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lunes, 18 de junio de 2018

esquemático y disciplinado Carlos Miranda nos ofrece la historia de Bulo Bulo y una planta industrial, la más cara que Bolivia adquirió en toda su existencia y que es un real fracaso tanto por su pésima ubicación, cuanto por no haber logrado su ingreso al mercado regional. algún día, alguien tendrá que explicar el porqué.

El nombre Bulo Bulo no existía en nuestra geografía. En 1960 uno de los más distinguidos geólogos de YPFB, Humberto Suárez Roca, ubicó y mapeó una estructura al noreste de Puerto Grether en la selva del Chapare y ante la falta de un nombre local del área de trabajo, bautizó la estructura con el nombre de Bulo Bulo, presumiblemente en un homenaje a miembros de su familia. En 1963 YPFB decidió perforar en Bulo Bulo. Esta decisión demandó un gran e imaginario esfuerzo para poder acceder a ese área. En esa época no existían carreteras asfaltadas ni puentes sobre los ríos. Para poder llegar a la estructura se improvisaron puentes con pontones de madera y se hicieron sendas en plena selva. Este trabajo fue realizado con gran entusiasmo por diferentes unidades de YPFB. En búsqueda de petróleo, la empresa estatal salía del Chaco boreal para llegar hasta la selva del Chapare. Ese esfuerzo fue recompensado porque Bulo Bulo resultó ser un campo productor de gas y condensado y no era una herencia de trabajo de la Standard Oil. Los horizontes productores encontrados cerca de 2.000 metros de profundidad, eran distintos y de diferente edad a los tradicionalmente conocidos en el subandino. Flotaba en el ambiente la sensación de que se estaba descubriendo una nueva comarca petrolera en el país.
La nacionalización de la Gulf en 1969, exigió la total atención de la empresa estatal para cumplir con el primer contrato a largo plazo de exportación de gas a la Argentina y la construcción del respectivo gasoducto. Existían suficientes reservas y capacidad de producción, por tanto Bulo Bulo dejó de estar en primer lugar en los planes de YPFB.
Solucionados el problema de la indemnización a Gulf, la construcción del gasoducto a la Argentina, y la exportación de gas pactada con ese país en plena ejecución, dieron un aire de tranquilidad a la empresa estatal que inició una amplia campaña exploratoria en el norte de Santa Cruz en búsqueda de petróleo, con resultados positivos de producción de gas y condensado.
La última década del siglo XX, las negociaciones con Brasil para un contrato a largo plazo se fueron concretando, lo cual puso presión sobre la cantidad de reservas en el país. En esas circunstancias los pozos de San Alberto y Bulo Bulo adquirieron especial importancia porque en base a ellos se formuló la hipótesis que ambos campos productores estaban ubicados en bloques que se habían superpuesto al devónico. Esta tesis fue confirmada por la perforación de pozos más profundos en ambas estructuras. En San Alberto (X9) se ingresó a horizontes en el devónico que dieron lugar a encontrar el primer megacampo de gas boliviano, con más de 1 trillón de pies cúbicos de reserva. En igual forma en Bulo Bulo (X3) perforando más de 4.000 metros, se obtuvieron resultados similares. Esos resultados conformaron la disciplina que se ha utilizado para encontrar todos los megacampos que existen hasta la fecha en el país.
El 2011 se decidió instalar en el país una planta de fertilizantes nitrogenados en base a gas natural. Decisión correcta y oportuna. Estamos ligados por un gran gasoducto a Brasil que es uno de los mayores importadores de amoniaco y urea en el mundo. Puerto Suarez era el lugar ideal para esa planta. El volumen de gas necesario para la planta podía ser transportado por el gasoducto a Brasil sin alterar sus condiciones ni nosotros alterar nuestros programas de producción. En ese punto, los fertilizantes nitrogenados, amoniaco y urea, podían fácilmente ser adquiridos por el mercado brasileño. Todo estaba perfecto, excepto que por una decisión inexplicable se construyó la planta de fertilizantes en el Chapare. Como se previno en repetidas ocasiones, esa ubicación era la peor que podía haberse escogido, pero con un empecinamiento imperial se llevó a cabo el proyecto.
La construcción se atrasó por casi tres años por la naturaleza del suelo del Chapare. Muy fértil, pero no acepta el peso de grandes edificaciones. Hasta la fecha, la planta ha tenido grandes paros en su funcionamiento. Además, mostrando su mala ubicación y falta de vías expeditas de exportación tiene que enfrentar grandes volúmenes de producto parcialmente hidratado, inaceptable en el mercado. Finalmente, las reservas y producción de Bulo Bulo y campos cercanos no garantizan la provisión de gas natural a la planta por un largo periodo.
Estimado lector, lo relatado pretende mostrar el triste fin de la historia del descubrimiento y desarrollo de una nueva comarca petrolera con el fracaso estruendoso del primer intento de industrializar gas, que hasta la fecha nos está costando alrededor de mil millones de dólares. La mayor inversión que ha realizado el Estado en toda su vida en un solo proyecto. En un próximo futuro, alguien tendrá que explicar porqué se adoptaron decisiones para tratar de dotar de una personalidad especial a la zona del Chapare y sobre todo la obstinación de pretender industrializar gas en la zona menos indicada al respecto.
 
