El sector hidrocarburos en Bolivia
34
MESA DE DEBATE ECONÓMICO El sector hidrocarburos en Bolivia Mauricio Medinaceli Monrroy Policy paper 03/2012 FES-Bolivia
-
Upload
reporte-energia -
Category
Education
-
view
1.429 -
download
2
description
Publicación del analista energético Mauricio Medinaceli Monrroy
Transcript of El sector hidrocarburos en Bolivia
MESA DE DEBATE ECONÓMICO
El sector hidrocarburos en
Bolivia Mauricio Medinaceli Monrroy
Policy paper 03/2012
FES-Bolivia
2
1. Glosario
Boca de pozo: Es el lugar geográfico que se encuentra a la salida de un campo productor de
petróleo y/o gas natural. Se encuentra el "precio en boca de pozo" restando al precio de
mercado los costos de transporte y comercialización; por ello, este precio incorpora los gastos
en la planta de separación, si ésta existe.
Fuel oil: Es una fracción del petróleo que se obtiene como residuo luego de la destilación
topping.
Henry Hub: Lugar geográfico en Louisiana (Estados Unidos de América) cuyas transacciones
sirven como referencia de los precios del gas natural comercializado en los Estados Unidos.
Precio spot: En este documento se refiere al precio actual (no futuro) del petróleo o gas
natural; usualmente es utilizado en las compras de corto plazo.
Shale gas: Gas que se encuentra en el conjunto de los "no convencionales"; está compuesto
primordialmente por metano y se encuentra contenido en una roca común sedimentaria.
Upstream: O "aguas arriba", es la denominación que suelen recibir las actividades de
exploración y explotación de hidrocarburos.
WTI: Precio de referencia del petróleo en la costa del Golfo (West Texas Intermediate)
3
2. Introducción
No cabe duda de que el sector hidrocarburos en Bolivia fue fundamental para el desempeño
económico de los últimos años. En efecto, el 50% del crecimiento de la economía se debió al
proyecto de exportación de gas natural al Brasil,1 gestionado durante el período 1974-1999, y al
notable crecimiento en los precios internacionales del crudo que, nuevamente gracias al
contrato de exportación al Brasil, se traducen en mayores precios de exportación del gas
natural boliviano.
En abril del año 2005 (un año antes del proceso de "nacionalización") se aprueba la Ley de
Hidrocarburos 3058, que determina, como uno de sus ejes centrales, la creación del Impuesto
Directo a los Hidrocarburos (IDH), con una alícuota equivalente al 32% de la producción de gas
natural y petróleo. Este sistema sustituye el establecido en la Ley de Hidrocarburos 1689 (del
año 1996) que, en materia tributaria, imponía un impuesto a la producción equivalente al 18% y
un sistema de gravámenes sobre utilidades. Por otra parte, debido a la "nacionalización" de los
hidrocarburos en 2006, la estatal petrolera boliviana, Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos, tomó el control de la producción realizada por los operadores privados. Este
proceso también generó ingresos fiscales adicionales, bajo la forma de participaciones, que
financian --en gran medida-- las actividades de la mencionada empresa.
Los nuevos ingresos fiscales del proceso de "nacionalización" (que están en el orden del 10-15%
de la producción) son menores a los generados por el Impuesto Directo a los Hidrocarburos
(32%) creado en 2005. Es necesario recalcar, además, que los ingresos de gobernaciones,
gobiernos municipales, Fondo Indígena, universidades, etc. provienen de la recaudación del
IDH y no del proceso de nacionalización.
En este momento el mercado mundial de gas natural experimenta cambios que cambiarán el
futuro de la industria. Gracias a dos innovaciones tecnológicas, capacidad de transporte de gas
a través del mar (proyectos de LNG) y la posibilidad de incrementar las reservas de este
producto ("shale gas"), ahora el mundo tiene mayores reservas de gas natural a precios muy
1 Ver estudio de Grebe, Medinaceli, Fernández y Hurtado (2012).
4
bajos, sobre todo, en Norteamérica. Este producto se convierte, cada día más, en un
commodity que, por tanto, puede comercializarse a precio spot.
En este contexto, este documento analiza el desempeño del sector hidrocarburos en Bolivia,
con particular hincapié en la participación del Estado en la renta petrolera. Por otra parte,
también estudia las medidas de política pública que podrían permitir a Bolivia enfrentar los
cambios en los mercados del gas natural, regional y mundial; entre ellas la mejora en el
desempeño de la estatal petrolera, YPFB. La concentración en la empresa estatal parte del
supuesto de que dicha empresa será parte medular de la política hidrocarburífera del futuro,
dado que su privatización no sería bien recibida por la sociedad.
La metodología empleada para obtener la participación del Estado en las rentas generadas por
el sector hidrocarburos partió de la obtención de información de varias fuentes primarias:
YPFB, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, el Servicio de Impuestos Nacionales (SIN), el
Ministerio de Economía y Finanzas y el Instituto Nacional de Estadística (INE). Luego, tomando
el pago realizado por concepto de regalías departamentales (11%), se construyó el valor de la
producción de hidrocarburos en boca de pozo, cifra que se contrastó con la suma de los
siguientes tributos: 1) las regalías departamentales, 2) la participación del 6%, 3) el IDH, 4) los
ingresos de YPFB resultantes del proceso de "nacionalización", y 5) cuando la información
estaba disponible, el Impuesto sobre las Utilidades, el pago de patentes, el Impuesto al Valor
Agregado, el Impuesto a la Remisión de Utilidades al Exterior y otros.
El trabajo está ordenado como sigue: Luego de esta introducción se presentan algunos
indicadores de la evolución del sector hidrocarburos en Bolivia; posteriormente se analizan los
principales mercados de gas natural en el mundo; luego se detallan algunas medidas de política
pública que podrían mejorar el desempeño del sector en el futuro, y, finalmente, se presentan
las conclusiones. Como es usual, cualquier error u omisión es responsabilidad única y completa
del autor.
3. Evolución del sector hidrocarburos en Bolivia
En la presente sección se analizan algunas de las variables relevantes dentro el sector
hidrocarburos durante los últimos cinco años. El objetivo central es comprender los "drivers"
5
de crecimiento del este sector y de esta manera, señalar los elementos positivos que
permitieron el desempeño positivo en materia productiva y exportadora. Adicionalmente, se
analizan los resultados de la extensa búsqueda que se realizó para determinar la participación
del Estado boliviano en la renta de los hidrocarburos.
