Cae la exportación de urea de $us 140 millones a unos $us 40 millones

La urea, producto estrella de la industrialización del gas natural tuvo un desempeño escuálido en el primer semestre de 2023. Las cifras indican que durante el periodo enero-junio de 2022 el país exportó $us 140 millones. Pero en similar periodo de 2023 las ventas al extranjero se desplomaron un 72%, y solo se consiguió facturar $us 40 millones.

De acuerdo con los analistas consultados los motivos para entender este pobre desempeño se resumen en tres factores: volumen de producción, precios internacionales y no uso de toda la capacidad instalada en la Planta de Amoníaco y Urea (PAU).

En el periodo enero-junio de 2022, abril ($us 30,9 millones), mayo ($us 41,3 millones) y junio ($us 21,4 millones) fueron los que más se destacaron en cuanto a las ventas al mercado exterior.

En contrapartida, en los primeros seis meses de la presente gestión lo exportado fue de apenas $us 40 millones.  Febrero ($us 10,3 millones), marzo ($us 4,4 millones) y mayo ($us 3,4 millones) tuvieron el mejor desempeño.

Causas

Álvaro Ríos, exministro de Hidrocarburos, sostuvo que para entender el comportamiento en la exportación de la urea de deben tomar en cuenta la cotización del precio internacional del fertilizante que en 2022 se disparó a $us 1.000 millones la tonelada debió a la guerra en Ucrania.

Similar criterio tuvo Raúl Velásquez, experto en hidrocarburos de la Fundación Jubileo, que puntualizó que fueron los precios récord internacionales, más que una política agresiva de exportación, los que en 2022 marcaron la diferencia.

Otro factor que explica la caída en las exportaciones, son los volúmenes de producción de la urea granulada que están ligados al uso de la capacidad máxima instada de la PAU que es de 2.100 toneladas métricas día (TMD) y que de acuerdo con el análisis de Ríos en 2017 la producción fue de un 4% respecto al 100% de la capacidad máxima instalada, mientras que en 2018 se llegó a unas 650.000 TMD (un 36%), mientras que, en 2019, se llegó a producir unas 900.000 TMD (43%). Es en 2022, cuando se da la mayor producción, pues se llega a las 1.000 TMD (48%).

Francesco Zaratti, analista en hidrocarburos, sostuvo que una planta que en promedio, durante seis años, produce el 27% del total de su capacidad instalada indica que la mayor parte del tiempo produce paros más que urea.

“Así no funcionan las cosas. Este es un ejemplo que se debería estudiar en todas las universidades del mundo para analizar el fracaso del Estado emprendedor cuando se une la incompetencia con el manejo político de temas económicos. La planta sigue parada, los precios internacionales han descendido y también los volúmenes de producción, lo que hace que su producción sea marginal y no se si llega a cubrir siquiera los costos de operación. Que más se puede decir. Es lamentable lo que está pasando con la industrialización del gas”, observó Zaratti.

Se pidió tener el criterio del este tema a YPFB, pero hasta el cierre de edición no contestaron las preguntas enviadas.

¿Y el gas?

Ante este escenario Velásquez subrayó que ante los bajos volúmenes de exportación, el país esta perdiendo la oportunidad de vender a un mejor precio el gas que se usa en la PAU.

“El país tiene una doble pérdida. No logra buenos ingresos por el fertilizante y el gas que se usa se paga un 50% menos que el que se exporta. También se debe hacer notar que este proyecto no es generador de grandes cantidades de puestos de trabajo, pero si es muy demandante de capitales y de gas natural para poder funcionar”, indicó el experto de la Fundación Jubileo.

En este sentido, Raúl Daniel Mayta, viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, destacó que la Cámara de Diputados aprobó tres contratos de servicios petroleros de exploración y explotación suscritos por YPFB con la empresa Vintage Petroleum Bolivia LTD., que garantizan una inversión de $us 504,5 millones.

“La empresa operadora, en este caso Vintage, invertirá los recursos previstos en las actividades de exploración y en las áreas de interés hidrocarburífero como Carandaití (Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija), Sayurenda (Tarija) y Yuarenda (Tarija)”, dijo Mayta

A tiempo de agregar que ese entendido, para permitir que la empresa empiece a realizar estas inversiones en nuestro país, el Estado previamente debe sancionar a través de leyes la aprobación de los contratos petroleros suscritos para estas áreas, de esa manera se hacen vigentes y a partir de la fecha de protocolización en la notaría de Gobierno inician su vida útil.

Sobre la aprobación de estos contratos Mayta sostuvo que el Gobierno  presentó un Plan de Reactivación de la Exploración y Explotación de Hidrocarburos denominado “Plan de reactivación del Upstream”, el cual contempla una serie de estrategias que involucran la ejecución de proyectos exploratorios por parte de YPFB en un rol ahora protagónico e histórico como operador de proyectos petroleros, “y también de las empresas operadoras en un ambiente de beneficio mutuo favorable y atractivo para la inversión privada”.