Las empresas que operan el campo argentino aceleran la producción del energético, lo que supone una baja en los costos que afectará a Bolivia, según expertos.

 

ECONOMIA

viernes, 28 de junio de 2019 · 00:04

 

Lidia Mamani / La Paz

 La explotación no convencional de hidrocarburos en la formación geológica de Vaca Muerta, Argentina, sumó esta semana un nuevo récord de etapas de fractura, lo que aceleró su producción de gas, bajó sus costos y, a futuro, obligará a Bolivia a competir en el mercado a precios más bajos, según el análisis de expertos.

La nueva marca de etapas de fractura se registró en el bloque Bajada del Palo Oeste, donde las petroleras alcanzaron 11 etapas en 24 horas, y superaron las 7,6 etapas en un día, alcanzadas hace un mes, reportó Río Negro.

Al respecto, el exministro de Hidrocarburos, Álvaro Ríos, explicó que Argentina ya no necesita descubrir el shale gas (gas de lutitas) que hay en la cuenca neuquina, sino sólo producirlo, lo que hace que sus costos de producción bajen y, por lo tanto, el gas producido y ofrecido al mercado sea menos costoso.

“Para que el gas boliviano llegue al país vecino tiene que ir a competir con el precio bajo de Argentina. No estamos diciendo que no podrá competir, sino que ya no podremos tener precios elevados como antes, porque hay varios productores que extraen gas y cada vez son más competitivos, incluso pueden llegar hasta el nivel de Estados Unidos”, manifestó Ríos.

Eso significa que el gas de Vaca Muerta ahora puede llegar a Chile, Brasil, abastecer a la misma Argentina e incluso ser exportado a otros continentes mediante el Gas Natural Licuado (GNL).

“Esta competitividad sin duda le impacta a Bolivia porque el país tiene que ir a competir en el mercado argentino con este gas producido en Vaca Muerta, que ya no hay que descubrirlo y esa es la gran diferencia con el gas boliviano, que es competitivo, pero hay que descubrirlo. El efecto para el país será que los ingresos que se percibirán por la exportación van a ser menores, por los bajos precios”, sostuvo.

Agregó que luego de 2020, cuando concluya la cuarta adenda suscrita con el mercado argentino, en febrero de este año, la negociación que se haga será sobre la base de los costos de producción que tengan las empresas que operan en Argentina.

El investigador de la Fundación Jubileo Raúl Velásquez coincidió al mencionar que las empresas que operan en Vaca Muerta, al igual que en el presal de Brasil, hicieron fuertes inversiones en tecnología y eso les permitió abaratar costos que cada vez vienen a ser menores.

“Para Argentina lo complejo ya pasó, por lo tanto, los precios de los costos tienden a disminuir y subir las ganancias de las petroleras; lo mismo sucedió con el presal al explorar las capas salinas para llegar al reservorio. En ese sentido, el gas boliviano tendrá que competir con los dos países que eran nuestros mercados y ahora son competencia”, dijo.

Velásquez recordó que a estas alturas lo ideal hubiera sido que los acuerdos que se anunciaron con Perú o Paraguay se hubiesen hecho efectivos hace cinco años, para estar en mejores condiciones a las negociaciones que se tendrán con Brasil y Argentina.

El experto consideró que las autoridades ya no pueden seguir con el discurso de que “Bolivia es el corazón energético de la región”, cuando la producción de Brasil está en crecimiento, lo mismo que la de Argentina, mientras que, en la actualidad, las reservas del país tienden a decrecer, puntualizó.

Potencial argentino

• Campo Vaca Muerta es la principal formación de shale (tipo no convencional de gas) en Argentina. El campo está en la Cuenca Neuquina, al sudoeste del país, y tiene una superficie de 30.000 kilómetros cuadrados, de los cuales YPF posee la concesión de más de 12.000, según medios locales.
• Reserva Los estudios realizados en el yacimiento permitieron confirmar que Vaca Muerta tiene un potencial para la obtención de gas de unos 308 trillones de pies cúbicos (TCF), además de contar con recursos importantes de petróleo.
• Inversión La estatal YPF y Chevron, además de Total y Royal Dutch Shell en ocho años invirtieron 13.000 millones de dólares, sólo para la fase de exploración del campo.

René Martínez Céspedes / La Paz 

El Gobierno anunció el incremento de  50 bolivianos mensuales para el pago de la Renta Dignidad a sus beneficiarios. Esta decisión se aplica en un contexto de déficit fiscal, con una tendencia de gastos que se incrementan e ingresos que se reducen, lo que pone en duda la sostenibilidad de su financiamiento.

