Nacionalización de los Hidrocarburos

1. Nacionalización de los Hidrocarburos Cedla Santa Cruz, 31 de enero de 2011

2. 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.

3. 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.

4. Distribución de utilidades de la Nacionalización

5. Resultados tributarios de la Nacionalización (% del VBP) Fuente: Elaboración CEDLA con base en información de YPFB

6. Dependencia fiscal de la cotización internacional del petróleo (porcentajes y dólares/Bbl) Fuente: L.C. Jemio, Balance fiscal y precio del petróleo, INESAD, 2011.

7. Áreas asignadas por operador (%) 2004-2008 • - 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

8. Superficie de Áreas Asignadas por Titular y Socio (en %) Fuente: Elaboración CEDLA con base en información de YPFB

9. Reservas de Hidrocarburos existentes en los campos asignados, por Titular y Socio (En %) 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.

10. Participación en la producción de hidrocarburos, por tipo de Operador de Contrato (%) Fuente: Elaboración CEDLA con base en información de YPFB Esta es la distribución de la producción según la empresa que controla la producción física.

11. Participación de Accionistas en el Servicio de Transporte (en %) Fuente: Elaboración CEDLA .

12. Producción de refinería por socio o accionista Fuente: Elaboración CEDLA .

13. Distribución de Gas Natural por Redes. Participación por socio (%) 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. Fuente: Elaboración CEDLA .

14. Participación porcentual en la cadena Fuente: Elaboración CEDLA .

15. Los proyectos de Industrialización Fuente: Inchauste, C. Hacia una política de industrialización del gas natural en Bolivia, Plataforma Energética-Cedla, 2010 .

16. Proyección de la Demanda y Reservas de GN Fuente: Inchauste, C. Hacia una política de industrialización del gas natural en Bolivia, Plataforma Energética-Cedla, 2010 .

17. Insuficiencia de Reservas de GN COMPARACIÓN DE RESERVAS PROBADAS DE GAS (En billones de pies cúbicos) Fuente: Hugo del Granado Cosio. LAS RESERVAS DE GAS

18. 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.

19. “Gasolinazo”:Incremento de alícuotas del IEHD

20. Incremento sostenido de la demanda de combustibles

21. Incremento sostenido de la demanda de combustibles

22. Estancamiento de la producción de GN

23. Insuficiente inversión

24. Insuficiente inversión En 1999, se perforó 35 pozos de exploración y 30 de desarrollo.

25. Incremento de los subsidios a los combustibles

26. 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

27. Diesel: precio e IEHD, con el DS 748 IEHD 97,38 $us/Bbl 153 $us/Bbl = 6.80 Bs/L 97,38 $us/Bbl = 4,33 Bs/L R&T 28,56 $us/Bbl 28,56 $us/Bbl = 1,27 Bs/L Petróleo 27.11 $us/Bbl

28. Destino de los recursos del “gasolinazo”: ETN y TGN? IEHD 65,44 97,38 $US/bBL 65,44 $us/Bbl = 2,91 Bs/L 97,38 $us/Bbl = 4,33 Bs/L R/T 28,56 -3,37 $us/Bbl 28,56 $us/Bbl = 1,27 Bs/L Petróleo 59 $usBbl 59 $US/Bbl = 2,62Bs/l Declaraciones del Presidente y el Min. Vincenti

29. 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

30. Ganancias de las petroleras con el DS 748 PRECIO INTERNO DEL PETROLEO 59 $US/Bbl INGRESO BRUTO DEL TITULAR IDH /REGALIAS 52% COSTO DE PRODUCCIÓN 3,8 %US/Bbl IUE 25% 48% INGRESO TOTAL TITULAR 25,96 $US/Bbl UTILIDAD BRUTA 22,16 $US/Bbl Utilidad Neta del Titular 16,62 $us/Bbl

31. 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.

32. 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).

33. 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.

34. GRACIAS