7. Conclusiones

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.

• 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.

• 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.