3.1. Reservas, producción y mercados
Uno de los hechos más importantes del año 2011 es que Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB) hizo públicas (y quizás de forma oficial) las reservas de Bolivia determinadas
por la empresa Ryder Scott Company Petroleum Consultants. El siguiente gráfico muestra la
disminución en el nivel de reservas de gas natural certificadas en Bolivia durante los últimos
años. En este sentido, y considerando el nivel de producción registrado en 2011, el nivel de
reservas probadas (P1) es suficiente para abastecer los próximos 17,7 años. Por otra parte, si se
considera abastecer el mercado argentino con 20 millones de metros cúbicos diarios (mcd)
adicionales la seguridad de suministro cae a 12,15 años. Por ello, urge captar más inversión para
el upstream hidrocarburífero, a fin de incrementar el nivel de reservas de este producto.
Figura 1: Reservas de Gas Natural (TCF)
Fuente: YPFB
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2009
Probables P2 1.9 2.5 3.3 13.9 23.0 24.9 26.2 24.7 22.0 3.7
Probadas P1 3.8 4.2 5.3 18.3 23.8 27.4 28.7 27.6 26.7 9.9
-
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
Trill
on
es
de
pie
s cú
bic
os
Probadas P1 Probables P2
6
La producción del sector hidrocarburos (gas natural y petróleo) en Bolivia respondió, sobre
todo, a incrementos/decrementos en la demanda internacional de gas natural, en particular de
la proveniente de Brasil y Argentina; por esta razón, esta sección estudia la evolución de la
producción en este sector así como la de los mercados que abasteció en los últimos años.
La Figura 2 presenta la evolución de la producción de gas natural en Bolivia durante el período
2000-2011. No cabe duda que el crecimiento fue notable, sobre todo en el período 2000 - 2005,
en el que la producción se incrementó de 8,8 a 33,3 millones de mcd. En el período 2006-2011, el
crecimiento fue menor pero aún positivo, de 35,7 a 43,5 millones de mcd.
Estas afirmaciones se confirman en la Figura 3, donde se resumen las tasas de crecimiento
anuales de esta producción y, además de lo señalado, se destaca cómo la crisis internacional de
2009 afectó negativamente a la producción de gas natural en Bolivia, originando un
decrecimiento cercano al 14%. En este sentido, es seguro afirmar que el desempeño de este
sector está fuertemente vinculado a las condiciones de la demanda externa por este producto,
en particular, a los volúmenes demandados por Brasil y Argentina.
Figura 2: Producción de gas natural (MM mcd)
Fuente: YPFB
8.8
13.4 16.5
19.5
27.1
33.3 35.7
38.2 39.7
34.0
39.9
43.5
-
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
MM
mcd
.
7
Figura 3: Tasa de crecimiento de la producción de gas natural
Fuente: YPFB
La Figura 4 presenta el destino de la producción del gas natural boliviano durante el período
2000-2011. Queda claro que fueron la demanda de Brasil y, en menor escala, la de Argentina, las
que posibilitaron estas tasas de crecimiento. Por ello cabe preguntarse ¿cómo se origina el
contrato de exportación al Brasil? Este proyecto comenzó a gestionarse a mediados de la
década de los setenta, cuando los gobiernos de Bolivia y Brasil iniciaron la discusión sobre un
proyecto amplio de integración energética. Durante la década de los ochenta, dicho proyecto
se redujo a uno específico de exportación de gas natural desde Bolivia al Brasil. Finalmente, en
la década de los noventa, se realizó el operativo técnico para lograr el financiamiento de un
proyecto de esta magnitud.
41%
52%
23%18%
39%
23%
7% 7%4%
-14%
17%
9%
-20%
-10%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
Tasa
de
Cre
cim
ien
to A
nu
al
8
Figura 4: Destino de la producción de gas natural en Bolivia
Fuente: YPFB
Durante más de 25 años, 1974 -1999,2 el proyecto de exportación de gas natural al Brasil fue una
preocupación de todos los gobiernos. Tanto las cláusulas de precio como las de volúmenes
fueron acordadas en la década de los noventa. La asociación del precio de exportación del gas
natural con una canasta de fuel oils, inicialmente criticada, resultó en uno de los mayores
aportes a la economía boliviana en el período 2005-2011, dado que el incremento en los precios
internacionales del petróleo ofreció, gracia a ella, importantes recursos a Bolivia.
Bolivia es un país gasífero, no petrolero. De hecho, el país es un exportador neto de gas y las
importaciones de gasolinas, diesel oil y GLP continúan creciendo. La producción de petróleo en
el país no logra abastecer el mercado interno y se encuentra "estancada" entre los 40.000 y
50.000 Bpd, tal como se observa en la Figura 5. Más aún, el incremento en la producción de los
últimos años se debe a la producción de mayores volúmenes de condensado y gasolina natural,
productos que no sirven para la obtención de diesel oil por parte de las refinerías.
2 Año en el que se envían los primeros volúmenes de gas natural al Brasil.
-
5
10
15
20
25
30
35
40
45
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
MM
mcd
Brasil Argentina Termoeléctricas Distribución por Redes
9
Figura 5: Producción de petróleo, condensado y gasolina natural en Bolivia
Fuente: YPFB
Tal como se observa en las siguientes figuras, la refinación de gasolina, diesel oil y GLP se queda
cada vez más atrás de los niveles de venta interna de estos tres productos. Es curioso que aun
el incremento de la producción de condensado y gasolina natural no logre abastecer el
mercado interno. Existen varias explicaciones sobre este fenómeno, y algunas de las más
importantes se mencionan a continuación:
La calidad del crudo producido en Bolivia, sobre todo en los campos productores de gas
natural no es la apropiada para obtener diesel oil, lo que ha generado fuertes déficits
de oferta desde hace muchos años (ver Figura 7).
La normativa legal aplicada al sector hidrocarburos en Bolivia3 es muchas veces
contradictoria y altamente regresiva en materia fiscal,4 lo que origina un fuerte
desincentivo a la inversión en la exploración de campos pequeños y medianos, en
donde existe mayor probabilidad de encontrar petróleo.
3 Inserta en la nueva Constitución Política del Estado, la Ley de Hidrocarburos 3058, el decreto supremo llamado de "nacionalización" y otras normas varias. 4 Ello se da porque la presión tributaria (en especial el Impuesto Directo a los Hidrocarburos del 32% creado un año antes de la nacionalización) es igual para campos pequeños, medianos y grandes.
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
Bp
d.
10
Los precios subsidiados5 de los tres productos ocasionan la presión de la demanda
interna como la externa.6 Aunque la inclinación general es pensar que el llamado
"contrabando" (la demanda externa) causa el problema, la demanda interna tiene gran
importancia: por ejemplo, en los últimos diez años el parque automotor se duplicó y
más (según los datos oficiales).
Unos actos de corrupción de conocimiento público impidieron la construcción de una
planta de separación de líquidos que hubiera podido responder a la demanda interna y
evitar el incremento de los volúmenes importados (ver Figura 8).