Autoridades económicas del Gobierno comprometieron que desde julio de 2019 el pago mensual de la renta subirá de  300  a  350 bolivianos para los no rentistas y de  250 a  300 bolivianos para los rentistas. En suma, los beneficiarios llegan a un millón de personas en el país.

Según la presentación del Presupuesto General de la Nación   2019, inicialmente se tenía contemplado un monto total de  3.936 millones de bolivianos para el pago de este bono. Se estima que el incremento de la Renta Dignidad significaría, en adelante, un costo adicional de más de 700 millones de bolivianos anuales.

Los bonos, como un avance social, más aún si contribuyen a reducir la pobreza, deben tener un financiamiento que esté garantizado, más allá de las coyunturas económicas. Esta es una responsabilidad de quienes administran el Estado.

En el actual contexto económico el país atraviesa por un déficit fiscal y este beneficio se financia básicamente con ingresos de la venta de recursos no renovables –como el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH)- los cuales han caído en los últimos años.

Este bono, a pesar de que no estaba comprendido ni en el Referéndum del Gas (2004) ni en la Ley de Hidrocarburos (2005) que creó el IDH, de acuerdo con la Ley de la Renta Dignidad (2007),  es financiada principalmente con el 30% del IDH de los recursos asignados a gobernaciones, municipios, Fondo Indígena y Tesoro General de la Nación (TGN). 

Desde su creación, el año 2007, la Renta Dignidad ha tenido diferentes incrementos y ampliaciones, como la inclusión del aguinaldo. En los primeros años de implementación y durante la pasada temporada de bonanza, los recursos del IDH fueron suficientes para cubrir este beneficio, e incluso se acumuló un fondo; pero desde la caída de los ingresos por la venta del gas, el 30% del IDH que se destina a este beneficio ya no alcanza.

Como cualquier otro bono, la Renta Dignidad es un gasto corriente; además, es recurrente e inflexible a la baja, es decir que no se puede reducir ni dejar de pagar. Este tipo de gastos debieran ser financiados con ingresos que provengan de fuentes sostenibles y estables en el tiempo y que no depende de recursos no renovables (perecederos) con precios volátiles.

Una evidencia de que el IDH no alcanza para el pago de este beneficio son las declaraciones del Gobierno respecto a que el incremento de la Renta Dignidad será cubierto con recursos del TGN.

Sin embargo, aquí se presenta un problema, el sector público se encuentra en déficit desde el año 2014, y específicamente el Tesoro General de la Nación (que son los recursos que administra el nivel central, principalmente provenientes de impuestos) también está en déficit.

En su momento, cuando el Estado tenía superávit, tenía que haberse dado sostenibilidad al financiamiento de este importante beneficio, y a las finanzas públicas en general, en el marco de reformas fiscales.

Pero la tendencia en el incremento de gastos del sector público sigue en ascenso, el déficit se va profundizando, lo que 
conlleva a generar mayor endeudamiento. A mediano plazo, la situación es insostenible y será más complicado atender las necesidades de la población más vulnerable.

La Renta Dignidad o Renta Universal de Vejez fue establecida mediante Ley 3791, de noviembre de 2007 (reemplazando al Bonosol creado en 1996), en el gobierno del presidente Evo Morales. Se trata de un pago vitalicio a todos los bolivianos residentes en el país mayores de 60 años.

 René Martínez Céspedes, Analista de Fundación Jubileo

Un jefe de hogar que hace seis años gasta más de lo que gana, y que para cubrir sus deudas recurre cada vez más a los préstamos, pone en riesgo a su familia. Así es, según los economistas, que se puede interpretar el déficit fiscal que arrastra el país desde 2014, y que, a criterio de ellos, es alentado por los proyectos públicos no rentables y el gasto burocrático.

De acuerdo con un informe de la Fundación Milenio, los datos más recientes de las cuentas fiscales en Bolivia muestran un déficit del sector público no financiero (la suma del Gobierno general y las empresas públicas) en 2018 de Bs 22.670 millones, superior a los Bs 20.278 millones de 2017. Aunque para esta gestión el Presupuesto General del Estado (PGE) proyectó un déficit fiscal de Bs 21.502 millones, Bs 1.168 millones menos que en 2018.

