Los Precios De Los Hidrocarburos En La Economia De Bolivia 6i3247

MONOGRAFÍA

PRECIOS INTERNACIONALES DE LOS HIDROCARBUROS Y SU IMPACTO EN LA ECONOMÍA BOLIVIANA

RAUL VALERIO ALVARADO JIMENEZ

COCHABAMBA, 2014

INDICE 1. INTRODUCCION ……………………………………………………………………Pag. 1 2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ……………………………………………. Pag. 3 3. JUSTIFICACION ……………………………………………………………………. Pag. 3 4. OBJETIVO GENERAL ……………………………….…………………………….. Pag. 5 5. OBJETIVOS ESPECIFICOS ………………………………………..………….…… Pag. 5 6. METODOLOGIA ………………………………………………………….………… Pag. 5 UNIDAD TEMATICA I LOS PRECIOS INTERNACIONALES Y LA POLITICA DE FIJACION DE TARIFAS 1.1 PRECIOS INTERNACIONALES DEL PETROLEO ……………………… Pag. 7 1.2 LA ORGANIZACIÓN DE LOS PAÍSES EXPORTADORES DE PETRÓLEO (OPEP) ………………………………………………………………………Pag. 10 1.3 TEORÍA DEL PICO DEL PETRÓLEO …………………………….………. Pag. 11 1.4 ESPECULACIÓN Y GOBIERNOS ………………………………………… Pag. 12 1.5 ELASTICIDAD DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO …...…………… Pag. 14 1.6 PRECIO DEL GAS NATURAL ………………………………………….… Pag. 16 1.7 EL HENRY HUB …………………………………………………………. Pag. 18 1.8 EL MERCADO INTERNACIONAL DEL GAS NATURAL ……….…….. Pag. 18 1.9 PRECIOS Y TARIFAS DEL GAS NATURAL ……………………………. Pag. 20 UNIDAD TEMATICA II BOLIVIA Y LOS INGRESOS POR HIDROCARBUROS 2.1 FACTORES ECONOMICOS RELEVANTES ……………………………… Pag. 23 2.2 CONTRATOS DE VENTA DE GAS CON BRASIL Y ARGENTINA ….…. Pag. 25 2.3 PRECIOS FLUCTUANTES …………………………………………………. Pag. 27 2.4 RENTAS GUBERNAMENTALES DEL SECTOR DE HIDROCARBUROS Pag. 29 UNIDAD TEMATICA III INGRESOS ESPERADOS, DISTRIBUCION DE INGRESOS Y CONCLUSIONES 3.1 LOS INGRESOS ESPERADOS ……………………………………………. Pag. 32 3.2 DISTRIBUCION DE LA RENTA PETROLERA …….……………………. Pag. 33 3.3 CONCLUSIONES A PRIMERA VISTA …….…………………………….. Pag. 37 3.4 CONCLUSIONES FINALES ………………………………………………. Pag. 38 BIBLIOGRAFIA ………………………..…………………………………………….

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1. INTRODUCCION En el entorno económico mundial siempre ha existido la siguiente inquietud: ¿Cómo se ve afectado a nivel macro un determinado país debido a la constante variación de los precios del petróleo? La economía de Bolivia tiene su base principal en la extracción y en la exportación de sus recursos naturales, principalmente mineros y gasísticos. La perspectiva de su desarrollo desde los años cincuenta muestra que su renta per cápita ha tenido un crecimiento muy lento desde entonces. El PIB ha tenido un crecimiento medio de un 3% anual, mientras que la tasa de incremento de la población ha sido del 2,6% anual, de los que se desprende, que la renta per cápita ha permanecido casi igual y su población se viene a encontrar en similares condiciones económicas a la de los años cincuenta, sin que se haya producido casi ningún aumento de productividad. A nivel comparativo, dentro del continente americano, sólo Argentina y Perú, han tenido una trayectoria similar. Carlos Villegas, presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), ha descartado que la caída del precio internacional del precio del petróleo pueda afectar a los ingresos que el país recibe de de Brasil y Argentina provenientes de las exportaciones de gas natural. Según el ejecutivo, esta disminución es circunstancial, no es una disminución que refleje una crisis de la economía mundial como pasó en 2002. Una parte importante de los ingresos fiscales bolivianos está directamente ligada a los precios mundiales del petróleo. Dado que los precios del petróleo son muy volátiles, así mismo son los ingresos fiscales bolivianos. Por ejemplo, si los precios del petróleo varían tanto como lo hicieron durante las dos décadas pasadas, los ingresos fiscales por exportación de Gas Natural a Brasil van a variar entre US $141 millones por año y US $1.1 billones por año y los ingresos en cualquier año en particular serían ampliamente impredecibles. Tal volatilidad en los ingresos fiscales es indeseable, especialmente para un país que trata de implementar una estrategia de reducción de la pobreza, la cual requiere un flujo constante y predecible de fondos. Bolivia exporta gas natural a Brasil y Argentina en base a los precios internacionales del petróleo, cuyo costo se redujo 20% desde mediados de junio último, cayendo gradualmente hasta cotizarse en 90 dólares el barril. En los últimos años, según Villegas, el precio del barril de petróleo estuvo entre 90 y 100 dólares, cifras que beneficiaron a la economía boliviana. Si la caída del precio del crudo en el contexto internacional impactara en la economía nacional, el Gobierno debería adoptar medidas inmediatas, sino el efecto lo sentirán municipios, gobernaciones y universidades.

La variación abrupta de los precios del petróleo afecta en cierta medida las variables macroeconómicas de una economía; sin embargo, los niveles o tasas de afectación dependen de si las economías son importadoras o exportadoras de petróleo y de las condiciones particulares del mercado al momento de presentarse los choques a la oferta de petróleo. Países de Latinoamérica que no son exportadores masivos de hidrocarburos, han vivido y reaccionado ante todos los choques a la oferta del petróleo y se infiere que en cada uno de ellos las variables macroeconómicas crecimiento de la economía e inflación se han afectado; mediante la estimación del comportamiento del crecimiento real de la economía a medida que se presentan variaciones en el precio del petróleo y la respectiva afectación de la variable inflación, las variables consideradas son el precio del petróleo, la inflación, la tasa de cambio, tasas de interés, nivel de empleo, salarios reales. En este trabajo se analizará el problema de acuerdo al siguiente esquema: el primer capítulo, se presenta una reseña de la actualidad económica mundial y nacional del sector petrolero referente a la fijación de precios y tarifas, y sus elementos que son: niveles de reservas, comportamientos de los precios de referencia a los cuales se cotiza el petróleo, nuevos hallazgos y perspectivas en el corto y mediano plazo. En el segundo capítulo se estudia Bolivia y los ingresos por Hidrocarburos, con sus elementos: el comportamiento observado de las variables macroeconómicas; crecimiento real e inflación durante las épocas de ocurrencias de los choques al precio del petróleo y se efectuara una descripción cronológica de las causas de estos choques; además, un análisis descriptivo de la afectación de la economía boliviana (nivel de ingresos, balanza de pagos e inflación) ante la ocurrencia de los choques a la oferta de petróleo. Esta sección también incluye una descripción de teoría de choques petroleros, resultados de estudios efectuados en otras economías que sustenta los efectos en las variables macro (crecimiento e inflación) de la ocurrencia de los choques al precio del petróleo. Por último, en el capítulo tres se presentan las conclusiones de la investigación.

2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ¿La fijación de precios de los hidrocarburos a nivel internacional afecta al sistema económico de Bolivia? 3. JUSTIFICACION El análisis de la economía política sobre fijación de precios del sector hidrocarburos debe tomar en cuenta la interacción entre factores como 1: 1) las características propias del sector, que lo diferencian de otras industrias, 2) la dotación de recursos en cada país, es decir, el potencial geológico, las reservas y si es deficitario o superavitario en hidrocarburos (importador o exportador neto); 3) las características del marco institucional y contractual, incluyendo el sistema impositivo; y 4) factores económicos, incluyendo la etapa del ciclo de inversión en que se encuentra un país (y su riesgo), el cambio tecnológico, la dependencia de rentas petroleras por parte del fisco y el ciclo de precios; para así arribar a conclusiones sobre su impacto sobre las políticas y el desempeño del sector en los países de la región, entendido éste como la producción y la inversión. Por supuesto, las tendencias ideológicas en la región también tienen influencia sobre las políticas energéticas de los países. Sin embargo, en este trabajo argumentamos que a pesar de la aparente prominencia de la variable ideológica, los determinantes primordiales de las políticas petroleras son los factores sectoriales, geográficos, institucionales y económicos mencionados anteriormente. A diferencia de otras industrias, la explotación petrolera y, en menor medida, la explotación gasífera genera importantes rentas. Estas generalmente se definen como la ganancia en exceso del costo de oportunidad de los factores de producción reproducibles (trabajo y capital). Las rentas pueden resultar de la presencia de costos de extracción naturalmente bajos o de reservorios minerales de muy alta calidad (precios altos), en relación con el producto marginal. Este tipo de rentas se conocen como “rentas diferenciales”. Las rentas también pueden surgir de restricciones monopolísticas en el a las reservas o de restricciones de producción típicamente enmarcadas en la acción de carteles. En el caso de Latinoamérica y en el mundo, el costo de extracción por barril típicamente varía entre 1US$ y 20US$. En el marco de estos precios, el reciente incremento de los precios a niveles por encima de 70US$ por barril ha generado rentas exorbitantes. En la teoría, estas rentas pueden ser capturadas por los Estados sin afectar la producción a largo plazo. Con este propósito los Estados pueden utilizar herramientas inherentes a su control soberano sobre los impuestos y las regulaciones, así como los derechos de propiedad que poseen sobre el subsuelo. Mientras el productor cubra sus costos y obtenga un rendimiento que 1 Monaldi, F. (2007) “El segundo mejor negocio del mundo: la industria petrolera venezolana”. Debates IESA, Vol. XII, N° 1, pp.24-28, Venezuela.

compense suficientemente el riesgo, la captura de rentas por parte del Estado no debería obstaculizar el desarrollo del potencial del sector. En la práctica, sin embargo, en algunas ocasiones las compañías petroleras retienen parte importante de estas rentas y en otras, los Estados sobre-extraen recursos y/o expropian a los inversionistas, no permitiéndoles recuperar la inversión con un retorno atractivo. En el primer escenario, el Estado y sus ciudadanos pierden ingresos financieros que pueden ser significativos, sin ninguna justificación económica. En el segundo escenario, se desincentiva la inversión de largo plazo y se afecta el desarrollo del potencial del sector. Esta incapacidad para capturar eficientemente las rentas generadas en la explotación de hidrocarburos se debe a los arreglos contractuales rígidos y a la falta de progresividad de los sistemas impositivos, en los que por diseño el Estado obtiene un aumento en la recolección de impuestos menos que proporcional al aumento del precio del petróleo. Este hecho hace que ante aumentos importantes del precio internacional del petróleo los gobiernos tengan incentivos para renegar de los compromisos adquiridos en periodos con niveles de precio inferiores. Por otra parte, en periodos de precios bajos, los marcos institucionales generalmente hacen poco atractiva la inversión. La presencia de rentas y su distribución genera tensiones no solamente entre los gobiernos y las compañías operadoras, sino entre otros grupos de interés como trabajadores, gobiernos regionales y consumidores locales. Esto se ve reforzado porque no hay una distribución óptima de la renta desde el punto de vista de economía positiva. No es un asunto de eficiencia, sino un asunto de naturaleza fundamentalmente distributiva, normativa y ultimadamente política. La industria petrolera y gasífera también se caracteriza por la presencia de altos costos hundidos, es decir, activos que por su propia naturaleza quedan inmovilizados antes de que las empresas comiencen a recuperar su inversión. Los estudios sísmicos, la exploración y desarrollo de yacimientos, y la construcción de oleoductos o gasoductos son ejemplos de activos inmovilizados. Una vez que estos activos se dedican al uso en cuestión, su valor ex post en usos alternativos es muy bajo, lo cual abre la puerta para la apropiación por parte del gobierno de lo que se denomina cuasi-rentas o la diferencia del costo oportunidad (valor alternativo) de los activos antes y después de ser hundidos en una inversión particular. En estos casos, las compañías continuarán operando en la medida que recuperen costos operacionales (que son proporcionalmente pequeños) y la porción “no-hundida” 2 de su inversión, aún cuando no recuperen la porción “hundida”. Como resultado, los gobiernos, y otros actores, tendrán incentivos para expropiar las cuasi-rentas una vez que se haya hecho el grueso de la inversión inmovilizada, mediante el cambio de las condiciones de inversión, ya sea vía incremento de impuestos, cambios regulatorios o fijando unilateralmente los precios en el mercado local a niveles inferiores al costo de oportunidad, por ejemplo el precio de la gasolina o 2 F.j. al.chalabi, 1984. La OPEP y el precio internacional del petróleo. Editorial siglo XXI. Pp. 67.

