¿Por qué si el anterior Gobierno administró bonanza económica durante 14 años no se logró más producción?
Bueno, habrá que preguntar.
Entrevista – Gentileza de EL DEBER, redifusión autorizada.
El ministro de Hidrocarburos y Energías revela que detectaron que el sector industrial crecía, pero no su consumo de energía eléctrica, por lo que restringieron el insumo y solo será para procesar la materia prima.
(EL DEBER).- Franklin Molina Ortiz cumplirá dos años liderando el Ministerio de Hidrocarburos y Energías. En la última semana se aprobaron cinco proyectos de exploración en el Legislativo, pero también se conoció un decreto que restringe el uso de gas natural en las industrias para generación de electricidad. Molina recibió a EL DEBER en Casa Ejecutiva de YPFB para conversar del presente y los desafíos del sector.
_¿Los nuevos contratos que se acaban de aprobar en el Legislativo ¿contemplan incentivos para las petroleras?
No solo son proyectos, son requisitos que deben estar como condiciones para el cumplimiento de un plan. El ajuste normativo toma en cuenta las condiciones de sensibilidad, que apuntan al ‘government take’ (impuestos que pagan las petroleras por producir hidrocarburos), aspectos que no solo están sujetos a las regiones que reciben regalías e IDH y tienen un impacto, sino también a sensibilidades políticas y sociales.
Santa Cruz participa en tres de los cinco contratos. Nos hacen prever una inversión de $us 582,2 millones. Esta es un área tradicional con la que se cuenta con información, que no es Huamampampa, tal vez no eran el ‘filet mignon’ de las grandes petroleras, pero sí interesan a medianas empresas que aún con el ‘government take’ lo ven posible.
_Se dice que son estructuras muy pequeñas…
Buscamos agilizar los tiempos y mejorar condiciones en estos campos pequeños. ¿Por qué nos interesan? Porque los riesgos para ingresar a megacampos son a mediano plazo y hay que ser francos, los tiempos están encima. Necesitamos medidas inmediatas y eso es lo que se hizo.
_Entonces, ¿eligieron estructuras pequeñas para avanzar más rápido?
Sí, para tener resultados pronto.
_¿En cuánto tiempo?
Que se empiece a producir en 2023, tres proyectos en 2024 y Yuarenda en 2028.
_Urge reponer rápido el gas ¿se analiza el fracking?
Estamos en un plan de ir a los no convencionales. Tenemos un análisis en YPFB en términos de ‘prospectividad’.
_Estiman una renta de $us 1.700 millones, ¿producto de qué volumen de gas?
Cada contrato tiene su característica y la idea es mantener un régimen de producción que evite una caída en el mercado interno. Hoy estamos hablando de que producimos 43 Millones de metros cúbicos/día (MMm3/d) de gas y que se podría golpear de manera severa si no hacemos lo que estamos haciendo hoy.
En términos de recursos, Ovaí tiene una proyección de 63,4 billones de pies cúbicos (BCF), Florida Este (53,2 BCF), Carandaiti (163,1 BCF), Yuarenda (171,3 BCF) y Sayurenda 35,5 BCF.
Adicionalmente a ello se ven otras áreas, porque YPFB trabaja en incrementos en algunos líquidos. De hecho, en directorio aprobamos más de 10 proyectos en YPFB, es un hecho histórico y ello no se había logrado en un año.
_Pero ir por estructuras pequeñas también es una inversión menor…
Si vemos el volumen de inversiones, vamos a superar lo previsto. Tenemos proyectado $us 1.500 millones para este año, pero producto de la negociación y expectativa favorable, creemos que se va a superar ese monto. Sabemos que no es suficiente, pero es necesario por la urgencia. Encontramos un país, en noviembre de 2020 con una tasa de declinación tremenda de hasta el 10%.
_Hace más de un año usted dijo que el sector hidrocarburos necesitaba reformas de fondo, ¿por qué no se las hizo?
Se han emitido normas, decretos que nos permiten establecer mecanismos de incentivo para la producción de crudo, incluso para gas y condensados en campos menores. Como resultado de ello se fueron firmando distintos contratos.
_¿Por qué si el anterior Gobierno administró bonanza económica durante 14 años no se logró más producción?
Bueno, habrá que preguntar.