El autor es ingeniero petrolero y analista energético.

jueves, 17 de mayo de 2018

Hugo del Granado, uno de los expertos en materia petrolera describe la situación de Petróleos Venezuela que describe como trágica. las cifras que nos ofrece no admiten duda. la estatal petrolera es víctima del populismo chavista a punto de colapsar para beneplácito de los productores de petróleo que se quitaron la competencia venezolana.

En un mundo moderno, con tecnología impensable hasta hace pocos años, con incesante búsqueda de eficiencia y de altos rendimientos, todavía se encuentran anomalías absurdas fruto de la estupidez humana. Es el caso de Pdvsa.
Las reservas probadas de petróleo de Venezuela a fines de 1996 eran de 72.7 BBls (Billones de barriles o miles de millones de barriles). 10 años después subieron a 87.3 BBls y a fines de 2016 se ubicaron en 300.9 BBls (comparativamente Bolivia tenía reservas probadas, a diciembre de 2013 de 0.211 BBls, es decir 1.500 veces menos), que son las reservas más altas del mundo seguidas por las de Arabia Saudita con 266.5 BBls. Con respecto al gas natural, tiene las mayores reservas de Latinoamérica; la suma de las reservas convencionales de todos los países latinoamericanos no alcanzan a igualar las reservas venezolanas de 201.3 TCFs.  Sin embargo, la producción petrolera de Venezuela fue bajando de 3.34 MMBls/D a fines de 2006, a 2.41 MBls/D a fines de 2016 y a 1.6 MMbBs/D en febrero de 2018. El consumo de petróleo también ha bajado desde el año 2012, lo mismo sucede con la elaboración de productos refinados, porque las refinerías trabajan a baja capacidad o están paralizadas, la generación de energía eléctrica es irregular y también ha bajado. Todos estos parámetros son señales de la grave crisis económica que atraviesa ese rico país.
Las dificultades por las que atraviesa su mercado interno han obligado a asumir medidas excepcionales y de emergencia para reducir el consumo de electricidad, el contrabando y el desorden generalizado, tales como la reducción del horario de trabajo de 7:30 a.m a 1:30 p.m. para la administración pública, la creación de establecimientos especiales fronterizos para la comercialización de combustibles, la creación del Ministerio del Poder Popular del Petróleo, la creación de la Compañía Anónima Militar de Industrias mineras, petrolíferas y de gas a cargo de todas las actividades de servicios petroleros y de gas, etc.
La situación de Pdvsa es crítica, la OPEP, cartel de la que es fundadora Venezuela, comunicó en Viena este 14 de mayo, que la producción bajó a 1.43 MMBls/D, el nivel más bajo de los últimos 33 años. Varias agencias han declarado a Pdvsa en “default” o en suspensión de pagos por el vencimiento de varios de los bonos emitidos. Una corte de Curazao autorizó el embargo de bienes de Pdvsa por 636 MM$us por un laudo arbitral de 2.000 MM$us seguido por Conocco después de su nacionalización, por lo que Pdvsa está pidiendo a sus clientes que envíen sus propios barcos para recoger los cargamentos de petróleo.
