La Paz, noviembre de 2004

Nº8 Similitudes y

diferencias en los proyectos de ley de

hidrocarburos Carlos Arze Pablo Poveda

ÍNDICE

PRESENTACIÓN ................................................................................................................ 1

PROYECTO DE LEY DE HIDROCARBUROS DEL PODER EJECUTIVO MESA NO CAMBIA LAS VENTAJAS DE LAS PETROLERAS .............................................. 2

EL ESTRECHO SENTIDO DE LA PROPIEDAD EN BOCA DE POZO .............................................. 2 MIGRACIÓN DE CONTRATOS: OBLIGATORIA PERO GRATIFICADA......................................... 4 EL PAPEL DEL ESTADO Y LA REFUNDACIÓN DE YPFB ......................................................... 5

Intervención estatal en los mercados de hidrocarburos ................................................ 6 Las tarifas de transporte, ¿cómo se definirían?............................................................. 7 Atribuciones de YPFB en la cadena productiva............................................................. 8

REGALÍAS E IMPUESTOS QUE NO AUMENTAN ....................................................................... 9 ¿Qué traerá de nuevo el ICH? ..................................................................................... 10

LA PROPUESTA DE LEY DE HIDROCARBUROS DE LA COMISIÓN DEL PARLAMENTO DIFERENCIAS QUE SE ESFUMAN ENTRE LA AMBIGÜEDAD Y LA CONTRADICCIÓN................................................................................................. 15

RECUPERACIÓN DE LA PROPIEDAD DE LOS HIDROCARBUROS ............................................. 15 LA MIGRACIÓN OBLIGATORIA DE LOS ACTUALES CONTRATOS ........................................... 17 ATRIBUCIONES DEL ESTADO EMERGENTES DE LA RECUPERACIÓN DE LA PROPIEDAD Y LA REFUNDACIÓN DE YPFB.................................................................................................... 18

Funciones estatales y nueva institucionalidad ............................................................. 19 Capacidad estatal para intervenir en el mercado ........................................................ 23

RÉGIMEN DE PATENTES, REGALÍAS, PARTICIPACIONES Y TASAS ........................................ 24 Las patentes .................................................................................................................. 24 Regalías y participaciones ........................................................................................... 25 Incentivos tributarios para la industrialización........................................................... 26 Régimen de impuestos .................................................................................................. 28

DERECHO DE PUEBLOS INDÍGENAS Y ORIGINARIOS Y MEDIO AMBIENTE............................. 29

CONCLUSIONES .............................................................................................................. 31

ANEXOS ............................................................................................................................. 34

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PRESENTACIÓN

La coyuntura actual de Bolivia está marcada por la discusión de los hidrocarburos; todas las esferas de lo público están impregnadas por esta temática; las decisiones más trascendentes son afectadas por lo que se defina en esta materia; desde la estructura política del país hasta la inversión pública del próximo año 2005 dependen de hacia dónde se defina el rumbo del gas. Ya se vio en el referéndum del gas, este recurso natural, por sus implicancias, polarizó a la sociedad boliviana; ahora, la tendencia hacia la polarización tiene un rostro cada vez más claro: los poderosos y el Gobierno presionan para que nada, absolutamente nada, cambie; las organizaciones populares, en cambio, continúan luchando por un mayor y mejor control de y acceso a los recursos naturales y a la generación de excedentes que esta actividad podría reportar en el futuro a las arcas del Estado.

Por el momento, resulta un tanto difícil separar la paja del trigo en el debate de la futura ley del gas. Muchas de las definiciones han sobrepasado al Congreso de la República, y se toman de forma no democrática, poco transparente y bajo presiones.

La intención del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (CEDLA) es justamente aclarar qué plantean tanto el Gobierno como la Comisión de Desarrollo Económico del Congreso. Ambas propuestas han sido colocadas como antagónicas por la propia opinión pública, en un esfuerzo que echa más bruma antes que la disipa. La idea del presente documento es justamente ver las similitudes y las diferencias entre ambos proyectos en relación con tres aspectos esenciales: la propiedad de los hidrocarburos, el régimen impositivo y de regalías, el rol del Estado a partir de las atribuciones de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos y la industrialización del gas.

La estructura del documento presenta tres partes: el análisis del proyecto gubernamental, el análisis de la propuesta de la Comisión de Desarrollo Económico y las conclusiones.

Esperamos que el contenido de este documento pueda dar algunas luces que disipen la bruma en torno debate sobre el futuro del gas boliviano.

La Paz, noviembre de 2004

Javier Gómez Aguilar

Director ejecutivo

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Proyecto de Ley de Hidrocarburos del Poder Ejecutivo

Mesa no cambia las Ventajas de las

petroleras

El Gobierno de Carlos Mesa ha preparado un proyecto de ley, en el que su propuesta de nacionalización no devuelve la propiedad de los hidrocarburos a los bolivianos que Gonzalo Sánchez de Lozada ha entregado a las transnacionales.

De acuerdo al proyecto de ley, no se cambian las reglas del juego que favorecen a las empresas extranjeras, porque se mantienen los contratos de riesgo compartido con duración de hasta 40 años; se deja la comercialización de los hidrocarburos al libre mercado; no se propone la “refundación” de YPFB; y tampoco se suben los impuestos y regalías al 50 %.

En resumen, esta política no responde a las demandas de industrialización de los hidrocarburos y menos de generación de empleo, como exigieron los movimientos y organizaciones sociales en las jornadas de octubre del 2003 y en lo que va de este 2004. El desarrollo del país está cada vez más lejos.

El estrecho sentido de la propiedad en Boca de Pozo

El Gobierno de Carlos Mesa ha elaborado un proyecto de Ley de Hidrocarburos, en el que propone ampliar el concepto de propiedad estatal sobre estos recursos que fue establecido por la Ley No 1689 aprobada en la primera gestión de Gonzalo Sánchez de Lozada (1993-1997).

Según el proyecto de ley, dicho concepto alcanzaría a la producción y no únicamente a las reservas que residen en el subsuelo. Para el Gobierno, esta es una forma de nacionalización de los hidrocarburos. En los acápites siguientes, señalaremos el carácter limitado de esta modificación, a partir de sus efectos prácticos en la participación soberana del Estado en el ámbito de los hidrocarburos.

De acuerdo al texto del proyecto de Ley de Hidrocarburos de Mesa “la propiedad de todos los hidrocarburos en Boca de Pozo pertenece al Estado boliviano, que ejerce ese derecho a través de Petrobolivia” (Art. 5).

Esto implica la ampliación de la propiedad estatal –que con la actual Ley No 1689 se limitaba a la propiedad de los hidrocarburos en estado natural contenidos en los reservorios1–, 1 Según el inciso 2.3 de los contratos de riesgo compartido, el Estado boliviano es propietario de los “hidrocarburos ‘in situ’ en los Reservorios”.

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sobre los hidrocarburos extraídos a la superficie. Es decir, que la propiedad estatal se ampliaría sobre la producción y ya no sólo sobre las reservas naturales de hidrocarburos.

Por otro lado, el proyecto de ley establece la diferencia de dos conceptos fundamentales: Boca de Pozo y Punto de Fiscalización, de acuerdo a la característica física de los hidrocarburos que se ubican en ellos. Entonces, Boca de Pozo sería el “punto de salida de la corriente total de fluidos (petróleo, gas, agua y sedimentos) antes del sistema de adecuación” (Art. 118), en tanto que el Punto de Fiscalización consistiría en “el lugar donde son medidos los hidrocarburos resultantes de la explotación en el campo después de que los mismos han sido sometidos a un sistema de adecuación para ser transportados” (Art. 118)2.

Por su parte, para la Ley No 1689, Boca de Pozo es el “lugar donde son medidos el petróleo, gas natural, gas licuado de petróleo y demás hidrocarburos resultantes de la explotación en el campo, después que los mismos hayan sido adecuados para ser transportados” (Art. 8). Asimismo, aunque no incluye una definición específica para Punto de Fiscalización, establece que la “producción fiscalizada” está constituida por “los volúmenes de hidrocarburos medidos en boca de pozo” (Art. 8); así, ambos resultan siendo un mismo lugar físico donde se fiscalizan los hidrocarburos luego de procesos de separación de los fluidos extraídos y de adecuación para su transporte.

Por tanto, en este primer punto, se puede afirmar que los hidrocarburos fiscalizados –que son los que interesan económicamente– se definen de la misma manera por la ley de Goni y por el proyecto de Mesa.

Adicionalmente, el proyecto determina que el Titular de un contrato con el Estado, sea éste de Producción Compartida, de Operación o de Asociación, está obligado a “entregar al propietario, Petrobolivia, la totalidad de los hidrocarburos producidos” (Art. 16).

Esto significa que la modificación propuesta por el proyecto gubernamental en sentido de recuperar la propiedad estatal en Boca de Pozo, permitiría al Estado fiscalizar de manera directa la producción de hidrocarburos, volúmenes y calidad, para efecto de una correcta liquidación de regalías y participaciones.

El Estado tendría el control físico del producto hasta el Punto de Fiscalización y sería el encargado de determinar el monto de la participación del contratista, y no al revés como sucede actualmente. Así, se superarían las limitadas atribuciones que hoy tiene YPFB para fiscalizar la producción, pues está relegada a la verificación posterior de la información proporcionada por las empresas contratistas3.

Sin embargo, como la norma propuesta por el actual Gobierno sólo define la propiedad estatal de los hidrocarburos hasta el Punto de Fiscalización, que es donde se debe

2 Excepto cuando los campos no tienen facilidades de extracción, en cuyo caso el punto de fiscalización es a la salida del sistema de separación de fluidos como el agua y los sedimentos. 3 El Reglamento de Liquidación de Regalías, aprobado por el DS 24577, establece que la empresa contratista presenta “informes diarios y mensuales sobre los volúmenes de hidrocarburos medidos en el punto de fiscalización” y que YPFB dentro de los primeros veinte días del mes posterior “certificará ante la Secretaría Nacional de Energía los volúmenes de hidrocarburos fiscalizados en boca de pozo”. Más aún, establece que el contratista es quien liquida y paga las regalías, y luego presenta una declaración a las autoridades. Con todo, estas circunstancias no liberan a las autoridades de dicha empresa de su responsabilidad de fiscalizar la actuación de las empresas.