Algunos problemas menores impactan negativamente en la producción de
hidrocarburos: a) la relación entre la industria hidrocarburífera y los pueblos y
comunidades indígenas es poco amigable para la actividad de exploración; b) las
consideraciones medioambientales obstaculizan un desarrollo sostenible del sector
petrolero; c) el castigo al funcionario público por normas como la Ley Marcelo Quiroga
Santa Cruz7 impide o encarece la toma de riesgos por parte de éste,8 y d) la excesiva
rotación de personal, asociada a la disposición (si bien ya derogada, pero vigente por
varios años) de que el funcionario público no podía ganar un salario mayor al del
presidente, dio poca continuidad a las políticas públicas aplicadas en el sector.
5 En este caso, el subsidio debe entenderse como un precio que se encuentra por debajo de su oportunidad internacional. 6 Muchas veces llamada "contrabando". 7 Por ejemplo, el artículo 25 de esta ley menciona lo siguiente: "Se crean los siguientes tipos penales: a) Uso indebido de bienes y servicios públicos;...". Y el texto del artículo 26 define el uso indebido como: "La servidora pública o el servidor público que en beneficio propio o de terceros otorgue un fin distinto al cual se hallaren destinados bienes, derechos y acciones pertenecientes al Estado o a sus instituciones, a las cuales tenga acceso en el ejercicio de su función pública, será sancionado con la privación de libertad de uno a cuatro años." En este contexto, el gasto en exploración de un pozo petrolero o gasífero, la contratación de un mercado a futuro o la compra de petróleo a precio spot podría tipificarse como "uso indebido". 8 Ello es preocupante, dado que este sector en particular se caracteriza por el inherente riesgo de sus actividades.
11
Figura 6: Ventas internas y refinación de gasolina
Fuente: YPFB
Figura 7: Ventas internas y refinación de diesel oil
Fuente: YPFB
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
5.0
5.5
6.0
6.5
7.0
7.5
2000
20
01
2002
20
03
2004
20
05
2006
2007
20
08
2009
20
10
2011
MM
Bbl
s.
Ventas Refinación
2.5
3.5
4.5
5.5
6.5
7.5
8.5
9.5
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
MM
Bb
ls.
Ventas Refinación
12
Figura 8: Producción e importación de GLP
Fuente: YPFB
3.2. Precios
Respecto a las condiciones de comercialización en el mercado interno, la estructura de precios
relevantes para el sector hidrocarburífero en Bolivia, durante el año 2011, no presenta
modificaciones respecto a los años previos. El precio del petróleo (en el campo productor)
destinado al mercado interno aún se mantiene “congelado” en 25-27 US$/barril, y la compra y
venta de gas natural al mercado interno se realiza a precios, para el productor, de entre 0,60 y 1
US$/MM BTU.
Por otra parte, el precio de exportación de gas natural a Brasil siguió el comportamiento de una
canasta de fuel oils (en función a lo establecido en el contrato), mientras que las exportaciones
a la Argentina tuvieron un similar desempeño, toda vez que la fórmula de indexación de precios
también hace referencia a una canasta parecida (a la que, además, se añade el precio del diesel
oil). En la Figura 9 se presenta la evolución de los precios de exportación del gas natural (tanto
al Brasil como Argentina) y el precio del WTI, los primeros expresados en US$/MM BTU y el
último en US$/barril.
-
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
2009 2010 2011
To
nela
das
po
r añ
o.
Importación
GLP Refinerías
GLP Plantas
13
Hay que recordar que la fórmula de los precios de exportación de gas natural al Brasil fue
acordada en la década de los noventa, y la de exportación a la Argentina se aprobó en la
década pasada. Esta continuidad explica gran parte del desempeño del sector hidrocarburífero,
que así se benefició al notable crecimiento en los precios internacionales del crudo, sobre los
cuales Bolivia no posee ningún control.
Figura 9: Precios de exportación y el WTI
Fuente: YPFB
3.3. Sistema tributario
Para comprender con precisión el sistema tributario que se aplica al sector hidrocarburífero, es
necesario conocer, de forma muy general, la estructura productiva o, como usualmente se
denomina, la cadena de valor de este sector.
Se puede afirmar que esta cadena está dividida en dos grupos: 1) upstream, que usualmente
incorpora las actividades de prospección, exploración y explotación de hidrocarburos; 2)
midstream, que incluye las actividades de transporte, ya sea por ductos o por otros medios, y 3)
downstream, que contiene la refinación, transporte, almacenaje y comercialización de petróleo,
derivados y gas natural. En esta sección se estudiará el comportamiento de los tributos
aplicados al upstream de la cadena de valor de hidrocarburos.
-
20
40
60
80
100
120
-
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
10.0 20
00
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Precio del WTI -U
S$/Barril
Prec
io G
as N
atur
al -
US$
/MM
BTU
Brasil Argentina WTI
14
El sistema impositivo actual es el resultado de medidas incluidas en la Ley 1689 de 1996 y en la
Ley de Hidrocarburos 3058 de 2005.9 En este momento consiste en:
Regalías y participaciones: 18% sobre el total producido.
Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH): 32% sobre el total producido.
Impuesto sobre las Utilidades: 25% de éstas.
Impuesto a la Remisión de Utilidades al Exterior: 12.5% del total remesado.
Patentes.
Impuesto al Valor Agregado, que equivale al 13% de las ventas al mercado interno.
Impuesto a las Transacciones, que equivale al 3% de las ventas al mercado interno.
Ingresos para YPFB del x% sobre la utilidad disponible de las operaciones en el campo,
resultantes del proceso llamado de “nacionalización”.
Dado que no existe información consolidada oficial sobre el total de aportes fiscales del
upstream, tuvimos que estimarla tomando en cuenta varias fuentes disponibles. Los resultados
de esta recopilación se reflejan en la Figura 10. Además se contrastan con los ingresos en boca
de pozo que recibió el sector en el período de análisis.10 Algunos de los hechos más
importantes de este ejercicio se mencionan a continuación:
Hablar del total de ingresos tributarios provenientes del upstream sin considerar el
valor de las ventas brutas en boca de pozo, resulta muy sesgado, dado que si los
aportes tributarios se incrementaron en los últimos años se debe, primordialmente, al
incremento de las exportaciones al Brasil y los más elevados precios internacionales del
petróleo. Por ejemplo, el año 2000 el total de ventas del sector oscilaba en los 500
millones de US$ y, de ellos, más de 200 millones se destinaba al pago de tributos; por el
contrario, el año 2011 las ventas superaron los 3.900 millones de US$, de los cuales
2.700 millones se destinaron al pago de tributos.