las tarifas de gas. Los beneficios políticos de renegar de los compromisos adquiridos con las compañías son altos. En el corto plazo, el gobierno puede extraer abundantes recursos fiscales o transferirlos a los consumidores vía precios artificialmente bajos de los productos sin tener un impacto significativo en la producción. Esta lógica aplica incluso en el caso que estemos hablando de compañías petroleras del Estado. La expropiación de las ganancias de las compañías del Estado también puede generar beneficios políticos en el corto plazo con efectos de largo plazo en la producción e inversión, dependiendo de su gobierno corporativo y el marco político institucional, entre otras variables. De hecho las empresas estatales en algunos casos son las mayores víctimas de sobre extracción de ingresos por parte de los Estados. PEMEX, Petroecuador y PDVSA en la última década son ejemplos patentes de ello. La “expropiación” de ingresos a empresas estatales es la norma, no la excepción en la región. Petrobras es un caso de estudio interesante de una empresa estatal que ha logrado mantener su capacidad de inversión y se ha inclusive expandido fuera de sus fronteras. Adicionalmente, el hecho de que los productos del sector hidrocarburos sean consumidos ampliamente por la población, hace que los consumidores presionen a los gobiernos para establecer subsidios cruzados u otras regulaciones que favorezcan determinados grupos de interés, así como convierten también al bien en un asunto altamente politizado. 4. OBJETIVO GENERAL Analizar la relación de los precios internacionales de los hidrocarburos con los ingresos públicos del Estado y los beneficios sociales denominados bonos. 5. OBJETIVOS ESPECIFICOS -Determinar la magnitud de los ingresos por ventas internacionales de los hidrocarburos en Bolivia. -Analizar los contratos de venta internacional de hidrocarburos, analizando la variación de los ingresos y aportes. -Establecer las determinantes para la fluctuación de los precios internacionales de hidrocarburos. -Identificar los lineamientos de diversificación de los ingresos públicos para el sostenimiento de la economía de Bolivia. 6. METODOLOGIA Tipo de Investigación: Descriptiva: Determina narrativamente el estado actual del fenómeno determinado, sus características, elementos y estructura en forma detallada.

Cualitativa: Este tipo de investigación determina un enfoque fenomenológico, interpretativo, donde no es necesario la medición numérica para descubrir las preguntas investigativas en el proceso de interpretación. Metodos de investigación: Metodo teorico analítico: Las generalizaciones teóricas son la fundamentación necesaria para enriquecer la investigación, en función a la estructura y sistematización de ideas que sustenten la investigación, explicando el fenómeno estudiado y proyectando una hipótesis planteada al efecto. Método deductivo: Este método opera de caracterizaciones generales para llegar a particularidades y especificidades en la investigación. El método deductivo va de lo general a lo particular. Método Inductivo: El método inductivo parte de lo especifico a aspectos generales. Se parte del dato y se llega a la teoría. Método sintético: Es la reunión de partes separadas por el análisis. Es la segunda parte del análisis. En sentido estricto, esa recomposición se da luego del análisis racional por división porque no hay camino inverso en la recomposición de los seres vivos después del análisis por separación. Técnicas de investigación.Técnica Documental o Bibliográfica.- Para abordar la investigación sistemática y estructurada de un estudio en particular es necesario tener un sustento teórico, que deriva de la revisión de documentos, libros, artículos, textos, informes, que tengan reproducción bibliográfica ya sea en un contexto tradicional o informático, con ayuda de internet. Es necesaria la sistematización de la recolección de información de estos contenidos para así mediante el método escogido se pueda realizar una profundización de la temática investigada. Es necesario estructurar estos contenidos para contrastar con las percepciones propias en función de conseguir construcción de conocimiento. Estudio de caso: Es el análisis sistemático de un caso en particular mediante registro de sus características cronológicas y estructurales.

UNIDAD TEMATICA I LOS PRECIOS INTERNACIONALES Y LA POLITICA DE FIJACION DE TARIFAS 1.1 PRECIOS INTERNACIONALES DEL PETROLEO La oferta mundial de petróleo está determinada tanto por factores políticos como por factores económicos, de tal forma que, por ejemplo, en los países productores ( de la OPEP) los factores políticos tienen un mayor peso a la hora de definir el nivel de oferta y en los países productores no OPEP son los precios (factores económicos) los que determinan la oferta del petróleo. Para los países donde priman los factores de mercado, el incremento en los precios del crudo estimula la inversión en el sector, y esta última propende porque la oferta del petróleo se incremente, es decir la oferta es elástica al precio en los países productores no OPEP. Por su parte, cuando hablamos de la oferta de petróleo proveniente de países de la OPEP (tenemos una combinación de factores geopolíticos y en parte económicos que determinan (mediante especulación) la cantidad de crudo en el mercado y que buscan de alguna manera “manipular” los precios para obtener su beneficio propio (respaldados por sus grandes reservas, las cuales les permite tener una tranquilidad política y económica). Parte de la intensidad de la demanda expresada por los consumidores. Se fijan precios altos cuando el interés de los consumidores es intenso y precios bajos cuando es débil. Los costos reales pueden ser los mismos en ambos casos. Esto sucede mucho en productos perecederos o en los que tienen un precio internacional. Por su escasez y por su alta relevancia en el desarrollo económico mundial el petróleo se cotiza en el mercado internacional dependiendo de las características propias del producto (calidad). Su precio comúnmente se determina en comparación con la zona geográfica más próxima al lugar donde se produce. Dos de los más importantes referentes a nivel mundial en la cotización del precio del petróleo son el denominado Brent Blend (petróleo producido en el Mar del Norte), el cual referencia precios para el mercado de Europa, África y Oriente Medio; el otro gran referente es el denominado West Texas Intermédiate WTI (petróleo producido en Norte América), el cual referencia precios para el mercado norteamericano y latinoamericano. El precio de mercado es un concepto económico de gran aplicación tanto en aspectos teóricos de la disciplina como en su uso técnico y en la vida diaria. El concepto es fácil de comprender, el precio de mercado es el precio al que un bien o servicio puede comprarse en un mercado concreto. La oferta y la demanda es prácticamente la lógica principal por la cual fluctúan los precios del petróleo. Aunque se deben tener en cuenta otros factores también importantes. "La demanda del petróleo se puede incrementar debido al auge económico, al consumo de los automóviles, a los conflictos bélicos... La especulación financiera también influye, ya que

inversionistas y especuladores ofertan y compran petróleo a futuro esperando una ganancia", "Si las compras son muchas, el precio sube; si baja, se registra el fenómeno inverso"3. Según el Congreso de Estados Unidos, "el 30% del precio del petróleo se debe a la especulación de los Fondos de Inversión y grandes bancos", y la consultora Goldman Sachs considera que el impacto de este fenómeno es del 40% en el precio. La Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) nació con el objetivo de fijar precios del crudo considerados justos por los países productores que integran esta asociación. Con este propósito, los estados se ponen de acuerdo para regular la cantidad de barriles producidos, influyendo en el precio mundial del petróleo4. El precio del barril de petróleo (el West Texas Intermediate 5, de referencia en EE. UU.) es el precio que se le da a un barril de petróleo, considerándose un barril como 159 litros de petróleo (42 galones). Debido a las características actuales de la economía mundial el precio puede oscilar o variar en relación a los tiempos de prosperidad y niveles de consumo, la especulación, cantidad 3 http://www.cnnexpansion.com/especiales/2013/08/19/por-que-sube-y-baja-elprecio-del-petro 4 El hecho de que la mayoría de los países de la OPEP se encuentren en Medio Oriente incidió sobre la producción de la región como resultado de los acuerdos de recorte de producción de dicha organización. Por otra parte, la baja demanda de los países de la OCDE como Japón, Nueva Zelanda, Reino Unido, Ucrania, Turquía, Suecia, España, Eslovaquia, la Federación Rusa, Rumania, Portugal, Lituania, Irlanda, Italia, entre otros impactaron sobre los países productores fuera de la OPEP en África y Asia-Pacífico. La participación de la OPEP de la producción mundial fue de 41.2% que muestra la importancia de esta organización en el mercado petrolero. 5 El West Texas Intermediate, más generalmente representado por la sigla WTI, algunos agentes bursátiles lo llaman a veces Texas Light Sweet. En realidad, se trata de una clase de petróleo bruto que los economistas utilizan como valor estándar para determinar el precio del petróleo bruto como materia prima en los mercados de intercambio, en el marco de contratos a largo plazo. Esta cotización se realiza en el New York Mercantile Exchange, que es la bolsa principal de las materias primas mundiales. Se cuentan a través del mundo tres grandes tipos de petróleo bruto que sirven de referencia al precio del petróleo en función de su zona de producción. Así pues, para el petróleo europeo, el Brent del mar del Norte es el que sirve de referencia, mientras que para los países de la OPEP, el bruto de Dubaï es el que se privilegia para determinar los precios. El petróleo bruto WTI se cita en casi todas las comunicaciones económicas de este sector en los Estados Unidos y Norteamérica.

de reservas disponibles y acontecimientos sociales importantes, sobre todo los de aquellos países productores. A lo largo de la historia los precios han oscilado dentro de un rango de los $20 a $150 dólares por barril aproximadamente. Una de las particularidades del petróleo bruto WTI es que es mucho menos pesado que el Brent. También se le llama Texas Light Sweet debido a su bajo contenido en sulfuro (0.24%), que lo convierte en realidad en un petróleo bruto suave. Desde el punto de vista técnico, el petróleo WTI tiene una densidad API de 39.6 y una densidad específica en torno a 0.827. La mayor parte del tiempo, el WTI se refina directamente en Estados Unidos, principalmente en el Midwest y cerca de la Costa del Golfo, por razones prácticas puesto que los centros de producción están cerca. Se constata generalmente que el precio del barril de bruto WTI es ligeramente superior al del barril de Brent y del barril de Dubaï. A menudo está cotizado un dólar más que el Brent y dos dólares más que el Dubaï. No obstante, suele suceder que el barril de WTI cueste más caro que el barril de Brent, pero históricamente esta divergencia nunca ha superado los 27 dólares. Se tienen en cuenta varios indicadores en el cálculo del precio del barril de WTI. Evidentemente, la ley de la oferta y la demanda es la que influye en las cotizaciones, pero otros factores fundamentales también pueden tener un efecto más o menos importante. Pero toda la actualidad geopolítica relacionada con la producción de petróleo influye también en los precios del WTI. Esto es lo que se pudo observar últimamente con los conflictos que estallaron en los países productores de Oriente Medio, y que hicieron subir las cotizaciones debido al temor de una eventual escasez de petróleo del lado occidental. El costo de un barril de petróleo es la unidad de medida utilizada en todo el mundo para indicar el costo del petróleo crudo en los tres principales mercados internacionales del petróleo, incluyendo el New York Mercantile Exchange (NYMEX), el International Petroleum Exchange (IPE) y el Singapore International Monetary Exchange (SIMEX). A mayores precios del crudo, muchos proyectos costosos de recuperación de reservas se vuelven económicamente viables incrementando así las reservas probadas. Al final del 2008, la incertidumbre en los mercados, la presión geopolítica en el Medio Oriente y la volatilidad de los precios del petróleo, se reflejaron en una disminución de las reservas probadas por la desaceleración de las economías de los países industrializados y en la caída que experimentaron los precios del crudo, haciendo menos rentable las inversiones en el sector petrolero. Cuando los precios son bajos, las inversiones en exploración, descubrimientos, recuperación primaria y secundaria tienden a disminuir y por consecuencia las reservas se reducen. En cambio, cuando existe contracción de la demanda, las reservas tienden a mantenerse o, en algunos casos, incrementarse por efectos de la reducción de producción.