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decidir la distribución del producto entre el Estado y las empresas privadas. La real apropiación de los hidrocarburos y la capacidad de usufructo de dicha propiedad serán determinadas por el texto de los “contratos de riesgo compartido”.

En otras palabras, el porcentaje de la producción que beneficie al Estado será definido en negociación con las empresas privadas y no como señala el artículo 5 del proyecto de Mesa que, según el oficialismo, “nacionalizaría” los hidrocarburos.

Migración de contratos: obligatoria pero gratificada

Para hacer el cambio de propiedad en los hidrocarburos, el Gobierno plantea que las empresas que hubiesen firmado contratos de riesgo compartido amparados en la Ley No 1689, “deberán adecuarse a las disposiciones de la presente Ley en el plazo de 180 días calendario” (Art. 5).

Mediante esta disposición, en criterio de algunos políticos oficialistas y otros “opositores”, se estaría respondiendo a la demanda social de anular realmente los efectos de la Ley No 1689, que quedaría abrogada por la nueva norma legal. Empero, no se menciona que esta “migración obligatoria” de los contratos no implica el cambio radical de las condiciones ventajosas otorgadas por Sánchez de Lozada, sino que, contrariamente, supone su ratificación e inclusive la inclusión de algunos beneficios especiales para las empresas transnacionales.

¿Cuáles serían esos beneficios? En primer lugar, se ratifica la reclasificación de reservas y la consiguiente reducción del pago de regalías. El artículo 118 señala explícitamente la clasificación de hidrocarburos realizada por la Ley No 1731, la que modificó de manera aún más ventajosa las condiciones establecidas por la Ley No 16894. De este modo, las regalías a pagar en el futuro seguirán siendo del 18 % para la mayor parte de los hidrocarburos producidos bajo los contratos vigentes y para los futuros descubrimientos.

En segundo lugar, la obligatoriedad de perforar un pozo productor o de inyección por parcela –seleccionada en el plazo de 5 años desde la declaratoria de comercialidad– que establece la Ley No 1689 y también los Contratos de Riesgo Compartido (CRC), es sustituida por la obligación de “presentar el plan de desarrollo del campo” en el plazo de dos años desde la declaratoria y de “desarrollar el campo dentro del plazo de 5 años” desde la aprobación del plan. En caso de que no se desarrolle el campo en el plazo señalado, la empresa debería “pagar una suma equivalente al costo total del último pozo perforado en dicho campo”.

La devolución del campo sólo se impondría si el contratista no presentase el plan de desarrollo o no pagase la multa referida. Asimismo, los CRC podrían adecuarse a estas condiciones presentando “un plan de desarrollo actualizado en el marco de los Contratos Petroleros” de esta nueva ley.

De aprobarse la anterior disposición, se estaría reduciendo la presión legal para el cumplimiento de la obligatoriedad de desarrollar los campos, afectando los niveles de inversión 4 Mientras la Ley No 1689 definía los hidrocarburos existentes como aquellos de “reservorios que estén en producción a la fecha de la vigencia de la presente ley”, la Ley No 1731 determina que son “los hidrocarburos correspondientes a las reservas probadas de los reservorios que estén en producción a la fecha de vigencia de la presente ley y certificadas al 30 de abril de 1996 por empresas especializadas”, con lo que resultaba que reservorios en producción podían tener hidrocarburos existentes y nuevos –que pagan menos regalías- dependiendo del volumen certificado hasta esa fecha.

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al subordinar el interés del país a la voluntad de las empresas. Peor aún, como señala un analista5, se estaría eximiendo a las transnacionales que tienen firmados CRC, de una obligación pendiente que alcanzaría a los 2.325 millones de dólares6, según información periodística de julio de este año.

Un tercer beneficio sería percibir la amortización de un porcentaje (sin especificar cuánto), de las inversiones realizadas en el desarrollo de los campos productores sujetos al respectivo CRC. Esta amortización sería efectiva después de un informe de auditoría y pagada con la participación futura que Petrobolivia obtendría de la producción del campo, y constituiría un tratamiento especial para las empresas migrantes, pues en el caso de los contratos nuevos no resultantes de la conversión o migración, no se dispone ninguna devolución de inversiones.

Finalmente, se debe despejar toda duda respecto a que la modificación del régimen impositivo a través de la creación del ICH, traería cambios en las condiciones legales que amparan a los CRC. En ellos, más precisamente en la cláusula 7.4, se establece taxativamente que “el contratista estará sujeto a las leyes tributarias bolivianas aplicables a su actividad”; es decir que no se estaría afectando ningún derecho reconocido expresamente en el texto de los Contratos que están vigentes.

De todo esto, se puede deducir que la “migración obligatoria” de los contratos actuales a los nuevos tipos de contrato, previstos por el proyecto de Mesa –que sería la forma en que operaría la mencionada recuperación de la propiedad–, no significará una modificación radical de las condiciones a las que hoy en día están sujetas las transnacionales y más bien se otorgarían algunas ventajas adicionales a las empresas.

El papel del Estado y la refundación de YPFB

Ahora bien, vale la pena analizar qué atribuciones le asigna el proyecto de ley al Estado como legítimo propietario de los hidrocarburos.

En el proyecto de ley se tiene la intención de dividir la participación estatal creando dos entidades totalmente diferentes: Petrobolivia con el rol de representante del Estado para el otorgamiento de derechos, fiscalización, suscripción de contratos de exploración y explotación, y la función de agregador y vendedor en exportaciones; YPFB podría participar en todas las actividades petroleras, sola o asociada.

Según el Gobierno, esta disociación impediría que YPFB se convierta en juez y parte en el sector hidrocarburos, con lo que se revela ya que la supuesta “refundación” de la empresa estatal se limitaría a la posibilidad de que participe como cualquier otra empresa del sector, sin ningún privilegio especial y, por tanto, impedida de ejercer el rol de ejecutor de la política nacional de hidrocarburos que era su principal atributo antes de la privatización.

5 Tahbub, Marwan. Nueva Ley de Hidrocabruros o “seguir mareando la perdiz”, en http://www.rebelion.org/noticia.php?id=4868 6 Edición del periódico La Prensa de 22/07/04.

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Intervención estatal en los mercados de hidrocarburos

La lectura del capítulo referido a la enunciación de los principios de la Política de los Hidrocarburos7, ratifica nuestro criterio de que el proyecto del Gobierno de Mesa no sale del marco establecido por toda a política sectorial impulsada por el neoliberalismo en el país.

Aunque se declare que el aprovechamiento de estos recursos naturales debe estar subordinado a promover el desarrollo integral, sustentable y equitativo del país, las atribuciones prescritas para el Estado lo limitan a cumplir el papel de garante de la libre competencia entre sujetos semejantes. En efecto, los atributos de la Política Nacional de Hidrocarburos: garantía de abastecimiento del mercado interno, incentivo de la expansión del consumo nacional, promoción de la exportación favoreciendo los intereses estatales y el fomento de la industrialización de los hidrocarburos, se someten a los principios liberales de eficiencia, neutralidad y competencia, que impiden al Estado que actúe interfiriendo el imperio de las fuerzas del mercado.

En el artículo 32 se establece que el Ministerio de Minería e Hidrocarburos, en coordinación con los Titulares y Petrobolivia, elaborará y aprobará la Planificación de Política Petrolera8. Esto revela que el Gobierno considera que las empresas petroleras son insustituibles y deben jugar un rol activo en la definición de la política nacional de hidrocarburos.

Así también, reeditando la concepción dominante en la Ley No 1689, las diversas actividades hidrocarburíferas son declaradas libres para cualquier persona privada o pública y se confina el derecho estatal sobre la materia al mero otorgamiento de contratos y concesiones.

En el caso de la capacidad otorgada al Estado para la definición de los volúmenes de hidrocarburos destinados al abastecimiento interno y a la exportación, el proyecto señala en su artículo 76 que la Superintendencia de Hidrocarburos será la encargada de autorizar la exportación de hidrocarburos y derivados, sobre la base de “una certificación de existencia de excedentes” expedida por el Comité de Producción y Demanda, que evalúa los balances de producción y de demanda y programa el abastecimiento al mercado interno y la exportación9.

Si bien esta disposición superaría la situación actual –sólo se garantiza la provisión interna de gas natural–, al no establecer verdaderas políticas de industrialización (para la exportación y la sustitución) y de impulso al consumo interno de hidrocarburos, los excedentes siempre estarán disponibles pues serán el resultado de un consumo nacional irrelevante y un potencial productivo que lo supera ampliamente.

7 Título II, Capítulo I Política de los hidrocarburos y principios generales. 8 La definición, por demás anodina, de la Planificación de Política Petrolera es: “el análisis indicativo del desarrollo del sector de Hidrocarburos, que permitirá establecer las políticas a largo plazo, buscando el mejor aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos, mediante al análisis de ciertos indicadores tales como las reservas, la producción, infraestructura, y el mercado de hidrocarburos. Dicha política respetará los acuerdos de comercialización existentes y los mercados de exportación obtenidos por las empresas. Aquellos mercados que sean obtenidos por el Estado serán asignados siguiendo los lineamientos de esta política, de acuerdo al mejor interés de la Nación”. 9 Según el artículo 118 de Definiciones, el Comité estaría conformado por representantes de las empresas productoras, refinadoras, transportadoras por ductos, comercializadoras, Petrobolivia y la Superintendencia de Hidrocarburos. Se reúne mensualmente para evaluar los balances de producción demanda ejecutados en el mes anterior y programar para los tres meses siguientes.