Se estima que pese al repunte de precios en el mercado internacional, Pdvsa se encuentra en una situación terminal debido a la gran corrupción en su seno, a la baja  producción de petróleo que cae a un ritmo de 100 MBls/D cada mes, por la ausencia de inversiones y la parálisis de sus operaciones (solo hay tres taladros perforando en el lago de Maracaibo).
Después de las nacionalizaciones de Chávez, el régimen volcó la mirada a Rusia y China en busca de apoyo técnico y económico. China especialmente, reaccionó de manera favorable y concedió créditos a Venezuela por un monto mayor a 50.000 MM$us a ser pagados con crudo. Incluso otorgó un periodo de gracia de dos años, que acaba de vencerse, para que pague solo intereses también con petróleo. Sin el periodo de gracia Venezuela tendría que enviar 375 Mbls/Día para pagar la deuda y no solo 70MBls/Día que es el volumen para pagar sólo intereses. Esto significaría el colapso al dejar de percibir 7.000 MM$us/Año de la facturación petrolera a China. Sin embargo, tanto el gobierno chino como sus bancos están rehusando continuar con su política de solidaridad para no aumentar su exposición ante la debilidad internacional del gobierno de Maduro.
Cuba, por su parte, con desmedida torpeza, se apropió del 100% de las acciones de la refinería Camilo Cienfuegos que tenía en sociedad con Pdvsa, aduciendo mora en el pago de deudas. Los cubanos se olvidaron de que durante 15 años recibieron petróleo venezolano subvencionado.  
La situación de Pdvsa no preocupa a la OPEP que la ve como la “estrella de los recortes” en lo que está empeñada para bajar la oferta a los mercados. Venezuela tenía que recortar su producción en 95 MBls/Día pero su recorte ha sido de cinco veces más, para satisfacción de sus colegas árabes.
La IEA ha calificado la conflictiva situación  como el “mayor riesgo de interrupción de la oferta”. La guerra en Siria, el terrorismo en África, el rompimiento del tratado con Irán y todos los demás problemas se han vuelto menos apremiantes que el de Venezuela.
Como posible solución a los múltiples problemas de Pdvsa, sólo se puede  vislumbrar su privatización con el atractivo de las grandes reservas, una vez que se cambie al régimen de Maduro.

sábado, 21 de abril de 2018

Francesco Zaratti contribuye al debate sobre la conversión de la caña de azúcar en combustible. asunto en tela de juicio, de muchas aristas y que tiene que ver con la agroindustria boliviana. sobre el bioetanol es lo más valioso hasta ahora.