Aunque en los últimos meses el precio del petróleo en los mercados internacionales se ha reducido significativamente hasta situarse alrededor de los 40$ por barril, desde principios del nuevo milenio venía mostrando una tendencia creciente, que lo llevó a sobrepasar ampliamente la barrera de los 100$ por barril en los meses centrales de 20086. De esta forma, el precio del petróleo en términos reales (es decir, expresado en la moneda de cada país y descontado el nivel general de precios) llegó a superar los máximos históricos alcanzados en la primera mitad de los años ochenta en la mayoría de los países importadores. Esto, sin duda, ha debido tener un efecto relevante tanto sobre la demanda como sobre la oferta agregada de la economía. Los canales a través de los cuales el aumento de los precios del petróleo se traduce en un mayor nivel de inflación y en un ajuste a la baja de la demanda de los agentes económicos son bien conocidos. En cambio, existe un mayor desconocimiento sobre las vías por las que puede afectar a la oferta de la economía. Este documento pretende describir algunos de los mecanismos que pueden hacer que el nivel de la oferta de una economía dependiente del petróleo importado se modifique ante un cambio (permanente) en los precios de esta materia prima. El primer canal por el cual las variaciones en el precio del petróleo pueden influir sobre la oferta de la economía es a través de su impacto sobre la productividad. La diferencia que existe entre la producción bruta y el valor añadido de la economía puede servir de ilustración para este fenómeno. El PIB se puede obtener como la suma de los valores añadidos generados por las empresas que integran la economía y, en el marco de la Contabilidad Nacional 7, se estima restando a la producción bruta los consumos intermedios. Entre estos últimos se encuentran algunos consumos importados de otros países, como pueden ser el petróleo y sus derivados. Un aumento, por tanto, del precio del petróleo puede hacer que, incluso aunque se utilicen las mismas dotaciones de trabajo y capital, el porcentaje de la producción que permanece en el país 6 Por ejemplo, si el aumento de los precios del petróleo es consecuencia de que la demanda de determinados países importadores es muy elevada, estos países demandarán no solo más petróleo, sino también otros bienes, entre los cuales se encuentran los que producen los restantes países importadores de petróleo, que también se beneficiarán del incremento de la demanda mundial. En cambio, si el aumento de los precios del petróleo es consecuencia de que la oferta es menor (debido, por ejemplo, a un incremento del poder oligopolista de la OPEP o a un ajuste a la baja de las existencias), todos los países importadores de petróleo reducirán su demanda agregada de bienes y servicios, incluyendo sus importaciones, con lo que el comercio mundial se resentirá y, por tanto, la demanda de los países importadores de petróleo mostrará un ajuste a la baja adicional. Cuando el aumento de los precios del petróleo se debe a factores especulativos, las implicaciones son más complicadas. 7 Jimenez Rodriguez, Rebeca, Sanchez, Marcelo. Oil Prices Shocks and Real GDP Growth. European Central Bank. May 2004. p 23.

importador de petróleo sea inferior, por lo que el aumento del precio del petróleo es equivalente a una reducción de la productividad de los dos factores productivos primarios. Existe, por tanto, una similitud entre una perturbación del precio del petróleo y una perturbación de la productividad. De acuerdo con la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEC, por sus siglas en inglés), el grupo controlaba los precios del petróleo desde la década de 1970 hasta mediados de 1980. La OPEC ya no fija los precios del petróleo, permitiendo así que el precio sea fijado por las fluctuaciones del mercado internacional del petróleo. 1.2 LA ORGANIZACIÓN DE LOS PAÍSES EXPORTADORES DE PETRÓLEO (OPEP) A pesar de que la OPEP ya no controla el precio del barril de petróleo, el grupo ite que restringe e incrementa los niveles de producción para evitar fluctuaciones bruscas en el precio de un barril de petróleo. La OPEP es una organización creada en 1960 en Bagdad, Irak, por cinco países productores de petróleo (Venezuela, Arabia Saudita, Irán, Irak y Kuwait), a la que posteriormente se integraron otros . Es el órgano de consulta de los países para coordinar y unificar las políticas petroleras respectivas, con el fin de acordar las acciones más convenientes, y determinar los medios más idóneos de resguardar, individual y colectivamente los intereses de los estados . La OPEP controla aproximadamente el 43% de la producción mundial de petróleo y el 75% de las reservas de petróleo del mundo, convirtiéndola en el banco central del mercado petrolero. La OPEP influye sobre el precio del petróleo aumentado o reduciendo su producción de petróleo. Fija una cuota de producción para cada uno de sus socios; la suma de todas ellas es la cuota de producción del grupo, y reacciona a los altos precios con aumentos de su producción. Pero un fuerte incremento de la demanda, debido a la emergencia de China e India como grandes consumidores, sumado a la invasión de Irak provocaron nuevas subidas de los precios. Existen otros países productores de petróleo que no forman parte de la OPEP, y el precio de sus barriles no es el mismo, si bien muy similar. Juega un papel importante la oferta y la demanda, generando lo que se conoce como el “price discovery”, que es el mecanismo usado por los mercados para determinar los precios de los activos por su interactuación entre compradores y vendedores.

Y por último no hay que olvidar que el “peak oil8” lo han alcanzado la mayoría de los países productores y esto afecta y afectará el precio del petróleo en el futuro. ¿Hasta cuándo? Hasta que la producción de petróleo sea más costoso que la ganancia obtenida. 1.3 TEORÍA DEL PICO DEL PETRÓLEO Dado que las teorías anteriores no explican el alza del precio en su totalidad, ni la virtual meseta en la producción desde el año 2005, empieza a aflorar entre los economistas la Teoría del pico de Hubbert9. Sin embargo, considerando el Pico de la Producción de Petróleo los precios continuarán aumentando a largo plazo y serán altamente volátiles. El petróleo siempre ha sido un recurso importante para las economías de los diferentes países del mundo, su creciente escasez solo podrá exacerbar las tensiones conocidas en el siglo XX, y particularmente en Oriente Medio, que en 2007 seguía poseyendo los más grandes recursos petrolíferos mundiales. La llegada del pico del petróleo provocaría una escasez de dicho recurso. Pero esta escasez sería diferente a todas las sucedidas en el pasado ya que sus causas serían muy distintas. Los anteriores períodos de escasez tuvieron más que ver con razones políticas que con problemas reales en la extracción de los recursos. Esta vez, en cambio, el motivo fundamental será la falta de crudo suficiente para abastecer a toda la demanda. Los efectos y la gravedad de dicha escasez dependerán de lo rápido que decrezca la producción y de si se adoptaron medidas preventivas para adaptar la sociedad al uso de energías alternativas. Pero puede que esas alternativas ni siquiera lleguen a tiempo. En ese caso todos los productos y servicios que requieran el uso de petróleo escasearán disminuyendo el nivel de vida de todos los países. Los escenarios futuros van desde el colapso de la sociedad industrializada hasta los que afirman que la economía de mercado o las nuevas tecnologías resolverán el problema. Es probable que el gas y el carbón ocupen una parte importante del sitio dejado por el petróleo faltante. Los recursos carboníferos están repartidos de manera más uniforme por el mundo; las naciones que hagan una transición más rápida y sin caer en la trampa de utilizar petróleo barato (por ahora), ganarán en independencia futura. Es el caso de China, ya que produce cerca del 70% de la energía eléctrica que necesita quemando carbón procedente de las abundantes reservas que posee (China posee las terceras reservas mundiales). Esto lleva aparejadas consecuencias ambientales, ya que China es el segundo emisor mundial de dióxido de carbono.

8 Barsky, R.B., and L. Kilian. 2002. “Do We Really Know that Oil Caused the Great Stagflation? A Monetary Alternative.” in NBER Macroeconomics Annual 2001, 16, B.S. p. 71. 9 La teoría debe su nombre al geofísico M. King Hubbert, quien predijo correctamente el pico de la producción estadounidense con quince años de antelación. "Is ‘Peak Oil’ Behind Us?". The New York Times. November 14, 2010.

Finalmente, los grandes actores de la industria petrolera se revelan listos para comenzar el estudio la producción del petróleo más difícil de extraer: de aguas profundas, zonas inexplotadas hasta entonces; una nueva "fiebre del oro" negro se espera en el Ártico. Una solución de mercado se basa en la creencia que la escalada de los precios del petróleo debido a la escasez de este estimulará las inversiones en las tecnologías que reemplacen el uso de carburantes, hagan más eficiente la extracción del crudo e incrementen la productividad. El reto económico en un entorno de agotamiento de los viejos recursos es que la investigación en energías alternativas necesita de combustibles fósiles para su realización. Los críticos argumentan que la escasez de combustibles hará estas investigaciones más caras, incrementando el coste del desarrollo de las nuevas tecnologías en la misma medida. A medida que los costes energéticos aumentan estos pueden llegar a superar los costes laborales y, a largo plazo, los tipos de interés bajarían en conjunción con la caída de la productividad de una economía carente de energía. Algunos creen que otras fuentes de energía podrían hacerse más atractivas. A pesar de todo, los críticos afirman que la solución de mercado se equivoca al formularlo todo en términos puramente monetarios, ya que, en sus valoraciones, consideran únicamente el precio del petróleo, cuando en realidad el aspecto importante a tener en cuenta es la eficiencia energética (el balance entre energía invertida para la extracción y el refino frente a energía extraída). 1.4 ESPECULACIÓN Y GOBIERNOS La especulación petrolera se centra en los futuros del crudo. La mayor parte son empresas que buscan protegerse de las oscilaciones del precio como las aerolíneas, las empresas petroleras, los servicios públicos; aunque últimamente los fondos de cobertura y bancos de inversión ha invertido en petróleo y otras materias primas. En el 2009 se ha estado tratando de mantener la especulación petrolera. La Comisión de Mercado de Futuros de Bienes Básicos (CFTC) "anunció que realizará audiencias para evaluar la introducción de normas más severas en los mercados de futuros de petróleo. Las reglas, que causaron críticas inmediatas entre los corredores, buscarían poner límite a la influencia de los inversionistas especulativos, como fondos de cobertura y bancos de inversión, al restringir cuánto dinero puede colocar cada corredor en un commodity determinado en un momento dado."11 Debido a la crisis económica, la UE señaló que el precio del petróleo menor a $80 el barril no afectará la recuperación económica mundial.12 El avance del precio del petróleo durante el 2009 alarma a AIE ya que puede comprometer la recuperación económica.13 Las naciones del G-8 expresaron su descontento por el alza del petróleo y pidieron al FMI, el Banco Mundial y la OCDE para estudiar cómo se puede intervenir para bloquear esta especulación, generada por los fondos de cobertura. Desde hace algunos años, EE. UU. viene experimentando un boom petrolero (y otras fuentes de energía) de tal magnitud que ha logrado ya reducir su demanda en más de un 30 por ciento, once

años antes de lo previsto por el mandatario. Lo que es más, el año entrante, si la producción continúa al ritmo actual, superará a Arabia Saudí para convertirse en el mayor productor de petróleo del mundo y, según estadísticas del departamento de Energía, podría llegar a la anhelada autosuficiencia en diez a quince años. Es por eso que muchos lo culpan hoy por la caída en los precios internacionales del crudo que se viene registrando. La primera semana de noviembre de 2014, el precio promedio del barril cayó a 82 dólares, su cotización más baja desde el 2010 cuando alcanzó a estar en 110 dólares. De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (AIE), su valor podría caer aún más en los próximos meses. Algo que tiene felices a los consumidores, ya que pagan menos a la hora de tanquear, pero causa alarma en países productores como Venezuela, Rusia, Irán y hasta Colombia, donde la venta del crudo representa un porcentaje alto de sus ingresos por exportaciones. Caracas, por ejemplo, ha pedido una reunión de emergencia de los países de la OPEP (que piensa citarse oficialmente a finales de noviembre) para discutir una posible reducción en la producción de crudo. El ‘milagro estadounidense’ –o maldición para otros– comenzó hace unos diez años en Texas cuando se comenzó a experimentar con nuevas técnicas como el cavado horizontal y el ‘fracking’. Estas permitieron acceder a grandes yacimientos de crudo antes inasequible. No solo en este estado sino en otros como Dakota del Norte y Alaska. Desde el 2004 y gracias estos desarrollos, la producción de EE.UU. ha crecido un 56 por ciento. El estimado de producción para el 2014 es de 8,53 millones de barriles diarios y de 9,53 millones para el 2015, las cifras más altas que se registran desde 1970. Y aunque EE. UU. aún importa al menos unos 8 millones de barriles (el 30 por ciento de sus necesidades domésticas), el repunte de la producción nacional ha permitido reducir sus necesidades externas y, por lo tanto, creado un excedente en los mercados internacionales. Pero no solo es la bonanza estadounidense la que estaría generando la caída del precio del petróleo. En general, la demanda mundial de crudo se ha reducido en estos últimos años. En parte por el estancamiento de las economías europeas y la reducción del crecimiento en las asiáticas. En el caso de EE. UU. por ejemplo, la demanda se redujo de casi 21 millones de barriles diarios en el 2005 a 18,64 en el 2013. Y aunque esa caída está atada a la crisis económica del 2008, también tiene mucho que ver el desarrollo de carros más eficientes, y los hábitos de las nuevas generaciones, que cada vez utilizan menos el automóvil gracias a mejoras en los sistemas de transporte público, nuevas aplicaciones (como Uber) que permiten conseguir un taxi con más facilidad y más opciones de

movilidad como las bicicletas para alquiler. A esa reducción de la demanda mundial se ha sumado un incremento en la producción en otros países como Libia e Irak, y la resistencia de países como Arabia Saudí, que se niegan a frenar la producción pues le apuestan a mantener sus mercados pese a recibir menos ingresos. Nadie sabe a estas alturas cuál es el piso en la caída del precio del petróleo. En gran parte eso dependerá de la decisión que tome la OPEP cuando se reúna en noviembre, pues controlan más del 40 por ciento del mercado, y hay factores externos de difícil proyección, como la recuperación económica de Europa o el crecimiento de la demanda en países emergentes. Lo que si es claro es que EE. UU., pese a continuar siendo el principal consumidor del mundo, ha dejado de ser un invitado de piedra en el ajedrez del mercado internacional del crudo. “El crecimiento de la producción petrolera de EE. UU., que llegará a unos 10 millones de barriles diarios a finales del año entrante, permitirá recortar su importación de crudo del 30 % a solo el 21 % de lo que necesita para suplir la demanda interna. Esta es la cifra más baja desde 1968”.10 1.5 ELASTICIDAD DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Las reservas mundiales de crudo probadas se mantienen en secreto y no se pueden explotar de forma instantánea.15 Así pues, las únicas herramientas que se tienen disponibles son el precio del barril de petróleo y el nivel de producción de petróleo. Existe dificultad para determinar la conexión y orden causal entre los precios y la producción (o si existe una causa subyacente no determinada). Dicho de otra manera, la producción mundial muestra un estancamiento desde 2004-2005 (meseta de la producción) pero no se ha establecido si se debe a una burbuja económica o si la burbuja se debe al estancamiento o si hay otra causa no detectada subyacente a los dos fenómenos. Esta dificultad se debe a que a precios altos se tratará de movilizar una mayor parte del recurso pero, por otro lado, por más incentivos económicos dados habrá límites geológicos y tecnológicos insuperables para seguir con una extracción a ritmo exponencial. Un dato indirecto que puede orientar sobre la causalidad es la elasticidad de la producción de petróleo. Antes de 2005 la producción era muy elástica pues a pequeños aumentos de precio se lograba mayor extracción. Mientras tanto, después de 2005 fue muy inelástica pues a grandes cambios del precio la producción tuvo cambios marginales.15 16 17 Estos datos indican la precedencia del estancamiento de la producción a la crisis de precios. Sin embargo, el dato es indirecto pues la precedencia de uno de los dos fenómenos no necesariamente indica causalidad pues, como ya se ha mencionado, puede existir un tercer factor subyacente no determinado o analizado.