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Respecto a los precios, la orientación general del proyecto indica una continuidad de la política sectorial vigente desde 1996, la misma que consiste en la definición de los precios de manera oligopólica, esto es, estableciendo como principio la paridad de los precios internos con los precios internacionales –determinados por los grandes consorcios petroleros– y no tomando como referencia los costos reales internos de producción, como corresponde a un economía de libre competencia.

Así, el proyecto señala que la Superintendencia de Hidrocarburos fijará los precios máximos del Petróleo y el GLP tomando como referencia la Paridad de Exportación. En otras palabras, los precios se fijarán de acuerdo a los precios vigentes en el mercado externo para el producto de referencia. En la misma dirección, los precios máximos de los derivados y refinados tomarán como referencia los precios de la materia prima: Petróleo y GLP. Finalmente, el precio máximo del Gas Natural se basará en los precios de los contratos existentes y de oportunidad del mercado, lo que significa que se mantiene la política de Sánchez de Lozada.

La única novedad destacable en este campo, es la prohibición de que los precios de exportación del Gas Natural sean menores a los vigentes en el mercado interno; en caso de que no fuera así, los productores deberán ofrecer el mismo precio en el mercado interno. Evidentemente, esta disposición podría, eventualmente, facilitar el acceso de los consumidores nacionales a un gas natural más barato.

Las tarifas de transporte, ¿cómo se definirían?

Según el proyecto de Mesa, las tarifas de transporte por ductos se definirían a través de reglamentos. Cabe destacar que entre los principios que debieran regir esa aprobación, tales como las garantías para asegurar el costo más bajo a los usuarios, permitir a los concesionarios cubrir costos y obtener una rentabilidad adecuada, además de asegurar la eficiencia de las operaciones y optimizar las inversiones, se incorpora el principio de que el transporte para abastecimiento del mercado interno “deberá beneficiarse de las economías de escala que generan los ductos de exportación”.

En consecuencia, una de las metodologías para definir las tarifas de transporte en el territorio nacional, consistirá en determinar “una sola tarifa estampilla”. Esta disposición que podría parecer beneficiosa para los consumidores, no hace más que ratificar la preeminencia de los principios dirigidos a garantizar el retorno de las empresas concesionarias y no incluye, necesariamente, la posibilidad de que el Estado intervenga determinando soberanamente un tratamiento especial y privilegiado al transporte interno destinado a incentivar el consumo de hidrocarburos, particularmente del gas natural.

Adicionalmente, en este campo, se establece que en casos excepcionales como el desarrollo de nuevos mercados externos o interno y el establecimiento de nuevas redes de distribución de gas natural en territorio nacional, se puede permitir que los concesionarios de transporte sean a la vez concesionarios de distribución de gas por redes o compradores-vendedores de hidrocarburos.

Esto permitiría, eventualmente, que los planes de expansión de las redes domiciliarias de YPFB gocen de esta excepción, bajo la forma de una integración de estas actividades por

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parte de la empresa estatal; obviamente, al tener un carácter general, la norma permitiría este tratamiento también a favor de las empresas privadas.

Finalmente, respecto al Sistema de Regulación sectorial, el proyecto ratifica el contenido de la Ley 1600 del SIRESE y sus reglamentos. Sin embargo, incorpora una modificación importante, relativa a la atribución de fijar precios máximos para el mercado interno no sólo para los productos derivados, sino también para el petróleo crudo, lo que podría, si se rompiese con a lógica de la paridad de exportación, permitir controlar las variaciones de precio de los derivados en el mercado interno.

Atribuciones de YPFB en la cadena productiva

De acuerdo al proyecto del Gobierno, las actividades petroleras son las siguientes:

a) Exploración

b) Explotación

c) Comercialización de la producción de campo

d) Transporte y almacenaje

e) Refinación e industrialización

f) Comercialización de productos refinados

g) Distribución de gas natural por redes

De acuerdo a esa clasificación, las atribuciones del Estado son:

* Exploración y Explotación. Mediante el artículo 25, se establece un tratamiento especial para YPFB, reservando áreas de interés en zonas tradicionales y en áreas no-tradicionales. Esta disposición saldría del marco del principio de neutralidad en las actividades hidrocarburíferas, prescrito por el propio proyecto de ley10 y se constituiría, junto con la opción preferente de adquirir hidrocarburos de las empresas productoras a precios de mercado en uno de los pocos privilegios que le asiste como empresa estatal.

Tomando en cuenta los criterios previstos para la valoración de la adjudicación de áreas de exploración en las licitaciones internacionales, tales como: el pago de un bono, el pago de una participación adicional y de una participación en utilidades para el TGN, es probable que este privilegio de YPFB sea un atractivo para los inversionistas extranjeros interesados en adjudicarse áreas potencialmente rentables.

Las restantes condiciones para que YPFB participe en las actividades de explotación son las mismas que para las empresas privadas y que se establecerían en los respectivos tipos de contratos suscritos con Petrobolivia.

* Comercialización de la producción de campo. Aquí se destaca el hecho de que Petrobolivia actuaría como agregador y vendedor en todas las exportaciones de gas natural desde territorio

10 El artículo 13 del proyecto del Gobierno, establece el principio de neutralidad, por el que se “obliga a un tratamiento imparcial a todas las personas y empresas que realizan actividades petroleras y a todos los consumidores o usuarios”.

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nacional, función que consiste en el derecho de asignar a las empresas productoras los volúmenes requeridos para cumplir con los compromisos a suscribirse en el futuro.

Este privilegio, sin embargo, variaría en el caso de las exportaciones resultantes de negociación directa de las empresas productoras, en cuyo caso Petrobolivia se limitaría a participar en el establecimiento de los volúmenes requeridos, realizado por las propias empresas productoras. Por la función de agregador, Petrobolivia cobraría un monto equivalente al 2 % de la facturación, restando los costos de transporte.

En el caso de YPFB, su derecho se limita a la opción preferente para adquirir los hidrocarburos a los precios pactados ente empresas.

* Transporte y almacenaje. En este caso, YPFB se debe ceñir a las mismas condiciones establecidas para el resto de las empresas, debiendo someterse también a las prohibiciones relativas a la integración vertical de actividades en el sector.

* Refinación e industrialización. Como en otras actividades, YPFB no goza de ningún privilegio especial respecto de las empresas que puedan operar en el sector.

Como se puede observar, la intervención de YPFB en la cadena productiva de hidrocarburos debería ajustarse a las condiciones prevalecientes para cualquier inversionista, con la agravante de que lo haría en situación de extrema inferioridad, habida cuenta de que se le ha privado de todo su patrimonio mediante los procesos de capitalización y privatización.

Regalías e impuestos que no aumentan

Uno de los “mandatos del referéndum” –que se desprende de la pregunta 5– era que el Estado “cobre impuestos y/o regalías a las empresas petroleras llegando al 50 por ciento del valor de la producción del gas y el petróleo a favor del país”.

Hay que distinguir que de todos los ingresos que recibe el Estado por la actividad hidrocarburífera, una parte corresponde a los impuestos que vienen a gravar la actividad económica. Pero hay otra parte de ingresos, denominados regalías, que son las rentas que recibe el Estado por ser dueño de los yacimientos y de la naturaleza que los circunda.

La propuesta de Mesa no modifica el anterior sistema de regalías implantado por la Ley No 1731, que definía como Hidrocarburos Existentes aquellos “correspondientes a las reservas probadas de los reservorios que estén en producción a la fecha de vigencia de la presente ley y certificadas al 30 de abril de 1996 por empresas especializadas”; y a los Hidrocarburos Nuevos como todos aquellos que no correspondían a la anterior definición. De este modo, se establecía un total de regalías y participaciones a favor del Estado de 50 % para los Hidrocarburos Existentes y de sólo 18 % para los Hidrocarburos Nuevos.

Debido a esta arbitraria determinación, los Hidrocarburos Existentes de Gas Natural para el año 2002, resultan siendo sólo el 3 % del total de las reservas probadas y probables del país, y son cada vez menores, lo que determina que cuando se agoten, las regalías globales caerán al 18 %.

Para observar el efecto de esta reducción paulatina, tomemos un ejemplo. Haciendo una comparación entre el primer trimestre de los años 2003 y 2004, el porcentaje de producción de Hidrocarburos Existentes de Petróleo, GLP y Gas Natural, cayó de 39,3 % al

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33,4 %; esto significa que las regalías en término de volumen físico bajaron de 37,5 % a 28,3 % en el lapso de un año. A este ritmo de agotamiento de las reservas existentes, 5,9 % por año, se espera que en el lapso un poco menor de 6 años (año 2010), el total de las regalías caerá al 18 % de la producción.

En el sistema de impuestos, las empresas del sector pagan los impuestos generales a la actividad económica: Impuesto al Valor Agregado (IVA) del 13 % sobre el precio neto de ventas, el Impuesto a las Transacciones del (IT) 3 % que grava a las ventas brutas. También pagan el impuesto a las Utilidades (IUE) sobre el 25 % de la utilidad neta, y finalmente el Impuesto a la Remisión de Utilidades al Exterior (IRUE) del 12,5 %.

Además, el sistema también contempla el impuesto a la comercialización de productos hidrocarburos y derivados, denominado Impuestos Especiales a los Hidrocarburos y Derivados (IEHD), que tienen una alícuota individualizada y diferente para cada uno de los productos comercializados. Este impuesto, además de no gravar algunos productos vendidos en el mercado interno11, sirve como estabilizador de precios de los derivados. El mecanismo consiste en utilizar el IEHD como amortiguador de la oscilación de precios: ante una subida del precio internacional de referencia, el impuesto baja y frente a una baja del precio vuelve a subir, con lo que el Estado pierde ingresos dependiendo de los cambios en los mercados internacionales.

