Informe hidrocarburos: Modelo Boliviano

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización”

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

Marzo, 2021

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” Índice 1.

2.

Introducción................................................................................................................. 5 Cambios legales y contractuales 2000 - 2006 ............................................................. 5 2.1 Ley de Hidrocarburos Nº 3058 de mayo de 2005 ................................................ 5 2.2

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

Decreto "Héroes del Chaco" ................................................................................ 9

Resultados de corto plazo ......................................................................................... 14 3.1 Producción.......................................................................................................... 14 3.2

Regalías e Impuestos .......................................................................................... 16

3.3

Exportaciones y consumo interno de gas natural .............................................. 17

3.4

Inversiones en exploración y en explotación ..................................................... 19

Resultados de mediano y largo plazo ........................................................................ 20 4.1 Producción.......................................................................................................... 20 4.2

Regalías e Impuestos .......................................................................................... 22

4.3

Exportaciones y consumo interno de gas natural .............................................. 23

4.4

Inversiones en exploración y en explotación ..................................................... 27

4.5

Evolución de las reservas ................................................................................... 30

Prospectiva ................................................................................................................ 30 Comparación entre el modelo boliviano y peruano .................................................. 32 Conclusiones .............................................................................................................. 33 Bibliografía ................................................................................................................. 36 Anexos ....................................................................................................................... 37

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Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” Lista de Figuras Figura 1: Opciones de exportación del proyecto Pacific LNG ........................................... 11 Figura 2: Producción de gas natural por campos 2005 – 2014 (MM mcd) ....................... 15 Figura 3: Producción de líquidos por campos 2005 - 2014 (Bpd) ..................................... 16 Figura 4: Participación Fiscal 2005 – 2014 (Millones de USD) .......................................... 17 Figura 5: Exportación del gas natural boliviano 2005 – 2014 (MM mcd) ......................... 18 Figura 6: Ventas de gas natural en el mercado interno 2005 – 2014 (MM mcd) ............. 18 Figura 7: Inversiones en el upstream 2005 – 2014 (MM mcd) ......................................... 19 Figura 8: Producción de gas natural por campos 2015 – 2019 (MM mcd) ....................... 20 Figura 9: Producción de líquidos por campos 2015 – 2019 (Bpd) .................................... 21 Figura 10: Producción de gas natural 2005 – 2014 (MM mcd)......................................... 21 Figura 11: Participación Fiscal 2015 – 2019 (Millones de USD) ........................................ 22 Figura 12: Participación fiscal e ingresos en boca de pozo (Millones de USD) ................. 23 Figura 13: Exportación del gas natural boliviano 2015 – 2019 (MM mcd) ....................... 24 Figura 14: Ventas de gas natural en el mercado interno 2015 – 2019 (MM mcd) ........... 24 Figura 6: Demanda de hidrocarburos del sector del transporte en Bolivia (TBTU) .......... 25 Figura 7: Participación del GNV ........................................................................................ 26 Figura 15: Ventas de gas natural al mercado interno y externo (MM mcd) .................... 27 Figura 16: Ventas de gas natural al mercado interno y externo (%) ................................ 27 Figura 17: Inversiones en el upstream 2015 – 2019 (MM mcd) ....................................... 28 Figura 18: Inversiones en el upstream 2005 – 2019 (MM mcd) ....................................... 29 Figura 19: Programación de pozos (# de pozos) ............................................................... 29 Figura 20: Reservas certificadas de gas natural en Bolivia (TCF) ...................................... 30 Figura 21: Proyección de gas natural (MM mcd) .............................................................. 31 Figura 22: Proyección de la demanda de gas natural en Bolivia (MM mcd) .................... 32

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Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” Acrónimos BCM Bpd BTU GLP GSA GNV IDH IEHD INE IRUE IUE IVA IT LNG M MC MM MCD MPC PC PCD PN PIB RNC TCF TGN TM WTI YPFB

Billones (109) de Metros Cúbicos (por sus siglas en inglés) Barriles por día British Thermal Unit Gas Licuado de Petróleo Gas Supply Agreement Gas Natural Vehicular Impuesto Directo a los Hidrocarburos Impuesto Especial a los Hidrocarburos y sus Derivados Instituto Nacional de Estadística de Bolivia Impuesto a la Remisión de Utilidades al Exterior Impuesto sobre las Utilidades Impuesto al Valor Agregado Impuesto a las Transacciones Gas Natural Liqüidificado (por sus siglas en inglés) Mil (103) Metro cúbico Millón (106) Metros cúbicos por día Miles de pies cúbicos Pie cúbico Pie cúbico por día Participación Nacional Producto Interno Bruto Regalía Nacional Complementaria Trillón (1012) de Pies Cúbicos (por sus siglas en inglés) Tesoro General de la Nación Tonelada Métrica West Texas Intermediate (referencia precio internacional del petróleo) Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

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Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” 1.

Introducción

El presente documento tiene por objetivo central describir el impacto de corto, mediano y largo plazo de las medidas de política pública adoptadas en Bolivia a partir del año 2005 con relación al sector hidrocarburos. En este sentido, no solo se realizará la descripción del tipo de medida, si no también, la evolución de variables “clave” en el sector, como producción, inversiones, regalías, etc.

Del análisis realizado se destacan dos conclusiones importantes: 1) las modificaciones realizadas apuntaron a incrementar la participación fiscal en la renta de los hidrocarburos, ello significó un pasajero e importante ingreso fiscal para el Estado, fue a costa de menor inversión en exploración que redundó en serias consecuencias negativas de mediano y corto plazo, tanto para el sector de los hidrocarburos como para la economía en general y; 2) el ingresos de mayores recursos no fue consecuencia de la llamada “nacionalización” de los hidrocarburos llevada a cabo por el ex presidente Morales, si no, es el resultado de la aprobación de la actual ley de hidrocarburos No 3058 que aprobó un impuesto directo a la producción, esta ley no fue aprobada por el ex presidente Morales.

El documento está ordenado como sigue: 1) en la segunda sección se describen los principales cambios legales y contractuales en el sector hidrocarburos que permanecen vigentes hasta el día de hoy; 2) luego se muestran los resultados de corto plazo, entendido éste como el período 2006-2014; 3) en la siguiente sección se muestran los resultados de mediano y largo plazo; 4) en la sección 5 se realiza un sencillo análisis de prospectiva del sector en Bolivia; 5) luego se presenta un análisis comparativo entre la situación boliviana y peruana y; 6) finalmente se presentan las conclusiones del presente documento.

2.

Cambios legales y contractuales 2000 - 2006

2.1

Ley de Hidrocarburos Nº 3058 de mayo de 2005

Después de meses de elaboración, al interior del Poder Ejecutivo, y semanas de sesión, al interior del Congreso Nacional, el 17 de mayo del año 2005 se aprueba en el Congreso, la nueva Ley de Hidrocarburos No. 3058, en sustitución a la Ley No. 1689 aprobada en abril del año 1996. Esta nueva norma legal establece, respecto a su similar anterior, las siguientes modificaciones importantes:

1

•

Nuevas modalidades en los contratos de exploración y explotación.

•

Cambios en el sistema tributario pasado y aprueba la creación de un nuevo Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH).

•

Amplía y modifica las atribuciones de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos1.

Empresa estatal petrolera en Bolivia.

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Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización”

•

Establece criterios generales para la comercialización de hidrocarburos, tanto en el mercado interno como externo.

•

Redefine nuevos vínculos entre la actividad hidrocarburífera, el medio ambiente, las comunidades campesinas, los pueblos indígenas y comunitarios.

•

Establece criterios específicos en materia regulatoria para todas las actividades pertenecientes a la cadena productiva del sector hidrocarburos, incluyendo, la industrialización.

Si bien cada una de estas modificaciones merece ser analizada con el detalle correspondiente, dados los objetivos del presente documento sólo se detallarán aquellos cambios que, de forma directa o indirecta, modifican los sistemas contractuales y el régimen tributario.

Las actividades de exploración y explotación deben efectuarse a través de Contratos de Producción Compartida, Contratos de Operación o Asociación (Artículo 65). Sin embargo, la Ley no es clara, dado que en otro artículo menciona contratos de Exploración y Explotación (Artículo 38) y Desarrollo Compartido (Artículo 133). Las condiciones generales de estos contratos2 se establecen en los artículos 65 y 66: "Cualquier persona individual o colectiva, nacional o extranjera, pública o privada podrá celebrar con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) uno o más Contratos Producción Compartida, Operación o Asociación para ejecutar las actividades de Exploración y Explotación, por un plazo que no exceda los cuarenta (40) años."

"Una vez iniciada la producción, el Titular está obligado a entregar a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), la totalidad de los hidrocarburos producidos. Del total producido y entregado a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), el Titular3 tendrá derecho a una retribución bajo el Contrato de Operación y a una participación en la producción de hidrocarburos en los Contratos de Producción Compartida y Asociación, la misma que estará contemplada en el Contrato respectivo."