Concluyo la trilogía dedicada al programa del bioetanol, analizando aspectos relacionados con el medio ambiente. Normalmente se enfatizan tres ventajas “ecológicas”.
Para empezar, el reemplazo de una fuente fósil (el petróleo) por una fuente renovable (la caña de azúcar) con relevantes implicaciones sociales resulta muy “sexy”. Luego, se afirma, con razón, que la mezcla de gasolina y bioetanol  es una gasolina “verde”, en el sentido que los gases de escape contienen menos sustancias nocivas a la salud, especialmente cuando el bioetanol reemplaza el plomo con el fin de mejorar el octanaje. Y, finalmente, se hace hincapié en que las emisiones de dióxido de carbono y otros gases  de efecto invernadero se reducen entre un 40% y 80%, debido al menor contenido de carbono del bioetanol.
Sin embargo, cada una de esas afirmaciones tiene sus detractores.
Algunos investigadores ponen en duda que la producción a gran escala de caña de azúcar tiene características no renovables, debido al deterioro de la tierra cultivada en tiempos cortos y a la necesidad de utilizar agua, fertilizantes, pesticidas y herbicidas en grandes cantidades, sin contar los efectos secundarios que suelen acompañar a los monocultivos. De hecho, se ha mencionado que el incremento de los cañaverales (de 150 mil a 330 mil Has en siete años) requerirá de miles de toneladas de urea; ¡un alivio para la cuestionada Planta de Bulo Bulo!
Semejantes extensiones de tierra requieren el uso de vehículos agroindustriales que queman energía fósil (diesel subvencionado) y que ponen en duda las ventajas en cuanto a emisiones de gases de efecto invernadero calculadas considerando tan sólo el consumo de gasolina.
A su vez, la expansión de la frontera agrícola, asociada a la proyección anterior, pone en el tapete el problema del uso de la tierra. ¿Se desboscará?  ¿Se convertirán a la caña de azúcar tierras que ahora producen cosechas menos económicas? ¿O se habilitarán tierras estériles? En todo caso, antes de pensar en incrementar la frontera agrícola hay que mejorar la productividad de la tierra, en la cual seguimos a la cola de la región.
Y, no último, está el tema de la seguridad alimentaria. Es cierto que el azúcar no es considerado un alimento y que de la caña se extrae azúcar y alcohol, pero ya se ha escuchado sectores agroindustriales exigiendo incorporar al programa del bioetanol sus cultivos de cereales (hoy el sorgo, mañana tal vez el maíz). A este respecto, el presidente Evo Morales ha defendido en el pasado que los cereales son alimentos y de ninguna manera debería permitirse su transformación en combustibles. Por un mínimo de consecuencia, el actual Gobierno debe cuidar la seguridad alimentaria del país, permitiendo exportar los cereales excedentes, pero no transformándolos en combustibles.
Al margen de la discusión anterior, me pregunto si el programa del bioetanol es el único que permite solucionar la inseguridad energética en la cual nos encontramos debido a la importación cada vez mayor de combustibles. Por ejemplo se podría dar uso pleno a la Planta Separadora de Gran Chaco y extraer mayor cantidad de licuables de la corriente de gas que exportamos. Es posible que con esa solución podamos reemplazar toda la gasolina que hoy importamos.
Otra alternativa es un giro en la política energética errática de los últimos 12 años que apunte a incrementar las reservas de hidrocarburos, ajustando el modelo estatista secante que ha creado problemas que ahora se intenta solucionar con proyectos improvisados.
En resumen, parece evidente que el ingreso del país a la “era del etanol” amerita una mayor discusión debido a las complejas aristas que implica ese programa.

El autor es físico y analista.

sábado, 14 de octubre de 2017

el más caro proyecto del Estado, próximo a los mil millones de dólares no funciona. la planta de ùrea no tiene espacio para almacenar su producción, el precio está por los suelos, no hay compradores, un verdadero desastre. qué pasó, quién planificó esto que NO FUNCIONA? se plantea El Deber en nota editorial.

Debido a un incremento sostenido de la oferta en todo el mundo, el precio de la urea cayó de 400 dólares la tonelada, en 2013, a solamente 185 en este momento. 

Este hecho se produce cuando la planta de Bulo Bulo acaba de ser inaugurada en el país, con una capacidad de producir 2.200 toneladas por día de urea, además de 1.800 toneladas de amoniaco. 

A pesar de que fue inaugurada en septiembre, la planta ahora está en pausa y, según YPFB, es porque los almacenes están casi llenos, fruto de su producción inicial, a la espera de que se concluyan los trámites de exportación al mercado de Brasil.

La inversión hecha, hasta el momento de la inauguración, alcanzaba a la suma de 953 millones de dólares, que es el monto más alto destinado por el Estado boliviano a un solo proyecto en toda la historia. 