Pese a esta estructura impositiva, las empresas tienen muchas ventajas para reducir o eliminar el pago de ciertos impuestos. De acuerdo a la Ley de Inversiones, el Estado devuelve a las exportaciones de hidrocarburos un monto igual al IVA pagado por importaciones, que haya sido incorporado en el costo de las mercancías exportadas. Tampoco paga el IT la compraventa de hidrocarburos y sus derivados en el mercado interno con destino a la exportación (Art. 4, Ley 2493).

El IUE da lugar a una manipulación contable por parte de las empresas, ya que permite reducir al mínimo las utilidades, de la Utilidad Bruta se puede deducir una serie de gastos para llegar a la Utilidad Neta –que es la que efectivamente paga el 25 %–, entre los que están la compra neta de bienes y servicios que son propios de la actividad, las existencias de productos, los alquileres, regalías pagadas a terceros, las remuneraciones laborales, los servicios financieros, el impuesto a la transferencia de bienes inmuebles y vehículos, el impuesto a las sucesiones, las tasas y patentes municipales, gastos operativos como los de exploración geológica y la depreciación de activos fijos. Además, el IUE y el IRUE son acreditables contra la Regalía Nacional Complementaria para los hidrocarburos existentes.

Esta estructura también se mantiene, pero adicionalmente se crea el Impuesto Complementario a los Hidrocarburos, con el que se espera que los ingresos por Regalías, Participaciones e Impuestos lleguen hasta el 50 % de la producción.

¿Qué traerá de nuevo el ICH?

Este impuesto es la novedad dentro de la actual estructura impositiva que plantea la nueva ley y tiene las siguientes características:

11 Gasolinas, jet fuel y gas comprimido

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Es un impuesto que grava a la fase del downstream y se hace efectivo a la primera comercialización que se realiza ya sea de petróleo, gas licuado de petróleo y gas natural. En el caso del gas natural solamente grava a la producción destinada a la comercialización para el mercado externo.

El periodo de liquidación es mensual y la base imponible depende del volumen de comercialización: a mayor volumen comercializado, mayor porcentaje de impuesto. Las tablas establecen 10 rangos de producción en volumen físico o su equivalente en potencial energético. Por ejemplo, para el caso del Gas Natural destinado a la exportación, la tabla sería la siguiente:

Gas Natural Destinado a la Exportación

Volúmenes o Energía comercializada por campo (por mes)

Base Imponible

Desde (MPC) Hasta (MPC) MPC por mes Porcentaje Sobre excedente a (MPC por mes)

1.605.996 + 5 1.605.996 4..402.175 80.300 + 16 1.605.9964.402.175 7.198.354 527.688 + 24 4.402.1757.198.354 9.994.533 1.198.772 + 31 7.198.3549.994.533 12.790.712 2.065.587 + 37 9.994.533

12.790.712 15.586.891 3.100.173 + 42 12.790.71215.586.891 18.383.071 4.274.569 + 47 15.586.89118.383.071 21.179.249 5.588.773 + 52 18.383.07121.179.249 23.975.418 7.042.789 + 56 21.179.24923.975.418 Adelante 8.608.646 + 60 23.975.418

Fuente: Proyecto de ley de hidrocarburos del Gobierno. Elaboración del Cedla.

En el supuesto de que el volumen comercializado sea de 2.000.000 MPC, pagaría por los primeros 1.605.996 MPC el 5 % un impuesto equivalente a 80.300 MPC, y para los 394.004 restantes el 16 %, es decir 63.041 MPC, lo que suma un total de 143.341 MPC que representan sólo el 7,17 % del total del volumen comercializado. Esto quiere decir, que el impuesto efectivo para un campo ubicado en el segundo rango no sería del 16 %, sino únicamente el 7,17 % del volumen fiscalizado.

Si la producción fuera de 3.000.000 MPC, el impuesto del 5 % del primer rango se mantiene en 80.300 MPC y por el saldo (1.394.004 MPC), se calcula el 16 %, lo que equivale a 223.0041 MPC. Así, el total de impuesto del primer rango y del segundo suma el 10,1 %.

Del mismo modo, llegando la comercialización al límite del segundo rango (4.402.175 MPC), el impuesto efectivo sería del 12 % y nunca del 16 %.

Para el penúltimo rango, donde el volumen de energía se halla en la cota superior, el impuesto llega al 35,91 %. Para volúmenes superiores al último rango el impuesto se mantiene en 35,91 %. Esto muestra que la progresividad tiene su límite en el penúltimo rango impositivo.

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En síntesis, la propuesta de Mesa permite que la tributación por el ICH alcance, en el último rango, al 36 % del volumen comercializado, lo que sumado al 18 % de regalías alcanzaría al 54 % del volumen comercializado.

No obstante, se debe aclarar que de los 47 campos que tienen reservas de Gas Natural, sólo uno se ubica en el quinto rango donde se paga hasta el 24 %. Del resto, 40 campos se ubican en el primero y 6 campos en el segundo, en los que se paga el 5 % y el 12 %, respectivamente. Además, se debe resaltar que el tope del 36 % corresponde al mejor escenario posible, donde el total de la producción es exportada, pues no hay que olvidar que el consumo nacional alcanza actualmente sólo al 13 % de la producción total12.

La situación es diferente para los casos de comercialización de petróleo y gas licuado de petróleo, debido a que existen diferentes bases impositivas dependiendo de los precios de referencia internacionales. Por este motivo, en el caso del petróleo, si un campo supera la producción mensual de 1.335.000 barriles y el precio de referencia supera los 39 dólares por barril, el ICH llegaría al 61 %; en el caso del GLP, si un campo sobrepasa los 2.670.833 millones de BTU como producción mensual (equivalentes a 114.696 metros cúbicos) y el precio supera los 39 dólares por barril, el ICH efectivo alcanzará al 30 % del volumen comercializado.

Entonces, en las circunstancias más favorables –cuando se alcanzaría los volúmenes máximos de las tablas impositivas y de los mayores precios posibles para los productos de referencia– la suma del ICH y las regalías alcanzarían al 54 %, 79 % y 48 % del volumen comercializado de gas natural, petróleo y GLP, respectivamente.

Sin embargo, esos volúmenes máximos que debieran corresponder a cada campo de forma individual, son actualmente equivalentes al: 72 % de la producción nacional de gas natural, 99 % de la producción nacional de petróleo y 295 % de la producción nacional de GLP.

En otros términos, los ingresos estatales por regalías e ICH, podrían sobrepasar el 50 % del valor de la producción de un campo, si éste produjese y comercializase volúmenes iguales o mayores a toda la producción mensual de hidrocarburos del país.

Otra característica de este impuesto es que no grava al total de la producción comercializada por empresa, sino sólo al campo donde se explota el hidrocarburo, lo que reduce aún más la presión impositiva sobre las empresas, pues ellas poseen muchos campos de diferente capacidad productiva que se ubican en distintos rangos de la tabla impositiva.

Asimismo, el ICH es considerado un anticipo mensual del IUE que se paga anualmente. Si el monto pagado por concepto de ICH es menor que el IUE de la gestión, la empresa paga la diferencia para completar el pago del ICH. Por el contrario, si al final de la gestión el ICH es mayor que el IUE la diferencia otorga un crédito a favor de la empresa que sirve para cubrir el pago efectivo del ICH o para pagar el IUE de la próxima gestión. Lo más probable es que el ICH sea siempre mayor que el IUE, pues aquel grava las ventas brutas, mientras que el IUE grava las utilidades netas que resulta de una serie de deducciones de la Utilidad Bruta (ventas menos costos directos). Con el ICH se controlaría los bajos niveles de

12 Ministerio de la Presidencia. “Te toca a ti: el gas está en tus manos”, cuaderno informativo, La Paz, 2004.

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IUE pagado por las empresas actualmente y se aseguraría la liquidez para el Estado en el corto plazo.

Para tener una idea del impacto de la tributación, a continuación incorporamos un ejercicio considerando los volúmenes promedio de producción de los primeros cuatro meses del presente año, de los dos campos más importantes de producción de petróleo, gas licuado de petróleo y gas natural, respectivamente. El propósito del mismo es comparar la magnitud del impuesto que tendrían que pagar las empresas.

Producción Petróleo*

Prod Barril/mes ICH barril/mes ICH en $us % de impuesto San Alberto 107.882 22.263 21Sábalo 345.540 101.809 29Tot Petrobras Bol 453.423 153.593 34Total Nacional 1.353.278 736.718 54

Producción de GLP Prod m3/mes ICH m3/mes ICH en $us % de impuesto Río Grande 8.776 231 3Total Andina 12.749 350 3Vuelta grande 9.147 242 3Total Chaco 19.044 539 3Total Nacional 47.884 2.445 5

Producción de Gas Natural Prod Mp3/mes ICH Mp3/mes ICH en $us % de impuesto Sábalo 10.090.138 2.009.644 2.656.966 21San Alberto 4.290.138 78.125 637.215 12Tot Petrobras Bol 14.381.119 3.013.210 4.738.954 27Total Nacional 33.290.086 11.953.178 17.775.857 36(*) Considerando las alícuotas de la Tabla 2, aplicable a un precio de referencia de $us. 33/Bbl vigente en abril de 2004. Fuente: Elaboración propia con base en Proyecto de Ley de Hidrocarburos y YPFB, informe mensual marzo-abril 2004.

En el caso del petróleo, los campos más grandes del país (San Alberto y Sábalo) que pertenecen a Petrobras, pagarían 21 % y 29 % respectivamente, con lo que la alícuota real del impuesto pagado por la empresa sería del 27 % y no del 34 % que le correspondería pagar si se le liquidase el ICH por la empresa en su conjunto y no individualmente por cada campo.

Más aún, esa situación de Petrobras puede ser considerada excepcional, pues el promedio del ICH que efectivamente pagaría el conjunto de los campos que producen actualmente, llegaría sólo al 9 %.