10 Aseguró Adam Sieminski, de la Agencia Internacional de Energía.

Hay otros factores que presionan a la baja los precios. Libia, con una producción inexistente en septiembre de 2012, logra colocar actualmente en el mercado entre 800.000 y 900.000 barriles diarios. La toma de varios pozos petroleros en Irak a manos de los yihadistas del Estado Islámico no ha supuesto una interrupción de la producción, de unos tres millones de barriles diarios. Irán ha anunciado su intención de aumentar su oferta hasta los cuatro millones de barriles en marzo de 2015 si logra un acuerdo para eliminar las sanciones internacionales. Todo ello en medio de un fuerte frenazo de la demanda global, que llevó a la Agencia Internacional de la Energía a recortar en septiembre sus previsiones de incremento del consumo en un 25%, coincidiendo con la alerta lanzada por el Fondo Monetario Internacional del riesgo de una tercera recesión en Europa. El nerviosismo del mercado no se hizo esperar. El precio del barril de Brent, el de referencia para Europa, ha llegado a caer 31 dólares, el mayor descenso desde mediados de 2012. Antes de eso hay que remontarse a la crisis financiera de 2008, cuando la cotización se desplomó un 75%, para encontrar una caída tan pronunciada y tan rápida en los precios. Entonces, el barril de Brent cayó hasta los 36 dólares. Sin llegar a esos niveles, lo cierto es que el descenso del coste de la energía tiene un impacto notable sobre la economía, en forma de ahorro en la factura energética, de corrección de los desequilibrios externos y de menor presión inflacionista. Una caída de 10 dólares en el precio del petróleo equivale a una transferencia del 0,5% del PIB mundial de los países productores a los países consumidores y estos siempre acaban aumentando el gasto11. Tradicionalmente, un descenso en el precio del crudo anima el consumo. Los analistas de Goldman Sachs calculan que el precio del petróleo bajará un 15% en 2015, lo que supondrá una demanda añadida de 200.000 barriles diarios. También propicia un aumento de la confianza y de la actividad a nivel global. Estados Unidos ya se beneficia de unos costes de producción considerablemente más baratos, gracias al gas extraído mediante fracking. 1.6 PRECIO DEL GAS NATURAL El Viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos, Álvaro Arnez, explicó que el precio del gas boliviano es favorable porque está por encima del precio internacional. En cita textual afirmó: “En la actualidad el precio internacional del gas natural está aproximadamente en $us 4,3 el millar de BTU, mientras que a Brasil exportamos el millar de BTU a $us 8,6 y a la Argentina a $us 10,2 son precios favorables para el país, siendo el doble en relación al precio internacional”. La autoridad explicó que estos buenos precios contractuales se deben a que el precio se define en función a los tres tipos de Fuel Oíl con diferente grado de azufre para el caso brasilero y para la Argentina en factor adicional del Diésel Oíl de bajo contenido de azufre. 11 OECD Economic Outlook. 2006. “Analyses and Projections”. Report, No. 79.

“Algunos medios de comunicación en pasados días mencionaron que se hubiera disminuido en precio del gas exportado, podemos decir que hubieron ligeras reducciones. Pero, analizando globalmente tenemos un precio favorable en la exportación de gas a Brasil y Argentina”, declaró la autoridad. El Viceministro expresó que “en la gestión 2013 el país percibió por la exportación de gas natural $us 6.022 millones, el 2014 los ingresos por hidrocarburos seguirán siendo el sustento de la economía del país, debido a que el país incrementará su producción a un promedio de 64.5 millones de metros cúbicos día (MMmcd)”. “Adicionalmente, se ha registrado un récord en los volúmenes de exportación en la primera quincena de enero del 2014, a la Argentina se ha llegado a exportar hasta 18 MMmcd y al Brasil 31.6 MMmcd”. Según el anuncio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), realizado en la Audiencia Pública, el 2014 el país tendrá una capacidad de procesamiento en plantas de 92 MMmcd que permitirán garantizar los compromisos contractuales de exportación a Brasil y a la Argentina que se incrementará a partir de mayo hasta 19 MMmcd. En la región y en el mundo, el gas natural continúa manteniendo el atractivo propio de un hidrocarburo eficiente y no contaminante, con una fuerte opción para modificar la matriz energética en los países, reduciendo con ello, la dependencia de otros hidrocarburos que no presentan iguales ventajas. Latinoamérica, no escapa del interés y crecimiento de la oferta y demanda de este hidrocarburo, generando con ello, análisis e interés en lo que respecta al precio que éste debería tener. El alza mundial de los precios del petróleo, ha llevado a que el precio del gas natural suba o esté sujeto a reajustes. La correlación entre los precios del gas y los precios del se explican, entre otras cosas, por el hecho de que estos dos energéticos se sustituyen especialmente en el sector eléctrico, por ello muy difícilmente se puede hablar desconexión entre los precios de estos dos combustibles.

también petróleo entre sí, de una

Asimismo, en general, los precios de gas, aún se pueden considerar regionales debido a que no existe un mercado mundial unificado de gas, sino en cambio, un mercado segmentado en el cual los precios se establecen considerando tanto las características de la oferta y la demanda, así como la oportunidad del mercado local y regional. Sin embargo, la tendencia a que sea considerado un commodity esta por llegar ya que el transporte de gas natural licuado (GNL) en el mundo, presenta actualmente un porcentaje de crecimiento del 7 %; y se espera se duplique en los próximos años, con lo que la determinación de precios deberá tomar en cuenta el desarrollo de esta tecnología. Actualmente en el mundo, sólo el 23% del comercio de gas natural se realiza a través de GNL, el resto se lo hace por gasoductos.

En cuanto a la determinación de precios del gas, la literatura económica muestra que cuando existe un mercado competitivo, como en el caso de los EEUU e Inglaterra, el comercio del gas presenta un precio “director” (price maker) el cual es definido por los precios de corto plazo (los precios spot, de Henry Hub o de NBP, Nacional Balancing Point) o por las cotizaciones estandarizadas de los mercados de la bolsa Nymex (EEUU) o IPE (Inglaterra). Estos precios, reflejan la oferta y la demanda del mercado. Incluso en mercados desregulados como es el caso de los anteriores, existe una relación entre el precio del gas y el del petróleo, debido a que el precio del gas es influenciado directamente vía indexaciones con combustibles concurrentes. En el caso de los monopolios, muchas veces, el método utilizado para la fijación de precios es el valor netback de mercado, es decir, que los costos de transporte y de distribución son deducidos del precio medio de las energías concurrentes en el mercado final. Como en Francia, Bélgica, Holanda, España e Italia. En el mercado del gas natural, existen contratos de compraventa de mediano o largo plazo, los cuales se establecen antes de invertir cualquier suma importante de dinero en la fase de explotación. Tales contratos contienen obligaciones firmes de entrega y toma del gas, respaldadas por garantías de pago en el caso de incumplimiento de esas obligaciones (llamadas “deliver-or-pay” y “take-or-pay”, respectivamente). Los precios del gas suelen fijarse en base a fórmulas o indexaciones de manera que perduren el término completo del contrato, los cuales comúnmente llegan a 20 años o más, especialmente en el caso de proyectos integrados con transporte y consumo (como por ejemplo el suministro dedicado a una termoeléctrica). En los años 50, cuando se empezaron los intercambios gasíferos a grandes distancias, particularmente Estados Unidos y Europa utilizaron ésta última técnica de contratos a largo plazo. Hoy en día, estos mercados funcionan en forma dual, utilizando técnicas de tarificación a largo plazo o tarificando a precio spot. 1.7 EL HENRY HUB Tal como se dijo anteriormente, en mercados competitivos como EEUU se utilizan precios directores, como es el caso del precio Henry Hub12. El Henry Hub es el mercado spot y de futuros de gas natural más grande de los Estados Unidos. Muchos intermediarios de gas natural también emplean el Henry Hub como su punto de entrega física del contrato o su precio de comparación para sus transacciones spot de gas natural. Este Hub interconecta nueve gasoductos interestatales y cuatro intraestatales. En conjunto, estos gasoductos dan a los mercados de las regiones del Medio Oeste, Noreste, Sureste y Costa 12 Energy Information istration. Official Energy Statistics from the U.S. Government (www.eia.doe.gov)

del Golfo. El gasoducto Sabine está conectado a 13 gasoductos más de fuera del Henry Hub. Sabine tiene actualmente una capacidad de transporte de 51 millones de metros cúbicos/día a través del Henry Hub (capacidad máxima en condiciones óptimas). El precio spot del Henry Hub y el precio en la boca del pozo refleja las condiciones de suministro y demanda para dos facetas distintas del mercado del gas natural. Este precio spot se refiere a las transacciones para entregas a realizar al día siguiente que ocurren en la planta de tratamiento de gas de Henry y está medido aguas abajo del pozo, después de que los líquidos del gas natural han sido eliminados y el coste de transporte ha sido incurrido. (Los líquidos de gas natural son esencialmente los hidrocarburos que se pueden extraer en forma líquida del gas natural tal como se produce, típicamente etano, GLP y pentanos, aunque habrá también algunos hidrocarburos pesados). En contraste, el precio en la boca del pozo incluye el valor de los líquidos del gas natural y se refiere a todas las transacciones que ocurren en los Estados Unidos, incluyendo por consiguiente los compromisos de compra de cualquier duración.

1.8 EL MERCADO INTERNACIONAL DEL GAS NATURAL El mercado de gas natural es actualmente un mercado emergente, con mucho potencial aún por desarrollar13. En la medida en que el mismo logre gradualmente el status de “commodity” (bien transable) comercializado globalmente, como lo es el petróleo, tendrá impactos significativos en la economía mundial, con mayores oportunidades pero también mayores riesgos, interdependencias y alineamientos geopolíticos. En 2005 el mundo demandó 7.500 millones de metros cúbicos por día (MMm3/D) de gas natural. El desglose de esta demanda considerando los mayores consumidores en el Cono Sur (Argentina, Brasil, Chile, Perú y Bolivia) Argentina representa más de la mitad del porcentaje. La tendencia alcista de las demandas o consumos, está acompañada de una tendencia al aumento en cuanto a las reservas probadas y probables de gas natural a nivel mundial. Afortunadamente para el creciente mercado, ésta es una tendencia que se ha mantenido históricamente. A pesar de los altos niveles de consumo, esta tendencia alcista en cuanto a reservas de gas natural, ha permitido mantener una alta tasa reserva-producción, la que considerando cifras mundiales es de 66.7 años14. 13 Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL). (www.eclac.org) Crisis de la Industria del gas natural en Argentina.  Cooperación e integración energética en América Latina.  La Industria del gas natural en América del Sur.

