De acuerdo a la adenda No.2 del Contrato Gas Sale Agreement (GSA) con Brasil, a partir de 2004, YPFB tiene obligación de entregar 30,08 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), 100% de la cantidad contratada y Petrobras S.A. garantiza retirar mínimo 24 MMm3/d, 80% de la cantidad contratada. Petrobras S.A. multó a YPFB, debido al incumplimiento en la entrega de volúmenes de gas garantizados en el GSA a lo largo de 2018. Basada en informaciones de la estatal brasileña, el año pasado Petrobras demandó una media de 26 MMm3/d, mientras que YPFB entregó 22,6 MMm3/d. A lo largo de los 12 meses de 2018, en 9 meses Bolivia entregó a Brasil menos de lo programado por Petrobras, el problema volvió a ocurrir en febrero pasado.	En 2018, YPFB habría incumplido la entrega de 1.168 MMm3/d, lo que significó que el país no reciba alrededor de $us 240 millones, por haber disminuido la entrega, aparte de las multas por incumplir el contrato, (se calculan por día, mes y año), entre $us 30 y 70 millones adicionales. YPFB, sacó un comunicado, indicando que esa multa la debe pagar Petrobras Bolivia, por ser la empresa que produce gas del campo San Alberto para la exportación y que las entregas fuero menores a las comprometidas.	De acuerdo a los contratos ‘Back to back’, suscritos entre YPFB y Petrobras S.A., San Alberto debía entregar en 2018, la cantidad de 12,1 MMm3/d; en realidad, su producción en declinación fue menor a 4 MMm3/d. Dado que no siempre los pronósticos de producción se cumplen, se creó un comité entre YPFB y las empresas productoras que se reúnen anualmente para presupuestar las entregas posibles de gas por campos, parece que no se realizó dicha reunión. Por otra parte, hay que recordar que la presencia de Petrobras Brasil en exploración y explotación en Bolivia fue para garantizar el cumplimiento de la exportación a Brasil. En 26 años de actividad en Bolivia, Petrobras desarrolló el campo San Alberto, descubierto por YPFB en 1990, y descubrió el campo Sábalo en el área de San Antonio, tuvo problemas en la exploración en relación a áreas protegidas y comunidades de origen para aportar mayores cantidades de gas a la exportación. Por otra parte, si el consorcio YPFB Andina (50%), Total (15%) y Petrobras (35%), es multado por YPFB Casa Matriz, el 50% de la multa deberá pagar YPFB Andina (mayoritariamente del Estado).	Lo anterior es consecuencia de una mala política aplicada al sector y peor planificación a largo plazo. En el contrato suscrito con Argentina (2006), se aceptó un compromiso de exportación de gas prácticamente impuesto por Argentina, sin haber certeza de honrarlo, como está ocurriendo. Es importante aclarar, que en 2004 se rechazó la pretensión argentina de comprometer al país con una exportación de 27 MMm3/d (propuesta irresponsable). Para entonces toda la producción cubría los requerimientos del mercado interno, los compromisos de exportación con Brasil y un pequeño excedente que había fue dispuesto para exportaciones eventuales a Argentina (contrato a 6 meses y luego a un año). No se sabe si la decisión de la exportación comprometida por el Gobierno, fue aprobada por la ANH mediante certificación de la existencia de reservas adicionales no comprometidas, que debió haber sido emitida por YPFB, pero, aún si así fuera, las reservas adicionales no necesariamente respaldan un nuevo compromiso de exportación, es necesario además comprobar si las reservas pueden ser producidas en los volúmenes diarios que exige el contrato. Esa triste experiencia la tuvo Argentina, al comprometer sus reservas incrementales para la exportación a Chile, Brasil y Uruguay, motivo por el que tocó la puerta de Bolivia para comprar gas (2004). Solamente la reserva del campo Margarita-Huacaya no estaba comprometida, el Gobierno debía esperar que el consorcio presidido por Repsol: 1) establezca un plan de desarrollo del campo y presente un perfil de producción de gas y 2) lo más importante que YPFB suscriba con el consorcio un contrato ‘Back to Back’ que garantice la exportación de gas a Argentina. Entonces, el compromiso de exportación habría sido por un volumen máximo de 18 MMm3/d y no por 27 MMm3/d.	Como en todo sector productivo la toma de decisiones en la actividad de los hidrocarburos debió ser de eficiencia económica en los límites que impone la tecnología y la seguridad energética del país. Siendo el Estado el responsable de velar por la continuidad del abastecimiento y la seguridad energética, debió construir los sistemas para cumplir con tal responsabilidad.	Las adendas que siguieron al contrato original con Argentina, particularmente las 1 y 4, que disminuyen las cantidades de gas garantizadas que deben ser entregadas y recibidas antes de pagar multas por incumplimiento, confirman la fragilidad del programa de entregas en lo referente a la capacidad de producción incremental del país. Un programa de entregas como el que se negoció no hubiera sido aceptable de haber habido una planificación correcta y de largo plazo en producción de campos, considerando las demandas crecientes de gas natural del mercado interno y las cantidades comprometidas en el contrato que ya estaba vigente con Brasil.