La voz en su celular era del presidente Evo Morales. Lo convocó a la residencia para invitarlo a asumir y sentarse en uno de los sillones ministeriales más volátiles de su gabinete: el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.
Antes de embarcarse en un avión del aeropuerto chapaco respondió: “Bien, pero me vuelvo esta noche porque estoy de vacaciones”. Al otro lado de la línea escuchó: “Sí, te vuelves esta noche”.
A partir de esa respuesta, además de estar casado y tener dos hijos, también contrajo nupcias con su actual cargo de ministro del gas cuando dijo: “¡Sí juro!” en palacio presidencial. Eso sucedió el 23 de enero del año en curso.
Ahora le dedica a su cargo, en promedio, 18 horas en cada jornada y un poquito más cuando participa en gabinete.
Luis, un tarijeño curtido por los 50 grados centígrados del Chaco realizando labores hidrocarburíferas reconoce: “Jamás había soñado ser vicepresidente y presidente de YPFB, menos ministro. Es un honor trabajar por mi país”.
El Gobierno plantea el proyecto de hacer de Bolivia el centro energético de la región ¿Eso es viable con gas natural o electricidad?
Con ambos. Los pilares de esta política energética, primero, ha sido la soberanía energética. En 2006 recuperamos los hidrocarburos, en 2010 la electricidad, en seguridad energética hemos invertido más de $us 9.000 millones en hidrocarburos y $us 1.700 millones en electricidad.
Hoy, uno de cuatro bolivianos tiene servicio de gas domiciliario. Tenemos dos plantas separadoras de líquidos. Hay un avance del 84% de la planta de urea y amoniaco (Chapare). Este año se licitará la planta de polietileno y polipropileno en Tarija. Hace años solo exportábamos gas, hoy tenemos mercados de GLP, de GNL, redes de gas en Perú y Paraguay, próximamente tendremos fertilizantes, plásticos y electricidad.
Recientemente usted se reunió con el empresariado cruceño ¿Cuáles han sido los temas medulares tratados?En la cumbre agropecuaria había dos temas importantes. Uno, de incorporar los excedentes de energía de biomasa de los ingenios azucareros. Ya hemos llegado a un acuerdo con los ingenios Aguaí y Unagro.
Tienen una capacidad excedentaria de generar 60 megavatios (MW). Hasta el 15 de octubre saldrá una resolución para viabilizar la interconexión de esta potencia al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Ahora está en manos de la CRE, que tiene que construir la línea que esperamos sea en menos de dos años. El otro tema pendiente era mostrar los planes 2015-2025 en hidrocarburos y Energía. Había un tema del etanol (alcohol etílico).
¿En qué consiste?Queremos cerrar hasta fin de año y tener el 2016 para mejorar la infraestructura tanto en refinerías como en ingenios. Los ingenios tienen que deshidratar el alcohol para entregarnos. La propuesta del Ministerio de Hidrocarburos y YPFB es recibir, a partir de 2017, 30.000 metros cúbicos anuales y ellos quieren entregarnos 70.000.
¿Esto es para combinar, por primera vez en Bolivia, el alcohol con la gasolina?Sí. Por primera vez se estará dando la mezcla de un porcentaje del etanol con gasolina. Hay que ver el tema logístico, de infraestructura y precios. Ellos duplicarían los cultivos para llegar a más de 150.000 metros cúbicos. Hay que definir el porcentaje de mezcla si será un 5, 10 o 15%.
¿Todavía no está definido? No. Podríamos trabajar para formar una nueva especificación de gasolina súper especial porque con mayor porcentaje de alcohol tendría mayor octanaje. Hemos convenido que a fin de año firmemos un convenio entre el Ministerio de Hidrocarburos, YPFB y el empresariado cruceño para que en 2016 se hagan todas las inversiones y en 2017 podamos tener el proyecto etanol.
¿Eso implica elaborar un proyecto de ley?Si modificamos los porcentajes del alcohol en la gasolina, cambia sus características. Ahí tendremos que hacer un nuevo decreto para normar la especificación de la nueva gasolina. Pero un decreto no es problema. La nueva gasolina tendrá mejor octanaje que la actual.