Para el caso del GLP que tiene las tasas más bajas, el impuesto de los campos más grandes del país (Río Grande y Vuelta Grande) no supera el 3 % de la comercialización, siendo el promedio para todo el país, de 1,42 %. Inclusive juntando toda la producción nacional apenas se alcanza al 5 %, esto debido a que los rangos de producción de las tablas son excesivamente amplios.

En el caso del Gas Natural, que es el más polémico debido a las grandes reservas que tiene el país, se toma el caso de la empresa Petrobras (que tiene los dos campos más grandes del país y producen el 43 % de la producción nacional), la que debiera pagar como empresa el 27 %, sin embargo, Sábalo el campo más grande paga el 21 % y San Alberto el 12 % y entre

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ambas pagan el 14,5 %, que resulta siendo apenas un poco más de la mitad del impuesto que le correspondería pagar a la empresa tomada en su conjunto.

Pero estos dos casos son la excepción. Si calculamos el ICH en base a este método y considerando el precios actual en boca de pozo de $us 1,2913 por millón de BTU, el monto total del impuesto para la producción nacional del primer cuatrimestre de 2004, alcanzaría a $us 4.982.928, lo que equivale al 12 % del valor de la producción. De este modo, sumando este 12 % a los 18 % de regalías, el total de los ingresos por gas natural llegaría hasta el 30 %, como máximo y no al 50 % como establece el “mandato” del referendo del gas.

Finalmente, algo que muestra la diferencia sustancial entre regalía e impuesto es que la parte del ICH que corresponde a la comercialización de la parte del producto que corresponde al Estado por concepto de regalías, debe ser pagada por éste, es decir por el propietario del recurso natural y no por el empresario.

13 Ministerio de la Presidencia. “Te toca a tí: el gas está en tus manos”, Cuaderno Informativo, La Paz, 2004.

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La propuesta de Ley de Hidrocarburos de la Comisión del Parlamento14

diferencias que se esfuman entre la

ambigüedad y la contradicción

El pasado 20 de octubre del presente año, la Cámara de Diputados aprobó, en su estación en grande, el proyecto presentado por la Comisión de Desarrollo Económico al plenario, dando lugar a la intensificación del debate nacional sobre la naturaleza y los objetivos que debería tener esta nueva ley.

Antes de entrar al análisis pormenorizado de los principales aspectos que contiene este proyecto, conviene destacar que su texto está basado en el del proyecto gubernamental. Es más, resulta notoria la trascripción íntegra de muchos de sus artículos e, inclusive de capítulos enteros. Este señalamiento es imprescindible, puesto que, tanto en comentarios emitidos por los medios de comunicación, como en diversidad de eventos, se ha difundido la opinión de que la propuesta presentada por la Comisión es diametralmente opuesta a la del Poder Ejecutivo, atribuyendo a la primera un injustificado –en nuestra opinión– cariz nacionalizador.

Como veremos luego, es posible que la decisión de atemperar su propuesta, les haya sido impuesta a algunos miembros de la Comisión, por el temor a que la aprobación de la Ley de Hidrocarburos sea postergada indefinidamente o por el cálculo político ligado a sus posibilidades electorales. Cualquiera haya sido la razón, la propuesta marca una distancia importante –buscada concientemente– con la demanda social enarbolada durante la denominada guerra del gas: la nacionalización de los hidrocarburos.

Recuperación de la propiedad de los hidrocarburos

El proyecto de ley aprobado en el parlamento establece que “se recupera la propiedad de todos los hidrocarburos en Boca de Pozo para el Estado Boliviano. El Estado ejercerá a través de YPFB su derecho propietario sobre la totalidad de los hidrocarburos” (Art.5), en el capítulo dedicado a la ejecución del mandato del referéndum.

Asimismo, en el capítulo referido a la Propiedad y Ejecución de la Política de Hidrocarburos, se señala que los hidrocarburos, cualquiera sea su forma o su presentación, son de dominio del Estado, y que bajo ninguna circunstancia “se podrá transferir el derecho propietario de los yacimientos de hidrocarburos ni los hidrocarburos”. Finalmente, en este mismo capítulo se establece que “YPFB ejercerá la titularidad del derecho propietario sobre la totalidad de los yacimientos y de los hidrocarburos producidos en el país” (Art. 16).

14 Propuesta aprobada en su estación “en grande” por la Cámara de Diputados, actualmente sometida al proceso de aprobación “en detalle”.

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De este modo, se estaría cambiando radicalmente la norma permisiva de la Ley No 1689, que permitía transferir la propiedad de los hidrocarburos a las empresas transnacionales, a través de los contratos de riesgo compartido. La norma, también, es explícita al referirse a la propiedad tanto de yacimientos como de hidrocarburos producidos, coincidente con la recuperación de los hidrocarburos en Boca de Pozo, es decir, cuando abandonan el yacimiento subterráneo. Hasta aquí, no existe diferencia sustancial con el proyecto del Poder Ejecutivo, que también hace referencia a la recuperación de los hidrocarburos producidos o hidrocarburos en la superficie.

Empero, en el proyecto de la Comisión, tanto en la parte referida al cumplimiento del referéndum como en la parte relativa a la prohibición de la transferencia del derecho propietario, existe una persistente mención a “los hidrocarburos” en general y no a “los hidrocarburos en Boca de Pozo”, como lo hace el proyecto del Gobierno, lo que daría lugar a la suposición de que la propiedad estatal se extendería a todos los productos emergentes de las distintas fases de la industria hidrocarburífera.

Más aún, si se toma en cuenta la definición de “hidrocarburos” que introduce el artículo 136 –la misma del proyecto gubernamental– y que alude a “los compuestos de carbono e hidrógeno, que conforman el Gas Natural, Petróleo y sus productos derivados, incluyendo el GLP producido por refinerías y Plantas de extracción de licuables”, se podría reforzar la suposición anterior.

De todos modos, esta interpretación puede ser errónea o, por lo menos, discutible. Señalemos algunos argumentos que cuestionan la presunción inicial.

En primer lugar, la propiedad estatal sobre todos los hidrocarburos, incluidos los derivados y refinados, no parece compatible con una economía de mercado, basada en principios liberales como la neutralidad y competencia, que hace suyos el proyecto de la Comisión.

En segundo lugar, la propiedad estatal sobre todos los hidrocarburos –comprendiendo éstos incluso a los derivados– supondría que YPFB posea éstos desde el momento en que son extraídos, hasta el momento en que son entregados al consumidor final; esto no sucedería para todos los casos en el proyecto de la Comisión. Pese a que en el artículo 54 establece que la retribución de la actividad de explotación tendrá lugar “cuando la producción se haya monetizado”, el artículo 80 establece la posibilidad de que en los Contratos de Operación la retribución sea “en dinero o en especie”, con lo que una parte de la producción pasaría físicamente a manos de las empresas en forma de retribución por sus servicios.

Así también, en el marco de las garantías que la propuesta de ley ofrece a las empresas, en el capítulo referido a las condiciones comunes de los contratos de exploración y explotación, se encuentran el derecho de “comercializar la producción que pudiera corresponder al Titular” (Art. 69)15, y las referidas a la libre disponibilidad de divisas

15 Los contratos deben, contar entre sus cláusulas –comunes para las tres modalidades- con referencias específicas sobre diversos aspectos, entre los que destacamos: la retribución o participación del Titular; el régimen de patentes, regalías, participaciones, impuestos y bonos; la obligación de entregar toda la información que YPFB considere relevante; obligaciones y derechos de las partes, como “el derecho de comercializar la producción que pudiera corresponder al Titular”; las causales de desvinculación contractual; el régimen de solución de

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provenientes “de sus ingresos de exportación” y la libre convertibilidad de “sus ingresos por ventas en el mercado interno” (Art. 73). De la lectura de esta disposición, entonces, se puede desprender que si las empresas pueden comercializar, al menos, parte de los hidrocarburos producidos, lo harían sólo si fuesen propietarias de los mismos.

Todo esto nos conduce a dos posibilidades excluyentes entre sí:

i) O desechar la inicial presunción de que el proyecto de la Comisión pretende imponer, de manera extensiva a todas las fases de la cadena productiva hidrocarburífera, el derecho propietario del Estado sobre todo tipo de hidrocarburos.

ii) O a considerar que esa presunción es cierta, pero que es totalmente desvirtuada por la ambigua y hasta contradictoria redacción del texto de la propuesta.

La migración obligatoria de los actuales contratos

Un aspecto íntimamente relacionado con la recuperación de la propiedad estatal de los hidrocarburos tiene que ver con la migración de los Contratos de Riesgo Compartido (CRC) hacia nueva formas de relación con el Estado.

El proyecto establece que las empresas deben “convertirse obligatoriamente a las modalidades de contratos establecidas en la presente ley, y adecuarse a sus disposiciones en el plazo de 180 días calendario” (Art. 5). De este modo se hace explícita la obligación de las empresas que actúan en el marco de los CRC, de convertirlos a los nuevos tipos de contratos. Esta migración en el proyecto del Poder Ejecutivo sólo era aludida como la obligación de “adecuarse a las disposiciones de la presente ley”.

La diferencia entre ambos textos, en definitiva, no parece relevante. Aunque el proyecto de la Comisión enfatiza el carácter obligatorio y hace mención explícita de las nuevas modalidades de contrato, se puede considerar que también el proyecto del Gobierno tiene el mismo propósito. En efecto, en la medida en que éste establece el “deber” de las empresas aludidas y se les da un plazo similar de 180 días, les estaría obligando a modificar el tenor de sus contratos. Más aún, al referirse a la adecuación a “las disposiciones de la presente ley” y al eliminarse la figura de los contratos de riesgo compartido –amén de la abrogación de la Ley No 1689 que los ponía en vigencia– se entiende que la migración sólo puede darse como transformación en uno de las tres modalidades: Contratos de Producción Compartida, de Operación y de Asociación16.

controversias; la contratación preferente de mano de obra, bienes y servicios nacionales; y, la renuncia a toda reclamación diplomática. 16 Esta interpretación, además, está sustentada en las declaraciones de autoridades de gobierno acerca del propósito del mismo de establecer la obligatoriedad de la migración. En este marco, resulta por demás expresivo de ese propósito –aunque haya sido revisado posteriormente-, el incidente protagonizado por el ministro de Hidrocarburos, que pretendió modificar el texto de su proyecto convirtiendo la migración en voluntaria, por lo que fue desautorizado por otros ministros del gabinete.