La Ley también establece cláusulas específicas para cada uno de los contratos referidas a las atribuciones del Titular, la amortización de inversiones, la retribución y el pago de 2

En la Ley llamados "Contratos Petroleros".

Esta Ley define Titular como: "Es toda persona individual o colectiva, nacional o extranjera, que haya suscrito Contratos de Desarrollo Compartido, Contratos de Producción Compartida, Contratos de Riesgo Compartido y Contratos de Asociación con YPFB", es claro entonces que la definición de Titular no es consistente con otros artículos de la Ley, dado que incorpora, por ejemplo, Contratos de Riesgo Compartido que no están definidos en esta norma legal.

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Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” regalías, participaciones y tributos, por ello, a continuación, se reproducirán los artículos relevantes: Contrato de Producción Compartida "El Contrato de Producción Compartida a ser suscrito entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), es aquel por el cual una persona colectiva, nacional o extranjera, ejecuta con sus propios medios y por su exclusiva cuenta y riesgo las actividades de Exploración y Explotación a nombre y representación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). El Titular en el Contrato de Producción Compartida tiene una participación en la producción, en el punto de fiscalización, una vez deducidas regalías, impuestos y participaciones establecidos en la Ley. La participación del Titular será establecida en el contrato respectivo."

"El organismo administrador y fiscalizador YPFB en el Contrato de Producción Compartida tiene una participación en la producción, una vez que se haya determinado la amortización que corresponda al Titular por las inversiones realizadas en desarrollo, producción de hidrocarburos y abandono del campo y por el pago de regalías y participaciones. Para establecer los costos incurridos en la obtención de los hidrocarburos, el organismo administrador y fiscalizador de YPFB efectuará una auditoría externa y el Titular a este propósito presentará la información debidamente respaldada. Con base a los resultados de la auditoria el organismo administrador y fiscalizador YPFB reconocerá al Titular las inversiones realizadas, regalías y participaciones, y entre partes acordarán un programa de amortización de las mismas, pagadera con la producción del campo."

"Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y el Titular de un Contrato de Producción Compartida, pagarán las Regalías, Participaciones y los Impuestos en proporción a su participación en la producción comercializada, según lo establecido en la presente Ley y los impuestos establecidos en la Ley Nº 843 (Texto Ordenado)."

Contrato de Operación "Contrato de Operación, es aquel por el cual el Titular ejecutará con sus propios medios y por exclusiva cuenta y riesgo, a nombre y representación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), las operaciones correspondientes a las actividades de Exploración y Explotación dentro del área materia del contrato, bajo el sistema de retribución, conforme a lo establecido en la presente Ley, en caso de ingresar a la actividad de Explotación. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) no efectuará inversión alguna y no asumirá ningún riesgo o responsabilidad en las inversiones o resultados obtenidos relacionados al contrato, debiendo ser exclusivamente el Titular quien aporte la totalidad de los capitales, instalaciones, equipos, materiales, personal, tecnología y otros necesarios."

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Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización”

"Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) retribuirá al Titular por los servicios de operación, con un porcentaje de la producción, en dinero o especie.

Este pago cubrirá la totalidad de sus costos de operación y utilidad."

"Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por su parte pagará las Regalías, Impuestos y Participaciones sobre la producción más los impuestos que le correspondan."

Contrato de Asociación "Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) tendrá la opción para asociarse con el Titular de un Contrato de Operación que hubiese efectuado un descubrimiento comercial; para este efecto el Contrato de Operación podrá prever estipulaciones para ejercitar la opción de asociarse. El Contrato de Asociación establecerá la participación sobre la producción para cada una de las partes. La administración y operación de este contrato estarán bajo la responsabilidad de un Operador designado por los Asociados."

"Para ejercer su opción de asociarse, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) reembolsará al Titular un porcentaje de los costos directos de Exploración del o los Pozos que hayan resultado productores, previo informe de auditoria externa. La cuota parte de los costos directos de Exploración correspondiente a su participación será reembolsada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) al Titular o Asociado, en dinero o con parte de la producción que le corresponda. YPFB asume los beneficios y riesgos derivados de las operaciones que realiza la Asociación en función proporcional a su participación a partir de la suscripción del contrato."

"El Operador distribuirá a los asociados su participación neta después del pago de Regalías y Participaciones. El Operador queda obligado a pagar las Regalías, Participaciones e Impuestos establecidos en la presente Ley y los Impuestos del Régimen General establecidos en la Ley Nº 843 (Texto Ordenado)."

Sistema Tributario Dentro el sistema tributario, la ley crea el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), equivalente al 32% de la producción bruta de hidrocarburos. Este impuesto, asociado a las regalías y participaciones del 18%, genera que el Estado, independientemente de los costos de operación y capital participe del 50% de las ventas brutas. Por otra parte, el artículo 57 de la nueva Ley de Hidrocarburos establece los porcentajes de coparticipación en la recaudación de este impuesto, de la siguiente manera: a) 4% para cada uno de los departamentos productores; b) 2% para cada departamento no productor; c) el Tesoro General de la Nación (TGN), pueblos indígenas y originarios, comunidades campesinas,

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Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” municipios, universidades, fuerzas armadas, policía nacional y otros.

Se elimina la distinción entre Hidrocarburos4 Nuevos y Existentes establecido en la Ley de Hidrocarburos Nº 1689. Si bien esta eliminación parecería trivial, dado que en el caso de los Hidrocarburos Existentes lo único que se estaría haciendo es sustituir la Regalía Nacional Complementaria (RNC) equivalente al 13% y la Participación Nacional (PN) equivalente al 19%, por el IDH (32%); con esta modificación se afectan negativamente los ingresos del TGN, ya que el 32% de la RNC y PN se destinaban en su integridad al TGN, sin embargo, ahora este 32% (como IDH) se coparticipa de la forma mencionada en el párrafo precedente.

El artículo 64 de la Ley establece que la producción de hidrocarburos provenientes de campos marginales y pequeños tiene un premio y/o incentivo según el nivel de producción y la calidad del hidrocarburo. Este artículo fue reglamentado mediante el Decreto Supremo Nº 28984 de diciembre de 2006, en el que se disminuye el 50% a los campos de petróleo con una producción menor a los 900 Bpd. y se define como prioritaria para la exportación aquellos campos de gas natural pequeños y/o marginales.

La aprobación de esta Ley fue realizada en un contexto social y político de alta turbulencia, por ello, no son pocas las secciones que presentan alta inconsistencia. Sin embargo, el hecho más importante de esta nueva norma legal fue la aprobación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) equivalente al 32% de la producción bruta; con la coparticipación regional correspondiente. Si bien la eficiencia técnica de este impuesto es mala, debido a su poca progresividad y la ausencia de incentivos a la exploración, no cabe duda de que fue el mecanismo central para que los beneficios generados en años posteriores, debido al contrato de exportación al Brasil y los elevados precios internacionales del petróleo, alcancen a la sociedad civil. Sin ser su intención, la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 fue uno de los principales instrumentos de descentralización fiscal de Bolivia en los últimos años.

2.2

Decreto "Héroes del Chaco"

Las reformas legales e institucionales impulsadas en Bolivia durante la década de los noventa, la firma del contrato de exportación de gas natural Bolivia-Brasil y la apertura del país a la inversión privada extranjera, impulsaron positivamente el sector hidrocarburífero boliviano. En efecto, al comenzar el nuevo milenio, no solo los niveles de inversión en exploración y explotación era elevados si no también, y más importante, las principales empresas productoras del mundo establecieron actividades en el país, no solo en las etapas de exploración y explotación, si no también, en transporte, almacenaje y comercialización.

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El término “Hidrocarburos” en este caso se refiere a la producción obtenida de determinados campos clasificados como “Nuevos” o “Existentes” o ambos.

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Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” En este contexto, durante los años 2000 y 2001 comenzó la discusión acerca de un nuevo proyecto de exportación de gas natural. Gracias a una tecnología que recién se popularizaba en el mundo (pero de larga data) era (y es) posible transportar gas natural a través del mar em buques metaneros. En este contexto, surgió el denominado proyecto Pacific LNG,5 las características centrales de dicho proyecto eran: •

• • • • • •

Volumen de exportación de gas natural, comenzando en 13.9 MM pcd hasta alcanzar 27.8 MM mcd al cabo de unos años, a través de un gasoducto de 36 pulgadas con una capacidad máxima de 36 MM mcd.

Volumen de exportación de condensado y gasolina natural, comenzando en 37,300 Bpd hasta alcanzar 55,000, a través de un poliducto de 18 pulgadas.