9 Un detalle de su evolución se encuentra en Medinaceli (2007). 10 A partir del pago de la regalía departamental del 11% se construye el valor de la producción de hidrocarburos en boca de pozo. Esta cifra se contrasta con la suma de los siguientes tributos: 1) las regalías departamentales; 2) la participación del 6%; 3) el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH); 4) los ingresos de YPFB resultantes del llamado proceso de "nacionalización", y 5) cuando la información está disponible, el Impuesto sobre las Utilidades, el pago de patentes, el Impuesto al Valor Agregado, el Impuesto a la Remisión de Utilidades al Exterior y otros.
15
Gran parte de los recursos fiscales provenientes de este sector se explican por la
recaudación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (área roja de la Figura 10); en
este sentido, si bien los ingresos del llamado proceso de "nacionalización" son positivos
(en verde) son relativamente menores a los generados por el IDH, impuesto creado el
año 2005, un año antes de la mencionada “nacionalización”. Naturalmente, aún se
mantiene el pago del Impuesto sobre Utilidades de las Empresas, el Impuesto a la
Remisión de Utilidades al Exterior, el Impuesto al Valor Agregado, el Impuesto a las
Transacciones y el pago de patentes.
La crisis internacional del año 2009 afectó negativamente a la producción de
hidrocarburos (en particular de gas natural), dado que las compras por parte de Brasil
disminuyeron. Esto, a su vez, generó menores niveles de ingresos tributarios; afectando
a las cuentas fiscales y al crecimiento económico.
Figura 10: Ingresos en boca de pozo y tributos del sector (MM US$)
Fuente: YPFB, SIN, Ministerio de Hidrocarburos y Energía.
Dado que es necesario contrastar el total de tributos con las ventas en boca de pozo del sector,
a continuación se presenta la participación de cada uno de los conceptos presentados en la
Figura 10, sólo que en esta oportunidad como porcentaje (%) de las ventas totales (figura 11). De
esta figura se deriva lo siguiente:
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
MM
US$
Regalías y otros IDH 32%
Nacionalización x% Ingresos en Boca de Pozo
16
Durante el período 2000-2004, el porcentaje de ingresos osciló entre el 30% y 40%. No es
correcto afirmar que antes de la aprobación de la Ley de Hidrocarburos 3058 y del
llamado proceso de "nacionalización" este porcentaje fuera de 18%.
En general, las regalías más el IDH representan el 50% de los ingresos brutos en boca de
pozo. En ocasiones este porcentaje es mayor o menor debido al rezago de tres meses
en el pago de este tributo por parte de YPFB.
En años pasados, los ingresos provenientes del proceso llamado de "nacionalización"
de los hidrocarburos generaron un 10% a 15% adicionales; sin embargo, el crecimiento en
los ingresos brutos del año 2011 permitió que este porcentaje se eleve al 16% (ver Figura
12).
El sector del upstream, en su conjunto, pudo contener el incremento en la participación
del Estado de los últimos años, debido al notable incremento en los precios y
volúmenes de venta de gas natural destinado a los mercados externos, en particular, al
Brasil. En efecto, la Figura 11 presenta también el incremento en los ingresos brutos del
sector (línea punteada) durante el período de análisis: los ingresos se incrementaron de
500 a casi los 4.000 millones, lo que se debió a la exportación al Brasil (gestionado en la
década de los noventa) y al aumento de los precios internacionales del petróleo.
Utilizando la metodología de estimación señalada previamente, fue posible
descomponer el destino de los ingresos en boca de pozo del upstream el año 2011. Con
ello se construyó la Figura 12, que muestra los porcentajes de participación de: 1) las
regalías y el IDH; 2) los ingresos del llamado proceso de "nacionalización"; 3) los costos
recuperables reportados por las empresas y 4) la ganancia estimada de los operadores
privados en Bolivia. Tal como se anticipó en Medinaceli (2007), la participación del
Estado se sitúa en el orden del 70% y no del 82%, porcentaje usualmente usado.
17
Figura 11: Tributos del upstream como % de la producción
Fuente: YPFB, SIN, Ministerio de Hidrocarburos y Energía.
Figura 12: Destino de los ingresos en boca de pozo en Bolivia. 2011
Fuente: YPFB, SIN, Ministerio de Hidrocarburos y Energía
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
Ingr
eso
s e
n B
oca
de
Po
zo (M
M U
S$)
% In
gre
sos
en
Bo
ca d
e P
ozo
Regalías y otros IDH 32% Nacionalización x% Ingresos
Regalías + IDH
51%
Nacionalización
16%
Costos recuperables
19%
Utilidad operador
privado14%
18
4. Contexto internacional11
La década pasada es cambiante en materia de precios de la energía, en particular, del petróleo.
Analizado la Figura 13 se observa que el precio internacional del WTI (una referencia mundial
para los precios del petróleo) parte de una base inferior a los 40 US$/barril y llega a sobrepasar
la mítica barrera de los 100 US$/barril. Si bien la crisis mundial del año 2009 impactó
negativamente en esta tendencia, en los últimos tres años se ha dado una recuperación de
dicho precio.
Figura 13: Precio internacional del petróleo: WTI (US$/barril)
Fuente: US Energy Information Administration.
Este incremento también afectó los precios del gas natural a nivel internacional, tal como se
observa en la Figura 14. Durante el período 2000-2008 los precios de este producto (en el
mercado de los Estados Unidos de América) prácticamente "acompañaron" a los precios
internacionales del petróleo. Sin embargo, durante el período 2009-2011, tanto el precio Henry
Hub como los precios de importación se mantuvieron "bajos".
11 La discusión de esta sección está basada en Medinaceli (2012).
-
20
40
60
80
100
120
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
US/
Bar
ril
19
Figura 14: Precios del gas natural en los Estados Unidos
Fuente: US Energy Information Administration.
Una hipótesis que puede explicar esto señala que el desarrollo de reservas de gas no
convencional ("shale gas") en los Estados Unidos posibilitó un crecimiento de la producción,
permitiendo precios más bajos al consumidor. Esto parece confirmado por las figuras que se
presentan a continuación: por un lado, la Figura 15 presenta el crecimiento en la producción de
gas natural durante los últimos años; por otra parte, la Figura 16 muestra el descenso en las
importaciones de LNG12 durante el período 2008-2011.
12 En el acrónimo en inglés de Gas Natural Licuidificado (LNG).
-
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
-
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
Pre
cio
He
nry
Hu
b
(US$
/MM
BTU
)
Pre
cio
Imp
ort
ació
n
(US$
/MP
C)
LNG Import Price Henry Hub (US$/MM BTU)
20
Figura 15: Producción de gas natural de EEUU (MM mcd)
Fuente: US Energy Information Administration.
Figura 16: Importaciones de LNG por EEUU (MM mcd)
Fuente: US Energy Information Administration.
