La última certificación de reservas probadas de gas, cifrada en 10,7 trillones de pies cúbicos (TCF), así como las concesiones petroleras a Total, Gazprom (Francia y Rusia), Petrobras (Brasil), Repsol (España), y el reciente contrato de venta de gas licuado al Paraguay, representan sin duda buenas señales para Bolivia en el sector Hidrocarburos. Es necesario, empero, realizar una retrospectiva crítica dando cobertura a las recomendaciones de los entendidos en el tema, para avanzar de manera eficiente y responsable.

Ha llegado a nuestra sala de redacción el documento: “Breve análisis del sector hidrocarburos en Bolivia con énfasis en el complejo petroquímico de amoniaco y urea” del consultor en temas de petróleo, gas natural y energía, Mauricio Medinaceli Monrroy. El documento ofrece, a manera de conclusiones, algunas propuestas de política pública que podrían colaborar a mejorar el desempeño del sector hidrocarburos en Bolivia, especialmente de YPFB, trazando metas a mediano y largo plazo en pos de una mejora constante. A continuación las compartimos con usted, amable lector.

Fuente: YPFB

El documento propone la necesidad de reglamentar adecuadamente los artículos establecidos en la nueva Constitución Política del Estado (CPE), ya que muchas de las nuevas disposiciones no son compatibles con las leyes y decretos supremos vigentes a la fecha. Puntualmente, la tipología de contratos de exploración y explotación de la CPE, dista de aquella definida en la actual Ley de Hidrocarburos (No. 3058).

Por otro lado, la nueva CPE solo asegura la vigencia de las regalías departamentales aplicadas al sector. Esto abre una ventana de oportunidades para crear un sistema impositivo progresivo y adecuado con los operadores públicos y privados.

La relación con el medio ambiente y las comunidades indígenas establecida en la nueva CPE necesita ser reglamentada, así se definen los límites y obligaciones de las empresas operadoras de los campos de gas natural y petróleo. Por otro lado es necesario reglamentar la forma de incentivar los proyectos de industrialización del gas natural, dado que no todos los que dicen serlo son beneficiosos para el país. En este sentido, crear un mecanismo que evalúe costos y beneficios de estos proyectos es absolutamente necesario, caso contrario, existe el riesgo de financiar proyectos que típicamente son “llave en mano” y no poseen un análisis financiero adecuado en función a los requerimientos del mercado.

Sistema tributario

Uno de los problemas centrales del sistema tributario aplicado al sector hidrocarburífero en Bolivia es su regresividad respecto a la dimensión de los campos y las condiciones de precios y costos. Actualmente toda la producción en Bolivia se sujeta de tributos “ciegos” equivalentes al 50 % del total producido. Si bien los megacampos situados al sur de Bolivia pueden, con precios de exportación elevados, soportar esta carga tributaria, existen prospectos de no tanta envergadura, que no pueden, aun cuando es YPFB quien los controle.

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 de 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 se observa que la participación de YPFB está en función a la recuperación de inversiones por parte de los contratistas.

El documento propone la necesidad de reglamentar adecuadamente los artículos establecidos en la nueva Constitución Política del Estado (CPE), ya que muchas de las nuevas disposiciones no son compatibles con las leyes y decretos supremos vigentes a la fecha.

Adjudicación de áreas

Lo deseable, naturalmente, es que se adjudique la administración de áreas de interés hidrocarburífero a 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: 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.

Respecto a los procesos de licitación pública, se observa que, con este mecanismo, el país genera espacios de transparencia en la adjudicación de bloques y, en general, son las empresas más eficientes aquellas que terminan 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.

El segundo punto, la separación de funciones en las instituciones estatales, resulta prioritario para atraer inversión al sector. Típicamente, se observa que las empresas estatales tienden a cumplir dos funciones: 1) operadores de campos; y 2) administradores de contratos; resultando oficiar de “juez y parte” en varias oportunidades.

Por esta razón, países como Brasil, Colombia, Perú, entre otros, decidieron crear una institución estatal independiente de la empresa pública, que sea la encargada de licitar áreas y firmar y administrar los contratos de exploración y explotación hidrocarburífera, bajo el entendido de que no necesariamente lo mejor para la empresa estatal es lo mejor para el Estado.

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, diésel oil y GLP. La razón es clara, en la medida en que los precios domésticos reflejen su “oportunidad internacional”, el abastecimiento del mercado interno será realizado con bastante holgura; por el contrario, países (usualmente productores) que no ajustaron su precio interno a criterios internacionales tuvieron problemas de abastecimiento.

Un aspecto importante dentro del manejo de los precios domésticos de los principales derivados del petróleo, radica en que se trata de un solo instrumento para varios objetivos. Las economías latinoamericanas utilizaron este precio con varios objetivos: 1) fiscales, dado que a través de él se aplican impuestos al consumo de estos productos; 2) sociales, ya que mantener los precios bajos “ayuda” a las familias pobres; y 3) de política energética, dado que precios que reflejen el costo económico 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 objetivos y un solo instrumento), la política pública prioriza uno de dichos objetivos y relaja el resto.