Posible volumen de exportación de GLP de 1,500 TMD Mercado destino: México (noreste) y Estados Unidos de América (sur de California) a través de la empresa Sempra Energy.

Campo abastecedor en Bolivia: Margarita Planta de licuefacción situada en el mar Pacífico Inversión aproximada en el campo productor: US$ 1,160 millones

Uno de los temas, quizás el más importante, sobre el cual la sociedad boliviana discutió en ese momento, fue el puerto de exportación de dicho proyecto, en particular surgieron dos opciones a considerarse, Perú o Chile. Debido al conflicto bélico de finales del siglo XIX entre Bolivia y Chile, Bolivia quedó sin acceso al océano Pacífico. En este sentido, gran parte de la sociedad boliviana rechazó la opción de utilizar puertos en Chile para llevar a cabo este proyecto, en particular, para construir la planta de licuefacción correspondiente. Por otra parte, el consorcio Pacific LNG mencionó que la ruta a través de Chile era la más eficiente desde un punto de vista económico. También lo era desde un punto de vista estratégico, ver Figura 1.

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Nombre que surgió porque el consorcio que impulsó dicho proyecto se llamó Pacific LNG y estaba integrado por Repsol YPF, British Gas y Panamerican Energy.

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Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” Figura 1: Opciones de exportación del proyecto Pacific LNG

Al igual que en 19696 nuevamente la sociedad boliviana tuvo suspicacias respecto a los beneficios que un proyecto de exportación de gas natural podría redundarle. Por esta razón, importantes demostraciones en contra de este proyecto sucedían en el país, que, a su vez, experimentaba una fuerte desaceleración económica. La naturaleza de las manifestaciones migró de un rechazo al proyecto en cuestión, a reclamar regalías del 50% sobre la producción para desembocar en la llamada “recuperación de la propiedad de los hidrocarburos”. Todo ello finalmente dio paso el año 2003 a que el presidente de ese entonces, Gonzalo Sánchez de Lozada, deje el país bajo fuertes presiones de parte de la población.

Como consecuencia de los sucesos antes descritos, el sector hidrocarburos fue central en la discusión política del momento. Dos hechos centrales se destacan en ese período, el referéndum sobre la recuperación de la propiedad de los hidrocarburos (el año 2004) y la aprobación de la nueva ley de hidrocarburos el año 2005. En ambas medidas, el control sobre la producción de gas y petróleo en Bolivia era el eje central de discusión, de esta manera se delinearon nuevos contratos de exploración y explotación con una mayor participación del Estado en la renta hidrocarburífera.

Todos estos hechos fueron capitalizados, desde un punto de vista político, con la propuesta de nacionalizar los hidrocarburos, en el entendido que, para parte de la población, las reformas hasta ese momento realizadas no eran suficientes. En este sentido, dicha política fue parte de la oferta electoral en las elecciones del año 2005 del partido político que finalmente ganó éstas por amplia mayoría. Es así como, el primero de mayo del año 20067, el Poder Ejecutivo aprobó el Decreto Supremo Nº 28701 “Héroes del Chaco” o de “Nacionalización de los Hidrocarburos”, en esta norma legal se introducen los siguientes conceptos:

6 7

Cuando se acordó el contrato de compra y venta de gas natural con Argentina.

Bajo el mandato del expresidente Morales.

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Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” •

Establece una participación, en favor de YPFB, del 32% sobre la producción de hidrocarburos de aquellos campos gasíferos con una producción promedio certificada, al año 2005, de gas natural equivalente a 100 millones de pcd, totalizando así un 82% sobre la producción bruta de hidrocarburos. Aquellos campos que no entran en la clasificación anterior no deben pagar esta participación adicional del 32%. No obstante, de ello, el Ministerio de Hidrocarburos debía establecer los porcentajes definitivos para cada campo en función a auditorias que se realizarán a las compañías privadas que operan en el país, hecho que finalmente fue operativizado con la firma de nuevos contratos.

•

Se “nacionalizan” las acciones necesarias para que YPFB tome el control del 50% + 1 de las empresas capitalizadas y privatizadas. De todas las medidas adoptadas, ésta es la menos clara, dado que no se comprende el concepto de “nacionalización” de acciones establecido en dicho artículo, así como tampoco se entienden cuáles serán las “acciones necesarias” ya mencionadas.

Para entender la medida aprobada en este decreto a continuación es necesario repasar las normas legales previas. De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 las actividades de exploración y explotación deben efectuarse a través de la firma de Contratos de Producción Compartida, Contratos de Operación o Asociación con YPFB. De forma general, en los contratos de operación, la compañía tiene el derecho a una retribución (que puede ser en dinero o especie) y en los contratos de producción compartida y asociación a una participación en la producción. A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de cada uno de ellos: •

En los contratos de operación la compañía privada está a cargo de toda la inversión e YPFB, realizado el descubrimiento, retribuye a la compañía un porcentaje de la producción en dinero o especie que cubrirá sus costos de operación, capital y utilidad. En este tipo de contratos YPFB es quien paga las regalías, participaciones e IDH.

•

En los contratos de producción compartida, YPFB tiene una participación una vez que esta empresa privada haya amortizado la inversión realizada en el campo. El pago de las obligaciones tributarias está en función a la participación porcentual de cada contrato y cada una de las Partes tiene derecho a un porcentaje de la producción.

•

En los contratos de asociación se establece un porcentaje de la producción para cada una de las partes; sin embargo, YPFB debe reembolsar a la compañía un porcentaje de los costos directos de exploración de los pozos que resultasen productores. En este caso el operador (YPFB o la compañía privada) distribuyen a los asociados su participación neta después del pago de regalías y participaciones, nótese que no se incluye el IDH.

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

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Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” Los nuevos contratos firmados por YPFB y enviados al Congreso en noviembre de 2006, como resultado del proceso llamado de "Nacionalización", resultan un híbrido de aquellos especificados en la Ley de Hidrocarburos Nº 3058. Respecto a la inversión, tanto los contratos de producción compartida como los nuevos contratos otorgan similar tratamiento. En ambos la participación de YPFB sólo se hace efectiva una vez que la compañía privada recuperó gran parte de la inversión realizada, dicha recuperación se activa iniciado el proceso productivo. En el caso de los contratos de operación, todo el riesgo recae sobre la compañía privada, dado que el Estado le otorga una retribución específica, sin contemplar primero la recuperación de la inversión como en el caso anterior. Finalmente, los contratos de asociación establecen que el Estado reconoce a la compañía privada parte de la inversión realizada, con el fin de participar en la producción de un campo. A diferencia de los contratos de operación, en este caso la recuperación de la inversión, por parte de la compañía privada, puede darse antes de iniciada la etapa productiva.

Cualquiera sea el contrato que se firme, la Ley de Hidrocarburos actual reconoce a la compañía privada una retribución que puede ser en dinero o en especie. En el caso de los contratos de producción compartida la misma es en especie, mientras que en las otras dos modalidades de contrato (operación o asociación) existe la posibilidad de que dicha retribución también pueda ser en dinero. Los nuevos contratos establecen que las compañías recibirán su retribución en dinero directamente de los compradores, situación parecida a los contratos de operación y, en menor grado, a los de asociación.

La siguiente Tabla resume los principales cambios en materia tributaria en el sector del upstream boliviano desde el año 1990. Con la Ley de Hidrocarburos 1194 el sistema de participación fue de 50% sobre los ingresos brutos; la Ley de Hidrocarburos 1689 (1996) establece un sistema de campos nuevos y existentes8, estos últimos tenía el sistema antiguo, pero los nuevos enfrentaron una regalía del 18% más impuestos a las utilidades que incrementaron el ingreso total9, la Ley de Hidrocarburos 3058 (2005) añade al sistema antiguo un Impuesto Directo a los Hidrocaburos del 32% pero no elimina los impuestos a las utilidades10, por ello, el porcentaje fue mayor al 50%, el DS 28701 eleva el porcentaje para los megacampos al 82%; sin embargo, con la renegociación posterior, este 82% disminuyó a niveles promedio de 65%, como se verá a continuación.

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En la tabla solo se presenta la situación de los campos nuevos.

En muchos casos, en condiciones de mercados positivas, este porcentaje podía sobrepasar el 50%.

10 Con excepción del Surtx.

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S. Mauricio Medinaceli Monrroy

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Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” Tabla 1: Cambios en el sistema tributario en Bolivia

De acuerdo a Medinaceli (2017) como resultado de la firma de nuevos contratos de exploración y explotación, aprobados en la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 e implementados a través del decreto supremo llamado de "Nacionalización", la participación del Estado en los ingresos brutos en boca de pozo se incrementaron entre el 10% y 15%; si a estos porcentajes se le añaden las regalías, participaciones e impuesto creado por la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 (que totalizan 50%); la participación total del estado boliviano en dichos ingresos en boca de pozo oscilaría entre el 60% y 65%.

