Nacionalización de los
Hidrocarburos
Cedla
Santa Cruz, 31 de enero de 2011
Características de la Nacionalización
Decreto Supremo 28701
•
Se basa en la Ley 3058
•
Productores entregan hidrocarburos producidos a YPFB
•
Estado asume comercialización interna y externa de hidrocarburos
•
Establece un período de TRANSICION de 180 días para migración de contratos: i)
control de producción, transporte, almacenaje, ii) participación de 32% para YPFB
en megacampos, iii) dispone Auditorias en todas los campos.
•
Refundación YPFB, acciones de FCC y compra de acciones 50% + 1.
•
En nuevos contratos YPFB no asume riesgos en exploración (Contratos de
Operación), sino hasta que se tiene explotación comercial. Los CO serán, en
realidad, para los nuevos contratos, no para aquellos que migren. Con lo que se
desalienta la exploración y se alienta la monetización acelerada de las reservas ya
probadas que están bajo control de los 49 contratos.
Características de la Nacionalización
•
Activos propiedad de YPFB, pero los usa la Empresa Transnacional sin costo alguno
hasta el final del contrato.
•
Duración de contratos entre 23 y 30 años
•
La participación de YPFB es variable, ligada a los precios, inversión y volúmenes de
producción. Mientras más alta sea la inversión y los volúmenes de producción, la
participación en la utilidades para YPFB bajará.
•
Reconoce las inversiones realizadas, dadas de “buena fe”, por las empresas (Anexo
G). Con esto también se valida los Contratos de Riesgo Compartido.
Distribución de utilidades de la Nacionalización
Costos
Recuperables;
30%
Retribución
Titular; 16%
20%
Regalías e IDH;
50%
Participación
YPFB; 4%
Resultados tributarios de la Nacionalización (% del VBP)
Fuente: Elaboración CEDLA con base en información de YPFB
Dependencia fiscal de la cotización internacional del petróleo
(porcentajes y dólares/Bbl)
Fuente: L.C. Jemio, Balance fiscal y precio del petróleo, INESAD, 2011.
REPSOL
5,5
PETROBRAS
4,2 0,39
6,2
TOTAL E&P
21,0
ANDINA
9,8
19,1
15,0
18,6
Áreas asignadas por
operador (%) 2004-2008
PLUSPETROL
CHACO
BG
OTRAS PRIVADAS
EXTRANJERAS
PRIVADAS NACIONALES
1,3
2,9
- Áreas de Operación son 11,5MM has.
-DS de 2007, dan 8,4MM has. a YPFB
como 33 áreas de interés.
- El resto 3,1 MM has. es la superficie
que tiene actividades de explotación y
exploración avanzadas.
- DS 676 de 2010 amplia las áreas
reservadas a 56, entre las cuales
existen más de 1.500.000 Has. en
áreas protegidas y territorios indígenas.
Fuente: Elaboración CEDLA con base en información de YPFB
3,9
YPFB
7,4
36,5
9,8
PETROANDINA
YPFB GTLI
PB BOLIVIA
REPSOL
10,9
ANDINA
CHACO
27,4
OTRAS
Superficie de Áreas Asignadas por Titular y Socio (en %)
2004
2008
21,62
Privadas
Extranjeras
21,2
59,3
19,1
Estatales
Extranjeras
16,2
Privadas
Nacionales
62,4
0,1
Fuente: Elaboración CEDLA con base en información de YPFB
YPFB
Reservas de Hidrocarburos existentes en los campos asignados,
por Titular y Socio (En %)
2008
2004
16,7
17,36
Privadas extranjeras
18,3
17,08
65,0
Privadas nacionales
65,30
0,27
Fuente: Elaboración CEDLA con base en información de YPFB
Al ser YPFB socio mayoritario de Andina y Chaco, logra
una participación de 17.4% de las reservas totales de
gas y petróleo en el país.
Estatales extranjeras
YPFB
Participación en la producción de hidrocarburos, por tipo de
Operador de Contrato (%)
2008
2004
47,1
38,5
52,8
61,5
Privadas Extranjeras
Estatales Extranjeras
Fuente: Elaboración CEDLA con base en información de YPFB
Esta es la distribución de la producción según la empresa
que controla la producción física.