14 (“Worldwide Look at Reserves and Production,” Oil & Gas Journal, Diciembre 19, 2005)

Así, por ejemplo, al 1 de Enero de 2006, existían un estimado de 173.1 trillones de metros cúbicos (Ver figura 23). Lo anterior representa un 1% más que las reservas probadas un año antes15. El mayor aumento en reservas de gas natural fue hecho en Irán. Otros países como Arabia Saudita, Noruega, Nigeria e Indonesia, presentan considerables aumentos en sus reservas. Por el contrario, países como Bangladesh, Argentina, Taiwán, Alemania e Inglaterra, presentan disminuciones en sus reservas. Venezuela y Bolivia son los países cuyas reservas le permiten situarse como exportadores de gas al resto de la región. Sin embargo el 90% de las reservas venezolanas se considera "asociado", es decir es "reinyectado" en los campos petrolíferos para mantener la presión que necesitan los yacimientos para producir petróleo. Venezuela está importando gas para sus necesidades internas, en continuo crecimiento a causa de lo obsoleto de las instalaciones, y sus altos consumos residenciales e industriales. Otro aspecto necesario de considerar cuando se estudia la complementariedad entre recursos energéticos, es el potencial hidroeléctrico de los países de la región. Entre las décadas de 1960 y de 1990, las exportaciones de Bolivia a Argentina fueron los únicos casos de intercambio en base al gas. La expansión de la generación térmica con gas natural dio lugar a una ampliación en el comercio regional de gas natural, con Bolivia y Argentina como exportadores. Entre 1996 y 2002 se construyen 7 gasoductos Argentina - Chile, Gasoducto Bolivia - Brasil (3150 km), Gasoducto Argentina - Brasil y Gasoducto Argentina – Uruguay. La inestabilidad política/económica en los países de la región, donde ha existido retroceso de los procesos liberalizadores iniciales, como en Bolivia y Argentina, ha tensionado las perspectivas de integración entre Bolivia-Brasil y Argentina-Chile, llegando a situaciones de ruptura unilateral de contratos de largo plazo. Ello ha impulsado a Chile y Brasil a considerar alternativas de abastecimiento que incluyen el uso de GNL y biocombustibles para diversificar sus fuentes de energéticos. En el caso latinoamericano los precios del gas natural, por lo general, se obtiene de la suma de los precios de gas en boca de pozo, más las tarifas de transporte (en función de las distancias y volúmenes) y las tarifas de distribución. En otros casos, los precios resultan de una negociación bilateral entre los países involucrados. Un dato interesante es el que se obtiene al momento de comparar los precios de los distintos combustibles. El mejor método es usar una comparación en base al precio en dólares requerido para obtener un MBTU. De esta forma se está comparando en función de un mismo parámetro. Con esto, tal como podemos observar en la siguiente tabla, con datos del sector de generación eléctrica en Estados Unidos de Henry Hub para el gas y Platt’s para los otros combustibles, el gas natural queda en el tercer lugar considerando carbón, petróleo y bencina. 15 (BP Statistical Review of World Energy, Junio 2005)

1.9 PRECIOS Y TARIFAS DEL GAS NATURAL Los precios del gas natural dependen del precio del mismo en el mercado mayorista, el coste de la materia prima supone prácticamente el 80% del total. Por lo general, los contratos de compra firmados a largo plazo relacionan la evolución del precio del gas natural y del GNL contratado, a la evolución del precio del petróleo y de otras fuentes energéticas (fuel oil, carbón, derechos de emisión de CO2, etc.). y a la relación coyuntural entre el euro y el dólar. A la hora de fijar la tarifa final del gas natural al coste de la materia prima hay que sumar el coste de los cánones y peajes por el uso de las infraestructuras, costes de seguridad y suministro y el margen comercial para los comercializadores. En este último aspecto es donde las empresas del sector entran en competencia para ofrecer el mejor servicio al mejor precio. El futuro de los precios de gas natural en los mercados es incierto y éstos pueden cambiar de un momento a otro. Si bien existen ciertos factores y variables que nos pueden ayudar a pronosticar su evolución y rangos, no existe una esfera de cristal que nos permita determinar con precisión la situación que guardará el gas natural a futuro. Por ejemplo, los niveles de desarrollo económico son un factor importante, ya que un mayor crecimiento económico detona un mayor consumo del energético, lo cual resulta en un rápido agotamiento de las reservas y recursos disponibles y por ende en costos más elevados. Otro factor importante es el nivel de producción de los recursos y su disponibilidad, ya que un menor grado de extracción de recursos implicará precios más altos y viceversa. En el corto plazo (2013-2015) los factores principales que influyen en los precios del gas natural son los relacionados al clima y a los cambios estacionarios (veranos cálidos, huracanes, etc.) los cuales a su vez impactan directamente en el incremento y disminución de su demanda. De acuerdo a estadísticas y análisis del mercado de futuros New York Mercantile Exchange (NYMEX) los precios futuros del Henry Hub se mantendrán en una tasa de crecimiento 16 promedio anual de 2.88% alcanzando un precio promedio de $4.17 USD por MM de BTU en 2015(15). La Agencia de Información Energética de Estados Unidos (EIA por sus cifras en inglés, Energy Information istration) estima que para el 2015 los precios llegarán a $4.38 dólares por MM de BTU. Por otro lado, el mercado de futuros Chicago Mercantile Exchange 16 Energy Information istration. “Annual Energy Outlook”. 2013. (15) NYMEX. “Henry Hub Natural Gas Future Prices”. Junio 2013.

Group (CME Group) estima que los precios en 2015 alcanzarán un promedio de $4.22 dólares por MM de BTU. Las estimaciones de los mercados internacionales a corto plazo (2015) nos indican que los precios alcanzarán los $15 dólares por MM de BTU en Japón mientras que en Europa llegarán a $11 dólares por MM de BTU en la misma fecha17. En el mediano plazo (2013-2018) los precios del gas natural pueden verse principalmente afectados por factores como el posible desarrollo de nuevas tecnologías de exploración, extracción y producción, o bien por eventuales recesiones económicas que afecten los mercados mundiales. Estadísticas de NYMEX-Henry Hub afirman que hacia 2018, los precios mantendrán una tendencia a la alza de 3.5% anual, llegando a un promedio de $4.93 dólares por MM de BTU en el plazo que abarca de junio de 2017 a junio de 2018. El CME Group pronostica que los futuros precios de gas natural en 2018 llegarán a un promedio de $4.73 dólares por MM de BTU en dicho año. Tendencias un poco más bajas son las que presenta la EIA, que estima que en los próximos 5 años, los precios tendrán una tendencia a la alta de 1.37% y se mantendrán en un promedio de $4.43 dólares por MM de BTU en 2018. A mediano plazo, los mercados internacionales indican que durante 2018 los precios en Japón bajarán a $14.2 dólares por MM de BTU, mientras que en Europa se estiman en alrededor de $10.7 dólares por MM de BTU en la misma fecha18. En el largo plazo es más difícil aún predecir cuáles serán los elementos que pueden llegar a influir en el desarrollo de los precios debido a la alta volatilidad de los mismos. La Secretaría de Energía de México pronostica que para 2026, los precios de gas natural se mantendrán en un promedio de $5 dólares por MM de BTU. El CME Group estima que los precios del Henry Hub llegarán a promediar $5.68 dólares por MM de BTU en 2021. La EIA estima que los precios en 2023 mantendrán un promedio de $5.43 dólares por MM de BTU, a una tasa de crecimiento anual de 2.7% hasta dicho año y pudiendo llegar hasta $7.83 dólares por MM de BTU en 2040. Por último, pronósticos para un mayor plazo son los del Instituto de Tecnología de Massachusetts (Massachusetts Institute of Technology), el cual estima un rango promedio entre $6 y $8 dólares por MM de BTU dentro de las próximas dos décadas19.

17 Op. Cit. 18 Op. Cit. 19 Hogan, W. and F. Struzenegger (2010) The Natural Resources Trap. MIT Press.

Por lo que respecta a los mercados de Europa y Asia, las estimaciones del Banco Mundial arrojan que los precios disminuirán en Japón hasta $12.5 dólares por MM de BTU en 2025 y en Europa llegarán a $10 dólares por MM de BTU en la misma fecha20. El gas natural juega un papel importante en la mayoría de los sectores económicos del mundo, proporcionando a su vez una seguridad ambiental mayor a la del petróleo por sus menores emisiones a la atmósfera. Predecir el futuro de su mercado es un tema sujeto a distintos argumentos y variables. No existe un método objetivo que nos permita predecir con exactitud el desarrollo de un mercado tan dinámico. Tomemos en cuenta también que en el pasado era más fácil pronosticar su evolución dada su cercana relación con los precios del petróleo, pero a partir de los hallazgos de gas de esquisto en Estados Unidos y el mundo, éstos se han separado radicalmente. Es casi un hecho que las reservas de gas natural con el tiempo se irán agotando y habrá otros factores que incidan en la tendencia a la alza de los precios en el futuro, mas no sabemos el ritmo exacto en el que ocurrirá. De lo que podemos estar seguros es que el gas natural es y seguirá siendo el hidrocarburo de la transición energética, dejando de lado el petróleo y el carbón.

UNIDAD TEMATICA II BOLIVIA Y LOS INGRESOS POR HIDROCARBUROS 2.1 FACTORES ECONOMICOS RELEVANTES 20 Op. Cit.

Bolivia basa su economía en sectores primarios como son las industrias minera, petrolera y de gas natural (la segunda reserva más grandes de América del Sur), agropecuaria, cementera y textil. La economía de Bolivia ha experimentado un crecimiento constante en los últimos años, ya que su Producto Interior Bruto se ha incrementado de media un 3% anual, manteniendo esa tendencia creciente incluso durante la crisis económica global del 2008. Si se observa la tabla, destaca que en el período 2000-2011, el PIB ha crecido un 190%. Para el mismo período, se observa también un incremento en la renta per cápita del 137% para lograr situarse en $2374. Uno de los datos socioeconómicos que se pueden destacar igualmente es la tasa de s de internet, que aún siendo reducida (en torno al 30%) ha evolucionado un 1984% en el período 2000-2011. Bolivia registra un record en la exportación de gas natural a Brasil, con el envío de 33 millones de metros cúbicos día (MMmcd), cifra alcanzada en la presente gestión 2014. El contrato de compra venta de gas natural (GSA) fue suscrito en 1996, tiene una duración desde 1999 hasta 2019. Este contrato establece el envío de 30,08 MMmcd más el combustible requerido en el tramo Mutún - San Pablo, que actualmente se encuentra en vigencia. El contrato de compra venta de gas natural a Brasil (GSA) señala el envío de 30,08 MMmcd, más el correspondiente Gas Combustible se tiene un total de 31.50 MMmcd bajo el Contrato GSA. Adicionalmente, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos realizó exportaciones por un volumen de 2,24 MMmcd bajo el contrato interrumpible, alcanzando un volumen total de exportación de 33,74 MMmcd. Los precios de exportación de gas natural al Brasil son calculados y aplicados de forma trimestral conforme a lo estipulado en el contrato suscrito con Petrobras (GSA). El precio de venta de gas al Brasil el 2005 fue $us 2.56 por millón de BTU, en tanto que el 2014 $us 8.77 por millón de BTU21. El valor de las exportaciones de gas natural a Brasil se incrementó de $us 800 millones en 2005 a $us 3.875 millones en la gestión 2013. En lo que va de la presente gestión, Bolivia captó $us 1.953 millones por concepto de venta de gas a Brasil. “Se estima que este año superarán los ingresos de 4.000 millones de dólares por venta de gas a Brasil”22.

21 El precio de Gas Natural exportado al Argentina es calculado trimestralmente, de manera similar que en el producto exportado a Brasil, con la diferencia que las cotizaciones de los fuel oil y diesel oil corresponden al semestre anterior al trimestre de aplicación; y en el caso de la exportación a Brasil, se consideran las cotizaciones del trimestre anterior al de aplicación.

