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.
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.
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.