La situación a nivel mundial es ambigua, si bien en los Estados Unidos de América y Canadá los
precios del gas natural parecen haberse "desacoplado" de los precios del petróleo, en los
mercados en Japón y Europa la tendencia no es ésta (ver Figura 17). Si a ello se añade que los
1,200
1,300
1,400
1,500
1,600
1,700
1,800
1,900
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
MM
MC
D
21
precios tranzados en la India, Argentina, Chile y Brasil aún están por encima de los observados
en Norteamérica, entonces se observan, al menos, dos estructuras de precios para el gas
natural en el mundo, con alta probabilidad a causa del tipo de contratos. Es decir, en contratos
de mediano y largo plazo, los precios del gas natural siguen vinculados a los precios
internacionales del petróleo; en cambio, en los de corto plazo (del tipo spot), se observan
precios menores.
Figura 17: Precios del gas natural en el mundo
Fuente: BP Statistics
Uno de los principales problemas de la explotación de gas no convencional es su posible
impacto ambiental, sobre todo por el uso intensivo de agua en el proceso productivo. Sin
embargo, si este problema es resuelto y las reservas de gas natural en Norteamérica siguen
creciendo, hay una alta probabilidad de que el precio del gas natural en esa región permanezca
bajo y continúe desacoplado respecto de los precios del petróleo.
Hasta hace algunos años la existencia de mayor cantidad de gas natural en una parte del
mundo no afectaba, de forma directa, los precios de este producto en regiones alejadas. La
razón era muy clara: sólo era posible comercializar gas mediante la construcción de ductos a
gran escala, lo que requería, entre otras cosas, la cercanía de los países compradores y
vendedores.
-
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
US$
/MM
BTU LNG Japan
European
UK
US
Canada
22
Hoy las cosas han cambiado bastante: la posibilidad de transportar gas natural a través de
grandes distancias --utilizando buques-- permite que la abundancia de gas en cualquier parte
del mundo tenga impacto sobre la oferta de otra región alejada. La Figura 18 presenta el
comercio internacional de este producto al año 2011. En ella se observan las transacciones a
través de gasoductos y las realizadas con LNG. Es interesante anotar que los envíos de LNG no
son pequeños; de hecho, durante ese año la capacidad de licuefacción representó una cifra
mayor al 40% del comercio mundial.
Figura 18: Comercio internacional de gas natural (2011)
Fuente: BP Statistics
El desarrollo del comercio de LNG en el mundo es algo innegable. Algunas cifras ayudarán a
dimensionar su crecimiento. Al comenzar la década de los 70, la capacidad promedio de los
tanques de transporte era de 75.000 m3, y en la actualidad superan los 150.000 m3; en el pasado
se construían una o dos embarcaciones por año, y el año 2008 esta cifra alcanzó los 50 buques
metaneros. En América del Sur, Argentina, Brasil y Chile son los principales compradores de gas
natural, reuniendo más del 75% de las importaciones totales.
23
Dos importantes avances tecnológicos permiten que las reservas de gas natural no
convencional puedan abastecer regiones alejadas en el mundo. Por esta razón, y a diferencia de
lo que ocurría en el pasado, este producto se considera un commodity más. Esto hace probable
que en el futuro los precios internacionales del gas natural tiendan a converger y disminuir, en
la medida que el petróleo ceda terreno al gas natural.
5. Propuestas de política
En esta sección se estudian algunas propuestas de política pública que podrían colaborar a
mejorar el desempeño del sector hidrocarburos en Bolivia. Se pone especial énfasis en el
desempeño de YPFB y en cómo esta empresa estatal podría mejorar. Ello parte del supuesto de
que la empresa estatal mantendrá su presencia y que es muy difícil que se dé un proceso de
privatización en el futuro.
5.1. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
Un estudio realizado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE)13 identifica
algunas buenas prácticas de las empresas estatales en América Latina y El Caribe. A
continuación se presenta algunos de los resultados más importantes de dicho estudio.
¿Por qué un Estado debería proveer un bien o servicio y no la empresa privada? La literatura
económica tiene amplias y variadas respuestas. Se presentará el resumen realizado por Chang
(2007):
Monopolios naturales: es preferible tener uno público que uno privado, aún cuando
esté último esté correctamente regulado.
Fallas en el mercado de capitales: el sector privado no invierte en industrias de alto
riesgo y/o proyectos de larga gestación, por ello la intervención estatal es deseable.
Externalidades: el sector privado no desea invertir en actividades que pueden
beneficiar a otras industrias sin recibir una remuneración a cambio.
Equidad: las empresas, que sólo buscan maximizar sus beneficios, podrían no ofrecer
sus servicios/productos a personas pobres o que viven en zonas alejadas.
13 Medinaceli (2009).
24
De acuerdo al autor citado, todos estos objetivos podrían ser alcanzados por el sector privado;
sin embargo, esto requeriría el diseño, implementación y administración de contratos
completos, a un costo no despreciable. Salehi & Toossi (2002) encuentran, tanto a nivel teórico
como empírico, que una empresa estatal genera un equilibrio estable cuando: a) el costo de la
ineficiencia por mayor empleo es bajo; b) el costo del compromiso con el sector privado para
mantener las reglas del juego estables es alto, y c) la presión política por empleos es alta
El resumen realizado por Medinaceli (2009) concluye que existen factores externos e internos
(desde un punto de vista teórico) que pueden mejorar el desempeño de una empresa estatal.
Estos se detallan a continuación:
5.1.1. Factores internos
No parece malo que una empresa estatal tenga múltiples objetivos. Sin embargo, si la
priorización de ellos es confusa, entonces el manejo empresarial se hace difícil. Por ello
es necesario tener claro el objetivo central de la empresa.
Los indicadores usuales de desempeño empresarial (elevados beneficios, por ejemplo)
no debieran ser las únicas medidas tomadas en cuenta, toda vez que las empresas
estatales deben alcanzar objetivos de equidad. Por ejemplo, metas de producción
doméstica y ampliación de mercados internacionales.
Un sistema que separe a la empresa de la injerencia estatal es positivo para el
desempeño de una empresa pública. Por otra parte, un sistema de premios y castigos
para evaluar el papel de los gerentes crea los incentivos necesarios para mejorar la
eficiencia de la empresa. Una de las formas más efectivas es introducir representantes
del sector privado dentro de ésta.
El desempeño de una empresa estatal mejora mucho cuando el Estado no cubre las
deudas no pagadas por dicha empresa. De esta forma se induce cierta disciplina
financiera.
Una política necesaria, pero no suficiente, para impedir la injerencia político-partidaria
es la corporativización de la empresa estatal. De hecho, una gran cantidad de literatura
menciona que éste debiera ser el primer paso para mejorar la eficiencia de la empresa.