A diferencia de las dos "nacionalizaciones" previa, la llevada a cabo el año 2006 no significó una expropiación del capital y expulsión de las empresas operadoras hasta el momento; lo que ocurrió fue la firma de nuevos contratos con los operadores privados de ese momento con un incremento moderado en la participación estatal.

Es útil señalar que posterior a la medida del año 2006, el Estado boliviano adquirió participación en algunos operadores privados en las actividades de exploración y explotación, recompró las dos refinerías más importantes del país, compró acciones en los sistemas de transporte por ductos y otras instalaciones, un resumen de dichas políticas se encuentra en Zaratti (2009).

3.

Resultados de corto plazo

Esta sección abarca el período 2005-2014 ya que fue en el año 2005 cuando se aprobó la ley de hidrocarburos vigente y el 2014, fue el último año en el cual Bolivia experimentó precios históricamente elevados de exportación de gas natural. A partir del año 2015 los precios declinan, como consecuencia de la caída en los precios internacionales del petróleo y, por ello, comienza a surgir todos los problemas dentro el sector y, su proyección, hacia la economía boliviana.

3.1

Producción

Gran parte de la producción boliviana de gas natural se destina al mercado externo y, en particular durante este período fue la demanda del contrato de compra y venta de gas con el Brasil, el motor de crecimiento de la producción. Como se observa en la Figura 211

11

Un detalle de la producción se encuentra en los anexos a este documento.

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Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” durante gran parte de este período la producción estuvo alrededor de los 40 MM mcd 12 es recién a partir del año 2011 que se observa un nuevo crecimiento debido a la demanda de la República Argentina.

Figura 2: Producción de gas natural por campos 2005 – 2014 (MM mcd) 70.0 60.0

MM mcd

50.0 40.0 30.0 20.0 10.0 2005

2006

San Alberto

2007 Sábalo

2008

2009

2010

Margarita/Huacaya

2011

2012

Incahuasi

2013

2014

Otros

La Figura 2 presenta la información por campo, de ella se destaca que fueron los campos de San Alberto y Sábalo (situados al sur del país) aquellos que suministraron con gas al contrato con Brasil y, el campo Margarita/Huacaya (también situado al sur) el que abasteció al contrato con Argentina. Todos estos tres campos fueron descubiertos antes del año 2005, de ello se infiere (con bastante certeza) que los niveles de producción de este período devienen de la actividad exploratoria realizada en el pasado.13 En Bolivia la producción de líquidos está fuertemente correlacionada con la de gas natural, ello se debe a que en la corriente de este último producto también se encuentra condensado y gasolina natural. Tal como se aprecia en la Figura 3 la producción de petróleo, condensado y gasolina natural tuvo el mismo comportamiento (y provino de los mismos campos) que la observada en gas natural. De hecho, el rendimiento del campo Margarita/Huacaya es mayor a la de otros campos, por ello, el impacto a partir del año 2011 es mayor.

12

Tal como se verá en la sección de mercados, 30 MM mcd corresponden al Brasil y 10 (aproximadamente) al consumo del mercado interno.

13 San Alberto somero fue descubierto en 1966 y San Alberto profundo en la década de los noventa, Sábalo fue descubierto en 1998 y Margarita (que después se llamo Margarita/Huacaya) fue descubierto en 1998.

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

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Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” Figura 3: Producción de líquidos por campos 2005 - 2014 (Bpd) 60,000 50,000

Bpd

40,000 30,000 20,000 10,000 2005 San Alberto

3.2

2006

2007

Sábalo

2008

2009

2010

Margarita/Huacaya

2011

2012

Incahuasi

2013

2014

Otros

Regalías e Impuestos

Como ya se describió en la sección previa, uno de los principales cambios legales de este período es la creación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH)14, con una tasa equivalente al 32% del valor de la producción en boca de pozo. Este porcentaje asociado al sistema regalitario previo igual al 18% del valor de dicha producción, ocasionaron que el sector deba pagar un total del 50% por concepto de regalías e IDH. Adicionalmente, la firma de los nuevos contratos de exploración y explotación (resultantes del llamado proceso de “nacionalización”) generó una participación adicional variable en favor de YPFB. La Figura 4 presenta la evolución de las regalías del 18%15 y el IDH durante el período sujeto de análisis.16 De estas cifras se desprenden algunas consideraciones importantes: 1) es la recaudación por IDH (aprobado un año antes de la llamada “nacionalización” de los hidrocarburos) la que explica gran parte de la participación fiscal en el sector; 2) dentro la llamada “participación de YPFB” se consignan los recursos adicionales provenientes de la llamada “nacionalización”; 3) el crecimiento de los ingresos fiscales se debe a los notables incrementos en producción (como se vio anteriormente) y precios internacionales del petróleo17 y no se debió, como muchas veces se menciona en 14

Que no fue bajo la presidencia de Evo Morales.

Estas “regalías” se desglosan en una regalía departamental del 11%, una participación para los departamentos de Beni y Pando equivalente al 1% y una participación para el Tesoro General de la Nación del 6%.

16 En el anexo se encuentra el detalle de esta información.

17 Los precios de exportación del gas natural boliviano están indexados a una canasta de precios de líquidos (diésel oíl y fuel oils) que ocasionan precios de exportación altos, cuando los precios internacionales se incrementan y; precios bajos cuando sucede lo contrario.

15

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

16

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” comunicados oficiales, a que fue la creación de estos instrumentos la que permitió subir la participación del Estado respecto del pasado, insinuando que antes del año 2005 Bolivia hubiese podido tener este nivel de recaudación si el IDH y la participación de YPFB hubieran sido aprobadas. Todo esto se confirma contrastando el nivel de los ingresos en Boca de Pozo con el total de ingresos fiscales.

8,000

8,000.0

7,000

7,000.0

6,000

6,000.0

5,000

5,000.0

4,000

4,000.0

3,000

3,000.0

2,000

2,000.0

1,000

1,000.0

3.3

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

-

2005

0

Ingresos en Boca de Pozo

Millones de USD

Figura 4: Participación Fiscal 2005 – 2014 (Millones de USD)

Regalía departamental 11%

Beni y Pando 1%

TGN 6%

Impuesto Directo Hidrocarburos

Participación YPFB

Ingresos en Boca de Pozo

Exportaciones y consumo interno de gas natural

Como se mencionó de forma previa, gran parte de la producción de gas natural (aproximadamente el 80%) se destina a las exportaciones, Brasil y Argentina. Con excepción del año 2009 (durante la crisis financiera internacional) los volúmenes de venta al Brasil se mantuvieron en el orden de los 30 MM mcd y a partir del año 2011 se observa un incremento de los envíos a la República Argentina, como consecuencia del contrato de compra y venta18 firmado entre ambas naciones el año 2006.

18

Y posteriores adendas.

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

17

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” Figura 5: Exportación del gas natural boliviano 2005 – 2014 (MM mcd) 50.0

7.5

4.8

1.8

27.9

2010

2011

2012

31.6

27.2

2007

27.2

2006

30.5

2005

22.4

10.0

26.9

15.0

24.4

20.0

31.9

4.7

3.8

4.1

25.0

3.7

30.0

22.4

MM mcd

35.0

12.4

40.0

15.7

15.0

45.0

2013

2014

5.0 2008 Brasil

2009

Argentina

Con relación a las ventas en el mercado interno, la demanda de las plantas termoeléctricas y de las redes de distribución explican más del 95% del total. El incremento en la demanda de generación eléctrica se explica por la agresiva política de expansión de la generación termo en este período, impulsada por licitaciones de corto plazo y poco grado de competencia para la construcción de esta plantas llevadas a cabo por la empresa estatal de electricidad (ENDE); por otra parte, el crecimiento en la demanda de gas natural por parte de las redes de distribución se explica, en gran parte, por la demanda de Gas Natural Vehicular (GNV), ya que el precio de este producto se encuentra subsidiado y es mucho menor al precio de la gasolina especial.

Figura 6: Ventas de gas natural en el mercado interno 2005 – 2014 (MM mcd) 12.0 10.0

MM mcd

8.0 6.0 4.0 2.0 2005

2006

2007

2008

Generación eléctrica

2009

2010

2011

Redes de distribución

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

2012

2013

2014

Otros

18

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización”

3.4

Inversiones en exploración y en explotación

Las inversiones en este período se caracterizan por estar dirigidas a los campos descubiertos antes del año 2005. De acuerdo con la Figura 7 más del 64% del total invertido se destinó a la explotación de campos y solo el 19% a la exploración de nuevas reservas de gas natural. Más aún, la inversión en explotación observada a partir del año 2011 se explica por aquella destinada al campo Margarita/Huacaya que, a su vez, es la principal fuente de suministro de gas natural a la exportación con Argentina.