A este monto se deberá añadir el costo de la construcción del ferrocarril para sacar en producto hasta Santa Cruz y poder llevarlo a Brasil o a Argentina, dos países que tienen altos niveles de consumo de urea.
Por el momento, el ferrocarril lleva un rezago de dos años en el tramo Bulo Bulo-Montero, pero ya está avanzado un 63%, según dijeron las autoridades en el momento de la inauguración.

Cuando se haya resuelto el tema del transporte, el detalle del precio bajo de la urea en el mercado internacional pondrá a prueba los criterios de eficiencia y rendimiento que se hubieran aplicado en el momento de concebir y de montar la planta de Bulo Bulo.

Hasta hace pocas semanas, cuando el precio internacional estaba en 205 dólares la tonelada, algunos expertos pronosticaban graves problemas para vender la urea boliviana en el exterior.

A pesar de que la planta cuenta con una materia prima muy barata, 1,30 dólares por millar de pies cúbicos de gas, una cuarta parte del precio de exportación, sus costos de producción son muy altos.

Para que tenga rentabilidad, dice la Fundación Milenio, deberá vender el producto en 460 dólares, más del doble del precio actual.


Es probable que las autoridades nacionales estén evaluando la situación para decidir cuándo se pondrá en pleno funcionamiento la tan costosa planta.

martes, 19 de septiembre de 2017

Hugo del Granado experto como es en materia de hidrocarburos acaba de senalar que cambió la norma para intentar recuperar "los costos" con que subvenciona a las "petroleras" 9 en total que existen en Bolivia. las petroleras han dicho que YPFB sale de las normas y "del estado de Derecho" por tanto según Del Granado, es un factor de desaliento a las inversiones que Bolivia está reclamando para explorar nuevos yacimientos del gas que se agota y que dejará a Bolivia sin ingresos relativamente a corto plazo.


Los polémicos costos recuperables


El pasado 9 de agosto, el Gobierno publicó el DS 3278 con una nueva reglamentación de los costos recuperables y la derogatoria de la reglamentación del año 2008. La nueva reglamentación establece bandas de precios para fijar techos a los costos e inversiones que demanden ser reembolsados por las empresas petroleras.

El concepto de costos recuperables (CR) está definido en los contratos vigentes desde mayo de 2007, como los “costos incurridos y reportados por el titular y aprobados por YPFB conforme al procedimiento financiero y contable”. El procedimiento figura como Anexo D de los contratos. Estos costos, una vez aprobados, deben ser reembolsados por YPFB a las empresas petroleras y, posteriormente, ser auditados.
De acuerdo con la modalidad establecida, las empresas petroleras son retribuidas por YPFB con una participación en las utilidades, que es variable para cada contrato y además con el reembolso de los costos (Opex) e inversiones (Capex), en que hayan incurrido. 

De acuerdo con la Ley 3740 de agosto de 2007, YPFB debía publicar semestralmente en su página web y por escrito, mediante comunicaciones oficiales, toda la información referida a los CR y al cálculo realizado para la participación de YPFB y de las empresas petroleras en las utilidades.

Hasta el año 2012, las publicaciones fueron irregulares y desde entonces a la fecha estos costos no se han publicado en la página web de YPFB, sino en informes de la Gerencia Nacional de Administración de Contratos (GNAC), cuando YPFB lo estima conveniente.

En el último informe de la GNAC, publicado el segundo semestre del año 2016, antes de la emisión del DS 3278, se tiene información de los CR auditados hasta el año 2012 y los costos de los años 2013 hasta junio de 2016, son solamente costos reportados. De acuerdo con este informe los CR entre los años 2007 y junio de 2016 llegan a la suma de 6.786.6 millones de dólares.

