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Área: Economía >> Energía e hidrocarburos
Actualizado el 2005-03-14 a horas: 06:03:13

Sin reservas, no pasará de ser una unidad de papel.

La refundación de YPFB y sus perspectivas inmediatas

Luis Carlos Kinn[1] Se están dando las condiciones para que la nueva versión de YPFB sea el estandarte del desarrollo del país en el siglo XXI. Pero también se están dando ciertas rivalidades entre regiones y entre bolivianos, más que todo por falta de información y por falta de análisis objetivo sobre el tema en cuestión.

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En el proyecto de Ley de Hidrocarburos que se está debatiendo en la Cámara de Diputados, ya se ha aprobado en detalle un artículo ?el Artículo 21- mediante el cual YPFB recupera la capacidad legal para asumir nuevamente un rol protagónico en todas las actividades hidrocarburíferas: la ejecución de la política nacional de hidrocarburos mediante dos unidades:

1. La Unidad Administradora y Fiscalizadora

2. La Unidad Operadora.

¿Cómo se pondrán en actividad estas dos unidades?. Especialmente: ¿cuáles deberán ser los pasos iniciales para que esta segunda unidad ?la Unidad Operadora- no sea ?de papel?, si no que tenga una trascendencia inmediata en el campo operativo?

A continuación, se presentan algunas reflexiones para contribuir al esclarecimiento de este tema.

También planteamos un primer esbozo de estructura de lo que tendría que venir a ser la nueva YPFB, para evitar más conflictos entre bolivianos y darle al país a través de este renacimiento la posibilidad de potenciar las llamadas ?ciudades intermedias? como lo son Camiri, Villamontes y Yacuiba (ver Anexo 3).

La Unidad Administradora y Fiscalizadora

Luego de la capitalización, de la privatización de las refinerías y otras reformas del sector realizadas a partir del año 1995, el actual YPFB residual perdió su capacidad operadora, pero mantuvo su estructura para fiscalizar y administrar los contratos con las empresas privadas; por ese motivo, es una buena base para la nueva Unidad Administradora y Fiscalizadora: prácticamente es eso lo que el YPFB residual ha estado haciendo bajo la ley 1689. Tanto su estructura organizativa, su infraestructura física y su personal, están enmarcados y están ejecutando la mayoría de las funciones requeridas en el Art. 21 para esta unidad.

Es necesario acentuar la necesidad de mayor apoyo presupuestario para equipamiento y especialización del personal, con el objetivo de que -desde el punto de vista técnico- esté a la par con el nivel técnico del personal de las empresas internacionales a las cuales debe fiscalizar y administrar.

Queda, sin embargo, por definir, la parte productiva y operadora del nuevo YPFB que será el brazo productivo del Estado Boliviano en el sector de la Energía.

La Unidad Operadora

Al ser el resultado de un paulatino desmembramiento de la empresa durante los años 1990, el YPFB residual no está preparado para ser la base de la nueva Unidad Operadora, ni desde el punto de vista organizativo ni desde el punto de vista del personal existente. Por lo tanto, esta nueva unidad debe prácticamente prepararse desde cero, desde el punto de vista institucional, organizativo y operativo.

La organización institucional de la Unidad Operadora debe obedecer a sus principales objetivos de operación. Si bien desde el punto de vista legal esta nueva unidad tiene la potestad de encarar cualesquiera de las actividades de la cadena hidrocarburífera, por sí sola o en participación desde la exploración hasta la industrialización, mediante dicho artículo se da paso a la refundación de YPFB, y se dispone en sociedades de economía mixta o privada. Desde el punto de vista de la actual coyuntura nacional e internacional del sector energético, la Unidad Operadora debe priorizar las actividades a realizar en lo inmediato, y planificar su evolución para el mediano y el largo plazo.

La Unidad Operadora de YPFB debe definir claramente su papel inicial y cumplir de la mejor manera posible con las responsabilidades que le corresponde en estos momentos.