Participación de Accionistas en el Servicio de Transporte (en %)
2008
64,0
2006
24,4
2004
1,5
0%
20%
40%
60%
80%
Ashmore
BG
Enron
Fondos Futuro y Previsión
GMP S.A
Oiltanking GMBH
Petrobras
Repsol YPF
Shell
Total E&P Bolivie
YPFB
Otros
Fuente: Elaboración CEDLA .
100%
Producción de refinería por socio o accionista
2004
2006
2008
Petrobras
YPFB
Ex trabajadores
Autuma Sinper SRL (local)
EB Miller & Co
Grupo Equipetrol
Privados locales
Fuente: Elaboración CEDLA .
Distribución de Gas Natural por Redes. Participación por socio (%)
2008
53,6
34,7
Privados
2006
53,5
Universidades
34,9
Alcaldías
Prefecturas
YPFB
2004
53,0
0%
20%
35,5
40%
60%
80%
100%
Fuente: Elaboración CEDLA .
YPFB además de operar por sí mismo, es accionista en las otras operadoras. A partir del mes de
agosto de 2009, en que finalizaron los contratos de distribución, con los datos de producción de
2008, YPFB tendría un 98% de participación en la propiedad y en la operación de los servicios de
distribución de gas por redes.
Participación porcentual en la cadena
Segmento
Producción de gas y
líquidos
Transporte de
hidrocarburos por ductos
Año
2004
2008
2004
2008
2004
Refinación
2008
2004
Distribución de gas natural
por redes
2008
2004
Estaciones de servicio de
aeropuertos
2008
2004
Almacenaje
2008
2004
Plantas de engarrafado de
GLP
2008
2004
Plantas de distribución de
GLP
2008
2004
Estaciones de servicio de
combustibles líquidos
2008
Fuente: Elaboración CEDLA .
YPFB
0
25.64
1.5
64
0
98
30.6
29.4
0
100
Si
Si
Si
Si
0
0
Si
Si
Total
6.39
8.82
2
2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Petrobras
14.98
23.28
12.3
12.6
94
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Si
Si
Repsol
23.93
24.15
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Si
Si
0
0
0
0
BP
5.07
4.47
0
0
0
0
0
0
100
0
0
0
Si
Si
0
0
0
0
Los proyectos de Industrialización
Fuente: Inchauste, C. Hacia una política de industrialización del gas natural en Bolivia, Plataforma EnergéticaCedla, 2010 .
Proyección de la Demanda y Reservas de GN
Consumo Reservas de Gas
Diario en Comprometidas
MMMC
en TCFs
Mercado Interno Ajustado
12
3
GSA Brasil
GSA Argentina
30
7.8
27
7
Totales
69
17.8
Acero Mutun
Electricidad 1000MW
adicionales
Amoniaco Urea
GTL
Sub Total
Industrializacion
Produccion Diaria y
Reservas Ajustadas
8
2.1
4
1.05
2.5
0.6
4
1.05
18.5
4.8
87.5
22.6
Fuente: Inchauste, C. Hacia una política de industrialización del gas natural en Bolivia, Plataforma EnergéticaCedla, 2010 .
Insuficiencia de Reservas de GN
COMPARACIÓN DE RESERVAS PROBADAS DE GAS
(En billones de pies cúbicos)
Campo
Ryder Scott 31/12/09
D&M 31/12/04
D&M 31/12/05
Margarita y Huacaya
2055,6
5753
3043
San Antonio
2618,0
4955
2313
San Alberto
1214,5
6571
3674
Itau
1038,8
3274
1905
Subtotal campos mayores
6926,9
20553
10935
Campos Menores
1417,6
4140
4140
Total Reservas Probadas
8344,5
24693
15075
Fuente: Hugo del Granado Cosio. LAS RESERVAS DE GAS
HidrocarburosBolivia.com :
“Se invertirán $us 4.700 millones para industrializar el gas boliviano… En Brasil “
•
“..de los cuatro nuevos proyectos de industrialización gasífera ya definidos en Brasil, se confirmó
que dos utilizarán gas natural boliviano como insumo; la fábrica de fertilizantes nitrogenados en
Três Lagoas (Estado de Mato Grosso do Sul) y la fábrica de amoniaco en Uberaba (Estado de Minas
Gerais).