Es curioso que YPFB haya contratado únicamente a seis empresas de auditoría, y siempre las mismas, para las tareas de auditoría de los CR de las nueve empresas petroleras, durante los últimos ocho años. Por otro lado, es también extraño que, en el informe de la Gerencia de Administración de Contratos, la compañía Total no figure como contratista de YPFB, lo que implica que no tendría CR y tampoco integra la lista de empresas auditadas. Recuérdese que la francesa Total es titular del campo Incahuasi, que produce el 10% de todo el gas natural boliviano.

Los mayores costos de operación reembolsados han sido a las empresas Petrobras y Repsol, seguidas muy de cerca por Andina, con la diferencia de que Andina produce sólo el 9,6% de la producción nacional de gas y las otras dos el 68,5%. Andina tiene costos más elevados de administración y de materiales que Repsol, en una muestra clara de ineficiencia.

Los costos de personal y de administración de los Opex superan en cerca de 250 millones de dólares el costo de explotación, lo cual no es racional porque son desproporcionados. La suma de ambos costos llega al 50% de los costos Opex, lo cual es difícilmente justificable. El costo de personal es el 30% y el de administración del 20%. 

A pesar de todas las omisiones, inexactitudes y laxitud de los controles, gracias a la bonanza económica, el sistema de costos recuperables funcionó sin mayores sobresaltos.

Sin embargo, con la caída de los precios del petróleo, las petroleras en el mundo recortaron sus gastos y sus costos cayeron en proporciones próximas al 40%. En Bolivia estos costos se redujeron sólo marginalmente, así entre los años 2014 y 2015, estos costos apenas se redujeron en 0,86% y entre los años 2015 y el 2016, la reducción proyectada sería sólo del 6%. Si los costos eran muy altos, YPFB debía rechazarlos.

En su lugar, se ha determinado dar un plazo de 90 días a YPFB para que presente una propuesta de banda de precios que será aprobada por la ANH.

Si el Gobierno y YPFB hubieran efectuado un control más serio y riguroso de los costos recuperables desde el año 2007, y se hubiera preocupado de tener información actualizada de los parámetros con los que la industria petrolera trabaja en el mundo, no hubieran necesitado de este nuevo decreto, porque sencillamente YPFB siempre tuvo la facultad de revisar y rechazar los costos incurridos cuando las observaciones efectuadas no hubieran sido subsanadas por el titular del contrato.

El decreto mencionado es una muestra más de la precariedad e improvisación con la que se pretendió fiscalizar y controlar los costos recuperables de las petroleras y es también una mala señal a quienes tendrían interés de invertir en Bolivia, porque endurece la norma establecida en 2008. 

Por esta razón, la medida ha provocado la reacción de las contratistas que aducen falta de seguridad jurídica porque cambia las reglas del juego. Y tienen razón porque antes no tenían la limitación de bandas de precios.
 
El autor es ingeniero químico y petroquímico.

lunes, 18 de septiembre de 2017

si hasta dan ganas de llorar. cómo enganan Evo y Alva al pueblo. resulta que Bulo Bulo ha sido nada más una función teatral. no hay úrea, no hay producciión, no hay transporte (ni tren ni carretera) solo "mentiras", solo "embuste colectivo" porque la planta no está funcionando, por tanto tampoco produciendo, cuando lo haga beneficiará a los cocaleros...cero exportación.


Teatro en Bulo Bulo



miércoles, 13 de septiembre de 2017

Carlos Miranda regresa al foro con sus conocidos argumentos, hay menor producción de hidrocarburos, menor exportación y menores ingresos al Tesoro. lo peor de todo que la tendencia sigue así por tercer ano y las dificultades de orden interno hacen preveer que Bolivia tendrá que importar gasolina y aumentar las compras de diesel. los incentivos todavía no dan senales de haber movido a inversionistas que quisiera "ver en el subsuelo" si queda gas para explotar a largo plazo.