25
5.1.2. Factores externos
Se necesita incrementar la competencia, lo que no puede darse, de la forma usual, en el
caso de los monopolios naturales; sin embargo, sí es posible en aquellos sectores
donde interviene el sector privado, por ejemplo, en el mercado de estaciones de
servicio o, cuando el tamaño de la demanda lo permita, en la refinación del petróleo.
Muchas veces el Gobierno utiliza a las empresas estatales para solucionar problemas
que, en principio, no eran suyos. Se debería diseñar otro tipo de soluciones a estos
problemas, a fin de disminuir el presupuesto de la empresa estatal en cuestión.
El Gobierno central puede mejorar el desempeño de la empresa estatal diseñando un
marco legal que: a) permita que parte de las acciones se vendan al sector privado, b)
aplique restricciones presupuestarias, c) evite métodos complejos de monitoreo, y d)
establezca criterios empresariales internacionalmente aceptados.
También en Medinaceli (2009) se describe medidas exitosas realizadas por empresas estatales
en América del Sur, como las que se señala a continuación:
"Sí existen casos donde la empresa otorga bonos al cumplimiento de metas cualitativas
y cuantitativas, ello ayuda a resolver el problema de agencia... La estabilidad laboral
genera el ambiente adecuado para que los trabajadores realicen un mejor trabajo y, tal
vez más importante, los planes de mediano y largo plazo sí se ejecuten."
"En países importadores de petróleo, la empresa estatal generalmente se dedica a la
refinación y distribución de los derivados. En este sentido, cuando la coyuntura de
precios es creciente (como la actual), es positivo mantener una fluida comunicación
entre el Ministerio de Hacienda, el organismo regulador de precios y la empresa estatal.
De esta forma, el ajuste en los precios internos de los derivados no daña ni las finanzas
de la empresa ni la recaudación fiscal."
"Es usual encontrar que los planes de expansión e inversión de mediano y largo plazo
son aprobados de manera conjunta con los ministerios correspondientes, en particular
el de Hacienda; sin embargo, existe bastante flexibilidad al momento de ejecutar los
planes anuales. De hecho, algunas empresas tienen completa independencia para
26
diseñar los mismos. En algunos casos, la participación del Gobierno en el diseño e
implementación de los proyectos se da en su calidad de socio."
"Parece de gran utilidad que el Gobierno o miembros de Poder Ejecutivo, participen en
la elaboración de los planes y proyectos de la empresa estatal. Así, cuando los mismos
deben ser aprobados en una instancia más formal, entonces no reciben muchas
objeciones del propio Gobierno."
"En varias de las reformas efectuadas a las empresas estatales, el apoyo de los
trabajadores parece haber sido relevante. Aparentemente su éxito se debió a que
fueron los trabajadores mismos los que impulsaron la reforma."
"Uno de los objetivos de que una empresa estatal posea un paquete accionario, aún
cuando el 100% de las acciones pertenezcan al Estado, es que haya una mayor
flexibilidad en el manejo gerencial de la empresa. En cambio, las acciones ayudan muy
poco si las normas legales no permiten otorgar mayor flexibilidad a la empresa."
"Las empresas estatales que están en proceso de reforma realizaron las gestiones
necesarias para modificar la normativa legal, de tal forma que los procesos
administrativos y operativos inherentes a la actividad petrolera se desliguen de los
usualmente observados en el sector público. De esta forma, se crean normas
particulares aplicadas sólo a la empresa estatal del sector hidrocarburos. En las
empresas ya consolidadas o con resultados exitosos, como PETROBRAS y ECOPETROL,
este tipo de normativa particular es práctica común."
Tanto a nivel teórico como empírico se observa que una buena parte del éxito que obtiene un
empresa estatal se presenta cuando se toma la decisión de llevar a cabo un proceso de
bursatilización. Es decir, que la empresa estatal forme paquetes accionarios (sin perder el
control de su administración) y, en lo posible, los trance en las bolsas de valores
internacionales. Ello no sólo mejora el acceso al crédito, sino también ordena y transparenta las
operaciones de la empresa, toda vez que los mecanismos de control son muchas veces
mayores a los implementados en el sector público. En este sentido, fijar este tipo de metas para
YPFB no parece una mala política.
27
5.2. Sistema impositivo
Uno de los problemas centrales del sistema tributario aplicado al sector hidrocarburífero en
Bolivia es su regresividad respecto a la dimensión de los campos. En efecto, actualmente toda
la producción en Bolivia está sujeta a tributos "ciegos" equivalentes al 50% del total
producido.14 Si bien los megacampos situados al sur de Bolivia pueden, con los precios de
exportación actuales, soportar esta carga tributaria, existen prospectos, no de tanta
envergadura, que no pueden tributar el 50% de sus ingresos brutos, aún cuando sea YPFB quien
controle éstos.
En este sentido, es necesario crear un sistema tributario progresivo que grave a cada campo
según: 1) el nivel de producción, 2) el nivel de reservas, 3) el mercado destino, y 4) los precios
de venta en Boca de Pozo. Una buena aproximación a ello puede encontrarse en los contratos
de exploración y explotación firmados entre el Estado boliviano y las operadoras privadas a raíz
del proceso llamado de "nacionalización", donde la participación de YPFB está en función a la
recuperación de inversiones por parte de las contratistas.
5.3. Adjudicación de áreas
Uno de los aspectos centrales en la administración de áreas de interés hidrocarburífero en un
país es la forma cómo éstas se adjudican, ya sea a la empresa pública o a la privada. Lo
deseable, naturalmente, es que se adjudique la empresa más eficiente posible, entendiendo
esta "eficiencia" en un sentido amplio que abarque consideraciones como: 1) menores costos
de operación y capital, 2) explotación racional y prudente del campo, y 3) amplia posibilidad
para abrir mercados.
Las buenas prácticas en países productores de petróleo y/o gas natural en América Latina y el
Caribe, generaron dos tipos de políticas en este sentido: 1) procesos de licitación pública e
internacional para adjudicar los bloques de interés hidrocarburífero, y 2) la separación de
funciones por parte del Estado, creando una institución administradora de contratos separada
de la empresa estatal, generalmente operadora de algunos campos hidrocarburíferos.
14 Este 50% está compuesto por: 11% para el departamento productor, 1% para Beni y Pando, 6% para el TGN y 32% por el Impuesto Directo a los Hidrocarburos.
28
Respecto al primer punto, los procesos de licitación pública, con este mecanismo el país genera
espacios de transparencia en la adjudicación de bloques, de modo que las empresas más
eficientes terminen explorando y explotando estas áreas. Naturalmente, cada país posee
distintos criterios de clasificación de las propuestas. Entre las más usuales se encuentran: 1)
nivel de inversión propuesto, 2) mayores tributos a los establecidos por ley, 3) operaciones
adicionales en el campo y 4) contratación de mano de obra local. También se observa que con
este tipo de mecanismos no necesariamente la empresa estatal se abstiene de explorar y
explotar las áreas, dado que en muchas oportunidades, PETROBRAS, por ejemplo, es socia de
las empresas privadas internacionales dado el conocimiento geológico del país receptor del
capital internacional.
