Precisiones sobre los costos de producción petrolera (Pagina Siete, 2 de mayo 2012)

Gustavo Rodríguez Cáceres

El Decreto Supremo 1202 establece el pago de 30 dólares extras por cada barril de petróleo producido en el país. Para Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación e impulsor de la medida, esa determinación se justifica porque de los 27,11 dólares que se paga por barril de petróleo en Bolivia, las empresas petroleras reciben efectivamente sólo 10,29 dólares, monto que no cubriría los actuales costos de producción de las empresas, porque, según Villegas, el costo promedio de producción por barril de petróleo, en los 19 campos petrolíferos en actual operación en el país, habría subido de 23 dólares el año 2007 a 44,6 dólares el año 2011.

Esta justificación, en nuestro criterio incorrecta, obliga a hacer algunas precisiones y plantearse algunas interrogantes.

En relación a los costos en la industria petrolera se utilizan dos conceptos claramente delimitados. El de costo de exploración y desarrollo que incluye todos los egresos desde el inicio de la exploración hasta la puesta en marcha del campo petrolero o gasífero. Son los egresos clasificados como gasto de capital (CAPEX). El de costo de producción que refiere sólo a los egresos relacionados con la extracción de los hidrocarburos desde el yacimiento hasta la planta de procesamiento o, en el caso boliviano, hasta el punto de fiscalización. Son las erogaciones clasificadas como gasto operativo (OPEX).

A partir de estos conceptos se construyen los indicadores de costo unitario de exploración y desarrollo, que se obtiene dividiendo el total de las inversiones realizadas entre el total de reservas probadas descubiertas; y el de costo unitario de producción, que se obtiene dividiendo el total de gastos operativos de un año entre el total de la producción de hidrocarburos correspondiente a esa gestión.

La suma de ambos conforma el costo total de un barril de petróleo, que va variando según varían los costos referidos. Se comprende que el costo de exploración y desarrollo no aumenta o, aumenta muy poco, debido a que en la etapa productiva de un campo las inversiones son circunstanciales y mínimas. También se comprende que a medida que la producción de un campo va declinando el costo de producción también va en aumento, debido a que los costos operativos, aunque no son constantes, son relativamente rígidos. La regla es que la producción de un campo petrolero debe detenerse el momento en que los costos unitarios no pueden ser cubiertos por los precios vigentes en el mercado; si hasta ese momento las empresas recuperaron sus inversiones, la operación será exitosa, caso contrario, será una operación a pérdida.

Un ejercicio aplicando estos conceptos, realizado en el CEDIB a finales de 2009, reflejaba que las petroleras habían invertido alrededor de 2,51 dólares por cada barril equivalente de petróleo que tenían en calidad de reserva probada; el costo promedio de producción de esas reservas era de 3,75; sumados ambos, daban un costo total de producción de 6,26 dólares por barril. Con otra metodología y recurriendo a otros instrumentos los investigadores del CEDLA encontraron resultados similares.

Como ratificando estas estimaciones, el informe económico de YPFB Chaco señala que su costo de producción por cada barril de petróleo equivalente fue de 1,47 dólares el 2007; 1,96 el 2008; 2,13 el 2009; y 1,93 el 2010. (Puede verificarse esta información en: http://www.ypfbchaco.com.bo/index.php?option=com_content&task=view&id=651&Itemid=217) Anótese que YPFB Chaco opera nueve de los 19 campos petroleros del país, ocho de los cuales están en plena declinación; además, aun así reporta utilidades y no pérdidas, por lo que es de suponer que no necesita incentivos.

A la luz de estos datos, hubiese sido preferible que YPFB Chaco, empresa 100% nacional, se haga cargo de todos aquellos campos petroleros que, según Villegas, reportan pérdidas o, mejor, que el dinero del “incentivo” sea otorgado a la misma, a fin de que sea ésta la que busque el petróleo que tanto necesita el país. Pero claro, o el “presidente de la Corporación” no conoce estos datos, ni siquiera los de su subsidiaria, o conociéndolos, prefiere favorecer otros intereses.

Gustavo Rodríguez Cáceres es analista en hidrocarburos.