Figura 7: Inversiones en el upstream 2005 – 2014 (MM mcd) 1,600.0 1,400.0

Millones de USD

1,200.0 1,000.0 800.0 600.0 400.0 200.0 2005

2006

Exploración

2007

2008

Explotación

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Plantas de procesamiento

De forma general se puede concluir que en el período 2005 – 2014 la participación fiscal en el upstream de hidrocarburos se incrementó por la aprobación del IDH y, en menor medida, por la llamada “nacionalización” de los hidrocarburos. Este incremento permitió al estado boliviano participar en las rentas extraordinarias que generó el sector como resultado del contrato de exportación con el Brasil, aprobado en la década de los 90’s, y el notable crecimiento en los precios internacionales del petróleo, que redundaron en mayores precios de exportación del gas natural boliviano. El sector privado continuó sus operaciones en Bolivia debido a: 1) los niveles en los precios de exportación permitieron una participación del estado mayor al 50% del ingreso en boca de pozo; 2) las inversiones realizadas para abastecer al mercado brasileño ya se habían realizado; 3) Brasil y Argentina incrementaron la demanda de gas natural, lo que incrementó el tamaño del negocio y; 4) el Gobierno boliviano favoreció la inversión en explotación a través de la devolución de los costos (opex y capex) a los operadores privados.

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

19

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” 4.

Resultados de mediano y largo plazo

La caída en los precios internacionales del petróleo observada en los años 2014 y 2015 marca un punto de inflexión en el sector hidrocarburos boliviano y, en la economía en general. Esta caída significó menores precios de exportación de dicho producto, ello disminuyó los ingresos en boca de pozo, el aporte de regalías e impuestos, los presupuestos de inversión y la rentabilidad en el sector. Es así como este nuevo período se caracteriza, como se verá a continuación, por caídas en todas las variables importantes y, como consecuencia de ellos, necesidades de renegociación de los dos principales contratos de exportación.

4.1

Producción

La producción de gas natural durante el período 2015 – 2019 tiene una marcada tendencia decreciente, debido a la declinación de los principales campos productores, San Alberto y Sábalo; ello se ve atenuada (pero no compensado) por la producción del campo Incahuasi (ver Figura 8) que al igual que el resto, fue descubierto antes del año 2005. Similar tendencia se aprecia con la producción de líquidos (ver Figura 9) donde queda clara la tendencia decreciente de los campos antes mencionados y la atenuación por parte del campo Incahuasi.

Figura 8: Producción de gas natural por campos 2015 – 2019 (MM mcd) 70.0 60.0

MM mcd

50.0 40.0 30.0 20.0 10.0 2015 San Alberto

2016 Sábalo

2017 Margarita/Huacaya

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

2018 Incahuasi

2019 Otros

20

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” Figura 9: Producción de líquidos por campos 2015 – 2019 (Bpd)

A lo largo del período 2005 – 2019 se observan 2 períodos distintos, uno creciente, donde el impulso en la producción de gas natural provino del contrato de exportación al Brasil firmado en la década de los 90 y, en menor medida, por la firma del contrato con Argentina. Luego, un segundo período surge en 2015 cuando las curvas de declinación de los principales campos productores condicionan la producción total, atenuada en menor medida por la producción de campo Incahuasi, descubierto también antes del año 2005, ver Figura 10.

40.0

55.1

56.6

51.5 45.4

45.0

41.7

42.0

41.7

40.2

40.2

36.7

MM mcd

50.0

51.1

60.0

60.8

58.3

70.0

61.3

Figura 10: Producción de gas natural 2005 – 2014 (MM mcd)

30.0 20.0 10.0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

21

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” 4.2

Regalías e Impuestos

Como cabría esperar, la caída en los niveles de producción y en los precios de exportación del gas natural, ocasionaron una caída en la recaudación estatal del sector hidrocarburos19 reflejada en menores niveles de ingresos regalías e IDH, ver Figura 11.

Más aún, el impacto en la participación de YPFB – resultante de la llamada “nacionalización” de los hidrocarburos – fue mucho más severa, de un promedio igual a USD 518 millones en el período 2005 – 2014 a USD 300 millones en el período 2015 – 2019 (la última cifra registrada el año 2019 es USD 252 millones) ello se debe a que esta participación se calcula sobre la utilidad de la operación del campo.

Figura 11: Participación Fiscal 2015 – 2019 (Millones de USD) 5,000 4,500

Millones de USD

4,000 3,500

Participación YPFB

3,000

Impuesto Directo Hidrocarburos

2,500

TGN 6%

2,000

Beni y Pando 1% Regalía departamental 11%

1,500

Ingresos en Boca de Pozo

1,000 500 0 2015

2016

2017

2018

2019

Con relación a la recaudación por regalías e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (aplicado en boca de pozo) se observa que hasta el año 2014 el upstream del sector hidrocarburos pudo pagar una carga tributaria equivalente al 60% - 65% de los ingresos en boca de pozo (ver Figura 12) porque: 1) gran parte de la inversión en exploración fue realizada antes del año 2005, por tanto, ésta fue asumida como un “costo hundido” por los operadores privados; 2) los precios de exportación del gas natural alcanzaron niveles de hasta USD/MM BTU 9.00, debido a su indexación con los precios internacionales del petróleo que llegaron a más de USD/Barril 100 y; 3) los volúmenes de exportación al Brasil y Argentina estaban en su etapa creciente. Ciertamente, una vez que los precios disminuyeron, los volúmenes dejaron de crecer y no hubo mayores descubrimientos de reservas, la recaudación por regalías e IDH entró en una etapa decreciente.

19

En las etapas de exploración y explotación.

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

22

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” Figura 12: Participación fiscal e ingresos en boca de pozo (Millones de USD)

4.3

Exportaciones y consumo interno de gas natural

La poca inversión en exploración y el riesgo exploratorio, redundó en menor descubrimiento de reservas lo que a su vez significó una disminución en la capacidad de producción de gas natural. Por este motivo, Bolivia no pudo cumplir con sus compromisos de exportación20 con Brasil y Argentina lo que derivó en la caída en los volúmenes exportados hacia ambos países, ver Figura 13.

Con relación al mercado interno, los precios subsidiados del gas natural utilizado en la generación de electricidad y en aquellos utilizados en la distribución en ciudades – segmentos industrial, comercial, residencial y GNV – ocasionan que la demanda presente un crecimiento importante hasta el año 2018, el 2019 se aprecia un ligero estancamiento.

Una de las diferencias marcadas respecto del período anterior es que el consumo categorizado “otros” cobra mayor importancia, dentro de éste destaca aquél utilizado en la minería, ver Figura 14.

20

De hecho, el año 2018 Bolivia tuvo que pagar una multa por incumplimiento de entrega por más de USD 100 millones; el año 2019 se acordó una menor entrega de gas natural con Brasil y lo propio ocurrió el año 2020 con Argentina.

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

23

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” Figura 13: Exportación del gas natural boliviano 2015 – 2019 (MM mcd)

Figura 14: Ventas de gas natural en el mercado interno 2015 – 2019 (MM mcd) 14.0 12.0

MM mcd

10.0 8.0 6.0 4.0 2.0 2015

2016

Generación eléctrica

2017 Redes de distribución

2018

2019 Otros

La siguientes Tablas presentan la participación del GNV en la oferta de energía al sector del autotransporte en Bolivia. Esta información proviene de las matrices energéticas de Bolivia publicadas por OLADE (Organización Latinoamericana de Energía). Como se observa el crecimiento del GNV en el país comenzó muy tímidamente el año 2000 y ahora es parte importante de la oferta de hidrocarburos en el sector del transporte en Bolivia.

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

24

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” Tabla 2: Demanda de hidrocarburos del sector del transporte en Bolivia (TBTU) Año

Gas natural

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Fuente: OLADE

Gasolina

0.9 1.4 1.9 2.5 3.4 4.7 6.3 8.4 10.8 13.1 15.0 17.2 18.9 21.2 22.3 22.8 23.2 24.4 25.8

18.2 17.2 16.7 16.7 17.4 16.4 18.6 21.7 26.0 28.6 31.6 34.5 36.9 40.4 43.8 47.2 51.5 55.0 58.0

Kerosene/Jet Fuel 5.2 4.5 4.8 4.9 5.0 5.5 5.6 4.9 4.9 5.1 5.4 5.8 5.1 6.3 7.1 7.4 7.5 7.4 7.3

Diésel Oíl

Total

22.1 22.1 22.9 25.5 28.6 30.4 33.3 35.8 36.7 37.5 39.5 42.9 45.8 50.3 53.6 53.2 53.8 56.9 59.7

46.26 45.18 46.28 49.56 54.30 56.99 63.80 70.76 78.42 84.31 91.48 100.42 106.64 118.15 126.83 130.63 136.01 143.59 150.76

Figura 15: Demanda de hidrocarburos del sector del transporte en Bolivia (TBTU)21 70.0 60.0

TBTU/Año

50.0 40.0 30.0 20.0 10.0

Gas natural

Gasolina

Kerosene/Jet Fuel

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

-

Diésel Oíl

De acuerdo con la siguiente Tabla se observa que el GNV representaba el año 2000 el 2% del total del abastecimiento al sector del transporte, el año 2018 representó el 17%, con una tasa de crecimiento del 21.7% promedio anual.

