Orientación de la política hidrocarburífera Perspectivas de la exportación de gas natural a Brasil Carlos Arze Vargas – CEDLA La Paz, diciembre 2018

antecedentes En la época neoliberal, la actividad estaba protagonizada por el capital privado extranjero: La “capitalización” desintegró YPFB y entregó su control a las Empresas Transnacionales (ETN). Los Contratos de Riesgo Compartido otorgaron a las ETN derecho de propiedad de la producción obtenida y de disposición de la misma. Exclusión del Estado. Propiedad y control real de los RRNN a través de concesiones petroleras.

Objetivo de la política neoliberal Se proponía incentivar el desarrollo de nuevas reservas, para su posterior monetización. Para ello: Se reclasificó las reservas reduciendo las regalías de 50% a 18% Se aseguró mercado mediante el contrato de exportación de gas al Brasil. “con el objetivo estratégico de optimizar la capacidad del Gasoducto, las reservas, los volúmenes y los precios…permitiendo una exploración sostenible y el desarrollo de las reservas de gas en Bolivia” (cláusula 3.6.) Monetización acelerada de nuevas reservas mediante la exportación, otorgando beneficios a las ETN

Integración energética neoliberal Exportación refuerza estrategia de integración vertical de Petrobrás, que controlaba principal yacimiento, San Alberto desde abril 1996, diez días antes de aprobarse Ley 1689. “estrategia adoptada por Petrobras y otros buscaron actuar en la producción en países con reservas, como Bolivia, en el transporte y en la distribución, en países con potencial crecimiento del mercado, como Brasil…. Petrobras, … buscó integrarse obteniendo derechos de producción en Bolivia, participación en empresas transportistas en ambos países y participación en empresas distribuidoras en el mercado brasileño” (Pinto y Cecchi. Regulación y Open Access en el mercado de gas natural en Brasil) Influencia determinante de Brasil para la “capitalización” del sector y estrategia corporativa de PETROBRAS en contrato de exportación.

Política en el “Proceso de cambio” Hidrocarburos es un sector Estratégico según PND2006. Su rol: generar rentas para reinversión y para transferencia a otros sectores: “sectores generan renta para exploración y explotación, y también para su industrialización” aprovechar el interés de elevadas ganancias del capital extranjero, para incentivar inversión: “…se propone una política de tratamiento a la inversión extranjera que otorgue seguridad jurídica y reglas claras” explotados en alianza armónica con el capital extranjero: “el país necesita alianzas estratégicas … circuitos virtuosos entre el Estado y las empresas transnacionales” Sectores Estratégicos generadores de Excedentes – Rentas Extraordinarias, en alianza con Capital Extranjero

Política en el “proceso de cambio” Estrategia Boliviana de Hidrocarburos 2008 Áreas de Contratos de Operación: Fiscalización: “recepción de datos y seguimiento técnico a las operaciones, según contrato” Reservorios: “YPFB y el MHE deben poseer información de las reservas y del potencial … para la gestión de reservorios según prácticas adecuadas”. Áreas reservadas para YPFB: Empresas de S.A.M. (50% + 1 acciones estatales), Contratos de Exploración y Explotación: i) de países con acuerdos energéticos, ii) con Convenios de Estudio o iii) ganado una Licitación Internacional. Información de YPFB baja costos exploratorios, aseguraría TIR de 20%, dispone mercados con volúmenes nominados, para hidrocarburos líquidos se implementará incentivos, SAM desarrollará infraestructura. Promover inversión privada bajo fiscalización estatal, para garantizar explotación, exportación e industrialización. El Estado se asocia con ETN, YPFB entrega información, mercados asegurados e incentivos.

Reservas, producción y mercado Estrategia Boliviana de Hidrocarburos 2008 Reservas: certificación de reservas, mediante empresas especializadas y “por cuenta propia” de YPFB. Producción: garantizar recuperación óptima; asegurar perforación de pozos, procesamiento y transporte, suficientes. Contratos de Operación. seguimiento a inversión declarada, técnica adecuada a curva de reservas. volúmenes acordados para comercialización, desarrollar Reservas Probadas No Desarrolladas, reconocimiento de Costos Recuperables. Asignación de Mercados: prioridad MI, Brasil y Argentina Se debería garantizar explotación racional y eficiente para garantizar provisión de mercados en crecimiento.

Acelerada explotación de hidrocarburos La explotación de las reservas probadas de gas creció sostenidamente hasta el año 2014, pasando de un promedio de 39MMm3d a 61MMm3d. Debido a la declinación de los principales campos y la nominación menor de los mercados externos, la producción en los últimos años se redujo hasta los 53MMm3d en 2017.

Priorización de las exportaciones La política de hidrocarburos se inscribe en la orientación general de la política del gobierno del MAS: el mantenimiento del patrón primario exportador de la economía, a pesar de la declarada intención de priorizar el mercado interno y la industrialización de los recursos naturales.

Estado rentista Las rentas extraordinarias generadas en un contexto de alza de precios internacionales de materias primas, agudizó la dependencia estatal de la explotación de RRNN no renovables. Efectos del rentismo: abandono de sectores productivos internos, desindustrialización, incremento de las importaciones, sobrevaluación cambiaria; mayor vulnerabilidad externa.

Estado rentista La dependencia estatal de los ingresos por explotación de RRNN, provocó la disputa por los recursos y las competencias, afectando las políticas sociales y agudizando el control político centralista.