Análisis de las actividades inmediatas

A continuación se presenta un análisis de la posible participación de la Unidad Operadora en cada una de las actividades del sector de hidrocarburos.

1. Exploración: ¿Debe la nueva Unidad Operadora encarar en lo inmediato operaciones de exploración?.

a) Gas: dadas las grandes reservas de gas sin mercado que actualmente tenemos en nuestro país, no es conveniente que ?en esta etapa inicial- la Unidad Operadora encare proyectos exploratorios en búsqueda de mayor reservas de gas.

Sin embargo, no debe descartarse que a futuro, y asumiendo un escenario positivo de la expansión de la oferta de gas boliviano en el Cono Sur y del inicio de grandes proyectos de industrialización, YPFB retome las operaciones de Exploración. De preferencia, mediante acuerdos que compartan riesgos con grandes operadores internacionales.

b) Petróleo: sin duda nuestro país necesita producir más petróleo para poder producir más diesel y así depender menos de la importación del mismo. Pero: ¿Cuán riesgoso es realizar operaciones de exploración en búsqueda de petróleo en nuestro país?, ¿Hasta qué punto puede la Unidad Operativa ?teniendo como únicos recursos para esa actividad los 700 millones de las acciones de las capitalizadas que le serán traspasadas- asumir riesgos exploratorios elevados? Para dar una respuesta a esas interrogantes, basta ver que las mismas empresas privadas ?desde 1997 hasta la fecha- han invertido relativamente poco en proyectos exploratorios de petróleo, pues en la zona tradicional (la zona donde ya existe información) no hay muchas chances de encontrar reservas grandes de petróleo; son zonas predominantemente gasíferas. Y en las zonas donde hay potencial para grandes reservas ?las zonas no tradicionales- el riesgo es demasiado elevado. Por lo tanto, en sus primeros años de vida, no sería aconsejable que la Unidad Operadora de YPFB arriesgue, los pocos fondos que dispondrá, en proyectos de alto riesgo en búsqueda de petróleo. No se deben asumir riesgos elevados con dichos fondos. De nuevo, asumiendo un despegue positivo de la nueva empresa y del mercado, es posible que a mediano plazo YPFB pueda retomar esta actividad.

2. Explotación: Para realizar esta actividad, son indispensables dos elementos: el personal altamente calificado necesario y un campo con reservas probadas.

Personal: La explotación eficiente y segura de un campo de hidrocarburos necesita de un personal altamente capacitado y actualizado. Parte del personal podría provenir del YPFB residual, pero prácticamente abría que asumir que se partiría de cero. Y es necesario tener en cuenta que, dada la alta demanda a nivel local y mundial de ese personal altamente calificado, el nivel salarial es determinante para captar -o para retener una vez que se lo ha formado- ese nivel de personal. Y he aquí un problema de inicio: con los relativamente bajos niveles salariales del sector publico, será muy difícil obtener y mantener el personal necesario. Este es un problema que debe ser resuelto.

Campo con reservas. En cuanto al campo con reservas probadas, ya se vio en el anterior que no es conveniente que -en sus primeros años- el nuevo YPFB pase por el proceso normal de primero hacer la exploración y luego el desarrollo y operación del campo, es decir la explotación. Además por esa vía se necesitarían por lo menos 5 años para llegar a la fase operativa.

Al momento, los campos con reservas probadas que están en manos de YPFB son campos marginales, pequeños, sin interés económico, que han sido devueltos por las empresas privadas al Estado. Definitivamente, la nueva Unidad Operadora de YPFB no puede basar su actividad de explotación en dichos campos. Existen las siguientes alternativas:

· La Unidad Operadora se asocia ?logrando las funciones de operadora, o de operación conjunta- con alguna de las empresas privadas en la explotación de algunos de los campos importantes en actual explotación.

Es de prever que algo así no se pueda lograr en los primeros años, por lo menos no antes de que la nueva Unidad Operadora se estructure y demuestre una capacidad altamente profesional.