A pesar de esta reducción, desde Milenio indicaron que tomando los datos de 2018 estas cifras son las más altas en al menos tres décadas, y que para hacer una comparación más adecuada es preciso relacionar este déficit con el Producto Interno Bruto (PIB). Con este ajuste, según el documento, se observa que el nivel registrado en 2018 es del 8,1% con respecto al PIB, ubicándose como el segundo más alto en el periodo mencionado.

Indican que no puede dejar de preocupar lo que sucede en las cuentas fiscales, que en los últimos años fueron descuidadas. “Tener un déficit superior al 3% del PIB es preocupante, pero además que sea creciente puede convertirse en un factor de riesgo importante. El contexto nacional, regional e internacional puede desequilibrar la economía, dejando al país en una situación muy desventajosa. Si se observa el presupuesto para 2019, no existe indicio alguno de prudencia fiscal y, al contrario, se busca mantener elevado tanto el gasto como el déficit, este último con el 7,8% del PIB. Ajustar las cuentas públicas es un imperativo”, remarca el informe de la Fundación Milenio.

Otras lecturas

René Martínez, analista de la Fundación Jubileo, sostuvo que el hecho que el déficit fiscal esté cerca del 10% con respecto al PIB preocupa y que la economía nacional corre el riesgo de verse afectada en las variables macroeconómicas a mediano plazo.

Hizo notar que desde 2015 los ingresos por las exportaciones de los hidrocarburos disminuyeron, mientras que la recaudación tributaria se congeló.

Así, según datos del PGE 2019, la recaudación tributaria en el mercado interno, más el aporte de la Aduana y no tomando en cuenta el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) en 2015, fue de 50.441 millones; en 2016 bajó a Bs 47.591 millones; en 2017 siguió con la misma tendencia y fue de Bs 47.420 millones; en 2018 subió a Bs 49.208 millones y para esta gestión la proyección tiende a la baja, y es de Bs 49.118 millones.

Mientras que el gasto corriente, a criterio de Martínez, en similar periodo tuvo una tendencia al alza, lo que generó un desequilibrio financiero.

En la presentación del Ministerio de Economía del proyecto del PGE 2018 y 2019 se detalla que el gasto corriente en 2014 fue de Bs 108.604 millones, en 2015 subió a Bs 126.626 millones, mientras que en 2017 bajó a Bs 117.631 millones; en 2018 volvió a subir a Bs 121.729 millones y para 2019 se proyectó un gasto corriente que llega a Bs 131.756 millones.

Martínez subrayó que para ‘tapar’ la realidad, el Ejecutivo está recurriendo al préstamo interno-externo, que ya asciende a los $us 20.000 millones.

“Para tratar de controlar esta variable se debe contraer el gasto corriente, optimizar los recursos y disminuir los gastos burocráticos y en obras públicas que no generan utilidades “, precisó Martínez.

A su vez, el analista Germán Molina subrayó que en la Presidencia de Juan Evo Morales, los primeros ocho años se caracterizaron por un superávit, mientras los últimos seis por un déficit fiscal, que si se lo suma llega a un 41,2%, un porcentaje que de acuerdo con su lectura es preocupante y que para controlarlo necesita frenar el actual gasto corriente para no seguir contrayendo una deuda pública.

“Se deben frenar los gastos superfluos, como viajar en helicóptero, el pago de publicidades, la inversión en proyectos que no generan ningún beneficio y reducir la burocracia, que cada año es más cara”, indicó Molina.

Lidia Mamani / La Paz

 Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) prevé destinar 600 millones de dólares en el proyecto de construcción del gasoducto entre Bolivia y Paraguay.

Expertos afirman que el plan de venta de carburante al país vecino no es nuevo y que su mercado es muy pequeño. Además, se cuestiona la capacidad energética del país, que tiene problemas para cumplir con los envíos acordados a Brasil y Argentina

“Es una inversión grande, son 600 millones de dólares para este gasoducto y la primera etapa es hacer un estudio de factibilidad o de ingeniería, para que nos pueda permitir identificar el trazado, los costos y la viabilidad del proyecto. Eso se acordó con Paraguay, con los socios de Petropar, para iniciar estas actividades lo antes posible”, manifestó ayer el gerente de Administración Económica y Financiera de YPFB, Rodrigo Durán.

El estudio de viabilidad, según lo acordado entre ambos países, consiste en trabajar en un periodo de ocho meses, para definir las condiciones y características del gasoducto, indicó Durán, en entrevista con Patria Nueva.

En cuanto a las inversiones que se requerirán en la primera etapa, apuntó que una parte será cubierta por YPFB y otra por Petropar (Petróleos Paraguayos, firma público-privada). El estudio permitirá identificar el trazado y particularidades del ducto.