21

Fuente: OLADE

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

25

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” Tabla 3: Participación del GNV22 Año

Gas natural

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Fuente: OLADE

Gasolina

2% 3% 4% 5% 6% 8% 10% 12% 14% 16% 16% 17% 18% 18% 18% 17% 17% 17% 17%

39% 38% 36% 34% 32% 29% 29% 31% 33% 34% 35% 34% 35% 34% 35% 36% 38% 38% 38%

Kerosene/Jet Fuel 11% 10% 10% 10% 9% 10% 9% 7% 6% 6% 6% 6% 5% 5% 6% 6% 5% 5% 5%

Diésel Oíl

Total

48% 49% 49% 51% 53% 53% 52% 51% 47% 45% 43% 43% 43% 43% 42% 41% 40% 40% 40%

100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

Figura 16: Participación del GNV23 120% 100% 80% 60% 40%

Gas natural

Gasolina

Kerosene/Jet Fuel

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

0%

2000

20%

Diésel Oíl

En lo relativo a los mercados destino de gas natural boliviano, en el período 2005-2014 más del 80% se destinó a Brasil y Argentina y el resto, naturalmente, al mercado interno, ver Figura 17. Sin embargo, esta tendencia es composición tiende a cambiar al finalizar la década, con 70% para el mercado externo y 30% en el interno, debido a que la capacidad 22 23

Fuente: OLADE Fuente: OLADE

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

26

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” de producción boliviana disminuyó (debido a la declinación de muchos campos y la poca actividad exploratoria a partir del año 2005) y ello obligó al Gobierno boliviano a disminuir los acuerdos de entrega con Brasil (2019) y Argentina (2020) en el marco de los contratos de compra y venta de gas natural. La menor capacidad de producción y la obligación de abastecer el mercado interno en primer lugar generaron el cambio de 80/20 a 70/30, ver Figura 18.

Figura 17: Ventas de gas natural al mercado interno y externo (MM mcd) 70.0 60.0

MM mcd

50.0 40.0 30.0 20.0 10.0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Mercado externo

Mercado interno

Figura 18: Ventas de gas natural al mercado interno y externo (%) 100% 90% 80%

MM mcd

70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Mercado externo

4.4

Mercado interno

Inversiones en exploración y en explotación

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

27

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” Como se anticipó en secciones anteriores, la inversión en el sector comenzó a disminuir a partir del año 2015, sobre todo aquella destinada a la explotación de los campos productores, Figura 19.

Figura 19: Inversiones en el upstream 2015 – 2019 (MM mcd) 1,600.0

Millones de USD

1,400.0 1,200.0

Plantas de procesamiento

1,000.0

Explotación - Campos no productores

800.0

Explotación - Campos productores

600.0 400.0

Exploración - Campos no productores

200.0

Exploración - Campos productores

2015

2016

2017

2018

2019

-200.0

En el período sujeto de análisis la inversión en el upstream del sector hidrocarburos se destinó, en gran proporción, a la explotación de los campos descubiertos antes del año 2005, así como también las plantas de separación necesarias, ver Figura 20. Ello permitió que la producción tenga un crecimiento importante hasta el año 2014 pero, a partir de ese momento, se observe una tendencia decreciente, debido a la poca (y fallida) inversión en exploración, que no permitió incrementar las reservas de gas natural. Puede afirmarse, con gran propiedad, que las políticas públicas de este período privilegiaron la sobre explotación de los campos descubiertos en el pasado, para así incrementar la recaudación por regalías e impuestos, descuidando la reposición de reservas que hubiera permitido, a Bolivia, enfrentar en mejor posición, los desafíos de la década de los 20.

Respecto a la composición público-privada, su seguimiento es muchas veces elusivo debido a que el Estado tiene participación en algunos campos que, a su vez, son operados desde una perspectiva privada. En este sentido, se tienen tres modalidades: 1) inversiones realizadas por YPFB sin la participación del sector privado; 2) inversiones realizadas (y administradas) por los operadores privados donde YPFB tiene participación accionaria y; 3) inversiones realizadas por el sector privado únicamente. La inversión en exploración fue realizada mayormente bajo la modalidad 2, con una pequeña participación de YPFB casa matriz en algunos campos; la inversión en explotación fue realizada casi en totalidad por las modalidades 2 y 3; respecto a la inversión en plantas de separación, fue realizada por el sector privado y estatal, aunque en el último caso, se tuvieron serios casos de corrupción. En el resto de la cadena de valor, las inversiones son realizadas por YPFB, con pequeña participación del sector privado, en refinerías de menor escala y distribución de S. Mauricio Medinaceli Monrroy

28

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” carburantes líquidos.

Figura 20: Inversiones en el upstream 2005 – 2019 (MM mcd) 1,600.0 1,400.0 1,200.0 1,000.0 800.0 600.0 400.0 200.0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Exploración

Explotación

Plantas de procesamiento

La tendencia observada en los valores de inversión también se refleja en el número de pozos programados en el período 2005-2019, ver Figura 21. En este contexto, también es útil señalar que el destino de la mayor cantidad de los pozos fueron los campos que tenían mercado seguro en Brasil y Argentina. Ello, asociado al hecho de que el Estado boliviano reconoce los costos de inversión a los operadores privados, disminuye en riesgo económico asociado a la perforación de pozos de desarrollo. Cifras preliminares sobre costos recuperables, muestran un notable incremento en los últimos años, medido con USD/MMBTU. Figura 21: Programación de pozos (# de pozos) 45.0 40.0 35.0

# de pozos

30.0 25.0 20.0 15.0 10.0 5.0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Exploratorios

Desarrollo

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

29

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” 4.5

Evolución de las reservas

Quizás una de las actividades que menor atención recibió del gobierno boliviano en el sector hidrocarburos fue la certificación de reservas. Como se observa en la Figura 22 desde el año 2006 solo se tienen 3 certificaciones oficiales y todas con marcada tendencia hacia la baja.24 Ello soporta la hipótesis antes señalada de que la política de hidrocarburos boliviana estuvo concentrada en la apropiación de las rentas generadas por campos (y mercados) descubiertos antes del año 2005 y, a cambio, se descuidaron aquellas necesarias para lograr una reposición de reservas, incremento de la capacidad productiva y consolidación de los actuales y nuevos mercados para el gas natural boliviano.

Figura 22: Reservas certificadas de gas natural en Bolivia (TCF)25 90.0 80.0 70.0

TCF

60.0 50.0 40.0 30.0 20.0

Probadas

Probables

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

-

2000

10.0

Posibles

Una de las hipótesis que se maneja en Bolivia del porqué YPFB no contrató los servicios de una empresa internacional para la certificación de reservas (como lo establece la Ley) en el resto de los años, se debe a que los resultados exploratorios fueron muy pobres, en este sentido el Estado boliviano no tuvo el incentivo a revelar esta información.

5.

Prospectiva

En esta sección se presenta un análisis de prospectiva para el caso del gas natural, tomando en cuenta los actuales proyectos en carpeta, la curva de declinación de los campos productores y la demanda potencial, bajo el actual marco normativo e institucional aplicado al sector hidrocarburos en Bolivia.

Utilizando la información de las reservas probadas, probables y los nuevos proyectos en 24 25

En anexo se detallan las cifras presentadas.

Fuente: YPFB

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

30

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” el sector hidrocarburos, Bolivia podría sostener un nivel de producción igual o mayor a 50 MM mcd hasta el año 2028, luego se activa una declinación natural de los campos, ver Figura 23.

Figura 23: Proyección de gas natural (MM mcd) 60.0 50.0

MM mcd

40.0 30.0 20.0

P1

P2

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

-

2022

10.0

Nuevos proyectos

El orden de abastecimiento actual de los mercados bolivianos es, primero el mercado interno, luego el más antiguo que es Brasil y finalmente Argentina. En este sentido, la demanda compatible con la capacidad productiva señalada previamente se presenta en la Figura 24. Es evidente que existe gas natural para abastecer el mercado interno, sin embargo, las posibilidades de exportar este producto cada vez serán menores. Ello cobra importancia porque el mercado interno no es atractivo para el inversionista privado, ya que los precios de venta se encuentran subsidiados, en este sentido, si el mercado externo comienza a desparecer las necesidades para levantar el subsidio serán cada vez mayores.