En el caso de la fábrica en Três Lagoas, la Directora de Gas y Energía de Petrobras, Maria das Graças
Foster, declaró recientemente a la prensa brasileña que son cerca de $us 2.000 millones los que se
invertirán para producir amoniaco y urea en Mato Grosso do Sul y se estima que en el proceso de
consumirán alrededor de 2,2 millones de metros cúbicos por día (MMCD) de gas boliviano.
Con relación a la fábrica de amoníaco en Uberaba, se estima una inversión que ronda los $us 2.700
millones de dólares, este monto incluye el tendido de un ramal desde el gasoducto que une Bolivia
con Brasil (GASBOL), a la altura de São Carlos en el Estado de São Paulo que transportará entre 6 y 8
MMCD de gas boliviano para satisfacer no solamente la demanda de la fábrica en Uberaba sino
también a toda la región del ¨Triángulo Minero¨ en Minas Gerais.
… La producción de urea y amoniaco en estas cuatro fábricas sumada a la producción del ya
existente Polo Petroquímico de Camaçari (Estado de Bahia) permitirá que hasta el año 2020 Brasil
logre prescindir de las importaciones de urea y amoniaco.
Trasladando todo lo mencionado nuestro contexto, la industrialización del gas natural boliviano en
territorio brasileño estaría al mismo tiempo sepultando la factibilidad de la fábrica de urea y
amoniaco que con $us 1.000 millones de inversión se pretende instalar en la tropical provincia
cochabambina de Carrasco.
“Gasolinazo”:Incremento de alícuotas del IEHD
Gasolina especial
Gasolina Premimum
Gasolina Aviación
Kerosén
Jet Fuel Nacional
Jet Fuel Internacional
Diesel Oil
Agro fuel
Fuel Oil
D.S. 29777
1,223
2,18
1,85
0,29
0,32
4,27
1,25
0,62
0,39
D.S. 748
3,96
4,9
4,57
2,87
3,05
5,25
4,33
3,04
3,03
Incremento sostenido de la demanda de combustibles
Incremento sostenido de la demanda de combustibles
Estancamiento de la producción de GN
Insuficiente inversión
Insuficiente inversión
En 1999, se perforó 35 pozos de exploración y 30 de desarrollo.
Incremento de los subsidios a los combustibles
2006
2007
2008
2009 Est
2010 Proy
2011 Proy
2012 Proy
2013 Proy
2014 Proy
Fuel Subsidies Fuel Subsidies Fuel Subsidies
(Mill Bs)
(% GDP)
(% Gasto)
1.065
1,2
3,9
688
0,7
2,1
4.264
3,5
10,2
2.309
1,9
5,9
2.819
2,1
6,1
2.711
1,9
5,5
2.654
1,7
5,0
1.604
1,0
2,9
1.666
1,0
2,8
Diesel: precio e IEHD, antes del DS 748
83,7 $us/Bbl
=
3.72 Bs/L
IEHD 28,11
$us/Bbl
28,11 $us/Bbl
= 1,25 Bs/L
RyT
28,56 $us/Bbl
28,56 $us/Bbl
= 1,27 Bs/L
Precio Interno
del Petróleo
27,11 $us/Bbl
27.11 $us/Bbl
= 1.20 Bs/L
Diesel: precio e IEHD, con el DS 748
153 $us/Bbl
IEHD
97,38
$us/Bbl
R&T 28,56
$us/Bbl
Petróleo
27.11
$us/Bbl
=
6.80 Bs/L
97,38 $us/Bbl
= 4,33 Bs/L
28,56 $us/Bbl
= 1,27 Bs/L
Destino de los recursos del “gasolinazo”: ETN y TGN?