· YPFB adquiere (mediante compra, intercambio o algún otro tipo de negociación) alguno de los campos con reservas importantes en actual producción, y en base a la explotación de dicho campo se forma el nuevo YPFB operador.

Esta última opción -de gran importancia para el arranque operativo de esta unidad- parecería ser la mas adecuada en las actuales circunstancias[2]. Mediante métodos de recuperación secundaria -y con los altos precios del petróleo que permiten aplicación de tecnología de punta para recuperación mejorada- se puede iniciar la actividad operativa y armar la empresa.

Lo anterior iría con varias líneas de oportunidades:

· dar base al inicio funcional y al desarrollo operativo del nuevo YPFB en un yacimiento con volúmenes importantes de petróleo remanentes;

· incrementar la producción de petróleo para el mercado interno (alto contenido en diesel);

· Desarrollar, a bajo riesgo, el potencial de reservas de gas que pueda existir a mayores profundidades (ver Anexo 1).

· Si el campo que se logre comprar estuviese ubicado en la gran zona productora de gas, se debería apuntar a la participación de YPFB en una cadena integrada, que incluya el desarrollo de futuros grandes proyectos de industrialización del gas para la exportación, pues su ubicación geográfica en plena zona de grandes reservas de gas, abarataría el costo de transporte del gas. La forma más fácil para esas exportaciones futuras sería utilizando el derecho de vía que existe a lo largo del gasoducto Camiri-Cochabamba. Ello conectaría Camiri, Villamontes y Yacuiba al puerto de Arica, y de ahí al mundo entero (ver Anexo 2).

De cualquier otra manera, sin un campo con reservas, la nueva Unidad Operadora no pasará de ser una unidad de papel. La calidad de operar en la explotación de campos hidrocarburíferos pasa imprescindiblemente por la ejecución de operaciones de explotación de un campo. Y el camino para estructurar la principal empresa del país del siglo XXI, con el objetivo de lograr una empresa altamente eficiente y de primer nivel profesional, es largo y debe empezar cuanto antes.

3) Transporte: De todas las actividades de la cadena, la de transporte es la de menos riesgo, y de una rentabilidad bastante aceptable y estable. En nuestro país es una de las más estratégicas, pues indirectamente determina quienes tienen más posibilidades de venta de gas y quienes no, aparte de también ser determinante en la decisión de si se realizan o no determinados proyectos en base al gas. Este sector actualmente goza de ciertos beneficios de cuasi-monopolios para el mercado interno. Algo similar sucede con la exportación pues el transporte de gas desde Santa Cruz hasta la frontera con Brasil está en manos de GTB, y como GTB tiene un contrato ?take or pay? y ?deliver or pay? con Petrobras (contratos que dan prioridad al gas de Petrobras), en los hechos Petrobras tiene un cuasi-monopolio de dicho gasoducto: si un usuario quiere transportar gas hasta Puerto Suárez, podrá hacerlo mientras Petrobras no necesite su capacidad contratada. Tan pronto que lo necesite, dicho usuario queda fuera. Y eso puede frenar inversiones para emprendimientos en la frontera, tal como sucede en el caso de la planta de urea de una empresa china. O también dicho usuario podrá tener transporte asegurado para su gas cuando convenga a los intereses de Petrobras y del Brasil, tal como es el caso del gas para la planta de la CRE en Puerto Suárez, y para las plantas futuras de CRE y su socia brasileña en Puerto Suárez y Corumbá.

Teniendo en cuenta que -por lo menos en la primera mitad de este siglo- el mercado regional (Brasil, Argentina, e indirectamente Uruguay y Chile) será el principal mercado de exportación de gas, YPFB necesita posicionarse en dicho mercado, y si no asegura cierta capacidad de transporte en firme no tendrá opción de entrar. Al tener capacidad de transporte asegurada, eso también le permitirá a YPFB poder buscar sus propios mercados de gas en el Brasil.

Obviamente que se deben respetar en forma y en fondo los acuerdos que se tienen con el Gobierno de Brasil a través de Petrobras para que las obligaciones Take-or-Pay y Deliver-or Pay del acuerdo entre ambos países.

