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MESA DE DEBATE ECONÓMICO

El sector
hidrocarburos en
Bolivia
Mauricio Medinaceli Monrroy

Policy paper 03/2012
FES-Bolivia
1. Glosario
Boca de pozo: Es el lugar geográfico que se encuentra a la salida de un campo productor de
petróleo y/o gas na...
2. Introducción
No cabe duda de que el sector hidrocarburos en Bolivia fue fundamental para el desempeño
económico de los ...
bajos, sobre todo, en Norteamérica. Este producto se convierte, cada día más, en un
commodity que, por tanto, puede comerc...
de crecimiento del este sector y de esta manera, señalar los elementos positivos que
permitieron el desempeño positivo en ...
La producción del sector hidrocarburos (gas natural y petróleo) en Bolivia respondió, sobre
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Gran parte de los recursos fiscales provenientes de este sector se explican por la
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4. Contexto internacional11
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grandes distancias --utilizando...
Dos importantes avances tecnológicos

permiten que las reservas de gas natural no

convencional puedan abastecer regiones ...
De acuerdo al autor citado, todos estos objetivos podrían ser alcanzados por el sector privado;
sin embargo, esto requerir...
5.1.2. Factores externos


Se necesita incrementar la competencia, lo que no puede darse, de la forma usual, en el
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5.2.

Sistema impositivo

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

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Uno de los problemas centrales en el manejo de los precios domésticos de los principales
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Mauricio Medinaceli. Economista Boliviano

Foro de Desarrollo Económico

(1972) graduado e...
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El sector hidrocarburos en Bolivia

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Publicación del analista energético Mauricio Medinaceli Monrroy

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El sector hidrocarburos en Bolivia