La gasolina especial tiene 80 octanos, ¿y la nueva?
Tendrá 88 o tal vez 92 octanos. Dependerá del porcentaje de alcohol que se mezcle.
¿Las refinerías pueden hacer esa mezcla?Primero tiene que hacer inversiones el sector cañero para construir una torre de deshidratación de alcohol. En las refinerías, obviamente se trabajará en la infraestructura y en modificaciones en el proceso.
¿Bajará la importación de gasolina y el subsidio?Es fundamental encontrar un equilibrio y mejor si este proyecto hace que el subsidio sea menor. Aumentamos volumen y octanaje. Cuando entren las plantas de isomerización, a fin de año, seremos autosuficientes en gasolina.
Para este año se proyectó un subsidio de $us 312 millones, ¿ese monto se mantiene?Estimamos que con la reducción de consumo de gasolina y la caída del precio del crudo, se bajaría la subvención a $us 300 millones. El diésel es un tema pendiente. Es muy posible que en los próximos años podamos traer la tecnología para que el GNL sea el remplazo del diésel. Tendríamos que trabajar en surtidores de GNL en fronteras.
¿Cuándo estaría en marcha esta tecnología de GNL?
Estoy viajando a Rusia. Es la tecnología de Gazprom. Ojalá que el 2016 tengamos el plan piloto. Eso mermaría la subvención del diésel. También estamos trabajando en que el transporte público tenga la opción de motores eléctricos.
En el marco del Presupuesto General del Estado, ¿cuál es el monto de subvención para 2016?En 2016, vamos a ser autosuficientes en gasolina. La única subvención va a ser para el diésel. Pensamos mantenerla entre $us 250 y 300 millones.
¿En el gabinete se ha considerado el sinceramiento de precios de los combustibles?No. No hemos tocado ese tema. Estamos viendo de aumentar la producción con el plan inmediato de exploración. Tenemos proyecciones de aumentar la producción de gas, de petróleo condensado, ver si en Lliquimuni (La Paz) nos va bien para tener otras refinerías.
¿Cuál es el excedente de GLP que tiene Bolivia y cuánto se exporta?A septiembre tenemos un excedente de 445,31 toneladas métricas por día entre las dos plantas (Río Grande y Gran Chaco). Por términos operativos Gran Chaco está trabajando con un 40% de su capacidad. Los mercados de exportación son Paraguay cuya demanda, en septiembre, es de 4.500 toneladas por mes y de Perú es de 8.859 toneladas métricas. Con Brasil y Argentina siguen las negociaciones y entregaremos lo que requieran.
¿Cuál es el avance de la integración eléctrica?
Posiblemente el 16 de octubre venga el ministro Julio de Vido a Tarija y ahí se defina la fecha de construcción de la línea Yaguacua-Tartagal en su primera fase. Tienen un interés de 1.100 MW. Muy cerquita está Brasil. Hemos firmado dos memorándums entre Electrobras y Ende. Son 8.000 MW y los primeros envíos podrían ser el 2017. Paraguay, en el Chaco paraguayo, tiene una demanda estimada por encima de los 90 MW.
¿Y los recursos?
Una opción es el BCB, obviamente que no va a ser todo. Ya tenemos $us 1.600 millones aprobados a ENDE que ya hemos tocado techo con las termoeléctricas Warnes ($us 400 millones), del Sur ($us 400 millones) y Entrerríos ($us 400 millones). Entonces, para las hidroeléctricas sería una nomás. Las inversiones en las hidroeléctricas debe estar por los $us 27.000 millones. Pero el BID, CAF, BM y muchas empresas asiáticas y europeas quieren financiar y ser socios. Además, las gobernaciones también quieren ser socias.
