Las transnacionales, desde hace años, han cultivado el mito de la incapacidad de los pueblos del Tercer Mundo para acceder, operar y adaptar los desarrollos tecnológicos que son esenciales en la industria. En esta teoría se apoya el neoliberalismo para el desmantelamiento de las empresas estatales por incapacidad tecnológica tal como aconteció en nuestro país..
YPFB fue calificado en el Plan de Todos como empresa irrentable, ineficaz, corrupta y carente de tecnología. Tal calificación está en contradicción con las realizaciones positivas de YPFB en los 60 años de funcionamiento y los testimonios dados en los años 70 y 80 por entes financieros internacionales como el Eximbank, BID y el Banco Mundial, al aprobar sin observaciones los proyectos industriales presentados por YPFB solicitando los créditos respectivos; haciendo notar que YPFB supo honrar fielmente los compromisos de pago..
Por ello, el peor error que se cometió fue la destrucción de la infraestructura productiva de YPFB al mismo tiempo que la de sus recursos científico-tecnológicos, los cuales estaban en un alto nivel de conocimiento..
Fue ese el peor error porque en el crucial tema de las reservas del gas para la exportación al Brasil, YPFB ya disponía de las reservas necesarias en 1984 del orden de 4.7 Tpc con el mejor precio de 4.2 dólares por milla de pies cúbicos ($/Mpc), y en 1990, cuando se firmó el contrato preliminar de exportación al Brasil, las reservas eran aún mayores, pues YPFB descubrió los yacimientos de San Alberto con 11.05 Tpc de reserva y San Antonio con 5.25 Tpc..
En noviembre de 1993, YPFB descubrió el pozo Bulo Bulo X-3, con la misma formación profunda de Hamampampa lo que aumentó las reservas en 3 Tpc. En la prueba de producción del pozo estuvo presente el entonces presidente Gonzalo Sánchez de Lozada..
En septiembre de 1995 se realizó en Santa Cruz, en el anditorio de la Sociedad Boliviana de Ingenieros, un foro debate sobre el entonces proyecto de capitalización en el que participó el Gerente de Explotación de YPFB, Ing. Miguel Cirbian, quien informó que las reservas probadas de gas de YPFB eran de 7.21 TPC. y reservas potenciales de 25.3.TPC. Se había programado convertirlas en probadas en 10 años. El Secretario Nacional de Energía, Mauricio González, en gira en Canadá declaró que las reservas potenciales bolivianas alcanzaban a 27 Tpc..
En conclusión, el presidente Gonzalo Sánchez de Lozada y sus ministros conocían que YPFB había descubierto importantes reservas de gas en volúmenes superabundantes para cumplir la exportación de gas al Brasil. Que, con la garantía de esas reservas estaba garantizado el financiamiento del gasoducto al Brasil. Que, YPFB tenía toda la experiencia y capacidad para construir y operar el gasoducto de exportación. Que, los ingresos por la exportación serían suficientes para afrontar cualquier programa de incremento en la producción del gas. Por tanto, no había ninguna justificación para la desaparición de YPFB, vía «capitalización», y, su consecuencia, la enajenación del ingente potencial de gas.. Exportación a EEUU y México . El Consorcio Repsol-YPF, British Gas y Panamerican Energy son concesionarios del bloque Caipipendi en las cercanías de Villamontes, en el cual se halla el campo Margarita que tiene una reserva de 13.42 Tpc de gas. La concesión fue otorgada en 1998 por 40 años bajo los términos de la Ley de Hidrocarburos (Nº 1689)..
Crisis energética en California, EEUU. A mediados del año 2001 se presentó la crisis de energía eléctrica en el Estado de California, atribuida a un desabastecimiento de gas en las plantas termoeléctricas. El precio del gas se elevó a 10.01 dólares por milla de pies cúbicos ($/Mpc) en California-Texas y a 6.44 $/Mpc en Mexiccali, Saltillo- Monterrey de México durante los meses de noviembre 2001 a enero 2002. En los siguientes meses esta burbuja se desinfló, en México bajó hasta 4.0 a 3.85 . $/Mpc y en Texas a 2.8 $/Mpc..
A raíz de la quiebra fraudulenta de la transnacional ENRON en los EEUU, en diciembre 2001, se descubrió que una de sus operaciones ilegales consistió, precisamente, en urdir la crisis de suministro eléctrico en California. Fue una operación manipulada al amparo de la «desregulación» de tarifas eléctricas dispuesta por el gobernador de California en conexión con disposiciones sobre la materia dispuesta por el vicepresidente de EEUU, Cheeney. La ENRON obtenía energía eléctrica a $us 23 el megawatt (MW) para trasladar supuestamente al Estado de Oregon, mientras que de regreso vendía a $us 137 el MW, estafando millones de dólares al consumidor californiano..
