El Estado se está “comiendo” la renta petrolera en gasto público. Sólo destina un tercio a inversiones. No confirma si las petroleras han aumentado del 18 al 30 % su tajada en el negocio. Observadores de la industria petrolera reclaman por la poca transparencia, precisión y oportunidad en la información petrolera, pese a que la Constitución tiene previsto un sistema de control social.

La Fundación Jubileo propuso recientemente una “Estrategia institucional para el monitoreo” de los contratos petroleros con las transnacionales que operan en Bolivia, considerando importante una necesaria vigilancia debido a que este sector estratégico –afectado en los últimos meses por denuncias de corrupción y retrasos– genera una renta, la mayor que el país ha visto en su historia, que debería dinamizar otros sectores de la economía en procura de un desarrollo humano integral.

Seguimiento con base en información, “más aún”, asegura Jubileo, de la Iglesia Católica de Bolivia y Alemania, “porque esos recursos se agotarán en algún momento, lo que compromete a autoridades y a la sociedad en su conjunto a dar a esa renta un uso transparente y eficiente”.

Pero casi dos tercios de la renta petrolera boliviana (10.900 millones de dólares entre el 2007 y 2011) han sido destinados al gasto corriente del Estado Plurinacional y sólo 36-39% a inversiones públicas, según otro estudio de la Fundación, debatido con organizaciones de base.

Los gastos corrientes son esencialmente “el consumo del gobierno para el funcionamiento de los bienes y servicios públicos que ofrece, además de otras prestaciones. Entonces, se puede concluir que, como país, la mayor parte de los recursos IDH (impuesto directo a los hidrocarburos) están siendo consumidos”, señala el estudio.

Las evaluaciones de Jubileo se produjeron a sólo semanas de que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) confirmara un inédito aumento a 54 millones de pies cúbicos de gas por día (MMmdc) de producción, observada sin embargo porque el record significa también una intensa sobreexplotación de los campos y su acelerada monetización, sin reposición de las reservas, que dan sustentabilidad a los ingresos que percibe el país.

Escándalo y polémica

Las prevenciones sobre el destino de la renta hidrocarburífera fueron conocidas en medio del escándalo que rodea aún a la ejecución de dos plantas extractoras de líquidos, revelado de manera fortuita, y una controversia acerca de los beneficios de las transnacionales que en los últimos años se han llevado del país casi 4.400 millones de dólares (sobre un total de valor de producción de casi 15.400 millones), trocando al parecer en 30-70 % la relación que otorgaba un 18 % de las ganancias a las petroleras y el 82 % al Estado.

“Adicionalmente al 50% recaudado por el Estado por concepto de Regalías, Participación al Tesoro nacional (TGN) e IDH, Yacimientos percibió desde mayo 2007 a junio de 2012, 2,139.6 millones de dólares como ganancia de YPFB dentro los Contratos de Operación producto de la aplicación de las tablas de participación establecidas en el anexo F de los Contratos de Operación”, subrayó en agosto a la corporativa AN-YPFB el gerente de administración de la estatal Edwin Alvarez.

Esos 2,139 millones corresponderían a los 10,900 millones percibidos como renta petrolera, según parciales reportes institucionales que no dan cuenta del total oficial de las ganancias de las petroleras desde el 2007 y el valor de la producción hidrocarburífera en ese período, por lo que los especialistas deben trabajar con base en deducciones.

“Lo importante que es que se cumpla a cabalidad con lo que se establece en la Ley 3740 en su artículo 6, relativo a transparentar la información de costos recuperables, participación de YPFB y el titular en las ganancias de los contratos, inversiones e índice B por contrato a fin de poder realizar un adecuado monitoreo a los contratos y determinar por ejemplo cuánto es la participación del Estado en los ingresos obtenidos por la venta de hidrocarburos”, dijo el economista Raúl Velázquez, especializado en hidrocarburos.

El ex ministro de Hidrocarburos Andrés Solíz aseguró en julio que el gobierno de Evo Morales incumple el decreto de nacionalización, lo que ha derivado en millonarias ventajas económicas a las transnacionales petroleras que operaban en Bolivia antes del decreto y que ahora, seis años después, mantienen el control de las principales reservas y tributan sólo un 50 %, no el 82 % que creían los bolivianos.

En réplica, el presidente de YPFB Carlos Villegas acusó a Solíz –seis años después– de haber ocultado información sobre las reservas el 2006 y que renunció porque no quiso ejecutar” la nacionalización. Solíz explicó que si hubo una fuga, fue la del vicepresidente Alvaro García Linera “que desautorizó la vigencia de la Resolución Ministerial 207 firmada por mí, por la que, ejecutando el decreto de nacionalización de hidrocarburos, recuperaba el control de las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell, hasta entonces en manos de Petrobras, a favor del Estado boliviano”.