Una forma de resolver la situación puede ser que para cualquier ampliación de la capacidad de transporte de los ductos ya instalados (?looping? o nuevos ductos), por norma legal, le corresponda a YPFB mínimo un 51% de dicha expansión. En tal caso YPFB debería buscar los fondos respectivos, posiblemente a través de ?Joint Ventures? y esquemas ?Project Finance?.

También es necesario ver los mecanismos mediante los cuales YPFB pueda asegurar cierta capacidad de transporte en firme en el nuevo gasoducto que se construirá en el norte argentino, y mediante el cual se exportarán los 20 millones de MCD adicionales a la Argentina. Eso le permitirá a YPFB buscar sus propios mercados en Argentina. De otra manera, lo más probable es que los principales financiadores de dicho gasoducto ?Petrobras y Repsol- contraten la totalidad ( o gran parte de ella) de la capacidad de transporte y tengan control sobre quién exporta y quién no.

4) Refinación: Para el petróleo que sea de YPFB, la refinación se podría encarar como un servicio que las refinadoras prestan al dueño del petróleo para separar el petróleo en sus diferentes componentes (diesel, gasolina, jet fuel, kerosén,...) y por el cual reciben un pago (margen de refinación). Lo determinante en el precio final al consumidor de los combustibles es quién es el dueño de la materia prima ? el petróleo- pues es a partir de allí que se arma dicho precio.

Es importante tener en cuenta lo anterior para las negociaciones que se puedan tener con Petrobras con relación a las refinerías.

En todo caso, desde el punto de vista, país y su mercadeo interno, es de mucha importancia el evitar el casi-monopolio en cualquiera de los sectores. Por ello, en refinación, YPFB debería hacer Joint Venture con Petrobras o negociar la recompra de al menos una de sus dos refinerías, para tener bajo mayor control estratégico los precios y la producción de combustibles para el mercado interno.

5) Comercialización:

Mercado Interno: La comercialización en el mercado interno, especialmente para los productos derivados de los hidrocarburos, debe ser otro de los sectores estratégicos del Estado, para mantener el abastecimiento estable en todo el territorio nacional a precios acordes a la economía nacional y de acuerdo a política estatal. Tenemos que aceptar que nuestra deficiente infraestructura caminera, nuestro parque vehicular de segunda mano, y nuestros elevados costos de transporte para la exportación, especialmente de productos del agro, no permitirían una desregulación de los precios de los combustibles. La economía boliviana sucumbiría en caso de tal desregulación. Así que se necesita un control estatal de este sector. Para ese objetivo, es clave el control de la distribución mayorista. Otra de las ventajas claves del control por parte del Estado de este sector es el de poder controlar mejor el contrabando de combustibles: se tendría control sobre la mayoría de los vehículos autorizados para el transporte masivo de combustibles, pues serían de YPFB, y no como al momento. Con ello se le quitaría la gran capacidad de movilización que actualmente tiene el contrabando.

La Unidad Operadora debe recuperar la distribución mayorista en todo el territorio nacional.

Mercado Externo: Suponiendo que mediante la nueva Ley de Hidrocarburos entran en vigencia los nuevos contratos de producción compartida, YPFB será dueño del 50% del gas que se produzca en el país. Y teóricamente podrá, si lo desea, comercializar ese gas por sus cuenta.

Debemos ser realistas en cuanto al mercado externo. La exportación a México y EEUU no se dará, por lo menos a corto plazo, por diferentes motivos y especialmente por el motivo histórico con Chile. Nos quedan los mercados regionales: un gran mercado donde Brasil y Argentina, dos grandes consumidores de gas -y a través de ellos Chile y Uruguay- dependen en gran medida de la exportación que Bolivia les haga de su gas. Pero también es necesario reconocer que los principales compradores del gas boliviano, en estos dos países, son precisamente los dos más grandes productores en nuestro país, Petrobras y Repsol, y es lógico y legitimo que dichas empresas den prioridad a la venta de su propia producción de gas en Bolivia; van a proteger sus mercados. Entonces, es muy difícil que YPFB, para su propia producción o para la producción que le corresponda bajo los contratos de producción compartida, pueda fácilmente hacerse espacios ?por sí sola- en los mercados de Brasil y Argentina. Lo más previsible es que la parte de YPFB del gas que se produzca sea vendida mediante los contratos de Petrobras y Repsol, en los cuales YPFB actualmente funge como agregador.