Estructuración del Proyecto PACIFIC LNG.: El Consorcio Repsol-YPF, BG y Panamerican Energy se interesaron en el mercado norteamericano a raíz de la crisis californiana y constituyeron el proyecto PACIFIC LNG, para llegar a ese mercado usando la tecnología de licuefacción del gas (Líquidos Natural Gas) y, a ese efecto, firmaron un preacuerdo de suministro de hasta 24 millones de metros cúbicos de gas por día (MMcmd) con la empresa SEMPRA ENERGYY de California. La estatal de México PEMEX manifestó su intención de adquirir este energético..
El proyecto de ingeniería consiste en lo siguiente:.
-Un gasoducto de 42 pulgadas de diámetro entre el campo Margarita y el puerto chileno de Mejillones de 720 kms. de extensión. En paralelo se tendería un oleoducto de 18" (pulgadaas) para transportar el petróleo-condensado que fluye de los pozos acompañando al gas..
-La Planta de licuefacción en dicho puerto..
-Flota de buques «metaneros» para transportar el gas líquido hasta un puerto mexicano en Ensenada, Baja California de México, contiguo a la frontera norteamericana. El recorrido marítimo es de 4.200 millas (720 kms.) -La Planta de regasificación en el puerto de arribo..
-Gasoductos de distribución a los centros del mercado de EEUU y México..
El proyecto presentado al gobierno de Quiroga fue mantenido en reserva y sólo se informó que la inversión estaba entre 5.500 7.000 millones de dólares. El gobierno de Sánchez de Lozada declaró que el informe de la PACIFIC LNG era incompleto por lo que dispuso su estudio mediante la consultora GLOBAL ENERGY.. Precio del gas natural . Un factor básico del proyecto es el precio de compra-venta que debió negociarse con la empresa compradora SEMPRA, precio hasta ahora desconocido. Éste es básico porque determinará la viabilidad o no del proyecto. No existe un precio internacional del gas al cual referirse, lo contrario del precio del petróleo que sí existe. En esa región del continente, los EEUU que aún son potencia gasífera, controlan el precio del gas en función de sus intereses. Sus reservas son de 1.779 Tpc. suficientes para cubrir su demanda interna por 50 años. Su consumo de 20.3 Tpc lo complementa (con sólo 1% de ese consumo) con importaciones; por tanto, esta situación le permite dictar una política de precios bajos del gas para favorecer a su economía. En el período 1985 a 1999 ha mantenido los precios del gas en el orden de 1.5 a 2.5 $/Mpc.(Precios Henry Hub) y pronósticos del Departamento de Energía de EEUU señalan que el precio actual de 2,9 $/Mpc podría elevarse a 3.0 el 2008 y el 2020 a 3.5 $/Mpc, una perspectiva poco alentadora para el gas boliviano.. El parámetro geopolítico .
El componente geopolítico del proyecto referido a la salida del gas por Chile, fue ignorado por los gobiernos bolivianos de Banzer, Quiroga y Sánchez de Lozada lo que preocupó a la ciudadanía y dio lugar a una campaña de oposición al proyecto..
Con toda razón se dice que el poten-cial del gas boliviano es la llave que pue-de abrirle el candado del enclaustramiento marítimo que padece el país desde 1879, por lo que el gobierno debiera actuar con firmeza y vigor en una negociación directa con Chile demandando una salida soberana a cambio de un programa de integración energética en base del gas. Contrariamente a esta posición, esos gobiernos se limitaron a solicitar tibia-mente ciertas facilidades que configuran una llamada «cualidad marítima» que Chile nos otorgaría, y que posteriormente fue planteada al gobierno del Perú..
El Perú respondió muy positivamente proponiendo un Plan de Integración Bina-cional de complementación económica, desarrollo humano y exportación hacia la región del Pacífico-Asia. Respecto al pro-yecto LNG se ofrecen las más amplias facilidades de tránsito, portuarias, indus-triales, laborales y administración para el establecimiento de una Zona Económica Especial (ZEE) por 9 años, renovable y aplicable al tendido del gasoducto. En suma, se ofrece una autonomía amplia lindante al uso soberano de la zona otorgada.. Economía del proyecto . El proyecto tiene tres componentes de tecnología sofisticada de alto costo. La planta de licuefacción debe reducir el volumen del gas seco (metano y etano) 600 veces y bajar la temperatura a menos 264 grados F°. En esas condiciones críticas se embarca en los «metaneros» cuyas instalaciones estarán diseñadas para mantener el gas en fase líquida hasta el puerto de descarga y la planta de regasificación para su reconversión en fase gaseosa que debe contar con el almacenamiento adecuado. Esta tecnología es de alto costo y juega un papel importante en la rentabilidad del proyecto..