“Villegas, mi sucesor, firmó la anulación de esa resolución y le devolvió a Petrobras el negocio. Desde entonces hasta que se pagó a Petrobras por esas refinerías, ésta se benefició a costa de los bolivianos con el petróleo reconstituido que exportó a precios internacionales, obteniendo más de cien millones de dólares de beneficios indebidos”.

Solíz añadió que anteriormente, “García Linera, Jorge Alvarado y Manuel Morales Olivera (estos últimos ex presidentes de la estatal) decidieron abrir negociaciones con Petrobras al margen del Ministerio de Hidrocarburos sobre los nuevos contratos petroleros, sin que estén aún concluidas las auditorias petroleras que mi despacho ejecutaba. Esas acciones hacían imposible mi permanencia en el despacho ministerial”.

Contratos: Similitudes y contrastes

La propuesta de Jubileo sobre el monitoreo a los contratos, coincidió con la presentación de un novedoso sistema de información geográfica de las áreas petroleras concedidas a las operadoras en los 43 contratos, disponible en el portal jubileo.org.bo, con el que se puede apreciar la ubicación exacta y eventuales superposiciones con territorios indígenas y áreas protegidas.

Un análisis sobre el estado de los 43 contratos petroleros, solicitado al experto Raúl Velásquez, de Jubileo, da cuenta de la situación existente en varios aspectos, incluidos los antecedentes:

En mayo del 2006, por el Decreto de Nacionalización Nº 28701, las empresas petroleras que hasta ese momento operaban en Bolivia bajo contratos de riesgo compartido debían migrar, en un plazo no mayor a 180 días, a nuevos contratos petroleros que cumplan con los nuevos requisitos legales y constitucionales, de manera que el Estado Boliviano suscribió en oct-2006, 44 Contratos de Operación con 15 empresas petroleras, los mismos que entraron en vigencia a partir del 2-may-2007. (Uno fue devuelto el 2008 quedando 43 vigentes).

De los 44, siete corresponden a áreas de exploración y 36 a áreas de explotación, es decir áreas donde ya se venían realizando actividades hidrocarburíferas. De los 43 contratos suscritos, 29 se encuentran en etapa de producción y el resto en fase de exploración o con declaratoria de fuerza mayor, principalmente por problemas con las comunidades indígenas aledañas a las áreas.

En general los 43 Contratos de Operación vigentes, 44 suscritos en principio, mantienen unas mismas características sobre los aspectos de mayor relevancia; por ejemplo, no confieren al Titular la propiedad de los yacimientos hidrocarburíferos ni sobre los hidrocarburos producidos, y tienen por objeto la realización de las operaciones petroleras por parte de los Titulares a su exclusiva cuenta y riesgo a cambio de recibir una retribución o pago por sus servicios.

Todos establecen, asimismo, que los ingresos obtenidos por la venta de hidrocarburos netos en punto de fiscalización serán destinados, en primera instancia, al pago de regalías, participación del Tesoro general de la Nación (TGN) e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH).

Costos recuperables y ganancias

Establecen que, del valor remanente, YPFB reconocerá al Titular los costos recuperables aprobados por YPFB en el marco de lo dispuesto en el Anexo D del Contrato de Operación.

Una vez descontados los costos recuperados, la ganancia resultante será distribuida entre YPFB y el Titular de acuerdo a las tablas de participación establecidas en el Anexo F de los respectivos contratos.

En este sentido, la retribución del Titular está conformada por la sumatoria de los costos recuperables y la ganancia del Titular, y es pagada por YPFB de forma mensual.

Participación de YPFB

Las tablas de participación para YPFB presentes en el Anexo F son diferentes para cada contrato, pues fueron negociadas en función a las características conocidas de los campos en ese entonces.

Es así que las tablas para los contratos San Alberto y San Antonio –los megacampos sobre los cuales está asentada la economía boliviana de los hidrocarburos– establecen porcentajes de participación más altos para YPFB.

Considerando que ambos contratos comprenden a los campos más grandes del país, seguramente son los que explican principalmente la participación de YPFB en la ganancia mensual.

Caipipendi-Margarita

Sin embargo en el caso del Contrato Caipipendi (campo Margarita), los porcentajes presentes en las tablas del Anexo F son mucho menores, al parecer porque al momento de la negociación se utilizó un Plan de Desarrollo con datos no actualizados.