“La idea del gasoducto es ampliar nuestra integración con Paraguay para establecer una venta de alrededor de seis a 10 millones de metros cúbicos de gas por día (MMmcd). Estamos desarrollando también nuevos mercados para garantizar que la producción adicional tenga un mercado de destino y que esto nos permita diversificar nuestros mercados”, agregó el funcionario.

El exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos comentó a Página Siete que Paraguay es un país pequeño, por lo tanto, su mercado también lo es. A eso se debe agregar que su mayor mercado de energía, el eléctrico, está cubierto por dos hidroeléctricas.

“El mercado mayor, el del sector eléctrico, está cubierto por las hidroeléctricas que tienen, por lo tanto, por ese lado no hay mucha demanda para el gas natural; el sector industrial principalmente está con el agroindustrial y agropecuario, no hay una industria pujante, por lo tanto, tampoco se ve una demanda por ese lado y los domicilios y comercios demandan muy poco gas”, explicó el experto.

En ese contexto, Ríos agregó que lo que se tiene que hacer es esperar que un anuncio de acta de “buenas intenciones” entregue el estudio de factibilidad y especifique quién invertirá  en las obras del gasoducto, quién será el comprador del gas boliviano y a qué precio van a comprarlo. Cuando se dé toda esa información habrá que ver si se puede ejecutar o no la obra.

El investigador de la Fundación Jubileo Raúl Velásquez mencionó que desde 2013  se insiste en la necesidad de que Bolivia gestione nuevos mercados para el gas natural, por lo que en primera instancia la suscripción del convenio en el gabinete binacional Paraguay-Bolivia es un avance, ya que asegurar mercados es un incentivo para la inversión, exploración y desarrollo.

“Lo preocupante en este y otros casos es que, fruto de estas reuniones, se hacen importantes anuncios e intercambio de carpetas, que en el tiempo no se traducen en realidad. Claro ejemplo es que este gasoducto binacional ya fue anunciado en septiembre de 2005; posteriormente, en marzo de 2010 la CAF ya financió un estudio para el gasoducto Bolivia-Paraguay-Uruguay y se volvieron a firmar intenciones en  2018”, indicó.

La relación comercial con Paraguay se basa en la energía

• GLP Desde 2013, cuando Bolivia y Paraguay suscribieron el contrato de compra-venta de Gas Licuado de Petróleo (GLP), hasta mayo pasado, se comercializaron 290 mil  toneladas métricas del producto, volumen que representó un ingreso de 129 millones de dólares para el país, según YPFB. Paraguay demanda 100 millones de kilos de gas licuado por año.
• Antecedentes En un congreso de gas y petróleo que se llevó a cabo en 2017 también se anunció que se analizará la factibilidad técnica y logística para la construcción y operación de una Planta de Engarrafado por parte de la petrolera boliviana YPFB en territorio paraguayo. Hasta la fecha sólo se prosiguió con la venta de GLP que se envía al país vecino.
• Plan El miércoles, el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, indicó que se prevé que, una vez concluido el tendido del gasoducto, Bolivia exporte entre seis y 10 millones de metros cúbicos de gas natural por día al mercado de Paraguay. “La idea es dar hoy un inicio a la ingeniería de diseño final para realizar el gasoducto y calcular su costo”, dijo, según ABI.

Empresarios y autoridades estatales de Bolivia y Paraguay, mostraron su entusiasmo por el encuentro histórico de ambos países para lograr seis acuerdos empresariales y 16 entendimientos para el beneficio de ambos países en el campo empresarial y diplomático. Pero existen dudas en el país, sobre la realización efectiva en el tendido de un gasoducto entre Villamontes (Bolivia) y Asunción (Paraguay).

“Se planteó formalmente en el acuerdo firmado, la realización de un estudio de prefactibilidad, para que en ocho meses, tengamos un resultado y entre ambos países, busquemos a los inversores para que ese gasoducto de Bolivia a Paraguay, sea una realidad. Con ese resultado, se podría hacer la licitación para conseguir a los inversores”, dijo el ministro de Obras Públicas del país vecino, Arnoldo Wiens, al término de la reunión biministerial.

A su vez, el ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Alberto Sánchez, señaló que el memorándum marca el camino para consolidar el tercer mercado de exportación de gas natural boliviano, cuyo inicio de operaciones se prevé que sea el año 2024.