El Comité de Defensa del Patrimonio Nacional (CODEPNAL) formuló un modelo de simulación del proyecto para determinar rendimientos y rentabilidad. Se determinó un precio de venta del gas en función de la equivalencia calórica del gas boliviano versus el petróleo índice West Texas Internacional de la Costa del Golfo -un método usual en la industria petrolera-, que referido a su precio 19.21 $/BI (Nov-Dic. 2001) dio el precio de 3.74 $/Mpc para el gas boliviano puesto en México. A este precio se deducen los costos unitarios del proyecto incorporados en el cuadro anterior, que suman 3.04 $/Mpc. (net back) lo que da el precio en boca de pozo en Bolivia de 0.70 $/Mpc, precio con el cual se calculan las regalías e impuestos conforme a ley..
Este precio es desfavorable, pues es la mitad del que está pagando PETROBRAS y, consiguientemente, tanto por efecto precio bajo como por el esquema de tributación de tipo colonial, dado por la ley de hidrocarburos, los aportes para la nación son muy reducidos..
Con ese precio de 3.74 $/Mpc se operó el modelo asumiendo ingresos de la venta del gas a razón de 30.0 millones de metros cúbicos por día y de los líquidos que le acompañan y que son importantes, pues se trata de 50.000 barriles por día, a precios de mercado internacional..
Las utilidades para el Consorcio son de 633 MM$ al año que dan una tasa de retorno del 23%, mientras que los ingresos del Estado boliviano, incluyendo regalías, alcanzan a 138 MM$, siempre que funcione una fiscalización adecuada, pues de otro modo se reduciría a sólo 70 MM$us. Evidentemente, es un mal negocio para el Estado boliviano..
Obviamente, si el precio en los EEUU es inferior al de 3.74 $/Mpc del modelo, los resultados serían peores. Una variable importante es el net back o costos unitarios del proyecto estimado en 3.04 $/Mpc, y que el Banco Mundial calculó en 2.45 $/Mpc que favorece en algo al precio en boca de pozo.. Juego de intereses a favor de la salida por Chile En 1995 sorpresivamente apareció un proyecto de exportación, incluyendo diseño de ingeniería, de gas a Chile que involucraba a ENAP, estatal petrolera chilena, y a YPFB. Gracias a un pronunciamiento de oposición de las FF. AA., fue desechado..
La empresa compradora SEMPRA ENERGY tiene una filial en Chile que es una de las tres empresas más grandes distribuidoras de energía eléctrica..
* SEMPRA chilena es socia de CMS Energy copropietaria de Gas Atacama, la cual tiene un convenio de suministro de energía eléctrica con Apex Silver que desarrollará la mina San Cristóbal de Potosí..
* La Betchel y la BHP de Australia, ligadas con el grupo Luksic y ENDESA, eléctrica chilena, tienen enorme interés en el gas boliviano para suministro eléctrico a la más grande mina de cobre del mundo, LA ESCONDIDA, situada en Atacama, de la que son propietarias las tres empresas citadas..
* El Canciller boliviano, Carlos Saavedra Bruno, sorprendentemente, elabora conjuntamente con funcionarios chilenos, un Acuerdo de Complementación Económica entre Bolivia y Chile que, en el Capítulo IX, Complementación energética, articulo 16° expresa:.
* «Los países signatarios (Bolivia y Chile) procurarán que, en el futuro, se concreten entendimientos para la compra y venta de gas natural de origen boliviano, cuando se presenten las condiciones de disponibilidad de reservas bolivianas de gas natural, cuya producción correspondiente no esté comprometida y cuando se presenten las condiciones de factibilidad técnica y económica conveniente.»..
* El Canciller Saavedra, si se firma este convenio, cerraría definitivamente el ciclo de la demanda boliviana de volver al mar con soberanía, al ceder el potencial energético boliviano como si fuera un «comodity» cualquiera, en vez de utilizarlo estratégicamente para romper el enclaustramiento.. Necesidad de una nueva política petrolera . Existe la certidumbre del fracaso del modelo neoliberal y, su consecuencia, la crisis total que vive el país. En ese contexto, y tomando en cuenta el extraordinario potencial del recurso gas a la vista, que está enajenado, y que por tanto no juega el papel de reactivador de la economía nacional, se impone formular una política de recuperación de los hidrocarburos que conduzca a la generación de riqueza en beneficio del pueblo boliviano..
Un paso inicial y trascendente tiene que ser el de imponer una ley de hidrocarburos que esté en concordancia con la Constitución Política del Estado, en el Titulo de Régimen económico y financiero, artículos 132° al 144°, restableciendo la soberanía del Estado sobre estos recursos, su accionar directo en su explotación a través de la estatal YPFB, reconstituida, y planificar el desarrollo de la industria petrolera en concordancia con el desarrollo económico del país.. * El autor es Presidente de CODEPANAL (Comité de Defensa del Patrimonio Nacional)
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