“Sería pertinente, advierte Jubileo, una evaluación por parte de la empresa estatal de las tablas de participación de YPFB presentes en el Anexo F considerando el nuevo Plan de Desarrollo para el Contrato Caipiependi, toda vez que la producción llegará a los 14 MMmcd.

Adicionalmente, en casos como el Contrato Caipipendi, debiera revisarse las tablas de participación de YPFB en las ganancias toda vez que las mismas posiblemente fueron negociadas en otro contexto y con información de un plan de desarrollo distinto al actual.

Riesgos y desarrollo

El riesgo es asumido enteramente por el Titular y la inversión realizada es recuperada por las empresas, vía costos recuperables, una vez que el campo es explotado.

Todos los contratos establecen que una vez obtenida la declaratoria de comercialidad para un campo, el Titular tiene la obligación de presentar a YPFB, para su aprobación, un Plan de Desarrollo para el o los campos dentro el área de contrato; y la obligación del Titular de presentar, de forma anual a YPFB para su aprobación, un Programa de Trabajo y Presupuesto (PTP).

Se considera crucial que, al ser los hidrocarburos un recurso del pueblo boliviano, resultaría importante, en el marco de una política de transparencia, que YPFB publique un resumen con las principales actividades e inversiones comprometidas en los PTP de forma anual.

Recuperaciones distintas

Los Contratos Petroleros establecen la recuperación de los costos clasificados en su Anexo D.

Dichos costos deben ser revisados y aprobados mensualmente por YPFB; aquellos montos aprobados que no hayan sido recuperados en un mes determinado podrán ser trasladados al siguiente.

En 38 contratos el límite de recuperación de costos es del 100% del valor remanente [precisado como el resultante de deducir de los ingresos brutos obtenido por la venta de hidrocarburos, los costos de transporte y compresión y el pago por regalías, participación TGN e Impuesto Directo a los Hidrocarburos].

Pero en cinco contratos el límite es distinto. Es el caso de:

Contrato San Antonio, (Titulares: Petrobras Bolivia 35% – operador- YPFB Andina 50% y Total E&P Bolivie 15%) el límite de recuperación de costos es del 60% del valor remanente. Contrato San Alberto, (Titulares: Petrobras Bolivia 35% – operador- YPFB Andina 50% y Total E&P Bolivie 15%) el límite de recuperación de costos es del 60% del valor remanente. Contrato Caipipendi, (Titulares: Repsol YPF 37,5% – operador- BG Bolivia 37,5% y PAE 25%) el límite de recuperación de costos es del 95% del valor remanente. Contrato Colpa y Caranda, (Titular Petrobras Energía 100%) el límite de recuperación de costos es del 80% del valor remanente. Contrato Ingre, (Titular Petrobras Bolivia 100%) el límite de recuperación de costos es del 80% del valor remanente.

Megacampos

En el contexto de producción, ganancias y costos recuperados, sin duda que los contratos San Alberto y San Antonio operados por Petrobras Bolivia, asegura Jubileo, son los que registran un mayor aporte a la producción nacional de hidrocarburos.

Por lo tanto son los que aportan también la mayor parte de regalías, participación TGN, IDH y participación de YPFB en las ganancias de los Contratos de Operación.

Petróleo en campos marginales y pequeños

Los Contratos no establecen importantes diferenciaciones entre campos gasíferos y petrolíferos, salvo la no aplicación de tablas de distribución de ganancias en caso de que los campos sean marginales o pequeños.

No obstante, esto no ha sido suficiente incentivo para un nuevo proceso de exploración de hidrocarburos líquidos cuya producción –sin considerar el condensado– ha venido declinando desde el año 2005.

Exploración por subsidiarias

El estudio remarca que las empresas nacionalizadas, Andina y Chaco, aún no terminan de asumir un rol protagónico en la producción de hidrocarburos.

“Estas empresas quizás deberían ser las que asuman la exploración en bloques con mayor potencial hidrocarburífero como lo es Azero.

Resulta importante puntualizar que los contratos no fijan precios, éstos son establecidos mediante contratos de compra–venta suscritos por YPFB en representación del Estado. Y el precio al cual son valorados los hidrocarburos producidos y entregados por las empresas en propiedad a YPFB depende del mercado que asigne la estatal petrolera a dicha producción

Versión completa y actualizada con base en la versión de Energy Press: http://www.energypress.com.bo/index.php?c=&articulo=A-monitorear-los-contratos-petroleros&cat=387&pla=3&id_articulo=2144)