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

31

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” Figura 24: Proyección de la demanda de gas natural en Bolivia (MM mcd) 60.0 50.0

MM mcd

40.0 30.0 20.0

Brasil

6.

Argentina

2040

2039

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

-

2022

10.0

Mercado interno

Comparación entre el modelo boliviano y peruano

Contratos En el Perú rige un sistema de concesiones donde la propiedad del hidrocarburo, a la salida del pozo productor, se queda con el operador; en el caso boliviano, es YPFB quien agrega toda la producción. Este último caso, ha demostrado no ser útil para encontrar nuevas reservas y nuevos mercados, dado que la inversión privada necesita cierto control en las condiciones de comercialización, precios, volúmenes y mercados, de no ser así (como en el caso boliviano) los operadores simplemente se dedicarán a abastecer los mercados que el Estado gestione.

Sistema tributario Bolivia posee uno de los sistemas tributarios más agresivos del mundo, con una carga tributaria equivalente al 60% - 65% de los ingresos en boca de pozo; ello significó que la inversión en exploración quede completamente anulada, por ello la reposición de reservas en el país es casi inexistente. Ante esta situación, el Gobierno boliviano decidió aprobar normas legales (leyes y decretos supremos) que incentiven la producción, en una suerte de subsidios, ello tuvo un éxito parcial y de corto plazo, pero no generó más reservas. Por el contrario, el sistema peruano es progresivo y menos agresivo, ello favorece la inversión en condiciones de mercado poco favorables (bajos precios) y/o condiciones geológicas complejas (altos costos); el caso boliviano permitió un elevado ingreso fiscal en el corto plazo, porque los precios y volúmenes de venta así lo permitieron, dichas condiciones – por ejemplo, precios del petróleo superiores a los

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

32

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” USD/Barril 100 – ya no están presentes.

Instituciones Todas las reformas de corte fiscal y político partidario que se aplicaron en Bolivia dañaron seriamente la estructura institucional, al momento no se tiene certeza clara de qué instituciones (YPFB, la agencia de regulación y/o el ministerio del ramo) realizan la política energética, son operadores, reguladores, etc. Existe una superposición de normas, sin respeto a su jerarquía (resoluciones por encima de leyes) que generan un desorden institucional en el sector; ello a su vez genera mayores trabas a la inversión en el sector e, igual de complejo, poca claridad en la política energética del sector.

Por el contrario, en el Perú aún permanece un ordenamiento legal e institucional que permite reglas claras y transparentes, ello facilita las labores de control y regulación, permitiendo que el sector privado realice inversiones con el menor riesgo institucional posible, ello, naturalmente, compensa el posible riesgo geológico de la operación.

7.

Conclusiones

Las principales conclusiones del presente documento son: •

En el período 2005 – 2014 la participación fiscal en el upstream de hidrocarburos se incrementó por la aprobación del IDH y, en menor medida, por la llamada “nacionalización” de los hidrocarburos. Este incremento permitió al estado boliviano participar en las rentas extraordinarias que generó el sector como resultado del contrato de exportación con el Brasil, aprobado en la década de los 90’s, y el notable crecimiento en los precios internacionales del petróleo, que redundaron en mayores precios de exportación del gas natural boliviano. El sector privado continuó sus operaciones en Bolivia debido a: 1) los niveles en los precios de exportación permitieron una participación del estado mayor al 50% del ingreso en boca de pozo; 2) las inversiones realizadas para abastecer al mercado brasileño ya se habían realizado; 3) Brasil y Argentina incrementaron la demanda de gas natural, lo que incrementó el tamaño del negocio y; 4) el Gobierno boliviano favoreció la inversión en explotación a través de la devolución de los costos (opex y capex) a los operadores privados.

•

A lo largo del período 2005 – 2019 se observan 2 períodos distintos, uno creciente, donde el impulso en la producción de gas natural provino del contrato de exportación al Brasil firmado en la década de los 90 y, en menor medida, por la firma del contrato con Argentina. Luego, un segundo período surge en 2015 cuando las curvas de declinación de los principales campos productores condicionan la producción total, atenuada en menor medida por la producción de campo Incahuasi, descubierto también antes del año 2005.

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

33

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” •

Con relación a la recaudación por regalías e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (aplicado en boca de pozo) se observa que hasta el año 2014 el upstream del sector hidrocarburos pudo pagar una carga tributaria equivalente al 60% - 65% de los ingresos en boca de pozo porque: 1) gran parte de la inversión en exploración fue realizada antes del año 2005, por tanto, ésta fue asumida como un “costo hundido” por los operadores privados; 2) los precios de exportación del gas natural alcanzaron niveles de hasta USD/MM BTU 9.00, debido a su indexación con los precios internacionales del petróleo que llegaron a más de USD/Barril 100 y; 3) los volúmenes de exportación al Brasil y Argentina estaban en su etapa creciente. Ciertamente, una vez que los precios disminuyeron, los volúmenes dejaron de crecer y no hubo mayores descubrimientos de reservas, la recaudación por regalías e IDH entró en una etapa decreciente.

•

Con relación a los mercados destino de gas natural boliviano, en el período 20052014 más del 80% se destinó a Brasil y Argentina y el resto, naturalmente, al mercado interno. Sin embargo, esta tendencia es composición tiende a cambiar al finalizar la década, con 70% para el mercado externo y 30% en el interno, debido a que la capacidad de producción boliviana disminuyó (debido a la declinación de muchos campos y la poca actividad exploratoria a partir del año 2005) y ello obligó al Gobierno boliviano a disminuir los acuerdos de entrega con Brasil (2019) y Argentina (2020) en el marco de los contratos de compra y venta de gas natural.

La menor capacidad de producción y la obligación de abastecer el mercado interno en primer lugar generaron el cambio de 80/20 a 70/30.

•

A lo largo del período sujeto de análisis la inversión en el upstream del sector hidrocarburos se destinó, en gran proporción, a la explotación de los campos descubiertos antes del año 2005, así como también las plantas de separación necesarias, ver Figura 18. Ello permitió que la producción tenga un crecimiento importante hasta el año 2014 pero, a partir de ese momento, se observe una tendencia decreciente, debido a la poca (y fallida) inversión en exploración, que no permitió incrementar las reservas de gas natural. Puede afirmarse, con gran propiedad, que las políticas públicas de este período privilegiaron la sobre explotación de los campos descubiertos en el pasado, para así incrementar la recaudación por regalías e impuestos, descuidando la reposición de reservas que hubiera permitido, a Bolivia, enfrentar en mejor posición, los desafíos de la década de los 20.

•

En el Perú rige un sistema de concesiones donde la propiedad del hidrocarburo, a la salida del pozo productor, se queda con el operador; en el caso boliviano, es YPFB quien agrega toda la producción. Este último caso, ha demostrado no ser útil para encontrar nuevas reservas y nuevos mercados, dado que la inversión privada necesita cierto control en las condiciones de comercialización, precios, volúmenes y mercados, de no ser así (como en el caso boliviano) los operadores simplemente se dedicarán a abastecer los mercados que el Estado gestione.

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

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Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización”

•

Bolivia posee uno de los sistemas tributarios más agresivos del mundo, con una carga tributaria equivalente al 60% - 65% de los ingresos en boca de pozo; ello significó que la inversión en exploración quede completamente anulada, por ello la reposición de reservas en el país es casi inexistente. Ante esta situación, el Gobierno boliviano decidió aprobar normas legales (leyes y decretos supremos) que incentiven la producción, en una suerte de subsidios, ello tuvo un éxito parcial y de corto plazo, pero no generó más reservas. Por el contrario, el sistema peruano es progresivo y menos agresivo, ello favorece la inversión en condiciones de mercado poco favorables (bajos precios) y/o condiciones geológicas complejas (altos costos); el caso boliviano permitió un elevado ingreso fiscal en el corto plazo, porque los precios y volúmenes de venta así lo permitieron, dichas condiciones – por ejemplo, precios del petróleo superiores a los USD/Barril 100 – ya no están presentes.

•

Todas las reformas de corte fiscal y político partidario que se aplicaron en Bolivia dañaron seriamente la estructura institucional, al momento no se tiene certeza clara de qué instituciones (YPFB, la agencia de regulación y/o el ministerio del ramo) realizan la política energética, son operadores, reguladores, etc. Existe una superposición de normas, sin respeto a su jerarquía (resoluciones por encima de leyes) que generan un desorden institucional en el sector; ello a su vez genera mayores trabas a la inversión en el sector e, igual de complejo, poca claridad en la política energética del sector.

Por el contrario, en el Perú aún permanece un ordenamiento legal e institucional que permite reglas claras y transparentes, ello facilita las labores de control y regulación, permitiendo que el sector privado realice inversiones con el menor riesgo institucional posible, ello, naturalmente, compensa el posible riesgo geológico de la operación.