_¿Cree que la nacionalización desincentivó la inversión?
Yo creo que se debió hacer más. No quiero echar la culpa, porque es fácil decir que hay responsables. Pero evidentemente, no se hizo lo suficiente; sin embargo, creo que en su momento se debió ver un poco el largo plazo. Y el largo plazo ya nos hacía visualizar que habría un crecimiento de la demanda, nos referimos en algunos años a tasas que se acercan al 10% en cuanto a energía en el mercado interno y es lo que ha sucedido. Los mercados externos tampoco se quedaron estáticos. Mire Brasil y Argentina, ellos compran en algunos casos a precios spot impresionantes.
Hay un requerimiento mayor al país, debemos estar preparados para ese contexto y necesitamos rápidamente avanzar en nuevas inversiones en el upstream (perforación y producción) y es necesario configurar un escenario óptimo para que ello ocurra.
Tenemos un anteproyecto de ley que fue muy debatido internamente en los últimos seis meses.
_¿El anteproyecto contempla incentivos?
Tiene que ver con incentivos en la producción y mecanismos para agilizar la burocracia en cuanto a aprobación de contratos. La negociación que se vuelve demasiada larga. Pero no es tarea fácil. Créame que si las leyes dependieran de un solo sector, en este caso del Ejecutivo sería más fácil. Por eso, avanzamos en lo realizable, ahora viene la segunda parte que son las acciones.
_¿Esta norma modificará la carga tributaria de las empresas por IDH y otros impuestos?
Yo me quedaría como incentivo. Vamos a mejorar condiciones económicas y financieras, que es lo más importante. Porque las sensibilidades de orden fiscal, político, regional y social nos pueden jugar en contra cuando no tenemos algo que llegue a establecer todos los mecanismos.
La transparencia para brindar la información es clave, es un elemento que se cuestiona. Hay que convencer a las regiones que la suma cero es cero, si queremos subir los impuestos, el cero por mil es cero. Entonces, hay que tratar de que haya equilibrio, que uno sea igual a renta, actividad económica e inversiones. Es un trabajo complejo porque se debió hacer hace tiempo. Hubo la Ley de Incentivos, pero en la práctica no ayudó a aumentar reservas. Las operadoras invirtieron, pero no dieron los resultados esperados.
_¿Cómo se perfila el escenario gasífero boliviano con un mercado argentino que busca terminar el contrato con Bolivia antes de 2025 y Brasil con demandas privadas que todavía no son estables?
Se han abierto una serie de desafíos y oportunidades. El contexto internacional ha cambiado y este cambio llegó más rápido de lo que visualizábamos hace 10 años. Por ejemplo, en Brasil ya no es solo un competidor que es Petrobras, ya son varios. Para Brasil, Bolivia es un mercado importante no solo en gas, sino electricidad y urea e incluso litio.
_Sin embargo, cómo se anima el Gobierno a proyectar una segunda planta de urea cuando ahora el gas está en un punto de equilibrio entre consumo interno y externo?
Nunca será un mal negocio darle valor agregado a la materia prima, en este caso el gas. Entonces, al exportar con valor agregado, una planta se paga en dos años.
_¿Una planta que costó $us 1.000 millones como la de Bulo Bulo?
Claro que sí. Este año estamos superando los $us 260 millones a los primeros días de agosto en ventas, entonces, este año llegaríamos a pisar los $us 400 millones, si las condiciones favorables de precio continúan. Son ingresos importantísimos para el Estado porque permiten una tasa de recuperación más rápida que $us 10 por millar de BTU, el precio al que le estamos vendiendo a Argentina en este tercer trimestre.
_Pero acaba de parar otra vez la planta de urea…
Se detectó el problema cuando en 2021 se hizo arrancar la planta. Sabíamos que habría problema con unos reactores, no se puede parar todo de golpe. Entonces, se hizo un plan progresivo de equipos críticos que se deben ir ajustando en un periodo de tiempo para no paralizar mucho la planta. Hubo problemas en los primeros meses del año y se indicó que habría una segunda parada en la planta por un problema en un turbo reactor.
Yo pedí que se valore porque había dos posibilidades, una era esperar una logística más complicada y la otra, hacerlo en dos tiempos. Lo principal se solucionó y prueba de ello es que todo el personal extranjero se ha retirado.