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Ahora bien, esta disposición acerca de la migración hacia nuevas modalidades de contratos, tiene algunos elementos que diferencian al proyecto de la Comisión con el del Gobierno y otros que lo asemejan.

En primer lugar, significa un cambio importante en el tenor de los propios CRC, pues incorporaría una modificación sustancial referida al régimen de regalías y participaciones, que en el proyecto gubernamental se mantiene inalterable. Se debe recordar que en el texto de los CRC, específicamente la cláusula séptima, se ratifica el régimen de regalías de la Ley No 1689 que discrimina entre hidrocarburos nuevos y existentes, por lo que un cambio en este régimen, a través de la aprobación de este proyecto de ley, supondría un cambio radical.

En segundo lugar, el proyecto de la Comisión, de manera similar al proyecto del Gobierno, establece la entrega de hidrocarburos al Estado17, con lo que se liquidaría definitivamente la disposición establecida en los CRC y el conjunto del régimen de regalías, que disponían el control físico de los hidrocarburos una vez extraídos, por parte de las empresas contratistas, quedando el Estado en el papel de mero receptor de regalías y participaciones calculadas y declaradas por el titular.

En tercer lugar, el proyecto de la Comisión, a diferencia del gubernamental, no exonera de la obligación de perforar un pozo por parcela a los CRC. En efecto, aunque para el futuro sustituye –de manera semejante a lo propuesto por el Gobierno– la obligación de “perforar al menos un pozo productor o de inyección en cada una de las parcelas seleccionadas” del área de explotación, por la obligación de “presentar un plan de desarrollo del Campo” en el plazo de 2 años, en el caso específico de los actuales CRC que hayan incumplido dicha obligación contraída, se dispone la devolución al Estado de las parcelas correspondientes.

En cuarto lugar, al igual que el proyecto del Gobierno, el artículo 75 del proyecto de la Comisión establece la amortización de inversiones para las empresas que emigren de un CRC hacia un Contrato de Producción Compartida. Así, se estaría dando lo que, en el análisis de la propuesta oficial, hemos calificado como migración obligatoria pero gratificada.

Tomando en cuenta estas consideraciones, pasamos a analizar las condiciones en que las entidades privadas –principalmente empresas transnacionales– participan en las distintas fases de la industria y los derechos que adquirirían por mandato de esta ley.

Atribuciones del Estado emergentes de la recuperación de la propiedad y la refundación de YPFB

De acuerdo con el proyecto de la Comisión, el aprovechamiento de los hidrocarburos debe buscar el desarrollo integral –lo que comprende la promoción del consumo masivo y la industrialización– y debe estar sujeto a la Planificación de la Política Nacional de Hidrocarburos. Esta declaración, similar a la del Gobierno, se diferencia de aquélla en dos aspectos importantes: i) el énfasis que pone en la industrialización18 y ii) la introducción del principio de que el Estado “controlará, dirigirá, ejecutará y supervisará la actividad

17 La única diferencia es que en el caso de la propuesta del gobierno la entidad estatal receptora sería Petrobolivia y en el de la Comisión sería YPFB. 18 En el acápite correspondiente a la industrialización se hace un análisis pormenorizado de la Política de Industrialización de este proyecto de ley.

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hidrocarburífera” a través de sus órganos correspondientes “en ejercicio y resguardo de su soberanía”.

Asimismo, se incorpora un artículo sobre los Objetivos de la Política Nacional de Hidrocarburos, de los que destacamos: “a) ejercer control y dirección efectiva por parte del Estado de la actividad hidrocarburífera, (...) d) fortalecer técnica y económicamente a YPFB como empresa encargada de ejecutar la Política Nacional de Hidrocarburos, (...) y g) establecer políticas competitivas de exportación, industrialización y comercialización” (Art. 13). El último objetivo mencionado, sin embargo, parece contradecir el espíritu intervencionista de la propuesta, haciendo una concesión al discurso liberal de competitividad. Esta contradicción se hace también evidente en el caso de los principios de Neutralidad y de Competencia (Art. 12), que significan: tratamiento imparcial a todas las personas y empresas que realizan actividades petroleras y obligación de las mismas de actuar en el “marco de competencia”, principios que riñen con el propósito de otorgar amplias atribuciones a los órganos del Estado.

De este modo, se propugna explícitamente una intervención estatal mucho más amplia en el sector de hidrocarburos, pero, a continuación, se introducen principios y conceptos de carácter liberal que contradicen esa intervención. Es cierto que al haber recurrido, por cálculo político o por comodidad, al texto de la propuesta gubernamental como base de su propuesta, la Comisión puede haber incurrido en el error de mantener la ambigüedad del texto, lo que no desvirtuaría su intención de propugnar un papel protagónico del Estado en el sector.

A partir de esta propuesta de mayor intervención estatal, algunos analistas consideran que el proyecto propiciaría el monopolio estatal en el sector hidrocarburífero19. Como los elementos citados líneas arriba tienen todavía un carácter genérico –como el de toda declaración de principios– conviene revisar con más detalle las características y condiciones de participación de los distintos agentes económicos, para hacer una evaluación más justa acerca de ese propósito.

Funciones estatales y nueva institucionalidad

El proyecto de ley define, para el cumplimiento de las diferentes funciones atribuidas al Estado, el establecimiento de los siguientes órganos públicos:

El Órgano Rector es el Ministerio de Hidrocarburos que elabora, promueve y supervisa las políticas estatales y tiene como atribuciones:

1. Definir y controlar la ejecución de la Política de Hidrocarburos.

2. Reglamentar y normar todos los aspectos de la implementación de la ley.

3. Supervisar cumplimiento de normas sobre hidrocarburos.

4. Determinar precios de los hidrocarburos en el punto de fiscalización, de acuerdo a las normas establecidas en la presente ley.

5. Estudiar, analizar y proponer precios de los derivados para su fijación por Decreto Supremo.

19 Fundación Solón, El TLC con EE.UU. y la Ley de Hidrocarburos, presentación en Power Point.

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6. Formular y ejecutar políticas de preservación de los ecosistemas.

Existe una diferencia importante con el proyecto gubernamental, en cuanto a la determinación de precios en el punto de fiscalización, que sirven para el pago de regalías, retribuciones y participaciones. En aquél, el Ministerio está encargado sólo de publicar los precios, que son determinados considerando el precio real de venta, aunque en ningún caso de determinarlos20.

El Órgano Fiscalizador y Regulador es la Agencia Nacional de Hidrocarburos, autárquica, “con autonomía técnica, administrativa y financiera”, su presupuesto es el de la actual vicepresidencia de negociaciones internacionales de YPFB, y tiene la siguientes atribuciones:

1. Fiscalizar actividades de exploración y explotación.

2. Fiscalizar la negociación, firmar y ejecución de los contratos petroleros.

3. Fiscalizar pago de regalías, retribuciones y participaciones.

4. Regular comercialización, transporte, almacenaje, refinación e industrialización.

5. Las demás facultades y atribuciones que deriven de la presente ley y de la economía jurídica vigente en el país.

La intención de este acápite es, notoriamente, la de sustituir la actual Superintendencia de Hidrocarburos por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, pero extendiendo su capacidad reguladora a ambos segmentos del mercado, es decir, no sólo al downstream (comercialización, transporte, almacenaje, refinación e industrialización), sino también al upstream (exploración y explotación). En el caso del proyecto gubernamental, estas atribuciones estaban divididas entre Petrobolivia y la Superintendencia de Hidrocarburos.

También debe destacarse la extrema vaguedad del último inciso, que podría dar lugar a interpretaciones arbitrarias de la ley y crear un problema de jurisdicción de las instituciones públicas.

El Órgano Operador sería YPFB, empresa autárquica, operadora y ejecutora de la política. Sus facultades son ejecutar, por sí misma, las actividades de:

1. Exploración

2. Explotación

3. Comercialización

4. Transporte

5. Almacenaje

6. Refinación e Industrialización.

También podrá hacerlo “mediante contratos o a través de la constitución de sociedades de economía mixta”.

20 El tema de la capacidad de determinación de precios por parte del Estado es tratado más adelante.

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En este ámbito, el proyecto del Gobierno otorga también a YPFB la facultad de realizar, por sí misma, todas las actividades señaladas, con la diferencia de que limita su participación en la comercialización únicamente a la distribución de gas natural por redes y la comercialización de productos derivados, dejando a Petrobolivia la facultad de participar como agregador y vendedor en toda exportación de gas natural.

Por otro lado, en el capítulo referido a la Ejecución de la Política de Hidrocarburos, el proyecto de la Comisión establece que las 6 actividades hidrocarburíferas corresponden al Estado, precisando que dicho “derecho será ejercido por sí, mediante entidades autárquicas o a través de concesiones y contratos” a sociedades mixtas o privados.

En esta misma disposición, además, se establece una condición particular para cada actividad:

1. Comercialización interna de derivados puede hacerse por YPFB, sociedades mixtas o personas privadas o públicas.

2. Exportación de gas natural será hecha por el Estado a través de YPFB, que será agregador y “nominador”.

3. Exportación de petróleo, gasolina natural y GLP puede hacerse por el Estado a través de YPFB o asociado con personas privadas o públicas.

4. Exportación de derivados de petróleo y de gas natural, por el Estado a través de YPFB o asociado con personas públicas o privadas.