La política de hidrocarburos boliviana estuvo concentrada en la apropiación de las rentas generadas por campos (y mercados) descubiertos antes del año 2005 y, a cambio, se descuidaron aquellas necesarias para lograr una reposición de reservas, incremento de la capacidad productiva y consolidación de los actuales y nuevos mercados para el gas natural boliviano.

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

35

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” 8.

Bibliografía

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S. Mauricio Medinaceli Monrroy

36

Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización” 9.

Anexos

Producción de hidrocarburos Concepto Producción bruta de gas natural San Alberto Sábalo Margarita/Huacaya Incahuasi Otros

Unidad MM mcd MM mcd MM mcd MM mcd MM mcd MM mcd

2005 40.2 8.8 10.8 1.9 18.7

2006 40.2 9.6 9.2 1.1 20.3

2007 41.7 10.8 12.2 1.9 16.8

2008 42.0 11.2 13.0 1.6 16.1

2009 36.7 10.9 10.9 2.6 12.3

2010 41.7 10.5 13.8 2.1 15.2

2011 45.0 11.1 14.2 2.7 17.0

2012 51.1 10.8 16.1 6.6 17.7

2013 58.3 11.1 18.7 10.5 17.9

2014 61.3 9.3 18.6 15.2 18.3

2015 60.8 7.5 18.6 17.9 16.8

2016 56.6 6.1 16.1 17.9 1.4 15.2

2017 55.1 4.7 13.9 16.7 5.0 14.8

2018 51.5 3.6 12.5 16.0 5.3 14.1

2019 45.4 3.1 10.8 14.4 5.7 11.4

Bpd. Bpd. Bpd. Bpd. Bpd. Bpd.

42,238 5,933 10,757 3,765 21,783

40,772 6,378 11,104 2,557 20,733

41,171 7,372 11,777 3,928 18,094

38,889 7,609 12,183 3,151 15,946

33,778 3,807 10,253 2,875 16,843

34,541 6,888 12,610 3,395 11,648

35,501 6,901 12,376 3,981 12,242

41,564 6,540 13,902 8,591 12,531

47,491 6,417 15,570 12,665 14 12,825

51,067 5,065 14,741 18,519 5 12,737

49,061 3,937 13,739 20,598 17 10,770

56,576 4,116 14,758 23,535 1,198 12,968

54,360 3,132 12,051 21,456 4,429 13,291

50,913 2,374 10,575 20,161 4,693 13,110

45,285 1,936 8,867 18,000 5,279 11,204

Regalías e IDH Concepto Regalías (18%) Regalía departamental 11% Beni y Pando 1% TGN 6%

Unidad MM USD MM USD MM USD MM USD

2005 289.2 180.5 16.4 92.3

2006 385.1 235.4 21.4 128.4

2007 439.4 268.5 24.4 146.5

2008 659.0 402.7 36.6 219.7

2009 508.6 264.8 24.1 219.7

2010 601.8 367.8 33.4 200.6

2011 792.3 484.2 44.0 264.1

2012 1,102.9 674.0 61.3 367.6

2013 1,252.7 765.5 69.6 417.6

2014 1,250.2 764.0 69.5 416.7

2015 792.3 484.2 44.0 264.1

2016 459.4 280.7 25.5 153.1

2017 548.7 335.3 30.5 182.9

2018 611.8 373.9 34.0 203.9

2019 553.5 338.2 30.7 184.5

Impuesto Directo Hidrocarburos Participación YPFB Total Ingresos en Boca de Pozo

MM USD MM USD MM USD MM USD

289.4 578.5 1,641.7

690.3 282.0 1,075.4 2,140.7

764.0 196.0 1,203.3 2,441.9

924.4 382.4 1,583.4 3,662.0

927.6 268.0 1,436.2 2,408.3

1,069.9 443.5 1,671.8 3,344.5

1,408.5 582.1 2,200.7 4,402.4

1,960.7 904.8 3,063.7 6,128.3

2,227.0 1,130.7 3,479.7 6,960.5

2,222.6 993.1 3,472.9 6,946.7

1,442.6 589.9 2,235.0 4,402.8

914.7 104.2 1,374.0 2,553.1

1,092.6 247.3 1,641.3 3,049.6

1,218.2 305.2 1,830.1 3,400.1

1,102.0 252.3 1,655.5 3,075.9

Producción de líquidos San Alberto Sábalo Margarita/Huacaya Incahuasi Otros Fuente: YPFB Elaboración: Propia

Fuente: YPFB, Ministerio de Hidrocarburos Elaboración: Propia

Mercados del gas natural boliviano Concepto Unidad Mercado externo MM mcd Brasil MM mcd Argentina MM mcd Mercado interno Generación eléctrica Redes de distribución Otros

MM mcd MM mcd MM mcd MM mcd

2005 26.5 22.4 4.1

2006 28.3 24.4 3.8

2007 30.6 26.9 3.7

2008 32.3 30.5 1.8

2009 27.0 22.4 4.7

2010 32.0 27.2 4.8

2011 34.6 27.2 7.5

2012 40.3 27.9 12.4

2013 46.9 31.9 15.0

2014 47.3 31.6 15.7

2015 46.5 30.7 15.7

2016 43.9 28.5 15.4

2017 42.0 24.2 17.7

2018 38.3 22.2 16.1

2019 32.0 18.0 14.0

3.9 2.2 1.7

4.3 2.3 2.0

4.8 2.5 2.3

5.5 2.9 2.6

5.3 2.6 2.7

7.6 3.8 3.2 0.6

8.4 4.2 3.6 0.6

8.7 4.2 4.0 0.6

9.2 4.1 4.4 0.7

10.4 4.8 4.7 0.9

10.8 4.8 4.8 1.2

12.3 5.8 4.9 1.6

12.3 5.5 5.0 1.7

12.9 5.1 5.2 2.7

12.3 4.4 5.2 2.7

N.D.

N.D.

N.D.

N.D.

N.D.

Fuente: YPFB, ANH Elaboración: Propia

Inversiones en el upstream Concepto Exploración Exploración - Campos productores Exploración - Campos no productores Explotación Explotación - Campos productores Explotación - Campos no productores Plantas de procesamiento Pozos Exploratorios Desarrollo

Unidad MM USD MM USD MM USD MM USD MM USD MM USD MM USD # # #

2005 45.8 N.D. N.D. 153.7 N.D. N.D. 16.0 5.0

2006 72.0 N.D. N.D. 127.0 N.D. N.D. 6.0

2007 76.0 N.D. N.D. 145.0 N.D. N.D. 5

2008 98.0 N.D. N.D. 184.0 N.D. N.D. -

2009 147.0 N.D. N.D. 325.0 N.D. N.D.

2010 108.9 89.4 19.4 356.1 355.8

2011 203.9 146.6 57.2 373.1 36

2012 108.6 75.4 33.2 792.4

2013 190.2 130.5 59.7

2014 208.5 95.2

2015 297.8 1

2016 327

2017

Total Fuente: YPFB, Minis Elabor

Inversiones en el upstream Concepto Unidad Reservas TCF Probadas TCF Probables TCF Posibles TCF

2000 70.0 23.8 23.0 23.2

2001 77.2 27.4 24.9 24.9

2002 79.1 28.7 26.2 24.2

2003 76.5 27.6 24.8 24.1

2004 64.1 26.8 22.0 15.3

2005 12.2 12.2

2006

2007

2008

2009 19.9 9.9 3.7 6.3

2010

2011

2012

2013 18.1 10.5 3.5 4.2

2014

2015

2016

2017 16.8 9.0 2.9 4.9

2018

2019

Fuente: YPFB, Ministerio de Hidrocarburos Elaboración: Propia

Prospectiva Concepto Producción de gas natural P1 P2 Nuevos proyectos Demanda de gas natural Brasil Argentina Mercado interno

Unidad MM mcd MM mcd MM mcd MM mcd MM mcd MM mcd MM mcd MM mcd

2022 51.9 40.1 6.4 5.4

2023 50.5 34.1 6.6 9.8

2024 53.1 29.4 6.6 17.1

2025 52.4 25.1 6.7 20.7

19.0 21.5 11.4

19.0 19.8

19.0 22.

19.0

2026 53.4 22.0 6.4 24.9

2027 51.3 19.5 5.6 26.2

2028 50.0 17.4 4.9 27.7

2029 49.6 15.2 4.6 29.8

2030 46.6 13.4 3.9

2031 42.2 11.5 3.0

2032 39.0 10.3

2033 36.2 9.3

2034 33.5

2035 31.1

2036

2037

19

Fuente: YPFB Elaboració

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

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Sector hidrocarburos en Bolivia post “nacionalización”

S. Mauricio Medinaceli Monrroy

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