Antes de la Nacionalización de los Hidrocarburos, el precio llegaba a $us 2.56 por millón de BTU (Unidad Térmica Británica). Durante el proceso de la recuperación de los recursos naturales, llegó aproximadamente a $us 9.00 el millón de BTU. Realizando el seguimiento a los precios obtenidos conforme lo estipulado en los contratos y comparando los mismos con los publicados por Bloomberg (plataforma de información financiera, www.bloomberg.com), se observa que los precios del gas natural boliviano con destino a la exportación, son superiores al precio del Henry Hub, utilizado para valorar el gas natural en el mercado americano y que es utilizado como parámetro de comparación”. Por las fluctuaciones de los precios del fuel oil en el mercado internacional, que componen las ecuaciones para el cálculo de los precios del gas natural boliviano, los precios de exportación son sujetos a incremento como a decremento debido a factores exógenos a la economía boliviana23. Bajo las mismas condiciones, hasta noviembre de 2011, YPFB comercializó gas natural por un valor de 4.932,28 millones, monto que supera en 40,02% al de igual período de 2011 cuando sólo se registró $us 3.522,47 millones. De ese total, $us 3.199,90 millones corresponde a la exportación a Brasil. Asimismo, las ventas a la Argentina facturaron otros $us 1.731,57 millones24. La nueva Ley de hidrocarburos ratifica este criterio monopólico de fijación de los precios del petróleo para el mercado interno o el precio de venta para las refinerías, haciéndola más benévola con los interesados en que se fije de acuerdo al WTI 25, ya que elimina la canasta anterior de cuatro productos, y fija los precios unilateralmente con los del WTI. El artículo 56 de la Ley Nº 3058 no determina de manera directa la fijación del precio para el mercado interno ligado al precio de referencia internacional, ya que el artículo mencionado habla de los precios reales a los que se vendió el petróleo, sin embargo, en el artículo 89 que trata nuevamente el tema de los precios del petróleo para el mercado interno, pero como precio del insumo para las actividades 22 Informe Oficial YPFB 08/18/2014 al Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia. 23 Informe de la Gerencia Nacional de Comercialización de YPFB Corporación 04/01/2014 24 Op. Cit. 25 Cuando el Precio de Venta de exportación sea inferior al precio WTI, se aplicará este último para la valoración, a este efecto se utilizará como referencia el precio promedio mensual del WTI para el mes de exportación, bajo la denominación de “spot average”, publicado por el Platt’s Oilgram Price Report” (Artículo 8 del Decreto Supremo Nº 28222, reglamenta la liquidación de regalías por la producción de Hidrocarburos).

del downstream, establece que los precios del petróleo crudo se fijarán tomando como referencia la Paridad de Exportación del producto de referencia, los precios de exportación en última instancia no pueden ser menores al precio internacional de referencia WTI. Esta doble fijación de precios en el mercado interno, podría dar lugar a ciertas manipulaciones contables en las empresas. Sí la empresa productora es la misma que la que compra, se pueden declarar precios bajos para efectos del pago de regalías y convertirlos a paridad internacional para calcular los precios de los derivados. De manera lógica, si se da una venta efectiva, ninguna empresa aceptará precios menores a los máximos permitidos en la Ley. Con esto se ratifica la política de precios internacionales de petróleo para el consumo en el mercado interno. Con la nueva Ley se elimina la posibilidad de que los precios reales puedan ser menores al precio internacional de referencia WTI. Con ello también se elimina la posibilidad que el método de cálculo de precios de exportación en base a los precios efectivos, lleve a las empresas productoras integradas con la refinación a vender a precios por debajo de los internacionales para pagar menor cantidad de regalías. Sin embargo, lo verdaderamente relevante de la fijación de precios de petróleo en base a los precios del mercado norteamericano, es que se profundiza la presión de dicho mercado sobre la economía boliviana. Por ejemplo el desarrollo de la economía de base ancha, soportada por pequeños productores de baja productividad, debe competir en los mercados de exportación y en su propio mercado, con precios internacionales de petróleo. La ley Nº 3058 en su artículo 56º, retrocede tímidamente en el principio liberalizador de fijar precios monopólicos internacionales del gas natural para el consumo interno, separando la valoración de uno y otro, que no garantiza que al final vayan a ser los mismos. El artículo 87º es contundente cuando establece que los precios del gas natural para el consumo interno no podrán ser mayores a la mitad de los precios de exportación, sin embargo el artículo 89º en su inciso d) contradice al anterior, ya que establece que el gas natural se valorará, “considerando los precios de contratos existentes y de oportunidad de mercado”, donde la fijación de precios es una voluntad de privados y bajo libre competencia. 2.2 CONTRATOS DE VENTA DE GAS CON BRASIL Y ARGENTINA Bolivia representa el caso típico de un país que ha tenido éxito en la atracción de inversión, aumentando la producción y las reservas de gas con un esquema impositivo no progresivo, diseñado en un periodo de bajos precio internacionales de los hidrocarburos. Como consecuencia de este proceso, una vez que los precios internacionales aumentaron y que la mayor parte de las inversiones ya se había inmovilizado, el gobierno tuvo fuertes incentivos para renegociar los contratos y llevar a cabo la nacionalización de la industria. Bolivia no tiene reservas de petróleo importantes y su producción petrolera es ínfima. Sin embargo, en la última década, se convirtió en el mayor exportador de gas, ocupando el segundo

lugar con las mayores reservas probadas de gas en la región y las mayores de gas libre. En el periodo 1996-1997 el gobierno puso en práctica un proceso innovador para privatizar la compañía de hidrocarburos estatal, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). En este proceso Bolivia capitalizó los fondos de pensiones del país con parte de las acciones de las filiales de YPFB y el resto las privatizó. Haciendo su marco fiscal y contractual atractivo, atrajo significativas inversiones privadas en exploración y producción de gas. Como resultado, Bolivia logró incrementar exitosamente la inversión extranjera, la producción, las exportaciones y las reservas de gas natural. La inversión extranjera directa en hidrocarburos alcanzó $US 2.5 mil millones en el periodo 1993-2002, representando el 40% de la inversión extranjera total en ese país. Las reservas probadas de gas natural aumentaron siete veces y las exportaciones netas cuatro veces. El 16 de agosto de 1996, el presidente de la compañía petrolera estatal, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y el presidente de Petrobras (la compañía petrolera estatal de Brasil) firmaron un contrato comprensivo sobre exportación de Gas Natural a Brasil. En este contrato, Bolivia promete la entrega de un total de 7.1 trillones de pies cúbicos (TPC) de Gas Natural a Brasil en un periodo de 20 años, comenzando en agosto de 1999. Dicho contrato ha tenido muy importantes consecuencias para el sector de hidrocarburos en Bolivia. Un Mercado garantizado para el Gas Natural, junto con la privatización/capitalización del sector, estimuló enormes inversiones en exploración y construcción de gasoductos. La inversión en exploración causó que la cantidad de reservas de Gas Natural certificadas (confirmadas y probables) se multiplicara muchas veces de un nivel de aproximadamente 6 TPC antes de 1997 a 46.83 TPC para enero 1 del 2001. Debido a que el Gas Natural y el petróleo son encontrados juntos en la tierra, las reservas de petróleo también incrementaron dramáticamente de 200.9 millones de barriles en 1997 a 892.0 millones de barriles para enero 1 del 2001 (La Prensa, La Paz, 25 de marzo del 2001). Debido a que el Gas Natural y el petróleo son substitutos cercanos, fue decidido que el precio del Gas Natural al entrar al gasoducto debiera ser ligado a una canasta de tres petróleos combustibles avaluados internacionalmente y ajustados cada trimestre de acuerdo a la siguiente formula: PGt = 0.5*PG0[0.5*(FO1t-1/FO10) + 0.25*( FO2t-1/FO20) +0.25*( FO3t-1/FO30)] + 0.5PGt-1 Donde: PGt = Precio del gas al tiempo t, en dólares Estadounidenses por millón BTU (US $/MMBTU) PG0 = Precio inicial del gas fijado a 0.95 US $/MMBTU. FO1t-1, FO2t-1, y FO3t-1 son promedios de los precios diarios en el semestre anterior de tres petróleos combustibles avaluados internacionalmente:

FO1: Fuel Oil con un contenido de sulfuro de 3.5%, referido como “Cargoes FOB Med Basis Italy” en US $ por tonelada métrica. FO2: Fuel Oil No. 6 con un contenido de sulfuro de 1.0%, referido como “U.S. Gulf Coast Waterborne” en US $ por barril. FO3: Fuel Oil con un contenido de sulfuro de 1.0%, referido como “Cargoes FOB NWE” en US $ por tonelada métrica. FO10, FO20, y FO30 son promedios de los precios diarios de los Fuel Oils arriba mencionados durante el periodo entre enero 1 de 1990 y junio 30 de 1992, excluyendo el periodo entre agosto 1 de 1990 y enero 31 de 1991. La fórmula26 de fijación de precios en el Contrato de exportación de gas natural a Argentina es similar a la estipulada en el Contrato GSA, salvo que se añade a la canasta de tres fuel oils, el precio internacional dediesel oil, de acuerdo a la siguiente fórmula:

donde: PG: Precio del Gas (US$/MMBTU) P: Precio base igual a 4,0588 US$/MMBTU FO1, FO2 y FO3 son los mismos del Contrato GSA. DO: LS Diesel referido bajo el título U.S. Gulf Coast Waterborne en (UScents/USgalón) FO1, FO2, FO3 y DO son promedios aritméticos de cada día del semestre inmediatamente anterior al trimestre correspondiente a la aplicación de PG. El precio “P” de 4,0588US$/MMBTU, fue determinado endógenamente para que en el inicio del contrato el precio PG tome un valor de 5US$/MMBTU. 2.3 PRECIOS FLUCTUANTES 26 Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Nota: $us/MMBTU es dólares por Millón de Unidades Témicas Británicas

HidrocarburosBolivia.com informa que entre el 1 de octubre y el 31 de diciembre de 2013, el precio del gas natural boliviano exportado al mercado argentino será de 10.11 $us/MMBTU esto es 2% por debajo de los 10.32 $us/MMBTU registrados durante el tercer trimestre de 2013, este precio es resultante de la fórmula de ajuste acordada según la variación de precios de una canasta de tres tipos de Fuel Oil y un tipo de Diesel Oil. En el caso del mercado brasileño, durante el último trimestre de 2013, el precio del gas natural boliviano importado por Petrobras pasaría a ser aproximadamente de 8.62 $us/MMBTU es decir 1.6% por debajo de los 8.76 $us/MMBTU finalmente registrados para el tercer trimestre de 2013. Nótese que este es un cálculo preliminar que se deberá confirmar con los volúmenes oficialmente exportados entre octubre y diciembre de 2013. En ese sentido, para el cuarto trimestre de 2013, el nuevo precio del gas natural boliviano exportado al mercado brasileño es de 8.03 $us/MMBTU por un volumen base de 16 millones de metros cúbicos diarios (MMCD) y el nuevo precio por volumen adicional estimado (11.5 MMCD) es de 9.44 $us/MMBTU tomando en cuenta exportaciones a Brasil que ronden en promedio los 27.5 MMCD. El precio del gas boliviano exportado al mercado brasileño es resultante de la fórmula de ajuste acordada según la variación del precio de tres tipos de Fuel Oil. Para el último trimestre de 2013, la diferencia (spread) entre el precio del gas natural boliviano para Argentina y Brasil sería de 1.49 $us/MMBTU ligeramente menor a los 1.60 $us/MMBTU finalmente registrados durante el tercer trimestre de 2013. Comparativamente, entre el cuarto trimestre de 2012 y el cuarto trimestre de 2013, el precio del gas natural boliviano exportado al mercado argentino descendió 6.22% de 10.78 $us/MMBTU a los actuales 10.11 $us/MMBTU. En el caso del gas natural exportado al mercado brasileño, en el mismo periodo se registraría un descenso de 7.31% de 9.30 $us/MMBTU a los actuales 8.62 $us/MMBTU. Nótese nuevamente que en el caso de Brasil, este cálculo es preliminar y se deberá confirmar con los volúmenes oficialmente exportados entre julio y septiembre de 2013. Los precios del Diesel Oil y los diferentes tipos de Fuel Oil que se utilizan como factores en la fórmula para calcular los precios del gas natural boliviano están a su vez ligados al precio internacional del petróleo, de ahí resulta que el precio de exportación del gas boliviano es directamente proporcional al precio internacional del petróleo, esto quiere decir que un petróleo más caro significa también un gas natural de exportación más caro y viceversa. En abril de 2014 la estatal petrolera YPFB y la argentina Enarsa sustituyeron un fuel en la fórmula para el cálculo del precio del gas natural suministrado al vecino país. De ese modo, a partir del 1 de abril de 2014, se considera al Ultra Low Sulfur Diesel (ULSD) referido bajo el

título U.S. Gulf Coast Waterborne, en sustitución del LS Diesel, originalmente incluido en la fórmula de precio. Esta nueva adenda modifica la cláusula decimoprimera relativa al precio del gas natural objeto de la exportación, en consideración que a partir del 1 de enero de 2014 en el Platts Oilgram Price Report (Platts) se descontinuó la publicación de las cotizaciones de precio del LS Diesel, que era utilizado en el cálculo del precio del gas objeto del contrato de compraventa suscrito con Enarsa. El Platts es un servicio de información especializada de precios, proporcionado por The McGraw Hill Companies a través de Business Development-Manager -Platts Latin America y es la publicación de referencia para el cálculo de los precios del gas natural exportado a la República Argentina y a la República Federativa del Brasil. La modificación efectuada fue realizada en el marco de lo contemplado en el contrato para estos casos, que estipula que si cualquiera de los precios dejara de ser publicado, las partes deberán elegir de mutuo acuerdo el correspondiente reemplazo, considerando productos similares. Se señala que la modificación se realizó en base al análisis técnico de las características del producto y la volatilidad en las cotizaciones de años anteriores. El contrato establece que en tanto las partes lleguen a un acuerdo sobre el producto sustituto, el precio del gas (PG) será el precio de la última factura presentada y aceptada. El sitio HidrocarburosBolivia.com informó que el combustible Low Sulphur Diesel, que es un producto de referencia utilizado para el ajuste de la tasa del Impuesto Especial a los Hidrocarburos y sus Derivados (IEHD), así como para el cálculo para determinar el precio de diésel oil internacional y del precio del gas natural boliviano exportado a Argentina, fue reemplazado por el Gas Oil Nº2 en el Decreto 1905, emitido el pasado 26 de febrero por el presidente Evo Morales. El decreto no hace referencia alguna al precio de exportación del gas boliviano. La negociación sobre el nuevo factor de cálculo con Argentina se hizo después de la modificación unilateral en Bolivia. En el marco de las modificaciones efectuadas a través de la segunda adenda el precio del gas natural en el segundo trimestre de 2014 (abril, mayo y junio), fue igual a 10,1442 dólares por Millón de Unidades Térmicas Británicas (MMBTU); y el aplicable al tercer trimestre de 2014 (julio, agosto y septiembre), es de 10,2044 dólares por MMBTU. 2.4 RENTAS GUBERNAMENTALES DEL SECTOR DE HIDROCARBUROS El aporte de YPFB en la economía es significativo, alrededor del 50% de las exportaciones totales corresponden al sector hidrocarburos, de la misma forma, parte importante de los ingresos de exportación se analizan a la economía a través del pago de regalías, participaciones e