5. Importación de hidrocarburos por YPFB o asociado con personas privadas o públicas. 6. Refinación, almacenaje, industrialización, transporte y distribución de gas por

redes, por el Estado a través de YPFB o asociados con personas privadas o públicas. De esta manera, el gran cambio que debería sobrevenir en el sector a partir de esta ley,

sería que en las diversas actividades hidrocarburíferas, las empresas privadas sólo pueden participar asociadas con YPFB como brazo operador del Estado, excepción hecha de la exportación –donde sólo interviene YPFB– y de la comercialización interna de derivados, en la que las empresas pueden participar de manera independiente. En el caso del proyecto del Gobierno, cabe recordar, se abre la posibilidad de que la empresa estatal participe en las diversas actividades, pero como otra empresa más.

Empero, como sucede a lo largo de todo el texto, existen vacíos notables y disposiciones ambiguas al respecto.

En primer lugar, no se establece las formas contractuales por las que las personas privadas o públicas pueden “asociarse” a YPFB para participar en las diferentes actividades hidrocarburíferas, excepto en exploración y explotación, aunque, paralelamente, se determina que las actividades de transporte por ductos, refinación e industrialización y distribución de gas por redes, se realizarán bajo el régimen de concesiones, en tanto que el almacenaje podrá ser realizado con simples licencia y autorizaciones administrativas. Obviamente, la asociación es una figura contractual radicalmente diferente a las concesiones y las licencias.

Por otro lado, no se menciona nada acerca de la situación de las empresas que actualmente operan en el sector de manera independiente, amparadas en concesiones de la

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entidad reguladora y que no constituyen Contratos de Riesgo Compartido, que son los únicos de los afectados para los que existe disposición específica, pero que sólo abarcan a las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. Tal es el caso de las concesiones que la Superintendencia ha podido otorgar al amparo de la Ley No 1689, para realizar actividades de transporte por ductos, por un plazo máximo de 40 años o el del Contrato de Transferencia de Refinerías suscrito por el Estado con la Empresa Boliviana de Refinación, por el que se establece el compromiso de dicha empresa de proveer derivados en el mercado interno por el lapso de 20 años.

Del mismo modo, la disposición del proyecto de la Comisión relativa al papel de YPFB en la exportación de gas natural, permite el mantenimiento de las condiciones establecidas al amparo de la Ley No 1689 para el contrato con el Brasil y establece que en el caso de contratos producidos por negociación directa de las empresas, éstas participan con YPFB en la determinación de los volúmenes para la agregación. Además, en este acápite, es particularmente destacable la copia exacta del texto gubernamental; así, no es diferente de la limitada definición del proyecto gubernamental sobre el rol de “agregador” de la empresa estatal, que expresa que “establecerá las fuentes y los destinos de la producción, asignando las cuotas de abastecimiento del Gas Natural a los Titulares de la producción para los mercados de exportación de acuerdo a contratos back to back”, con lo que el papel dominante de YPFB en la exportación parece diluirse bajo la misma forma que establece el proyecto del gobierno.

Resulta ambigua, también, la disposición relativa a la prohibición para “los concesionarios o licenciatarios para el Transporte de Hidrocarburos por ductos” de participar en concesiones de distribución de gas por redes, compra-venta de hidrocarburos o de participar como accionistas en empresas de generación eléctrica. De esta forma, la presencia de YPFB, asociada con otras empresas en toda la cadena productiva, resultaría ilegal.

Finalmente, en el caso de los contratos de exploración y explotación, se percibe con más claridad que, en realidad, la alusión a la obligatoriedad de “asociarse” con el Estado no significaría la conformación de una nueva sociedad empresarial, sino de la suscripción de contratos que el Estado firma a través de YPFB, para autorizar el acceso de las empresas privadas a determinadas actividades.

Tres son los tipos o modalidades de contrato para las actividades de exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos: de Operación, de Producción Compartida y de Asociación21. El proyecto señala que el titular de un contrato, del producto total obtenido y entregado físicamente a YPFB, tendrá derecho, en el caso del Contrato de Operación, a una retribución y en las otras modalidades a una participación. Esto revela, por tanto, que la ley no estaría prescribiendo la “asociación” con el Estado como la única forma de participar en las actividades hidrocarburíferas, puesto que el Contrato de Operación sería un tipo de relación basada en la remuneración por servicios prestados y, de ninguna manera, en la obtención de dividendos, como corresponde a una sociedad industrial cualquiera.

21 Todos y cada uno de ellos deberán ser aprobados de conformidad con el artículo 59 de la Constitución Política del Estado, referido en su inciso 5to. a la atribución del Poder Legislativo de “autorizar y aprobar los contratos relativos a las explotación de las riquezas nacionales”, superando de este modo la ilegal aprobación de los contratos de riesgo compartido a través de un decreto supremo.

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Capacidad estatal para intervenir en el mercado

La disposición referida a las atribuciones del Ministerio de Hidrocarburos, que incluye la fijación de los precios de los hidrocarburos extraídos, puede llevar a pensar que la intención sería la de sustituir los mecanismos de mercado por una intervención soberana del Estado. Al respecto, se debe precisar que la fijación de precios en el actual régimen se basa en la preeminencia del principio de paridad de precios internacionales, es decir, en el principio de que los precios internos no deben ser diferentes de los que prevalecen en los mercados internacionales.

Los precios máximos de los productos que se comercializan en el mercado interno, deben ser fijados por el ente regulador, bajo los siguientes criterios:

i) Petróleo crudo y GLP, según una “banda de referencia” establecida a partir de “costos de producción” y tomando “como indicador los precios establecidos en el mercado internacional”; ii) productos regulados, “tomando como referencia los precios de la materia prima señalados en inciso precedente”; iii) regulados importados, tomando como referencia la paridad de importación; y iv) gas natural, considerando los precios de contratos existentes y de oportunidad del mercado.

Aunque éste constituye un cambio importante respecto al proyecto gubernamental, pues combina la referencia a los costos con la referencia a los precios internacionales, resulta muy ambiguo y mantiene el riesgo de que la posterior reglamentación, mediante decreto supremo, opte por priorizar la referencia a los precios internacionales antes que la adecuación a los costos de producción. Asimismo, la referencia a los precios de contratos existentes para el gas significa aceptar los elevados niveles del precio de este combustible para los usuarios nacionales, debido a su ligazón con los precios externos. También resulta incongruente que el proyecto acepte la posibilidad de que los precios de los derivados importados sean diferentes a los de los productos nacionales, lo que lleva a pensar, más bien, a que la influencia de los precios internacionales será dominante en algunos casos como el del diesel oil, limitando la capacidad estatal en la determinación de precios.

Finalmente, el proyecto introduce, de manera muy confusa, un artículo22 que establece que YPFB podrá suscribir Contratos de Compensación de Servicios para “la extracción de hidrocarburos a boca de pozo a costo cero, en la cantidad y volúmenes que fije el Estado de acuerdo a la demanda energética del país”, con el propósito de “proporcionar ayuda interna al consumo eléctrico domiciliario y el gas domiciliario, escuelas, hospitales, servicios sociales, irrigación del campo y principalmente del altiplano, la minería y la industria, la petroquímica, el transporte y en general la plataforma productiva del país”.

La forma imprecisa de su inclusión y de su redacción revela la intención de la Comisión de recuperar, en parte, la orientación de su proyecto inicial23, en el que declaraba la

22 El artículo 138, titulado “Uso del gas para el desarrollo interno”, correspondiente al Capítulo VII del Título IX referido al Derecho de los Pueblos Indígenas y Originarios y Medio Ambiente, establece normas de carácter general y no limitadas a la población indígena. 23 En la Comisión de Desarrollo Económico existió un primer proyecto de ley, que luego fue modificado en medio del debate hasta llegar al proyecto presentado al pleno de la Cámara de Diputados.

24

“socialización nacional” de los hidrocarburos24. De todos modos, aunque esta situación sería extraordinaria, no queda claro cómo afectaría el mecanismo de determinación de los precios internos y el funcionamiento del mercado en su conjunto, pues determinadas actividades económicas contarían con una subvención extraordinaria, contradiciendo la vigencia de una economía basada en la competencia y la neutralidad de las políticas públicas.

En el caso de las tarifas de transporte, los principios que rigen la actividad son los mismos de la propuesta gubernamental y se dirigen, principalmente, a garantizar costos bajos para los usuarios, ingresos suficientes para los concesionarios y garantizar el transporte para abastecer el mercado interno. Paralelamente, se ratifica la existencia de la Tarifa Estampilla para el transporte de hidrocarburos para el mercado externo y para el mercado interno –exceptuando los proyectos de industrialización en Boca de Pozo– lo que ocasiona, en la actualidad, el encarecimiento de muchos proyectos dirigidos a incrementar el consumo interno de hidrocarburos.

Finalmente, conviene remarcar que tanto precios, como márgenes y tarifas serán determinados por reglamento por el ente estatal correspondiente, situación que, con frecuencia, se presta a la reinterpretación de los principios que prescribe de manera general la ley.

Régimen de patentes, regalías, participaciones y tasas

Las patentes

Las patentes son un alquiler que se cobra el Estado por el derecho de usar o usufructuar la tierra de uso petrolero en territorio boliviano, en moneda boliviana y con mantenimiento de valor. Según la Ley No 1689, se fijan patentes para la exploración en áreas tradicionales y no tradicionales –éstas últimas pagan el 50% de las primeras– y para la explotación y comercialización de hidrocarburos25.

Según esta ley, existen cuatro tarifas o precios para áreas sujetas a contrato en la exploración en función del número de años o fases correspondientes, para la primera fase (de 1 a 3 años) la tarifa por hectárea es de $us 0,50, para las tres fases siguientes las tarifas son una progresión aritmética de la primera: $us 1 para la segunda entre el 4to y 5to año, $us 2 para la tercera entre el 6to y 7mo años, y $us 4 para la cuarta que va del 8vo año en adelante.