_Restringen el gas para la industria ¿lo exportará porque genera más dinero?
No solo exportarlo como gas, sino con valor agregado.
_¿Por qué se prioriza el mercado externo antes que el interno?
Bolivia tiene una gran ventaja en el continente. Tenemos gasoductos a Brasil y Argentina, con importante capacidad instalada. Eso nos posiciona como país con tremenda posibilidad de ser un jugador estratégico entre varios países. No nos olvidemos que cuando Argentina no consume, deriva volúmenes a Chile. Eso no es desconocido. Entonces, hay ventajas que no es fácil construir.
¿Qué se necesita? Inversiones y que se viabilicen rápido. Tuvimos conversaciones con las empresas del sector petrolero interesadas en tener resultados en el país, como Total y Repsol que están dispuestas a seguir avanzando para que se viabilicen las inversiones en el sector. Además, proyectamos una ley de asociaciones público-privadas.
_Se volverá a enviar a Brasil más volúmenes de gas en octubre cuando la demanda argentina disminuya por cambio de temporada?
Está previsto en el contrato. Lógicamente, por lo que creemos que hay un contexto de precios, más allá de la disminución de volúmenes. Argentina seguirá demandando volúmenes altos, creemos que de alguna forma pedirá o el mercado spot, porque YPFB ha venido firmando una serie de contratos con empresas brasileñas.
Nuestro presidente de YPFB está en Brasil participando en un evento importante y dijo que hay varias empresas interesadas en firmar contratos.
_Se acaba de restringir el gas a la industria y reclaman que el recurso sea primero para los bolivianos…
Lo tienen y estamos instalando nueva redes de gas. Este año invertimos casi Bs 600 millones y eso muestra un compromiso del Estado para que todos se beneficien.
_Pero el mercado interno ya ha superado los volúmenes que demanda Brasil…
Es que en su caso, las hidroeléctricas les fallaron porque sus hidroeléctricas son de pasada, no de embalse. Por eso, es importante un mix, nosotros tenemos hidroeléctricas con embalse, es lo ideal.
_¿Habló de subsidios al sector industrial…
Nosotros, la categoría residencial pagamos más que el sector industrial. Pagamos $us 0,8 o 0,9 centavos por kilovatio/hora y ellos pagan 0,54 centavos.
_¿Industriales dicen que la restricción aumenta sus costos entre un 40 y 60%…
Si sus costos suben un 40 a 60% y no es empresa eléctrica, entonces ¿a qué se dedican? Había que ordenar la casa, porque esta imprecisión normativa del DS 1996, al permitir mecanismos de autogeneración posibilitó una distorsión total. Si bien hay 20 empresas que tienen contratos con YPFB y se contabilizó, nos dimos cuenta de que hay como 100 empresas ‘piratas’, que están ilegales conectadas al gas para autogeneración.
_¿Conectadas al gas ilegalmente?
Sí, sin reportarle a la Autoridad de Electricidad, lo que es peligroso. Se deben ver las condiciones, pero además, bajo este elemento, algunas empresas no pagan la tasa de alumbrado público, la tasa del aseo. Son grandes empresas generadoras, entonces, claro que hay ordenar la casa
_¿También lo hacen para que se utilice la capacidad ociosa de electricidad porque tenemos superávit de oferta?
En el Balance Energético el comportamiento muestra que la demanda residencial crece al orden del 7%, pero en el sector industrial está estancando y hasta parece que decrece. Nosotros evaluamos y vimos algo raro, entonces parece doloroso, pero en términos de Estado es ganancia.
De hecho, el modelo que se hace para la proyección de la demanda de electricidad es el insumo principal para planificar la expansión, y lo que hacen los agentes, incluidas las grandes industrias. Por ejemplo, en Puerto Suárez nos presentaron una demanda de electricidad y el Ejecutivo recibe la demanda y la incorpora en la planificación, no es que se van a construir al viento. Se prioriza en función a la expansión. Entonces, si se hace una planificación de mediano y largo plazo, ¿Qué pasó?.
_ Sin embargo, aproximadamente el 50% de la capacidad instalada de generación de electricidad de Bolivia se mantiene ociosa ¿No pierde dinero el Estado?