Elevación de costos y disminución de la eficiencia del capital La laxitud de la norma, la falta de fiscalización y la ausencia de transparencia, han permitido el incremento de los costos y la consecuente caída en el rendimiento de la inversión reconocida por el Estado a las ETN:

Disminución de las reservas Incremento de reservas se produjo en período neoliberal. Caída abrupta no ha sido explicada por el gobierno. Hipótesis: sobreexplotación de las reservas o manipulación especulativa por parte de las ETN. EBH consideró P1 de 26,3 Tcf para 2006 e índice de 57,5 años, justificando lógica rentista (auditorías MHE2006 daba cuenta de 13,7Tcf para 2006)

Caída e iinsuficiencia de reservas de gn Las certificaciones contratadas por el gobierno mantienen las P1 en torno a los 10Tcf, en ausencia de nuevos descubrimientos importantes. El nivel casi constante de las P1 se debería a una “reclasificación” contable de las reservas.

Insuficiencia de reservas e inversiones Caída de reservas: por las reducidas inversiones en exploración y los resultados de la misma. Confirmando el objetivo central de “monetización de las reservas”, las inversiones y las acciones de las ETN se concentraron, abrumadoramente, en la explotación.

Incentivos para la inversión extranjera Frente a la caída de la producción de crudo e incremento de la subvención, y para incentivar las inversiones en exploración y el aumento de las reservas, se dispuso: Incentivo de 30$us por barril de petróleo (gasolinazo frustrado en 2010) Incentivo de 30$us mediante NOCRES (DS 1202) por barril adicional de crudo en campos petrolíferos (2012). Incentivo de 30$us a 55$us por barril de crudo y de 0$us a 30$us por barril de condensado, en campos petrolíferos y gasíferos, a través de un Fondo financiado con el 12% del IDH (2015) Apertura de Áreas protegidas y Parques nacionales a la exploración petrolera. Cambios procedimentales en Consulta a Pueblos Indígenas, para la inversión petrolera. Incentivos sólo consolidaron el propósito central de la “monetización acelerada de las reservas”. Además: i) limitaron más la capacidad de gobiernos sub- nacionales y universidades, ii) aumentaron conflictos por la violación de derechos de los pueblos indígenas, y iii) incrementaron riesgos medioambientales.

Intrascendencia de la política de incentivos La vigencia de incentivos financieros no cambió la tendencia a la baja de la producción de petróleo. El Fondo de Promoción a la Inversión en Exploración y Explotación de Hidrocarburos (FPIEEH) creado en 2015 con recursos de l IDH, no había desembolsado recursos por incentivos y acumulaba a diciembre de 2017 más de 221 millones de dólares.

Cambios en el mercado del gas natural Ultima década: elevado incremento de producción y comercialización del GN a nivel global, especialmente del GNL. EEUU como mayor productor y consumidor (también gran exportador GNL) Región Asia-Pacífico importa 72% de GNL. China: importó 52,6Bcm en 2017 (46% más que 2016), prevé importar 400Bcm en 2024 y 623Bcm en 2040.

Cambios en el precio del gas En la última década se ha producido la reducción paulatina del precio del Gas Natural, tanto el provisto por ductos como el comercializado como GNL

Cambios en el precio del gas El incremento de la producción de EEUU y las modificaciones en el mercado global están orientando al precio del GN hacia su “commoditización”, alejándolo de la influencia determinante del precio del petróleo.

Cambios en Balance de gas natural de Brasil En último quinquenio, la demanda diaria en Brasil fue irregular, pero se ha estabilizó alrededor de los 80MMm3d. También ha ido reduciendo su dependencia del gas importado de Bolivia, sumando importaciones de GNL y, principalmente, incrementando la producción local: la neta creció en 29%, y la bruta en 35%, superando los 100MMm3d.

Precios del gas natural boliviano en brasil El GN boliviano mantiene competitividad en precios, frente a importaciones de GNL de ultramar, aunque precio de éstas rebajó en 50%. Además, precio del gas boliviano, por condiciones de transporte y distribución, se eleva considerablemente: en 2017 para las distribuidoras fue de 5,91 $us. y para consumidores finales fue de 3 a 7 veces mayor.

Brasil: importaciones de GNL Brasil ha importado GNL en volúmenes importantes: en 2015 el equivalente a 21MMm3/d, frente a 32MMm3/d importados de Bolivia (65,5%). El precio ha variado desde los 14,9 $us. a los 4,65 $us. por MMBtu. A todo esto hay que añadir que este año importó GN de Argentina a 5,65$us, menor a los 5,85$us del gas boliviano.

Perspectivas de exportación del gas boliviano Contexto adverso: menor demanda de Brasil por crecimiento de producción propia y crecimiento de producción en Argentina (Vaca Muerta) y exportación competitiva al Brasil. Petrobrás reducirá su demanda al volumen de su producción en Bolivia y hasta completar el volumen contratado (19MMm3d por 8 años); Firma de contratos con volúmenes menores por parte de varios agentes privados. Contratos serán flexibles con nominaciones distintas y estacionales; no más contratos de largo plazo que permitían desarrollar reservas y tenían con condiciones estables de volumen y precio. Precios: diferentes entre contratos; menores al pasado; levemente mayores con agentes de demanda no firme, Brasil buscará indexación a GNL y no a petróleo Factores adversos: cambios en política brasileña, aumento de producción argentina.

Alternativa rentista en energía Alternativa para reemplazar renta hidrocarburífera: acelerar construcción de infraestructura hidroeléctrica de magnitud para exportar electricidad (7000 MWh) con graves efectos ambientales (Intenciones declaradas en la V Reunión del Grupo de Trabajo Binacional de Energía realizada, julio de 2018, en Santa Cruz). Frente a problemas de provisión de líquidos asociados: promover Etanol. La lógica general será la de “la carrera hacia el fondo: competencia regional por atracción de inversiones extranjeras en los sectores extractivos, reduciendo estándares sociales y medioambientales.

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