El objetivo de los paraguayos, es reconvertir ese gas boliviano en energía eléctrica, utilizarlo en su territorio y venderle más a Brasil y Argentina, a través de sus hidroeléctricas.

Dejan dudas

Pero el detalle es que ninguno de los países ha referido el volumen que piensan comercializar, hasta tanto no tener ese estudio de prefactibilidad. Esto fue el objeto de las dudas de los expertos bolivianos.

Raúl Velásquez, experto de la Fundación Jubileo, preguntó primero por las condiciones de ese convenio en términos de volúmenes para tener una idea cabal de lo que se quiere hacer.

“Es positivo que se avance en la gestión de nuevos mercados. El gasoducto hacia Paraguay se lo viene anunciando desde 2015. Ojalá hasta enero, se tengan los resultados del estudio y se pueda avanzar en el gasoducto. Puede ser interesante, ya que es previsible que el nuevo contrato con Brasil podría tener cambios en volúmenes”, dijo.

El analista Hugo del Granado, desveló que la producción de gas en Bolivia ha bajado de manera significativa y coincidió que la posibilidad de abrir nuevos mercados va a depender de cuánto se pueda vender y cuánto volumen va a requerir Brasil.

“En la medida que el mercado brasileño demande como lo ha estado haciendo ahora (30 MMm3/d), Bolivia no va a tener la capacidad para atender otros mercados. Esa es una realidad. Si a la Argentina podemos exportar 10 MMm3/d en verano y 16 MMm3/d a 18 MMm3/d en invierno, al Paraguay no podríamos exportar ni 2MMm3/d”, explicó.

Por su parte, el exministro de Hidrocarburos, Álvaro Ríos, aplaudió el entusiasmo de ambos países, pero consideró que Paraguay es un mercado muy pequeño para grandes expectativas.

“Lo que esperamos es que en estos ocho meses, nos entreguen varios datos que necesitamos saber, antes de emitir una posición. Hay que saber la demanda; si va a contratar el Estado, los empresarios o el sector eléctrico; quién va a financiar el gasoducto desde el Chaco boliviano hasta Asunción o Ciudad del Este; cuál será la tarifa de transporte. Hacer un estudio de factibilidad”, dijo.

El incremento en la oferta de gas natural que representa el campo Incahuasi -subió de 8 a 11 Millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d)- no alcanza para solucionar la caída en la producción nacional del energético, según coinciden expertos.

La producción de los hidrocarburos refleja un descenso entre 2015 y 2019. Hasta abril de 2019 se registraba un promedio de producción de 42 MMm3/d, un 30% menos que hace cuatro años, según los datos de la Secretaría de Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija.

El martes, el presidente Evo Morales, visitó Incahuasi y dijo que con los 3 MMm3/d adicionales, Bolivia era capaz de producir alrededor de 59 MMm3/d. Asimismo, en abril también se anunció el descubrimiento de reservas con el pozo Incahuasi-5, que en los próximos meses sumará otros 3,5 MMm3/d adicionales.

Morales agregó que el siguiente paso es seguir invirtiendo en la industrialización de gas.

Sin embargo, el analista Francesco Zaratti, dijo que se debe evaluar si conviene más exportar gas que industrializar. Por ejemplo, dijo que la planta de urea no justifica con sus utilidades el precio subsidiado del gas que usa como materia prima que es de $us 0,96/Mpc. “En opinión de economistas expertos, Bolivia ganaría más exportando ese gas que usándolo en la planta de Bulo Bulo (el precio está entre $us 4 y 5 )”. Zaratti dijo que la industrialización del gas es buena para el país, pero hay que hacerlo bien.

El experto en hidrocarburos, Hugo del Granado, coincide con Zaratti al indicar que el Gobierno no puede seguir subvencionando los proyectos con gas barato. Sostuvo que los emprendimientos acometidos por el Gobierno no han sido exitosos y el estatismo ha privado a Bolivia de buscar socios, por lo que los riesgos crecieron. Sugirió hacer una evaluación de cada proyecto y determinar las razones de sus bajos rendimientos.

Mientras Raúl Velásquez, especialista en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, destacó a la agencia ANF el incremento en la oferta de gas, pero advirtió que sería ingenuo creer que un solo campo soluciona la caída de producción nacional. Además, señaló que la oferta de Incahuasi permite compensar la caída de los campos Sábalo y San Alberto. 

Jubileo: incremento a 11 MMmcd de gas en Incahuasi no soluciona caída en la producción

El experto en asuntos hidrocarburíferos, Raúl Velásquez, destacó el incremento en tres veces más desde el inicio de operaciones el 2016, sin embargo recomendó no caer en la explotación acelerada del gas natural.