Esto es un camino. En el caso de la generación distribuida en base a fuentes renovables nos ayuda a desplazar gas para industrializar u otro mercado, pero además estamos cumpliendo como país. El Estado boliviano cada año envía los informes sobre contribuciones por emisiones de CO2, el país tiene una meta y debe cumplirla
Es importante que la demanda del sector industrial crezca. Nosotros estábamos como a ciegas, no crecía el consumo aún cuando se instalaban nuevas industrias. Parte de esas medidas son los decretos.
_¿Cuál es la actual capacidad instalada de generación de energía eléctrica de Bolivia y cuánta de esta funciona con gas, diésel y otros combustibles?
Tenemos una demanda de 1.600 MW y de esa 3.600 MW de capacidad instalada. Menos del 75% es térmica y es a gas y ciclo combinado; es decir, que los ciclos combinados llegan casi al 28% y el saldo es hidroeléctricas, eólica solar fotovoltaica y biomasa.
Esa es la estructura, pero en 2015 en términos de generación eléctrica era de 7 MMm3/d y con la participación de las renovables y los proyectos eólicos, son casi 1.157 MW. Fuimos incrementando las fuentes renovables y seguimos trabajando con incorporar otra fuente como la geotermia, que son alrededor de 100 MW.
Ahora, lo que hicimos fue paralizar un poco la inversión, pero para el 2025 serían 550 MW.
_¿Y cuándo se concretará la exportación de electricidad a la Argentina que se anunció desde 2014?
Argentina es un mercado interesante. En su momento se firmó un convenio para exportar hasta 500 MW, pero por condiciones políticas como el gobierno de Mauricio Macri, se redujo a 120 MW. ENDE estuvo trabajando en la construcción de esa línea. Se empezaría a exportar este año, por lo que esperamos que se inyecten los primeros megavatios.
_¿Hay acercamiento con otros países?
Venimos haciendo estudios en el norte del país, en la cuenca del Río Madera con Electrobras, ENDE, apoyo de la CAF y BID para revisar alternativas de interconexión para una demanda creciente del lado brasileño.
Paralelamente, tenemos reuniones con el Estado de Mato Grosso, y uno de los aspectos es el tema energético porque son oportunidades que se pueden aprovechar en el mediano plazo.
_¿Y no sería interesante impulsar con mayor fuerza la electromovilidad por la sobreoferta de energía eléctrica?
Está en el plan. Instalamos nueve electrolineras. Se sabe que los vehículos gastan menos en mantenimiento. Hemos lanzado una medida para promover la importación con arancel cero porque están bajando de precio. Por ejemplo, los paneles solares en 2010 eran inaccesibles, pero hoy cuestan menos.
En 2015, China proyectó que su parque automotor sea un 30% eléctrico y lo lograron rápido, y nosotros debemos ir transitando por ese camino,
_ ¿Y a nivel de municipio con el transporte público?
La inversión en un vehículo eléctrico es alto. Estamos en reuniones con la Alcaldía cruceña y el transporte público, porque un bus eléctrico cuesta el doble de lo que uno a diésel.
Además se trabaja en la generación distribuida (la generación de energía eléctrica mediante muchas pequeñas fuentes de generación que se instalan cerca de los puntos de consumo) y estamos evaluando con la Autoridad de Electricidad para profundizar los mecanismos de incentivo y la generación distribuida que permita avanzar y reemplazar consumo de combustible fósil. Por ejemplo, en Sucre estaban trabajando en disminuir el consumo de electricidad en las luminarias.
_En la región ya se trabaja en vehículos impulsados por electricidad y etanol, tomando en cuenta que el biocombustible se produce también en Argentina, Colombia y Brasil…
Sí, el tema del etanol es importante. Pero los precios varían, no son estáticos por diversos factores. El problema es que en Bolivia nos acostumbramos a los precios fijos.
PERFIL
Franklin Molina Ortiz es economista y, especialista en desarrollo energético. Estudió en la Uagrm de Santa Cruz, realizó posgrados en Bolivia y Chile relativos a gestión pública, administración, gestión financiera y gestión de empresas. Fue viceministro de Desarrollo Energético. Es ministro de Hidrocarburos y Energías desde noviembre de 2020.
CARLA PAZ – EL DEBER
