FERNANDO MOLINA
La firma de varios contratos de exploración de gas reanimó una actividad que en Bolivia había quedado gravemente herida desde la nacionalización de la industria petrolera en 2006, siete años en los que solamente se perforaron 20 pozos. Ahora, el gobierno de Evo Morales da prioridad al hallazgo de nuevos yacimientos para satisfacer la demanda interna y externa que tendrá el país dentro de aproximadamente 12 años, es decir, al cabo del lapso asegurado por las reservas actuales de 11,4 trillones de pies cúbicos.
La exploración debe hacerse en este momento porque se requiere entre cinco y 10 años para encontrar y, si se encuentran, para poner en condiciones de explotación a los yacimientos cuya prospección fue concedida hace poco a la rusa Gazprom, la francesa Total, la brasileña Petrobras y la británica BG. Otras áreas ya venían siendo exploradas por la estatal boliviana YPFB, en ocasiones asociada con la venezolana PDVSA.
El exministro de Hidrocarburos Mauricio Medinaceli opina que este esfuerzo no resulta suficiente para aumentar significativamente las reservas de Bolivia (que podrían llegar, en la hipótesis de un uso total, a 60 trillones de pies cúbicos). Sólo se prospectará el 20% de las áreas con potencial gasífero y las inversiones previstas son pequeñas.
En efecto, en el mejor de los casos YPFB destina a exploración alrededor de 200 millones de dólares por año. Y Total y Gazprom invertirán -en total- 130 millones en el "bloque Azero”, que en este momento es el más grande y prometedor de todos los que hay. Al mismo tiempo -según dice Álvaro Ríos, otro exministro del ramo- se necesitaría una inversión inmediata de unos 5.000 millones de dólares para prolongar por varias décadas la condición de Bolivia como proveedora de Brasil y Argentina, y permitirle entrar en otros mercados regionales.
Pero el país no tiene tanto dinero y las multinacionales son reticentes a hacer grandes inversiones desde que, junto con la estatización de las principales compañías, la legislación cambió para obligarlas a actuar como "operadoras” de YPFB y las gravó con un impuesto de 32% a la producción, el cual, sumado a las regalías que ya existían, hace que el Estado se quede con alrededor del 60% de la renta gasífera.
Estas condiciones resultan soportables para las empresas que trabajaban con yacimientos desarrollados y un mercado asegurado, como la española Repsol, que desde 2010 ejecuta un plan de inversiones de 1.200 millones de dólares en el "megacampo” Margarita, pero no son atractivas para quienes tienen que arriesgarse a realizar perforaciones inciertas. Por eso, "para los nuevos contratos deberían verse mecanismos que permitieran al Estado captar una óptima renta petrolera, pero al mismo tiempo dejaran al inversionista tener utilidades aceptables -dice Carlos Delius, representante del sector petrolero privado -. No olvidemos que competimos con otros países gasíferos y con el GNL (gas natural licuado), que llega en barcos al continente. Entonces, tenemos que generar nuevas condiciones para que explorar nuevas áreas sea atractivo para los inversionistas”.
Con los mismos argumentos de Delius, el Gobierno viene anunciando desde mayo el "pronto lanzamiento” de un plan de facilidades para estimular a las compañías petroleras a invertir en exploración de nuevos campos de gas (desde principios de 2012 ya existen estímulos para la prospección de petróleo). Se sabe que estos estímulos podrían consistir en diferimientos impositivos que aumentarían la liquidez de YPFB, con el fin de que esta empresa pagase a sus "operadoras” con más rapidez.
Nada tan radical como la oferta de Argentina de reconocer un precio significativamente mejor al gas "nuevo” y abundante que sean capaces de venderle las compañías, pero aún así suficientemente delicado como para que el plan no se haya concluido ni presentado hasta ahora. Lo poco que trascendió sobre él fue suficiente para alertar a las regiones productoras de gas que rechazan el tener que esperar entre tres y cinco años para cobrar los impuestos que generarán los nuevos descubrimientos. Y, por supuesto, en un año electoral, enfrentarse con los intereses regionalistas constituye un complicado desafío para el presidente Morales.
El experto petrolero Francesco Zaratti cree que aunque no se sabe cuándo se lanzará y en qué consistirá exactamente el plan de estímulos, es probable que los nuevos contratos de exploración que ocuparon los titulares meses atrás se hubieran negociado tomando en cuenta que, en caso de éxito, las condiciones para las empresas serán distintas a las que rigen hoy.
Medinaceli dice que ni siquiera un cambio significativo en la distribución de las utilidades, si se diera, modificaría su escepticismo sobre la posibilidad de que se produzcan inversiones masivas en la exploración de gas boliviano. "Lo que en verdad impulsa a las empresas son los mercados”, dice. La negociación de un contrato de venta a Chile, que hasta ahora no se ha firmado por la histórica enemistad entre ambos países, o la de una venta adicional a Brasil o Argentina, sólo una señal de éstas, sumada a una mejor predisposición gubernamental hacia las inversiones, y a la liberalización y el ordenamiento de las leyes, podría volver a poner a Bolivia en el centro de los radares petroleros. Por cierto, el flamante contrato para vender desde hoy hasta 2016 algo más de dos millones de pies cúbicos diarios a Cuiabá, una ciudad brasileña cercana, no califica como uno de los grandes estímulos que el país necesitaría poner.
Fernando Molina es periodista.
Tomado de paginasiete.bo