  1. 1. MESA DE DEBATE ECONÓMICO El sector hidrocarburos en Bolivia Mauricio Medinaceli Monrroy Policy paper 03/2012 FES-Bolivia
  2. 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) 2
  3. 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). 3
  4. 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" 4
  5. 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) Trillones de pies cúbicos 60.0 50.0 40.0 30.0 20.0 10.0 - 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 4.2 5.3 18.3 23.8 27.4 28.7 27.6 26.7 9.9 3.8 Probadas P1 Probables P2 Fuente: YPFB 5
  6. 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) 50 43.5 45 40 33.3 30 38.2 34.0 27.1 25 19.5 20 16.5 13.4 15 10 8.8 5 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 MM mcd. 35 35.7 39.9 39.7 Fuente: YPFB 6
  7. 7. Figura 3: Tasa de crecimiento de la producción de gas natural 60% 52% 50% Tasa de Crecimiento Anual 41% 39% 40% 30% 23% 23% 18% 20% 17% 7% 10% 7% 9% 4% 0% -10% 2011 2010 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 2009 -14% -20% 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. 7
  8. 8. Figura 4: Destino de la producción de gas natural en Bolivia 45 40 35 MM mcd 30 25 20 15 10 5 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Brasil Argentina Termoeléctricas Distribución por Redes 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. 8
  9. 9. Figura 5: Producción de petróleo, condensado y gasolina natural en Bolivia 60,000 50,000 Bpd. 40,000 30,000 20,000 10,000 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 0 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. 9
  10. 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. 10
  11. 11. Figura 6: Ventas internas y refinación de gasolina 7.5 7.0 6.5 MM Bbls. 6.0 5.5 5.0 4.5 4.0 3.5 3.0 Ventas 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 2.5 Refinación Fuente: YPFB Figura 7: Ventas internas y refinación de diesel oil 9.5 8.5 6.5 5.5 4.5 3.5 Ventas 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2.5 2000 MM Bbls. 7.5 Refinación Fuente: YPFB 11
  12. 12. Figura 8: Producción e importación de GLP 400,000 350,000 Toneladas por año. 300,000 250,000 Importación 200,000 GLP Refinerías GLP Plantas 150,000 100,000 50,000 2009 2010 2011 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. 12
  13. 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 120 9.0 100 8.0 7.0 80 6.0 5.0 60 4.0 40 3.0 2.0 Precio del WTI - US$/Barril Precio Gas Natural - US$/MM BTU 10.0 20 1.0 Brasil Argentina 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 - 2000 - 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. 13
  14. 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$, de los cuales 2.700 millones se destinaron al pago de tributos. 9 Un detalle de su evolución se encuentra en Medinaceli (2007). A partir del pago de la regalía departamental del 11% se construye el valor de la producción de hidrocarburos en boca de pozo. Esta cifra se contrasta con la suma de los siguientes tributos: 1) las regalías departamentales; 2) la participación del 6%; 3) el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH); 4) los ingresos de YPFB resultantes del llamado proceso de "nacionalización", y 5) cuando la información está disponible, el Impuesto sobre las Utilidades, el pago de patentes, el Impuesto al Valor Agregado, el Impuesto a la Remisión de Utilidades al Exterior y otros. 10 14
  15. 15.  Gran parte de los recursos fiscales provenientes de este sector se explican por la recaudación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (área roja de la Figura 10); en este sentido, si bien los ingresos del llamado proceso de "nacionalización" son positivos (en verde) son relativamente menores a los generados por el IDH, impuesto creado el año 2005, un año antes de la mencionada “nacionalización”. Naturalmente, aún se mantiene el pago del Impuesto sobre Utilidades de las Empresas, el Impuesto a la Remisión de Utilidades al Exterior, el Impuesto al Valor Agregado, el Impuesto a las Transacciones y el pago de patentes.  La crisis internacional del año 2009 afectó negativamente a la producción de hidrocarburos (en particular de gas natural), dado que las compras por parte de Brasil disminuyeron. Esto, a su vez, generó menores niveles de ingresos tributarios; afectando a las cuentas fiscales y al crecimiento económico. Regalías y otros 2011 IDH 32% Nacionalización x% 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 - 2000 MM US$ Figura 10: Ingresos en boca de pozo y tributos del sector (MM US$) Ingresos en Boca de Pozo 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: 15
  16. 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. 16
  17. 17. % Ingresos en Boca de Pozo 80% 4,500 70% 4,000 60% 3,500 3,000 50% 2,500 40% 2,000 30% 1,500 20% 1,000 10% 500 Regalías y otros IDH 32% 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 - 2000 0% Ingresos en Boca de Pozo (MM US$) Figura 11: Tributos del upstream como % de la producción Nacionalización x% Ingresos Fuente: YPFB, SIN, Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Figura 12: Destino de los ingresos en boca de pozo en Bolivia. 2011 Utilidad operador privado 14% Regalías + IDH 51% Costos recuperables 19% Nacionalización 16% Fuente: YPFB, SIN, Ministerio de Hidrocarburos y Energía 17
  18. 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$/barril) 120 100 US/Barril 80 60 40 20 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 - Fuente: US Energy Information Administration. Este incremento también afectó los precios del gas natural a nivel internacional, tal como se observa en la Figura 14. Durante el período 2000-2008 los precios de este producto (en el mercado de los Estados Unidos de América) prácticamente "acompañaron" a los precios internacionales del petróleo. Sin embargo, durante el período 2009-2011, tanto el precio Henry Hub como los precios de importación se mantuvieron "bajos". 11 La discusión de esta sección está basada en Medinaceli (2012). 18
  19. 19. Figura 14: Precios del gas natural en los Estados Unidos 10.0 8.0 8.0 6.0 6.0 4.0 4.0 2.0 2.0 LNG Import Price 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 - 2000 - Precio Henry Hub (US$/MM BTU) 12.0 10.0 Precio Importación (US$/MPC) 12.0 Henry Hub (US$/MM BTU) 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). 19
  20. 20. Figura 15: Producción de gas natural de EEUU (MM mcd) 1,900 1,800 MM MCD 1,700 1,600 1,500 1,400 1,300 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1,200 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 20
  21. 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 14.00 US$/MM BTU 12.00 10.00 LNG Japan 8.00 European 6.00 UK US 4.00 Canada 2.00 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 - 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. 21
  22. 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. 22
  23. 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). 23
  24. 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. 24
  25. 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 25
  26. 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. 26
  27. 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. 27
  28. 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: 28
  29. 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 29
  30. 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). 30
  31. 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 31
  32. 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 32
  33. 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 (19892009). 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. 33
  34. 34. Autor: Datos de la impresión: Mauricio Medinaceli. Economista Boliviano Foro de Desarrollo Económico (1972) graduado en la Universidad Católica Friedrich Ebert Stiftung Boliviana (1994), con estudios de Postgrado en Chile (1997) y Alemania (2001). Fue Ministro de Hidrocarburos en Bolivia (20052006) y coordinador de Hidrocarburos en OLADE con sede en Quito, Ecuador (2008- Av. Hernando Siles esq. calle 14 de Obrajes N° 5998 La Paz-Bolivia http://www.fes-bolivia.org 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 Responsable: Daniel Agramont Lechín Coordinador Desarrollo Económico FESBolivia daniel.agramont@fes-bol.org 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. Las opiniones expresadas en el presente documento no reflejan necesariamente el pensamiento de la FES.

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