impuestos destinados al Gobierno Central, Gobiernos subnacionales (gobernaciones y municipios), universidades, fondo indígena y otros; sobre los cuales recae la verdadera responsabilidad del desarrollo y mejora en las condiciones de vida de los bolivianos27. En términos de resultados cabe señalar, que las utilidades percibidas por la empresa desde el 2006 hasta el 2012 superaron los 21.120 millones de bolivianos. Situación financiera que entre otros aspectos le ha otorgado la calidad de sujeto de crédito, con la sola garantía de sus flujos de caja futuros, habiendo accedido a recursos en condiciones favorables para el financiamiento de proyectos importantes como son las Plantas de Separación de Líquidos de Río Grande y Gran Chaco, la Planta de Urea y Amoniaco, proyectos que en conjunto superan una inversión total de 11.600 millones de bolivianos, inédita en la historia de nuestro país, y que se orientan a la industrialización de los recursos hidrocarburíferos y a la soberanía energética en el mediano y largo plazo. YPFB28 provee estimados detallados para los ingresos derivados del sector de hidrocarburos en el periodo de 2000 a 2022 bajo diferentes escenarios para niveles de producción y niveles del precio mundial del petróleo. Ellos operan con cuatro escenarios diferentes para inversión y producción y dos escenarios diferentes para precios. El más optimista de los cuatro escenarios asume una inversión de US $720 millones, gastos de operación anuales de US $34.5 millones para una producción diaria de 30 millones de metros cúbicos de Gas Natural y una producción anual adicional de 6.629.000 barriles de líquidos. Este nivel de producción corresponde a los volúmenes de exportación de Gas Natural acordados con Brasil. Nosotros usaremos este escenario, puesto que los escenarios más pequeños (bajando a 3.75 millones de metros cúbicos de Gas Natural por día) parecen completamente irrealistas. La inversión inicial es depreciada de la siguiente manera: 50% es invertido en pozos y líneas de recolección, los cuales pueden ser depreciados en 5 años 25% es invertido en instalaciones de producción las cuales pueden ser depreciadas en 8 años 25% es invertido en gasoductos, los cuales pueden ser depreciados en 10 años. Sin embargo en el contexto histórico lo que se generó para Bolivia fueron $us 16.745 millones por renta petrolera, los mayores ingresos de toda su historia económica. Este monto total es el resultado de la sumatoria de los ingresos generados por la actividad de comercialización de hidrocarburos entre 2006 a 2012; además de otros impuestos nacionales deducidos de la actividad económica. 27 Informe Nacionalización, YPFB corporación, 06/08/2013 28 “Informe Vicepresidencia de Negociaciones Internacionales y Contratos, YPFB Corporación. La Paz.

La renta petrolera obtenida en el periodo mencionado, bajo istración de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, como brazo operativo de la Nacionalización, es superior en 908 por ciento, a los cinco años precedentes de privatización y capitalización de la industria petrolera boliviana. Del total del ingreso histórico obtenido, en IDH se distribuyeron $us 7.311,3 millones; Regalías, $us 4.114 millones; Participaciones YPFB $us 3.049,7 millones; Patentes, $us 51,6 millones; Impuestos Upstream y otros, $us 2.217,9 millones, de acuerdo a los registros estadísticos de la estatal petrolera.

UNIDAD TEMATICA III INGRESOS ESPERADOS, DISTRIBUCION DE INGRESOS Y CONCLUSIONES 3.1 LOS INGRESOS ESPERADOS Bolivia espera obtener ingresos anuales por 872 millones de dólares con la producción de la nueva planta separadora de líquidos del gas natural 29 que construye en el sur del país la firma española Técnicas Reunidas (TR), de acuerdo a la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). El anuncio fue realizado por el presidente de YPFB, Carlos Villegas, en la localidad de Yacuiba, en la región sureña de Tarija, durante un acto para el inicio de las pruebas preliminares de funcionamiento de la planta Gran Chaco, al que también asistió el primer mandatario boliviano, Evo Morales. Se espera que el primer trimestre de 2015 esta planta generará como ingreso bruto al año la suma de 872 millones de dólares. Este proyecto tendrá una capacidad de proceso de 32 millones de metros cúbicos por día de gas natural para producir 3.144 toneladas métricas diarias de etano, 2.247 toneladas de GLP, 1.044 barriles estándar por día de isopentano y 1.658 barriles de gasolina natural. El precio de las exportaciones de gas boliviano se fija en relación a la canasta de combustibles, que es sensible a las oscilaciones en el valor internacional del crudo. Bolivia, un proveedor clave de gas para el sur de América latina, enfrenta tiempos difíciles debido a que los precios internacionales del petróleo están presionando sobre el valor de sus exportaciones de gas natural. Sin embargo, Carlos Villegas, presidente de la compañía energética estatal YPFB, confía en que si la cotización del crudo se mantiene cerca de los actuales u$s 82 el barril, Bolivia puede evitar la necesidad de bajar los precios de su gas natural exportado30. Gracias a los contratos de compra garantizada, Bolivia actualmente despacha diariamente 30 millones de metros cúbicos de gas natural a Brasil a u$s 8,9 por millón de unidades térmicas británicas (BTU, por sus siglas en inglés), 16 millones de metros cúbicos a Argentina a u$s 10,2 por millones de BTU. Sin embargo existen fluctuaciones en el precio internacional del crudo, el cual viene registrado caídas durante las últimas semanas. Una reducción del 20% en el precio internacional del crudo eventualmente e inevitablemente se traducirá en una baja cercana al 20% en el valor de las exportaciones del gas natural. En cualquier caso, Villegas es consciente de que 29 http://elperiodicodelaenergia.com/la-planta-de-gas-de-tecnicas-reunidasproporcionara-a-bolivia-unos-ingresos-de-680-millones/ 30 http://www.cronista.com/financialtimes/La-caida-del-precio-del-petroleo-presionaa-la-baja-el-valor-del-gas-boliviano-para-exportacion-20141024-0021.html

"por debajo de u$s 80, por supuesto, habrá un descenso de los ingresos por exportaciones de gas", sin embargo, sostiene que Bolivia está preparada para enfrentar ese golpe. Dado el promedio de producción de crudo, el incremento de US$1/Bbl en el WTI no afecta el nivel de ingresos del Estado por dos razones: primero porque el 100% de la producción de petróleo se destina a las refinerías del país para el abastecimiento interno de combustibles, y segundo porque desde 2004 el precio máximo de venta del petróleo para el mercado interno es fijo, debido a la tendencia al alza del precio internacional de referencia iniciada en el 2003; esto último ha conducido a que se introduzcan medidas para atenuar su impacto en la economía nacional. La producción gasífera nacional aumentó de los 33 millones de metros cúbicos diarios que se registraban meses antes de su nacionalización, a 66 mmc/d en 2013, cuando la producción se incrementó 18,4% interanual. Sin embargo, la nacionalización llevó a una subinversión, las reservas probabas de gas natural en el país andino cayeron de 26,5 toneladas de pies cúbicos en 2011 a 10,5 toneladas, que es la última estimación según la certificación de diciembre 2013 realizada por GLJ Petroleum Consultants31. Es un hecho que Bolivia todavía sufre de una falta de inversión en exploración debido a la inestabilidad regulatoria, sin exploración, no habrá un incremento significativo de las reservas. Villegas se defiende diciendo que Bolivia tiene unos u$s 3.000 millones en proyectos de inversión para este año que abarcarán nuevas áreas para la exploración de gas natural. El 30% de esa cifra provendrá de compañías asociadas con YPFB, incluyendo a la argentina YPF, la española Repsol, la brasileña Petrobras, la rusa Gazprom y la británica BG. Bolivia tiene un enorme potencial en hidrocarburos, pero advirtiendo que el estado no puede ceder la responsabilidad de la exploración exclusivamente al sector privado. Los ingresos estatales provistos por el Gas Natural, que inicialmente fueron distribuidos en varios niveles se centralizan cada vez más en programas de interés para el gobierno. La distribución de los principales ingresos como regalías del sector de hidrocarburos, minería bosques, y otros se destinaron 56% al tesoro nacional y 20% a las municipalidades, quedando sólo 24% de estos ingresos para distribuir entre Gobernaciones, Universidades, Renta dignidad y Fondo Indígena (al cual correspondió únicamente 0,75% del total de ingresos). Esto refuerza la tendencia de centralización en el control de recursos financieros que perpetúa la escasa participación indígena en el ejercicio del poder32. 31 GLJ Petroleum Consultants - (Independent Qualified Reserves Evaluator) http://blogs.ft.com/beyond-brics/2014/10/23/bolivia-facing-up-to-lower-gas-exportprices/ 32 Bedoya Arias María Eugenia, El Estado plurinacional en Bolivia, Un proyecto indígena con limitadas facultades para los pueblos nativos,

3.2 DISTRIBUCION DE LA RENTA PETROLERA De acuerdo con la nueva E (Constitución Política del Estado Plurinacional de Bolivia) promulgada en febrero de 2009, una de las principales funciones del Estado consiste en el aprovechamiento de los recursos naturales estratégicos. Para este propósito, la Carta Magna promueve una organización económica basada en el desarrollo productivo de los recursos naturales con el objetivo final de eliminar la pobreza y la exclusión social y económica de país (Artículo 313°). En este contexto, la E determina que el Estado será quien tenga la propiedad y control de los recursos naturales considerados estratégicos, y también el encargado de istrar toda la cadena de exploración, producción e industrialización a través de empresas estatales (Artículos 309° y 311°). Adicionalmente, la E dispone que la prioridad de las políticas económicas del Estado debe ser la articulación de la explotación de los recursos naturales con el aparato productivo interno (Artículo 319°), en lo cual pueden participar tanto el nivel central como los niveles locales. Estos últimos ejercerán control y monitoreo socioambiental en sus respectivas jurisdicciones (Artículos 9°, 298°, 300° 302°, 304°). La E también establece que la distribución de los beneficios de la explotación de recursos naturales debe seguir un criterio de equidad social, asignándose con prioridad a las regiones productoras, a las naciones y pueblos indígenas originarios, y a los campesinos. Respecto al sector de hidrocarburos en particular, el Artículo 368° establece una regalía del 11% de la producción fiscalizada para los departamentos productores, y deja a una ley especial el establecimiento de una participación para los departamentos no productores y para el TGE (Tesoro General del Estado), sin mencionar esta vez a los pueblos indígenas. Paralelamente, la Carta Magna hace mención a los ingresos fiscales de los departamentos en el marco de las autonomías. Estos territorios tendrán ingresos asegurados, entre otros, por: “…i) las regalías departamentales creadas por ley; ii) la participación en recursos provenientes de Impuestos a los Hidrocarburos según los porcentajes previstos en la Ley; y iii) Impuestos, tasas, contribuciones especiales y patentes departamentales sobre los recursos naturales…” (Artículo 341°). Los ingresos por hidrocarburos en Bolivia pueden ser divididos en dos grupos principales 33: el primero referido a aquellos ingresos captados en la etapa de producción y que actualmente incluyen las regalías y el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH). El segundo grupo se http://www.iss.nl/s/media/1_Policy_Brief_Bolivia_Estado_Plurinacional1_09.pdf

