas económicas, porque como bien decía, al lucro cesante ocasionado por la prolongada paralización, se deben sumar los daños ocasionados a los equipos de la planta, los cuales no son menores. Es por eso que YPFB inició una demanda penal presentada ante instancias de la justicia del país para que este daño económico nacional no quede impune.
_¿Y en qué estado se encuentra la planta actualmente?
La planta se encuentra en estado de inertización. Esto quiere decir que se la ha puesto en pausa hasta que una empresa especializada efectúe el diagnóstico operativo e identifique los daños en las plantas que conforman el total del complejo de amoniaco y urea y, a su vez, determinen las acciones técnicas a seguir para su puesta en marcha, incluyendo la planta generadora de nitrógeno que también está con fallas.
Asimismo, se están tomando las previsiones para contar con el soporte técnico de los licenciantes de las plantas de amoniaco y urea, y la contratación de servicios de operación y mantenimiento que, en este caso, estarán a cargo de nuestras subsidiarias.
_¿Y el mercado de la urea?
Más allá de lo técnico y operativo, uno de los grandes retos es recuperar la confiabilidad de nuestros clientes, principalmente en el exterior del país, y generar acuerdos de venta de urea para el mediano y largo plazo. Esta es una tarea que venimos trabajando en paralelo para que una vez la planta esté en operación tengamos la posibilidad de retomar la comercialización de la producción.
_Uno de los cuestionamientos permanentes ha sido la falta de seguridad en cuanto a la provisión de gas para su producción ¿Cómo piensa YPFB manejar este tema?
El abastecimiento de gas natural para la planta de urea está garantizado y más aún gracias a la conclusión del proyecto de ampliación de capacidad de transporte del Gasoducto Carrasco-Yapacaní (GCY), que estuvo a cargo de YPFB Transporte, y que requirió una inversión aproximada de $us 24,39 millones.
El inicio de operaciones de esta ampliación es fundamental porque garantiza el funcionamiento de la planta de amoniaco y urea y su producción; pero, además, atenderá la demanda del mercado interno del occidente del país.
_Otro de los proyectos estrella del Gobierno ha sido los biocombustibles y en su momento tuvieron un fuerte impulso. En el balance ¿son un buen negocio o una carga para YPFB?
Los combustibles renovables son una vía para reducir la subvención del diésel y la gasolina. Hablamos de una subvención que está condicionada por el aumento del parque automotor y la industria que genera presión sobre las arcas estatales, porque obliga al país a erogar importantes volúmenes de divisas para importar combustibles, sin que el costo final afecte al bolsillo de la población.
Para esta gestión YPFB tiene previsto ejecutar un programa de sustitución de importaciones de diésel mediante proyectos amigables con el medioambiente. Las opciones en las que trabajamos priorizan la reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO2) y apuntan a consolidar un efecto multiplicador con la generación de miles de fuentes de empleo, principalmente en la agricultura, la economía circular y la reutilización de materias primas.
_¿De qué proyectos estamos hablando?
Hablamos de cinco proyectos, de los cuales, uno de los más emblemáticos es el proyecto de diésel renovable, de segunda generación con tecnología HVO, el que permitirá producir alrededor de 10.000 a 12.000 barriles de diésel por día a través de la recuperación y procesamiento de grasas de aceites vegetales y aceites usados. Toda esta materia prima se recolecta y se le realiza un pretratamiento para su procesamiento y obtención del combustible. El combustible resultante es mucho más limpio, con un índice de cetanos mucho mayor por lo que el diésel es de muy alta calidad. Además, el proyecto generará diversas fuentes de empleo a lo largo de toda la cadena de valor.
Por otro lado, como parte de este programa, también se encuentra el proyecto de sustitución del diésel por Gas Natural Licuado para el consumo de las termoeléctricas que generan electricidad, el transporte y la industria que se benefician con un combustible más limpio y eficiente.