En cuanto a los líquidos que le correspondan a YPFB (petróleo y condensado), es mas fácil realizar la comercialización de estos productos por Arica, pues su demanda está en continua alza en cualquier parte del mundo.

6) Industrialización: Dado que la Unidad de Operación de YPFB -para la producción que se genere bajo los nuevos Contratos de Producción Compartida- tendrá la opción de recibir, a su elección, en especie el 50% del gas (o de los líquidos) que se produzca bajo dichos contratos (el otro 50% será entregado a las empresas en libre disponibilidad para permitirle recuperar su inversión, pagar sus operaciones y tener su utilidad), esta opción le abre para esta Unidad Operadora un panorama excepcional en cuanto a fortalecimiento financiero: si se tienen asegurados, bajo dichos contratos, la propiedad del 50% de la producción futura, las reservas probadas, la capacidad productiva y la capacidad de transporte, YPFB puede utilizar el flujo futuro de parte de su gas como su aporte para procesos de industrialización, y así conseguir socios estratégicos que aporten con el capital de inversión y la tecnología. Es esta, precisamente, la figura que Qatar está empleando actualmente para sus grandes proyectos de transformación del gas en diesel (1 gran planta de 35,000 barriles al día que será entregada el 2005; 3 en proceso de selección de proveedores y 4 en estudios de ingeniería). Sólo uno de los proyectos de Qatar, el de la compañía Shell, para una planta de 160.000 BPD, está invirtiendo en ese país 5.000 millones de dólares: casi el doble de lo invertido en Bolivia en upstream desde 1997. Qatar aporta sólo el gas y tiene el 50% de la empresa.

Lo mismo se puede dar para otros proyectos de industrialización como metanol, DME, petroquímica y sobretodo de manera inmediata, los de generación de energía eléctrica para la exportación, para consolidar el Sistema Interconectado Nacional con la inclusión de Tarija y para la exportación en el Cono Sur.

El valor presente neto de la producción de gas que podrá disponer el Estado boliviano en los próximos años le permite un fortalecimiento financiero muchísimo más grande que el la transferencia de los 700 millones de las acciones de los fondos de las empresas capitalizadas.

De entrada, y para iniciar con paso firme su actividad en la industrialización, YPFB debe dar prioridad y debe ser parte de los proyectos de GTL para proveer diesel al mercado interno, y así eliminar la importación del mismo y sus consiguientes problemas (fuga de divisas, dependencia energética,...).

Conclusiones

En base al anterior análisis se pueden sacar las siguientes conclusiones:

Tanto en proyectos exploratorios de gas como en proyectos exploratorios de petróleo, la Unidad Operadora del nuevo YPFB ?por sí sola- no debe desarrollar operaciones en esta primera etapa. No se deben asumir riesgos con los escasos recursos disponibles.

En el futuro sin embargo, y asumiendo que la nueva YPFB logre tener las espaldas financieras necesarias, no se deberá excluir que la empresa retome esta actividad bajo esquemas de compartir riesgo con operadores internacionales.