IEHD
65,44
97,38
$US/bBL
R/T
28,56
-3,37
$us/Bbl
Petróleo
59
$us Bbl
65,44 $us/Bbl
= 2,91 Bs/L
97,38 $us/Bbl
= 4,33 Bs/L
28,56 $us/Bbl
= 1,27 Bs/L
59 $US/Bbl = 2,62Bs/l
Declaraciones del Presidente y el Min. Vincenti
Ganancias de las petroleras antes del DS 748
Precio
Interno del
Petróleo
27.11
$us/Bbl
Ingreso
Bruto del
Titular
IDH +
Regalías
(52% *1)
(56% *2)
(44% 48%)
Ingreso
Total
Titular
13 $us/Bbl
Costo de Producción
3.8 $us/Bbl
IUE 25%
Utilidad Bruta del
Titular
9.2 $us/Bbl
Utilidad Neta del
Titular
6.9 $us/Bbl
Ganancias de las petroleras con el DS 748
PRECIO
INTERNO
DEL
PETROLEO
59
$US/Bbl
INGRESO
BRUTO DEL
TITULAR
IDH
/REGALIAS
52%
48%
INGRESO
TOTAL
TITULAR
25,96
$US/Bbl
COSTO DE
PRODUCCIÓN
3,8 %US/Bbl
UTILIDAD BRUTA
22,16 $US/Bbl
IUE 25%
Utilidad Neta del
Titular
16,62 $us/Bbl
Conclusiones
•
•
No existe política energética integral de largo plazo.
Participación privada sigue siendo central:
•
•
•
•
•
•
•
CPE dice que YPFB “podrá conformar sociedades mixtas” (CPE), en la EBH
“promovera´” inversión privada nacional o extranjera. Reedita la Ley 3058:
industrialización depende de privados a través de “incentivos a industrialización” y
“fomentar participación de privados”.
Aunque se delega a YPFB constituir EIBH, los gobiernos departamentales y
municipales tienen como competencia exclusiva la participación en empresas de
industrialización asociadas a entidades nacionales (CPE).
PND omite temas cruciales: atención a necesidades energéticas del campo
(biomasa), eficiencia energética, manejo de demanda.
EBH sobreestima oferta de hidrocarburos, define metas de industrialización sin
respaldo y sin conocer Magnitud de Reservas.
Contradicción con CPE que define industrialización como política importante.
Orientación rentista: recaudación de excedentes en forma de impuestos como
principal objetivo de los sectores “estratégicos”(PND) .
Confusión conceptual: energía=electricidad (Cap.VI CPE), que excluye a
hidrocarburos, desconociendo su potencialidad energética.
Conclusiones



No existe control estatal: i) YPFB no está presente en la producción, ii) la
comercialización interna es débil pues no tiene infraestructura, iii) la
decisión de invertir y producir sigue en manos de las transnacionales, por
lo que no se puede garantizar la producción necesaria.
Contrariamente al discurso, la nacionalización del MAS alienta la
exportación como materia prima y no la Industrialización. Se amplia la
exportación a Argentina hasta 27.7 MMm3/d. y se proyecta la venta a
otros países (Chile/LNG). En el proyecto del Mutún Bolivia subvencionaría
a Jindal por un valor mayor al de los ingresos que recibiría el Estado.
Persistencia en la orientación exportadora para monetización acelerada
de reservas y de electricidad, consolida Patrón Primario Exportador (PPE)
del país (PND).
Conclusiones

El carácter limitadamente reformista de la nacionalización proviene de
la contradicción entre la hegemonía del capital monopolista
(transnacionales) y la pretensión de un desarrollo independiente
timoneado por los pequeños productores urbanos y rurales, en ausencia
de un Estado fuerte y activo.

Expresa la limitación histórica de las propuestas de desarrollo capitalista
independiente –como el “capitalismo andino-amazónico”- basado en la
ARMONÍA de los intereses de los productores nacionales y de los
monopolios extranjeros, que olvida la naturaleza de la competencia
capitalista que lleva a la CONCENTRACIÓN Y CENTRALIZACIÓN del
capital.

Al persistir en las políticas económicas neoliberales, contribuye a
reestablecer la legitimidad del propio Estado capitalista.
GRACIAS
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