El segundo punto, la separación de funciones en las instituciones estatales, resulta prioritario
para atraer inversión al sector. Típicamente, las empresas estatales cumplen dos funciones: 1)
operadores de campos y 2) administradores de contratos, convirtiéndose en "juez y parte".
Esto es negativo, como muestra el siguiente ejemplo: Si la empresa estatal no cumple con las
disposiciones legales establecidas y, por ello, debe regresar un área al Estado, entonces, si las
funciones no están separadas, se da la extraña situación de que la empresa estatal debe
devolver el área a la propia empresa estatal, que también actúa como administradora de
contratos. Por esta razón, países como Brasil, Colombia, Perú, entre otros, decidieron crear una
institución independiente y encargarle licitar las áreas y firmar y administrar los contratos de
exploración y explotación, suponiendo que lo mejor para la empresa estatal no necesariamente
es lo mejor para el Estado.
5.4. Definir las reglas del juego
Las reglas de juego o lo que algunos teóricos denominan la “institucionalidad" de un país, se
refleja en la normativa legal vigente para una determinada actividad económica, el sector
hidrocarburos, por ejemplo. Por esta razón, el definir y aclarar el actual marco legal aplicado al
sector pasa, necesariamente, por reglamentar adecuadamente los artículos establecidos en la
Constitución Política del Estado (CPE), que en muchos casos no son compatibles con las leyes y
decretos supremos vigentes. En particular es necesario definir y aclarar los siguientes puntos:
29
El modelo de los contratos de exploración y explotación definida en la CPE es diferente
del de la actual Ley de Hidrocarburos 3058.
La nueva CPE sólo menciona expresamente las regalías departamentales y no los
demás impuestos. Existe una ventana de oportunidad para crear un sistema impositivo
progresivo y adecuado para los operadores públicos y privados.
La relación con el medio ambiente y las comunidades indígenas establecida en la CPE
necesita ser reglamentada, a fin de definir los límites y obligaciones de las empresas
operadoras de los campos de gas natural y petróleo.
Es necesario reglamentar la forma en que se incentivará los proyectos de
industrialización del gas natural, dado que no todos los planteados son beneficiosos
para el país; crear un mecanismo que evalúe los costos y beneficios de estos proyectos
es absolutamente necesario; caso contrario, existe el riesgo de financiar proyectos
"llave en mano" que no poseen un análisis financiero adecuado en función a los
requerimientos del mercado.
5.5. Sistema de precios en el mercado interno
Otro tema central en materia de política energética interna es la metodología para fijar los
precios internos de los principales derivados del petróleo, gasolina, diesel oil y GLP. La razón es
clara: en la medida en que los precios domésticos reflejen la "oportunidad internacional"15 el
abastecimiento del mercado interno se realiza con bastante holgura; por el contrario, los países
(usualmente productores) que no ajustan su precio interno a los criterios internacionales
suelen tener problemas de abastecimiento.16
15 En los países productores esto se alcanza a través del "precio paridad de exportación" y en los importadores al "precio paridad de importación". El primer concepto señala que al precio de referencia internacional se restan los costos de transporte y comercialización; el segundo, que al precio internacional se añaden los costos de transporte y comercialización. 16 Ello se hizo patente en los últimos años. Los precios nacionales no se incrementaron a la par de los precios internacionales, lo que originó desabastecimiento porque: 1) la demanda interna y externa (en la forma de "contrabando" de derivados del petróleo) se incrementó notablemente, 2) los precios se mantuvieron "congelados" y por esto la inversión doméstica fue, por decir lo menos, muy baja, y 3) los bajos precios de los principales derivados del petróleo incentivaron la migración desde otras fuentes de
30
Uno de los problemas centrales en el manejo de los precios domésticos de los principales
derivados del petróleo radica en que es un sólo instrumento con varios objetivos. Usualmente,
las economías latinoamericanas utilizaron este precio para lograr objetivos: 1) fiscales,
sumándole impuestos al consumo, 2) sociales, ya que mantener los precios bajos "ayuda" a las
familias pobres, y 3) de política energética, dado que precios que reflejan el costo económico17
de producción generalmente incentivan la inversión pública y privada. Naturalmente, cuando el
número de objetivos es mayor al número de instrumentos (en este caso tres objetivo para un
solo instrumento) lo que la política pública hace es priorizar uno de dichos objetivos y relajar el
resto.
¿Cuáles son ejemplos exitosos en el manejo de precios? La idea central es alcanzar los tres
objetivos con al menos tres instrumentos. En países como Brasil, Irán y El Salvador, se ajustan
los precios domésticos en función a la referencia internacional pero, al mismo tiempo, el Estado
otorga una compensación, usualmente en dinero, a las familias más pobres. Es decir, focaliza el
subsidio (que necesariamente es menor al de una situación en la que se subsidia a todos los
consumidores) y permite que los precios sean atractivos para la empresa pública y/o privada,
asegurando el abastecimiento del mercado.
6. Conclusiones
Las principales conclusiones del presente texto son:
Actualmente el sector hidrocarburos en Bolivia experimenta una de las bonanzas más
grandes, debido a dos factores: 1) el proyecto de exportación de gas natural al Brasil y
2) el aumento de los precios internacionales del petróleo que impacta, de forma
directa, a los precios de exportación del gas natural boliviano, tanto al Brasil como a la
Argentina. La gestión para exportar gas natural desde Bolivia hasta Brasil duró más de
25 años (1974-1999). Este proyecto fue continuado por los gobiernos de turno y se
consolidó en la década de los noventa. De hecho, una de sus variables más importantes:
energía. Por ejemplo, en Ecuador varias residencias utilizan GLP para las calentar el agua de las piscinas que poseen. 17 El costo económico se refiere al costo de producción contable más una ganancia razonable para el inversionista (que incluye el costo de oportunidad).
31
la vinculación de los precios de exportación del gas natural a los precios internacionales
del petróleo, fue definida en esa época.
Durante los últimos seis años, es seguro que la mitad del crecimiento económico de
Bolivia se debió al proyecto de exportación al Brasil. La pregunta ¿cómo se vincula el
proyecto de exportación de gas natural al Brasil con la economía boliviana? se responde
de la siguiente manera:
La capacidad instalada en Bolivia durante el proceso de gestación del proyecto permitió
abastecer la creciente demanda de gas natural por parte de Brasil. Esto, asociado al
incremento en los precios internacionales del petróleo (que como ya se indicó,
impactan positivamente en los precios de exportación del gas natural), permitió que las
exportaciones de hidrocarburos se incrementen notablemente, lo que, a su vez,
incrementó las reservas internacionales netas del Banco Central, otorgando mayor
holgura a la política monetaria para que pueda apreciar la moneda nacional (respecto
del dólar).