refiere a los impuestos directos e indirectos captados durante la distribución, refinación y etapa de mercadeo. Algunos de esos impuestos se aplican a todas las compañías del sector de hidrocarburos. De estos impuestos recaudados específicamente en el sector de hidrocarburos, el más importante en términos de generación de ingresos es el Impuesto Especial sobre Hidrocarburos y sus Productos Derivados (IEHD), aplicado a la venta de productos de hidrocarburos, ya sea nacionales o importados, en el mercado interno. Al presente, la estructura del pago de regalías sobre hidrocarburos está basada en la Ley de Hidrocarburos de 2005 y el Decreto de nacionalización de 2006 (Decreto Supremo No. 28701). La base para regalías y los pagos del IDH es la producción neta de hidrocarburos (PNH), la cual consiste del volumen bruto de hidrocarburos producido cada mes, neto de todo petróleo o gas utilizado en las operaciones del campo. Cuando una empresa privada es la que opera el campo hidrocarburífero, la producción neta de hidrocarburos es transferida a la empresa YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos), la cual está a cargo de istrar el proceso de transporte y venta de los hidrocarburos. YPFB hace el pago a los gobiernos departamentales por patentes, regalías y el IDH. Luego paga a la compañía operadora por concepto de gastos de recuperación y comparte el resto en base a una fórmula que establece la participación de YPFB. Esta fórmula depende, entre otras cosas, del volumen producido en el terreno, el valor invertido y algunos impuestos pagados por la(s) compañía(s). La distribución de regalías beneficia de forma desproporcionada a aquellos departamentos que producen hidrocarburos, los cuales reciben una regalía del 11 por ciento de la producción total en cada departamento. Adicionalmente, la ley establece una regalía nacional de compensación de 1 por ciento de la producción nacional de hidrocarburos para los departamentos de Beni y Pando, cada uno recibiendo 2/3 y 1/3 de esta regalía, respectivamente. Finalmente, el gobierno central (a través del Tesoro General de la Nación – TGN) recibe una regalía del 6 por ciento de la producción nacional total. Además de las regalías, YPFB paga un Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) del 32 por ciento por la producción en cada campo. Estos ingresos luego se distribuyen a diferentes niveles entre los departamentos, municipalidades, universidades, el gobierno central y algunos fondos especiales. Estos fondos generados por este impuesto tienen orientaciones específicas de gasto a diferentes niveles, pero en general, éstos deben ser utilizados para educación, salud, seguridad y promoción de empleo. A nivel más amplio, el total de los ingresos del IDH es distribuido entre los departamentos y el gobierno central: 12,5 por ciento está dirigido hacia los departamentos productores, (cada 33 Christian Velásquez-Donaldson (2007), “Analysis of the Hydrocarbon Sector in Bolivia: How are the Gas and Oil Revenues Distributed?”, Institute for Advanced Development Studies, Development Research Working Paper Series No. 6/2007

departamento tiene una participación de acuerdo a su producción de hidrocarburos); 31,25 por ciento está dirigido a los departamentos no-productores (6,25 por ciento cada uno) y el resto (56,25 por ciento) lo capta el TGN. Sin embargo, si los departamentos productores reciben una suma menor que aquellos que no producen, el TGN debe compensar a los departamentos productores de tal manera que éstos reciban la misma cantidad de ingresos que los departamentos no-productores. A nivel departamental, los ingresos por el IDH se distribuyen entre las prefecturas (gobiernos departamentales), las municipalidades (subdivisiones de los departamentos) y la universidades públicas departamentales. Las municipalidades reciben 34,38 por ciento del total de los ingresos del IDH departamental y cada porción para las municipalidades depende de su participación en la población departamental total. La universidad pública de cada departamento obtiene el 8,62 por ciento de estos ingresos. Si existe más de una universidad pública en el departamento, este porcentaje es distribuido de acuerdo a un convenio entre las universidades, los ministerios de Hacienda y Educación y el Comité Ejecutivo de Universidades Bolivianas. Finalmente, el resto (56,9 por ciento) es asignado a las prefecturas departamentales. Después de compensar a los departamentos productores como se explicó anteriormente, el gobierno central debe también cubrir ciertas asignaciones que reducen su participación en el total de ingresos por el IDH. La primera asignación obligatoria (5 por ciento del total de ingresos del IDH) es distribuida entre las universidades y municipalidades de los tres departamentos más poblados: La Paz (46,19 por ciento), Santa Cruz (36,02 por ciento) y Cochabamba (17,79 por ciento). En cada uno de estos departamentos, el 80 por ciento es asignado a las municipalidades (de acuerdo a su participación en la población departamental total) y el 20 por ciento a la(s) universidad(es) pública(s). El gobierno central debe aportar también un 5 por ciento adicional del total de los ingresos del IDH al Fondo de Desarrollo para Pueblos Indígenas y Comunidades Campesinas. Estos recursos son destinados para financiar proyectos creados por organizaciones indígenas, los cuales son implementados por las prefecturas y gobiernos municipales. Una asignación similar (5 por ciento del total de los ingresos del IDH) está destinada a otro fundo cuyo propósito es el de promover el uso masivo del gas natural en Bolivia. Finalmente, el Gobierno Central debe hacer ciertas asignaciones al Ejército y la Policía Nacional. No existen porcentajes asignados a estas instituciones y en su lugar, éstas deben ser hechas a través de programas y proyectos específicos en el presupuesto de cada institución. Por tanto, no está claro cuál es el impacto que tienen estas asignaciones en la participación final del gobierno central sobre los ingresos del IDH. De todos los productores de petróleo y gas en el mundo, donde los hidrocarburos son parte importante del ingreso nacional y/o los ingresos por exportación, probablemente no existe ningún otro país en donde los gobiernos subnacionales obtienen una porción tan grande de los

ingresos por hidrocarburos. En la mayoría de los países en vías de desarrollo se asume que estos valiosos recursos pertenecen a la nación en su conjunto, no a regiones particulares en las cuales existen reservas en el subsuelo. Esto es especialmente importante para países en desarrollo, ya que su estrategia de desarrollo – los medios por los cuales pueden eliminar la pobreza extrema y reducir la pobreza general – está basada en utilizar las rentas de su riqueza mineral para diversificar la economía hacia otros sectores que no sea el de los hidrocarburos, así como invirtiendo en infraestructura económica y social. El incremento en exportaciones de Gas Natural tiene el potencial de incrementar los salarios y los ingresos para todos los grupos estudiados en el análisis. Esto es bueno para el crecimiento y el alivio de la pobreza. La desigualdad, sin embargo parece incrementar. Los minifundistas y los trabajadores del sector informal no se benefician al mismo grado que los trabajadores del sector formal, tanto cualificados como no-cualificados, y aquellos que reciben retornos capitales. Estos resultados se apoyan en una respuesta saludable de crecimiento a la oleada en exportaciones de recursos naturales, en cuanto que la experiencia indica que esto lejos de ser inevitable. Escenarios menos optimistas indican que la caída en ingresos de algunos de los segmentos más pobres de la sociedad boliviana también es una posibilidad real. En general, es crucial la manera en que el gobierno gasta sus substancialmente incrementadas rentas derivadas de las exportaciones de Gas Natural. Si el gobierno invierte el dinero sabiamente, todos los mayores grupos de la población debieran beneficiarse del boom en Gas Natural, aunque algunos ganarán más que otros. Si además, el gobierno invierte las rentas del Gas Natural con un enfoque en los segmentos más pobres del país, la reducción de la pobreza podría ser substancial.

3.3 CONCLUSIONES A PRIMERA VISTA Una gran parte de las rentas del Gas Natural van a ser recibidas por los gobiernos departamentales, especialmente en Tarija y Santa Cruz. Los gobiernos departamentales ocupan una posición mal definida entre el gobierno central y los gobiernos municipales, en la cual las responsabilidades y las prioridades no están claramente delineadas. Los sistemas istrativos al nivel departamental están también menos preparados para manejar un flujo de fondos grande y volátil, incrementando la posibilidad de que estos fondos no van a tener el mejor uso. Dado este contexto, sería prudente hacer un esfuerzo para articular claramente las metas y estrategias de desarrollo para las cuales van a ser dirigidas las rentas de los recursos naturales. Las lecciones y experiencias del reciente Dialogo Nacional y la creación de la Estrategia de Reducción de la Pobreza para el uso del HIPC de la condenación de la deuda, proveen una fuerte guía sobre las fortalezas y limitaciones de tales estrategias. Bolivia está en posición de considerar cuidadosamente los mejores mecanismos para asignación y supervisión del uso de las rentas derivadas del incremento en las ventas del Gas Natural,

construyendo en la experiencia pasada y las experiencias de otros países para evitar los numerosos precipicios. La pregunta sobre destinar las rentas de los recursos naturales, instituyendo directivas de contabilidad más rigurosas y diseñando instrumentos de política fiscal como un fondo de estabilización deberían estar cerca de la cumbre de la agenda nacional. Latinoamérica es una región muy abundante en recursos energéticos, pero su distribución es muy desigual. Venezuela concentran el grueso de los recursos de la región y solo México, Colombia, Ecuador y Argentina son superavitarios en petróleo y Bolivia en gas natural. Los demás países son deficitarios. Existe la expectativa que Brasil se convierta en un país superavitario dados los importantes descubrimientos de reservas recientes. En la década de los noventa la mayoría de los países productores de la región abrieron sus sectores petrolero y gasífero, algunos atrajeron inversión extranjera donde antes no estaba permitida, otros privatizaron sus empresas estatales total o parcialmente. Como consecuencia hubo un auge de inversiones en la región que se tradujo en algunos países en incrementos importantes de reservas y de producción. En la última década, en varios países de la región se manifestó una tendencia contraria, de nacionalismo petrolero, con aumentos en la participación del Estado en las ganancias, renegociación forzosa de contratos y nacionalizaciones. Argentina, Bolivia, Ecuador y Venezuela, son ejemplos de esta tendencia. Sin embargo, Brasil, Colombia y Perú, no siguieron esa tendencia sino que más bien fortalecieron sus instituciones e hicieron reformas para obtener más capitales privados en el sector. La dinámica puede ser muy diferente en países importadores o con expectativas de transformarse en importadores netos. En este tipo de países, la prioridad es atraer inversiones para así incrementar las reservas y la producción. Esto explica porque Brasil, Colombia y Perú en lugar de expropiar de manera oportunista a los inversionistas, han tratado de fortalecer sus marcos institucionales y ofrecer condiciones favorables a la inversión. Brasil ante la expectativa de convertirse en un exportador ha estado teniendo un cambio de perspectiva que puede traducirse en cambios de políticas en una dirección de maximizar rentas en lugar de promover la producción. Sin embargo, hasta ahora las presiones en esa dirección no han llevado a cambios radicales de política y han sido manejadas razonablemente. Los hidrocarburos parecen tener por lo menos un par de décadas más de gran y quizás creciente importancia geopolítica, por lo que países como Venezuela seguirán teniendo un rol destacado en dicho escenario. Sin embargo, eventualmente el petróleo irá perdiendo su importancia relativa a medida que los cambios tecnológicos lo desplacen por otras energías más limpias y/o más renovables. Por lo tanto, los países dependientes de energías fósiles como Bolivia, Ecuador y Venezuela con las debilidades institucionales que son el legado de dicha dependencia, estarán en posiciones muy desventajosas para el desarrollo en comparación con sus vecinos más diversificados.

3.4 CONCLUSIONES FINALES El análisis de todos los elementos que conforman la problemática planteada, es un sistema demasiado ambiguo el calcular los riesgos que implican los cambios en las políticas de precios a nivel internacional, medidas que no se planifican o adoptan para desfavorecer las balanzas comerciales o fiscales de los países exportadores o productores de hidrocarburos y concretamente a aquellos cuyas economías dependen de movimientos económicos sustentados en la venta de sus recursos a sus dependientes vecinos. En este escenario, Bolivia, un país exportador y beneficiario de rentas petroleras se debate en la esencial fragilidad de sus rentas frente a los cambiantes escenarios de los mercados internacionales, y en la situación debatible pero irreflexiva fijación de tarifas. Esta fragilidad subsecuente parece preocupar a los analistas que preveen caídas estrepitosas ante las cambiantes figuras de transición frente al shale gas y los nuevos yacimientos y reservorios disponibles (aunque sus costos son indefiniblemente altos), que aún no logran el equilibrio en la balanza de los países que amenazan con cortar la hegemonía de los exportadores. Por otro lado, el agotamiento de los reservorios que día a día van exprimiendo sustancialmente las riquezas, contractualmente prometidas a clientes que demandan cuantiosa energía, y esto con geométrica disparidad con el desarrollo. Ambos supuestos podrían definir crueles modificaciones al criterio adoptado, lo que permite a los analistas abordar negativas presunciones para tan optimistas realidades, tal es el desarrollo pujante de nuestro país. Frente a la discusión de la cuestionable repartición de la renta petrolera en nuestro país, es difícil concertar las decisiones adecuadas para tan delicada tarea fiscal, cual es lograr el beneficio de la totalidad del Estado, sin caer en contradicciones indecorosas e injustas para regiones donde asola la pobreza y la carencia de recursos. Esto no tiene nada que ver con la afectación de las tarifas internacionales, las que no valoran en nada el devenir de los problemas económicos y geopolíticos de los países productores, sino en su lugar, se basan en los cambios positivos de los mercados que se desplazan a la luz de nuevos proyectos y facilidades tecnológicas. Claro que es otro problema del Estado si ante un brutal cambio de los ingresos por hidrocarburos no existen políticas claras de contingencia para enfrentar los desajustes, y tal impericia podría afectar a los ingresos del ciudadano común. Ahora bien, si Bolivia no realiza importantes inversiones para ampliar su mercado, o para desarrollar su producción, es obvio que el estancamiento le obliga a la dependencia absoluta de sus contratos y a los embates monopólicos que implican en su istración a largo plazo. Por ello es factible concluir que cambios frontales en la fijación de precios y contratos en el sector petrolero deberían afectar los destinos de los ingresos fiscales de un país como Bolivia.

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