Época difícil


Columna
Nuestra petrolera estatal ha ingresado a una época difícil y está arrastrando consigo gran parte de nuestra economía. Las estadísticas muestran que en 2016 se ha producido menos hidrocarburos (gas y condensado) que en 2015 y que este año se producirá menos que en 2016. Para cumplir con todos los compromisos de abastecimiento de gas natural que tenemos, deberíamos producir 60 MMm3/d, volumen que ahora no podemos  producir.
En otras palabras, YPFB está tratando de cumplir con dificultad sus contratos, con la producción de campos en declinación que cada día producen menos, en un clima de precios bajos de petróleo y disminución de otras exportaciones del país.
Nuestra exportación de gas natural más grande es al Brasil, mediante un contrato “Take or Pay” y “Deliver or Pay” entre Petrobras (PB) y YPFB. A esta altura del contrato PB tiene la obligación de recibir por lo menos 26 MMm3/d y YPFB la obligación de poder entregar la misma cantidad. Si PB pide menos volúmenes, tendría que pagar por el “Take or Pay” como si hubiera recibido esa cantidad. Si YPFB no puede entregar por lo menos 26 MMm3/d también debe compensar al comprador por la diferencia.

Desde el pasado año se están realizando diariamente transacciones por debajo de esos volúmenes, esto podría implicar que PB está incurriendo diariamente en sanciones del Take or Pay o, a la inversa, YPFB.
La explicación que esa disminución se debe a que Brasil demanda menores volúmenes por tener una estación de lluvias abundante para sus presas hidroeléctricas, no es aceptable en el contenido de ese contrato.

Menores producciones de gas significan también menores volúmenes de condensado para ser refinado. Como está la situación, empezaremos a importar gasolinas y aumentar la importación de diésel. Ambos a precios internacionales cuyo efecto en nuestra balanza de pagos ya no es desdeñable con el crecimiento que ha tenido el mercado.
Exportaciones reducidas representan menores ingresos al TGN. En 2017 se recibirán $us 75 millones comparados con $us 304 millones que se recibieron en 2015.

Se ha empezado a tener problemas económicos internos muy serios. Tarija, el principal departamento productor de gas, está paralizando obras  programadas con los ingresos de exportación.

Lo que está sucediendo es el inicio de una época difícil que se había prevenido en repetidas ocasiones. El Gobierno es culpable de no haber aprovechado los grandes ingresos de los años de bonanza, para establecer nuevas líneas de exportación de otros productos y así liberarnos de las variaciones de precios en nuestras exportaciones tradicionales.

Pero los culpables mayores son los directivos de YPFB, que en 12 años de ejercicio absoluto del poder no han podido desarrollar una política efectiva de exploración.

La empresa menciona cifras millonarias invertidas en exploración y el contar con decenas de posibles futuros campos, pero hasta la fecha no ha descubierto uno solo importante. Además del daño efectivo, se proyecta la imagen que descubrir hidrocarburos en Bolivia es muy difícil y costoso.

Todo lo anterior parecería indicar que la exploración de hidrocarburos en el país  requiere ideas y técnicas nuevas, con la presencia de gente calificada con mayor experiencia.

Todo ello se puede lograr con la participación de otras compañías petroleras internacionales, lo que no ha sido posible hasta el presente.
Se está manejando la idea de llamar a una licitación internacional para asignar áreas de exploración. Si no se efectúan grandes cambios en la política petrolera actual, se está corriendo el riesgo de que no haya postores en la licitación internacional. Estos cambios podrían suceder cuando haya un nuevo Gobierno, cuya fecha no se puede predecir.

El tener mayor producción de hidrocarburos para exportar, es un problema urgente. Del portafolio de proyectos de exploración de YPFB, se ve claramente que la mayoría está fuera de la zona tradicional, por tanto, se puede pensar en llamar a una licitación internacional de áreas, como parece que el Gobierno está manejando, pero estableciendo una nueva legislación y sistema tributario tan solo aplicable a los campos fuera del área tradicional. Esa especie de paréntesis legal, ha sido utilizada por varios países para lograr mayor inversión.

Lo más reciente son las condiciones especiales que en el Brasil se dan para invertir en el PreSal. Hacer algo similar sería el inicio del fin de los días difíciles para la industria.