En la actividad de explotación, la Unidad Operadora de YPFB, para poder iniciar sus operaciones como operadora y poder crecer como empresa, debe realizar las negociaciones y tramites necesarios para lograr la operación de un campo que ya cuente con reservas importantes. La Unidad Operadora debe recuperar la distribución mayorista en todo el territorio nacional. La Unidad Operadora debe hacer Joint Venture con Petrobras o negociar la recompra de por lo menos una de sus dos refinerías, para tener bajo mayor control estratégico los precios y la producción de combustibles para el mercado interno. La Unidad Operadora debe encontrar las formas para participar y ganar espacios en el transporte de hidrocarburos, tanto para el mercado interno como para exportación. Dada la actual coyuntura de enormes reservas de gas en nuestro país, nuestra necesidad de mayor producción de diesel, y dado el gran potencial para productos de industrialización que existe en el mundo, la Unidad de Operación de YPFB debe orientarse principalmente a este rubro. Es un cambio de paradigma: dirigir el nuevo YPFB a una actividad operativa orientada a lo que más tenemos: el gas; orientada a lo que más necesita en el país en materia de hidrocarburos: la producción de diesel; orientada a la actividad que mayores beneficios deje a todo el país: la industrialización del gas; y orientada a la actividad que tienen el mayor potencial de crecimiento y de exportación: la exportación de productos energéticos con valor agregado. ANEXO 1

ANEXO 2

ANEXO 3 Sedes y Organización para YPFB

El tema de la sede de YPFB tiene a una parte del país en vilo. Tarija y Camiri reclaman la sede operacional. Camiri, otrora la capital del gas, también corrió la suerte que corrieron los centros mineros de la ?Era del Estaño? como Catavi y Siglo XX, y ve en la Unidad Operadora del nuevo YPFB una tabla de salvación. Tarija por su parte trata de recuperar parte de los flujos asociados al sector del gas, flujos que están principalmente concentrados en la ciudad de Santa Cruz, a pesar de que gran parte de las reservas de gas se encuentra en la Provincia Gran Chaco de la Provincia de Tarija, y recientemente ese centro de gravedad se ha movido un poco hacia el norte con el descubrimiento de Incahuasi y la puesta en producción de campos como Tacobo.

Se podría imaginar la siguiente estructura, con las sedes presentada en dos opciones, dentro de la necesidad de disminuir el centralismo y dar mayor eficiencia operativa a las unidades de YPFB:

Estructura

Sede Opción A

Sede Opción B

PRESIDENCIA

La Paz

La Paz

UNIDAD ADMINISTRADORA Y FISCALIZADORA

Villamontes o Yacuiba o Tarija

Santa Cruz

Gerencia de Administración de Contratos

Santa Cruz

Santa Cruz

Gerencia de Fiscalización

Villamontes o Yacuiba

Villamontes o Yacuiba

UNIDAD OPERADORA

Camiri

Santa Cruz

Gerencia de Exploración y Producción

Camiri

Camiri

Gerencia de Nuevos Proyectos e Industrialización

Santa Cruz

Santa Cruz

Gerencia de Refinación y Distribución

Cochabamba

Cochabamba

Adicionalmente en Sucre, la Capital del país y ciudad universitaria por excelencia se ubicaría el Instituto Nacional de la Energía, dependiente de YPFB con la misión de investigar en las tecnologías energéticas fósiles y alternativas así como en los procesos para producir los insumos de la industria energética en Bolivia.

Las ventaja de estas dos opciones es que al menos seis ciudades bolivianas tendrían a su cargo dependencias administrativas del nuevo YPFB con competencia nacional y no regional. Tanto Yacuiba y/o Villamontes, como también Camiri, son ciudades emergentes que podrían descentralizar demográficamente el país. Yacuiba, Villamontes y Camiri son centros petroleros y energéticos que están en las redes troncales del país y cuentan con aeropuertos propios o cercanos. Sucre tendría a su cargo la parte de investigación y desarrollo y aprovecharía las sinergias con todos los campus universitarios que existen allí.

[1] Con la colaboración de Christian Inchauste y otros.

[2] Como ejemplo, según el ?Informe Nacional de Reservas de YPFB, Julio 1994?, de los 150 millones de barriles originales in situ del Campo Camiri, se han extraído 50 millones y todavía quedan abajo 100 millones de barriles. Según los estándares mundiales, todavía se le podría sacar entre 10% a 20% más. Este campo seria una buena opción para buscar la compra.

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