Fuente: YPFB

La idea central es alcanzar los tres objetivos con, al menos, tres instrumentos. Por ejemplo, en países como Brasil, Irán y El Salvador, se ajustan los precios domésticos en función a su referencia internacional, pero, al mismo tiempo, el Estado otorga una compensación, usualmente en dinero, a las familias más pobres de la sociedad. Es decir, focaliza el subsidio (que necesariamente es menor a una situación en la que se entrega el subsidio a todos los consumidores) y permite que los precios sean atractivos para la empresa pública y/o privada, asegurando de alguna manera el abastecimiento del mercado.

Nuevo acuerdo de compra y venta de gas natural con Brasil

Respecto a este tema, el autor señala ciertas condiciones de la negociación, como ser el hecho de que los costos de capital del gasoducto de exportación en gran parte ya fueron amortizados. Por esta razón, existiría cierta holgura para que las tarifas de transporte sean menores y, de esta manera, el gas natural boliviano incremente su competitividad en el mercado brasileño a través de precios más bajos al consumidor final. Cabe mencionar que actualmente las reservas y producción de gas natural en el Brasil son considerables, de hecho, existen prospectos en el mar que podrían convertir al Brasil en un productor de hidrocarburos de categoría mundial.

El gobierno boliviano ha oficializado que el contrato de compra y venta de gas natural al Brasil se extenderá hasta 2023, debido a que se espera concluir con los niveles de gas que hacen al acuerdo y que no fueron requeridos por el comprador en los últimos 20 años. Adelantó asimismo que esto generará un ingreso mensual, considerando el precio actual del petróleo WTI, de al menos 150 millones de dólares (MMdd).

Conclusiones

La política de hidrocarburos del periodo 2006-2016 se caracterizó por la maximización de ingresos para el Estado y muy pocos incentivos para la exploración de hidrocarburos. Ello pudo ser posible debido a un contexto de precios internacionales del petróleo notoriamente favorable para los países productores de hidrocarburos y; en menor medida, a la necesidad urgente de Argentina por mayores volúmenes de gas natural por parte de Bolivia.

Como resultado, gran parte de la inversión en el sector fue destinada a la explotación de reservas antes descubiertas. Ello se refleja en el comportamiento de dos variables: 1) notable incremento en la producción de hidrocarburos y; 2) disminución en la tasa de recuperación de reservas de gas natural.

Las dos variables que guiaron la política de hidrocarburos en el pasado, crecientes niveles de demanda y altos precios internacionales del petróleo, con alta probabilidad no se repetirán en el corto y mediano plazo. En este sentido, es necesario redireccionar dicha política a una que tenga básicamente dos objetivos: 1) abrir mercados y 2) atraer inversión en exploración y explotación. Naturalmente, son varias las tareas exigidas para dicho redireccionamiento, una de ellas, quizás el primer paso importante, es la aprobación de una nueva ley de hidrocarburos orientada a la apertura de nuevos mercados y la atracción de inversión, sea esta pública o privada.

En el mercado interno, será fundamental alinear los precios domésticos del gas natural y los derivados del petróleo a su oportunidad internacional, lo que usualmente se denomina “eliminación de los subsidios”. Tomando en cuenta la experiencia pasada e internacional, queda claro que este ajuste de precios debe ser gradual y consensuado con la sociedad civil.

Dos resultados destacan del análisis realizado para el complejo petroquímico de amoniaco y urea: 1) en condiciones de precios bajos, los ingresos fiscales por la exportación de gas natural, así como de materia prima, son mayores a los registrados con la planta de urea; y 2) bajo las condiciones actuales, un proyecto de industrialización traslada recursos desde los gobiernos regionales hacia la empresa industrializadora (YPFB, en este caso), por tanto, uno de los planteamientos de este documento es que las pérdidas por regalías de las regiones productoras podrían compensarse a través de una participación de éstas en las utilidades de un proyecto de industrialización. Dicho sea de paso, la nueva CPE permite este tipo de participación.

Los resultados económico-financieros del proyecto de industrialización analizado, muestran que dichos emprendimientos no necesariamente son ventajosos para el país (en materia de ingresos fiscales) versus la alternativa de exportación del gas natural como materia prima. Es necesario desmitificar el hecho de que todo proyecto de industrialización de gas natural es inherentemente bueno en materia de ingresos para el Estado boliviano.

Dentro de los desafíos del sector hidrocarburos para el futuro se tienen: a) la aprobación de una nueva Ley de hidrocarburos que permita abrir y consolidar mercados y generar inversión en exploración y explotación; b) una real corporativización de YPFB; c) un sistema tributario aplicado a las etapas de exploración y explotación flexible y progresivo; d) un sistema de licitación de áreas claro y transparente; e) el ajuste de los precios internos del gas natural y los principales derivados del petróleo a su oportunidad internacional, lo que usualmente se denomina “eliminación del subsidio”, y f) nuevas condiciones de negociación con Brasil que aparecen con fuertes presiones para ajustar la fórmula de precios, cantidades de entrega más flexibles y estrategias de negociación con varias empresas tanto públicas como privadas en dicho país.

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