La creación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) un año antes del proceso
de nacionalización, en sustitución al sistema impositivo vigente hasta esa época (cuya
base imponible era la utilidad de las empresas), explica, casi en su totalidad, el
incremento del aporte fiscal del sector petrolero. Esto, a su vez, permitió que el país
tuviera superávits fiscales y mayor capacidad de gasto. De esta forma, cuando las
ventas de gas natural al Brasil se incrementaron, también lo hizo la producción y, de
esta forma, la recaudación por IDH fue mayor.
Con esta cantidad de recursos adicional, tanto el Gobierno central como los gobiernos
departamentales (gobernaciones y municipios) financiaron proyectos públicos. Entre
ellos destaca la construcción de carreteras y la provisión de servicios. De esta forma, los
sectores de construcción y los proveedores de servicios formales se vieron
beneficiados con el boom en el sector petrolero, como parte del “efecto multiplicador”
de la prosperidad de éste.
Por su parte, la llamada "nacionalización" de los hidrocarburos permitió dos cosas: 1)
ahora YPFB es la entidad que consolida toda la producción de hidrocarburos de las
empresas privadas contratistas; de hecho, el proceso de “nacionalización” vivido en el
país no fue de tipo ortodoxo (con expulsión de empresas y expropiación del capital) y
32
se limitó a la renegociación contractual con los operadores privados; 2) generó recursos
adicionales (relativamente pequeños en comparación a la recaudación por el IDH) que
beneficiaron a la empresa estatal, incrementado ligeramente la participación estatal en
la renta petrolera.
En este tiempo, el mundo experimentó un cambio que muy pocas veces se dio, la
migración de un combustible (petróleo) a otro (gas natural). En efecto, la conjunción de
dos avances tecnológicos, uno en el transporte a través del mar (proyectos de LNG) y el
otro en las técnicas de recuperación de gas natural ("shale gas") ocasionaron que: 1)
este producto tuviera más características de un commodity mundial, 2) la oferta se
incrementara notablemente, y 3) como consecuencia de los puntos 1 y 2, en varias
partes del mundo, los precios de este producto tendieran a disminuir. Por esto es
importante adecuar la política energética boliviana a un nuevo contexto internacional,
en el que quizás los precios del gas natural sean menores a los que actualmente existen
y la oferta de productos competitivos con el gas boliviano sea cada vez mayor.
En materia de recomendaciones de política, en este documento se trataron cinco
temas: 1) la situación de YPFB; 2) el sistema tributario aplicado al sector del upstream
en Bolivia; 3) el sistema de adjudicación de áreas; 4) la definición de las reglas del juego,
y 5) los precios internos de los principales derivados del petróleo. Respecto al
desempeño de YPFB, se sugiere tomar como ejempls las experiencias de Brasil y
Colombia, donde un proceso de bursatilización de las empresas estatales mejoraron sus
indicadores de eficiencia y producción. En lo referente al sistema impositivo, se sugiere
uno de tipo progresivo, que diferencie entre tamaño del campo y destino de la
producción. Por otra parte, el sistema de adjudicación de áreas de interés petrolero
debe ser público, abierto, internacional y apuntar a que las empresas más eficientes se
hagan cargo de estas áreas. La definición de las reglas del juego se entiende como la
compatibilización entre lo establecido en la nueva CPE y la Ley de Hidrocarburos
sectorial, así como los reglamentos correspondientes. Finalmente, la definición de los
precios internos de los derivados (entendida también como el manejo de los subsidios
dentro el sector) exige no intentar alcanzar objetivos sociales a través de la
manipulación de los precios de la energía; en esa medida, la experiencia de Brasil, Irán y
33
El Salvador en materia de focalización de subsidios y entregas directas de dinero a los
más afectados podría ser de gran ayuda.
Finalmente, hay que remarcar que gran parte de la política hidrocarburífera de Bolivia está
concentrada en los campos de gas natural situados al sur del país y descubiertos antes del año
2006. Es necesario promover la exploración y explotación de otras regiones con mayor
precisión y eficacia, dado que no todas las regiones presentan características geológicas
similares.
7. Bibliografía
Grebe, H.; Medinaceli, M.; Fernández, R. & Hurtado, C. (2012). Los ciclos recientes en la
economía boliviana: Una interpretación del desempeño económico e institucional (1989-
2009). Instituto Prisma, Programa de Investigación Estratégica en Bolivia y Reino de los
Países Bajos, La Paz.
Milenio (2012). Informe de Milenio sobre la economía, 2011. Konrad Adenauer Stiftung.
Medinaceli, M. (2007). La nacionalización del nuevo milenio: cuando el precio fue un
aliado, Fundemos, La Paz.
Medinaceli, M. (2012). Los desafíos de la política de hidrocarburos en un escenario
globalizado (sin editar). Fundación Pazos Kanki.
Autor:
Mauricio Medinaceli. Economista Boliviano
(1972) graduado en la Universidad Católica
Boliviana (1994), con estudios de Postgrado
en Chile (1997) y Alemania (2001). Fue
Ministro de Hidrocarburos en Bolivia (2005-
2006) y coordinador de Hidrocarburos en
OLADE con sede en Quito, Ecuador (2008-
2010). Consultor del Banco Mundial, CAF,
BID, PNUD, GTZ, PIEB, PKF Consulting
Group, Prisma Energy America Do Sul,
Cámara Boliviana de Hidrocarburos, OLADE
(Ecuador), Oxford Policy Managment
(Reino Unido), Calden (Argentina) asesoró
al Gobierno de Afganistán en la compra de
gas natural desde Turkmenistán (2011-2012),
economista para AEAI en Afghanistan
(Sheberghan) (2012-2013). Profesor de la
FLACSO (Argentina y Perú) y Universidad
de las Américas (Ecuador); Universidad
Católica (Perú), Universidad Católica,
Universidad Privada, Universidad Andina,
Universidad Mayor de San Andrés y otras
(Bolivia). Tiene varias publicaciones y libros
relacionados con el sector hidrocarburífero.
Datos de la impresión:
Foro de Desarrollo Económico
Friedrich Ebert Stiftung
Av. Hernando Siles esq. calle 14 de Obrajes N° 5998
La Paz-Bolivia
http://www.fes-bolivia.org
Responsable:
Daniel Agramont Lechín
Coordinador Desarrollo Económico FES-Bolivia
Las opiniones expresadas en el presente documento no reflejan necesariamente el
pensamiento de la FES.
