Con un look descontraído para aplacar el calor de Santa Cruz, el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, atendió las interrogantes más álgidas que inquietan al negocio más importante del país: la exportación del gas. Tras firmar una adenda que paró las fricciones con Argentina, reveló que con Brasil se negocian cambios en la relación contractual y criticó el actual contrato con el gigante sudamericano, vigente desde 1999. También repasó la coyuntura global y habló de biodiésel.	No, Brasil quiere tomar un 120%, no quiere tomar el 100%, quiere más gas. Lo que se interpretó mal, y no fue una comunicación oficial es que cuando concluya el contrato, en el 2024, Petrobras tiene la intención de comprar gas solo para sus plantas, y no para comercializar. Eso es más o menos el 50% de los 30 millones de metros cúbicos de gas diarios (MMm3/d) del contrato. Los otros 15 MMm3/d los seguirán consumiendo en Brasil.	La nueva estrategia de Bolivia es que YPFB venda a los empresarios. En un análisis integral, seguramente en el año 2023 o 2024, no venderemos 30 MMm3/d, sino 40 MMm3/d, pero a diferentes clientes, 15 MMm3/d a Petrobras y 20 o 25 MMm3/d a los privados, no hay un concepto de que nos van a comprar la mitad, nos van a comprar más. El que va a comprar la mitad será el Estado (a través de Petrobras), pero los privados (brasileños) tienen una fuerte demanda.	Es importante la pregunta, pero yo preguntaría también ¿Por qué cree que vienen cinco estados brasileños para que les vendamos 7 MMm3/d?, ¿por qué viene Termofrontera y quiere 4 MMm3/d?, o Shell Brasil y quiere 10 MMm3/d. Incluso el estado de Santa Catarina que quiere 7 MMm3/d, o la termoeléctrica de Cuiabá y quiere 2 MMm3/. Firmamos los acuerdos comerciales e incluso estamos negociando los precios.	También está Acron, una empresa rusa que está en Brasil, que quiere comprar 4 MMm3/d; entonces, lo real es lo que firmamos con los presidentes de esas empresas y los gobernadores de los estados de Brasil. Vienen, hacemos memorándums, precontratos. Ahora podemos concretar contratos sabiendo la proyección de nominaciones y el primer paso se dio con Argentina. Hoy, los remanentes que tengamos de Argentina los ponemos inmediatamente en el mercado brasileño, lo otro (las recomendaciones de la ANP) es una teoría.	Esto tiene que ver con la previsibilidad, un elemento fundamental es la proyección de la nominación. Cuando Brasil tiene que entregar 30 MMm3/d, pero te nomina (solicitud de volumen) 10, entonces, no nos están pagando la flexibilidad. En otras palabras, el contrato con Brasil fue el peor acuerdo que firmó Bolivia, porque el 100% de las multas son al Estado boliviano y cero sanciones al Estado brasileño y a Petrobras. Eso lo tenemos que cambiar.	Con Argentina trabajamos en eso y lo hemos hecho (la adenda), no puede ser que no nos paguen -por Brasil- la flexibilidad de tener un gas reservado en el subsuelo y no monetizarlo. Por eso, cuando tengamos una previsión (de nominaciones) del lado brasileño, yo voy a concretar nuevos contratos, porque los tengo en puerta.	Totalmente. No solo falló Brasil al no tener una nominación estable, sino también Petrobras al no entregar (el gas). ¿Cómo es el contrato?, Petrobras y los operadores de Sábalo y San Alberto tienen que entregar los 30 MMm3/d. Es su responsabilidad contractual, pero están entregando 18 MMm3/d. Nosotros tenemos que sacar de otros contratos para poder cumplir. Entonces, ha fallado Petrobras en los acuerdos de entrega y Brasil porque en algunos momentos las nominaciones han sido bajas, y eso no tiene ninguna penalidad para ellos.	Claro, y lo vuelvo a decir, el peor contrato que tenemos es con Brasil, porque cuando me nomina 28 MMm3/d, por decir un ejemplo, y yo entrego 27 MMm3/d, no me cobra el incumplimiento de ese millón de metros cúbicos de gas, sino me cobra el incumplimiento a 31MMm3/d.	Cuando Brasil tiene que retirar, voy a decir cualquier número, 24 MMm3/d, y nos nominan 12 MMm3/d, no le cobramos ese perjuicio por no retirar los otros 12 MMm3/d, ellos pagan lo no retirado, pero le tenemos que devolver al final del contrato. Si hoy el precio del millar de BTU es de $us 6 y en 2026 llega a $us 8 yo le tengo que devolver ese volumen a $us 6, porque es un pago adelantado, no hay penalidad en cambio en el lado boliviano hay penalidad. Entonces, el contrato a Brasil es lesivo al Estado.	Este año es uno de los más importantes. Estoy hace 20 años en YPFB y nunca he visto lo que sucede este año, que podamos perforar 26 pozos en 23 áreas, en donde estamos explorando. Son 14 empresas y vamos a invertir $us 1.400 millones. Estamos con ocho pozos en perforación, estamos en pruebas, puedo adelantar que Chaco Este fue positivo, Caigua está dando muestra de que sea positivo, Incahuasi 5 estamos seguros de que va a ser un pozo de grandes cantidades de producción. En Boyuy se inició la fase de pruebas y tenemos otros pozos. Yo decía que es época dorada, porque preveía que íbamos a hacer grandes inversiones en exploración: tendremos muchos descubrimientos en los próximos meses y los contratos van a ser favorables al Estado boliviano, en ingresos. Lo de Boyuy, en 30 días sabremos cuál es la productividad. En cuanto al tema de los costos recuperables, si el pozo es exitoso hay que pagarles. Esa es la regla de juego, así de fácil es la ecuación.	Normalmente, un pozo bueno drena 0,4 TCF, supongamos que Boyuy drene 0,3 TCF, que puede ser más. Este pozo vale unos $us 1.800 millones y tiene un costo de $us140 millones, en la ecuación, es un gran negocio. No es un costo recuperable, sino una amortización porque las instalaciones, tanto de plantas y ductos de pozos pasan al Estado.	No tuve ese acercamiento con esas ONG que están en contra, pero el biodiésel es positivo. El diésel que quemamos es contaminante, y usando biodiésel cumplimos con la Euro 4 y bajamos el daño ambiental. Es un reto para el Estado y mi sector, hay una gran capacidad de procesamiento de tres y cuatro millones de hectáreas de soya, pero la producción actual es de 1,3 millones. Nosotros queremos incentivar a que se puedan plantar entre 200.000 y 250.000 nuevas hectáreas.	Es una pregunta difícil porque ni la misma Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) puede responder. Pero según las consultoras y los seguimientos que hacemos esperamos que esté en el orden de los $us 60 y $us 65 el precio del barril (WTI) en 2019. Tenemos utilidades por encima de los $us 55 y eso nos resulta muy satisfactorio. Obviamente estamos bajando nuestros costos de producción y acomodándonos al precio del crudo, que es una variable importante para la indexación del gas. Pero hoy con Argentina logramos subir en 15% el precio en verano, y en invierno se indexará al GNL.