¿Se cuida el equilibrio entre los nuevos proyectos y el cumplimiento con el mercado interno y de exportación?Sí. El plan inmediato de exploración ya se ha puesto en marcha sin tener la ley de incentivos. ¿Qué estamos haciendo ahora? Con los 9.500 MW generados con hidroeléctricas, estamos cambiando la matriz energética. De lo que es el 70% más o menos en térmicas, en los próximos años un 80% de la energía eléctrica será generada por hidroeléctricas. Actualmente tenemos una demanda interna de 11 millones de metros cúbicos y en 2020 tendremos 17 y el 2025 vamos a tener casi 20 millones. El 2019 se acaba el contrato con Brasil y ya ha habido negociaciones.
Yo muchas veces me he reunido con el ministro de Minas y Energía de Brasil, Eduardo Braga, hay interés de Petrobras de renovar el contrato por otros 20 o 30 años. Entonces, haciendo balance oferta-demanda, más los 86 proyectos de exploración en áreas nuevas, vemos que vamos a tener excedentes importantes de gas a partir del 2018-2019, no solo para el mercado interno, sino para abastecer a Argentina y a Brasil.
¿Brasil mantendrá su demanda (31 MMm3/d)?
Ellos admiten que son los mismos volúmenes.
¿Han barajado precios?
Todavía, pero seguramente van a ser mejores que los actuales.
Usted menciona que hay recursos para incentivar la exploración hidrocarburífera ¿de dónde saldrán?
En el escenario 2015-2025, el 42,4% será del TGE ($us 1.507 millones), de municipios un 34,5% ($us 1.225 millones), de gobernaciones un 14,5% ($us 515 millones), de universidades un 5,4% ($us 191 millones) y del Fondo Indígena el 3,3% ($us 119 millones).
¿En la nueva ley de incentivos petroleros, cómo funcionará la distribución?Por cada dólar que invierta la Gobernación recibiría 8,48 dólares, por cada dólar que invierta el municipio recibiría 3,69 dólares, por cada dólar que invierta la universidad, recibirá 3,78, por cada dólar que invierta el Fondo Indígena recibiría 3,56 y por cada dólar que invierta el TGE recibiría 4,03.
¿Esta misma ecuación vale para las petroleras?Igual. Es la misma ecuación de incentivos.
¿Cuáles serán los cambios medulares en la nueva ley de hidrocarburos?
Yo tenía la clara intención de que la ley de hidrocarburos pudiera haber terminado este año. La verdad es que estoy feliz pero es un tema pendiente la ley de hidrocarburos. Pero a su vez, hemos trabajado en lo que podría ser la ley de hidrocarburos con la promulgación de decretos de consulta y participación, compensación, áreas protegidas, desmonte y la ley de incentivos. Yo pienso que el próximo año vamos a tener una ley de hidrocarburos bien robusta y fuerte.
¿Y la ley de incentivos petroleros?Antes de fin de año. Tal vez antes.
Usted habla de una reducción de los costos operativos y de inversión por el desplome del precio del petróleo, ¿dónde se los hará?
Es un tema pendiente. Sabemos que el precio del acero y del petróleo ha bajado. Por eso estamos trabajando con la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), para evaluar la reducción de los costos. Otro de los temas es que los estándares altos que tienen las petroleras, conlleva únicamente a los costos.
Estamos en la etapa de evaluación y estudios de bajar los estándares sin afectar la seguridad. Particularmente las actividades que son gigantes como son exploración, sísmica, alquiler de taladros de perforación y la reducción de costos de los ductos. Todos los servicios que conlleva la actividad hidrocarburífera.
Tenemos que revisar tanto los costos de los servicios como los precios de los materiales.
Estamos llegando a las conclusiones y vamos a implementarlas para que el menor costo de material y de servicios sea un aumento de ingresos para los bolivianos en regalías e IDH y utilidades para YPFB. La CBHE puede presentar una propuesta.
¿Cuál sería el nivel de reducción que se plantea?
Los estudios y la evaluación del equipo de YPFB lo dirán. Esperamos que sea entre el 15 y 20%. Tengo una expectativa alta. Pienso que estará cerrado a fines de año. Es importante que las empresas tengan sus utilidades, pero utilidades correctas. No queremos matar a las empresas.
Fuente: periódico "El Deber"
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