Raúl Velásquez, analista de Jubileo. Foto: ANF

La estatal paga $us 1,31 el millón de BTU por el gas natural usado en la planta del fertilizante, una tarifa que los departamentos productores consideran baja.

 

 

ECONOMIA

jueves, 06 de junio de 2019 · 00:04

 

Lidia Mamani / La Paz

Las regiones productoras de hidrocarburos no reciben los ingresos por la venta interna y la exportación de úrea que hace Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

“En el Consejo  se analizó que ni la planta de úrea (en Cochabamba) ni la de Gran Chaco (en Tarija) pagan renta petrolera. En este caso , todos los recursos generados por la venta de estas dos plantas se van directamente para YPFB”, dijo a Página Siete el titular del Consejo Departamentos de Productores de Hidrocarburos (Codephi), Herlan Soliz.

  Los integrantes del Codephi tienen dos razones para que los ingresos sean distribuidos entre todas las regiones del país: la primera, que para producir úrea se usa gas natural obtenido de suelo boliviano, pero YPFB sólo paga  a precio de mercado interno ($us 1,31 el millón de BTU), cuando la mayoría de la producción está destinada para la exportación.

Algo parecido sucede con la producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en la Planta de Gran Chaco, apuntó Soliz.

 La otra razón de Codephi es que la Constitución Política del Estado señala que todas las utilidades que provengan de la explotación de los recursos naturales en la fase de industrialización deben ser repartidas entre los gobiernos regionales.

“Eso quiere decir que todas esas utilidades no deberían ser sólo para  YPFB y eso lo dice la Carta Magna, pero ellos aprobaron decretos  para invalidar esa disposición, no puede ser que los decretos estén por encima de la ley, eso nos preocupa”, afirmó.

De acuerdo con la estrategia de Codephi, desde la siguiente semana los representantes socializarán su posición en las regiones productoras: Tarija, Chuquisaca y Santa Cruz, con el fin de que la población se entere de que puede ser beneficiada de los ingresos que se generan por la venta de úrea al mercado exterior.

  Soliz apuntó que Codephi involucra a varios sectores como los comités cívicos, asambleístas y representantes de departamentos no productores, entre otros,  que cuestionan que los recursos de industrialización no lleguen a los bolivianos.

También observó que YPFB no sea transparente en la administración de esos recursos, porque se desconoce a dónde se destinan los millonarios ingresos.

El investigador de la Fundación Jubileo Raúl Velásquez manifestó que hace poco YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos anunciaron  la suscripción de contratos con Brasil para la exportación de úrea.

“Eso merece dos consideraciones: los contratos de exportación no son públicos ni transparentes, se desconocen los términos en que YPFB los está negociando, y que los ingresos que genera la venta de úrea sólo benefician al nivel central porque es YPFB el que los vende. La venta no beneficia a las regiones de forma directa”, mencionó el experto de la fundación.

Agregó que el  gas natural destinado a la planta de úrea paga  un precio de mercado interno (costo subsidiado) y que ante ese panorama hay que darle mejor sentido a la industrialización. “Por eso se requiere una nueva Ley de Hidrocarburos”, enfatizó.
 

Critican los altos precios y la exigua capacidad de la planta

Los altos precios con los que se comercializa la úrea en el mercado  interno, la baja capacidad de producción de la planta y las pocas ventas al mercado exterior fueron temas cuestionados por el Consejo de Departamento de Productores de Energía e Hidrocarburos de Bolivia (Codephi).

“En la última reunión que tuvimos los de Codephi, en Tarija, se trató el tema de venta de úrea, principalmente a Brasil, donde evidenciamos que entre enero y abril de este año apenas llega a 60.698 toneladas métricas, lo que refleja que la planta sólo operó al 24% de su  capacidad instalada”, apuntó el titular del Codephi, Herlan Soliz.

El representante mencionó que en un periodo similar de 2018 la producción, si bien fue superior con 905.43 toneladas métricas, seguía por debajo de su capacidad con un 36% (ver infografía).

 La Planta de Amoniaco y Úrea fue inaugurada en septiembre de 2017 y es capaz de producir 700 mil  toneladas.

 Otro tema que fue observado fue el alto precio que YPFB  cobra a los productores del mercado interno, que en el primer cuatrimestre cobró en  promedio   363 dólares la tonelada; al exterior,  vendió a  217 dólares.