Para las áreas sujetas a explotación, la tarifa o precio es única y corresponde al máximo aplicado a la exploración ($us 4). Para la comercialización26 no hay una reglamentación ni en la Ley No 1689, ni en sus Decretos Supremos Reglamentarios.

24 El artículo 14 del Proyecto de Ley de Hidrocarburos de la Comisión de Desarrollo Económico, textualmente declaraba “socialización nacional del gas y el petróleo, entendiendo por tal la industrialización del país con este recurso energético, usándolo como factor de desarrollo interno, subsidiando su precio en beneficio directo del aparato económico nacional y el consumo interno de las familias bolivianas y los servicios públicos”. 25 No se hace referencia a la tierra que utilizan las petroleras en las plantas de refinación, conversión de Gas Natural a Líquido, industrialización petroquímica u otro. 26 Por comercialización se entiende a las áreas que utiliza el sector para transportar los hidrocarburos en ductos con destino a los mercados, los llamados corredores de necesidad nacional para la exportación y el trasporte de gas por redes para el consumo interno.

25

Comparativamente entre la Ley No 1689 y las propuestas presentadas por el Poder Ejecutivo y la Comisión de Desarrollo Económico de la Cámara de Diputados, no existen diferencias en la conceptualización ni en la estructura de las patentes tanto en exploración y explotación, aunque se elimina de ambas propuestas las patentes a la comercialización.

El único cambio es el ajuste de 20% en las tarifas en cada una de las fases, con lo que en la proyección para la gestión 2005 con la Ley No 1689 se tiene una recaudación de $us 7,1 millones y en la de los proyectos la proyección es de $us 8,6 millones de las 3.527.430 hectáreas sujetas a exploración y explotación a junio de 200427.

Regalías y participaciones

En este punto existe un cambio cualitativo respecto al proyecto que presentó el Poder Ejecutivo, referido a la interpretación de pregunta No 5 del Referéndum sobre el cobro de regalías e impuestos.

Con la Ley No 1731, complementaria a la ley No 1689, se reclasifica los hidrocarburos en existentes y nuevos, definiendo a los primeros como las reservas probadas que estaban siendo explotadas a la fecha de vigencia de dicha ley y certificadas al 30 de abril de 1996, sujetas al pago del 50% de la producción por concepto de regalías, y a los segundos, como todos aquellos que no entraban en la definición señalada, sujetos al pago de una regalía del 18% de la producción.

La propuesta de ley del Poder Ejecutivo mantiene la reclasificación de pozos en antiguos y existentes, con lo que elimina definitivamente la posibilidad de recuperar el 50% de regalías, que a diferencia de los impuestos, son las rentas que obtiene el Estado por ser dueño de los recursos naturales y se cobran antes que aquellos. Para compensar esta perdida de 32% de regalías el ejecutivo plantea la creación del Impuesto Complementario a los Hidrocarburos (ICH).

El análisis del ICH nos plantea un impuesto progresivo, que aumenta a medida que el producto que sea comercializado sea mayor, sin embargo no existe coherencia entre lo que se produce efectivamente y los volúmenes que exige la ley para hacer efectivo el cobro de 32%; una de esas incoherencias es que se cobra por campo y no por empresa, actualmente, por ejemplo, la Empresa Andina S.A. tiene nueve campos en explotación y pagará individualmente y no del conjunto. Se concluye que con ICH difícilmente se alcanzará los 50% de la propuesta del referéndum.

La propuesta de ley de la Comisión de Diputados elimina el ICH y restituye las regalías de 50% que cobraba el Estado con los anteriores contratos de operación antes de la reclasificación de pozos. Para ello dispone que YPFB, como operador y ejecutor de la Política de Hidrocarburos, detente la propiedad de todos los hidrocarburos producidos en boca de pozo o punto de fiscalización retribuyendo a las empresas el 50% de la producción bruta una

27 Fuente: YPFB, junio 2004. Informe Mensual Mayo-Junio 2004. Página internet, http://www.ypfb.gov.bo/infom2004/MAY-JUN_2004/index.html.

26

vez que han sido monetizadas, el 50% restante lo entrega en calidad de participaciones a los beneficiarios del Estado28:

15% departamentos y regiones productoras.

10% departamentos no productores

10% participación nacional para TGN

15% con destino a YPFB

En el caso de las participaciones para los beneficiarios del Estado la propuesta del Poder Ejecutivo mantiene la distribución del 18% que existe en la Ley No 1689: el 11% para el departamento productor y el 1% de regalía compensatoria para los departamentos de Beni y Pando, y 6% para el TGN29.

Tomando en cuenta que los actuales 29 TCF de reservas probadas de gas natural, de acuerdo a los convenios de venta a otros países y al mercado interno piensan liquidarse en los próximos 20 años30 y asumiendo un precio de $us 1,29 por millón de BTU para todo el período, el impacto económico para el Estado con el proyecto gubernamental por cobro de regalías podría ser de $us 340 millones anuales, frente a $us 898 millones anuales de la propuesta de la Comisión, es decir, un 164% más de ingresos por regalías para el Estado. Sin embargo, éste es un cálculo que no toma en cuenta los incentivos que se dan a la industrialización y a la producción destinada a la exportación, que disminuyen el porcentaje de participación de regalías para el Estado, como se puede observar en el siguiente acápite.

Incentivos tributarios para la industrialización

En la Ley No 1689, así como en la propuesta del Poder Ejecutivo y de la Comisión Económica de la Cámara de Diputados, el rol del Estado en la industrialización de los hidrocarburos es mediante el fomento a estas actividades bajo los principios del libre mercado.

28 Es importante destacar que el avance del proyecto de la comisión en la diferenciación entre lo que son regalías e impuestos, no elimina la coincidencia principal y aun más sustantiva en ambos proyectos, referida a la forma eufemista de “recuperación de la propiedad de los hidrocarburos en boca de pozo” planteada en la segunda pregunta del Referéndum, ya que la recuperación de la propiedad de la cadena de los hidrocarburos enajenada ilegalmente en la capitalización se mantiene inalterada en las dos propuestas. Basta decir aquí, hablando en términos liberales, que no es lo mismo abrir los mercados a la competencia que regalar un patrimonio bajo el pretexto de ser liberal; sólo baste mencionar el caso chileno, el país más confiable resguardando la IED de las transnacionales: ENAP (la estatal petrolera chilena) es la principal compañía energética de ese país, abasteciendo con más del 85% de la demanda interna de Chile se jacta de tener “la experiencia y know how” que “la convierte no sólo en la primera, sino que en la única empresa petrolera chilena que produce, refina y comercializa hidrocarburos, situándola (además) en un destacado lugar en la región” (http://www.enap.cl/framearea.asp?cod=2) 29 Los gastos de operación para el ente fiscalizador (YPFB con la ley No 1689 y Petroboliva con la propuesta del ejecutivo) asciende a 0,5% y durante cinco años luego de la promulgación de la ley se fortalecerá a YPFB empresa con 3%. 30 7,1 TCF ya negociados a Brasil, 6,83 TCF para la Argentina, 1,03 TCF para el Uruguay, 9,3 TCF del proyecto LNG Pacific, 4,2 TCF que benefician a Chile con la exportación a Norteamérica, 3,2 TCF de ampliación de contrato Brasil, y 2,7 TCF consumo interno sin tomar en cuenta la industrialización sin tomar en cuenta proyectos de GTL y Petroquímica.

27

La rehabilitación de YPFB en las propuestas de ley tanto del Gobierno como de la Comisión se limitan a lanzarla a participar a lo largo de toda la cadena de hidrocarburos como una empresa más en la competencia con las empresas petroleras a las que les entregó su patrimonio y que hoy tienen el monopolio de la actividad.

Los incentivos a la explotación y la industrialización en la propuesta de la Comisión son los siguientes:

i. Se garantiza la seguridad jurídica de las inversiones dándole estabilidad del régimen tributario durante 10 años.

ii. Se establece incentivos tributarios como la liberación del Gravamen Arancelario, el Impuesto a las Transacciones, el Impuesto al Valor Agregado, el Impuesto a las Utilidades por el plazo de 5 años, liberación de la tarifa de transporte, exención temporal del Impuesto a la Propiedad y Bienes Inmuebles, y otorgamiento de terrenos fiscales en usufructo31.

iii. Los hidrocarburos que sean industrializados en territorio nacional sólo pagarán el 25% de las regalías establecidas, afectando con esto al 15% de las regalías para el departamento productor y el 10% de la regalías compensatoria para los departamentos no productores.

iv. Sin tomar en cuenta el destino de la producción, a los campos que aun no se estén explotando (desde la promulgación de la ley) y a aquellos que aumenten su volumen de explotación aumentando sus inversiones, se les disminuirá las regalías de la nueva producción durante el primer año a 27,5%, en el segundo a 30%, en el tercer año a 35%, el cuarto año a 40%, el quinto año a 45%, para normalizarse a partir del sexto año en el 50%. Estos incentivos a la inversión, calculados para cualquier volumen de producción, llegarían a 35,5% de regalías sobre el volumen total producido en cinco años, a una escala constante de producción.

Veamos a continuación un ejemplo bastante general que nos permitirá tener una idea de los ingresos en regalías que tendría el Estado con la ley de la Comisión una vez deducidos los incentivos a la industrialización y la explotación.

De los cuatro megacampos existentes en el país –que cuentan con 44,71 TCF de reservas probadas y probables– sólo San Alberto (con reservas de 11,06 TCF) se encontraba en producción a julio de 2004. El resto de la producción proviene de campos menores que en su conjunto tienen reservas de 7,59 TCF, entre probadas y probables. Esto supone que de los 52,3 TCF de reservas, sólo 18,65 TCF –equivalentes al 36% de las reservas nacionales– pagarían regalías del 50% del valor de la producción, siempre y cuando estuviesen en el límite máximo de su capacidad productiva; de otro modo, si la capacidad instalada es insuficiente para explotar todas estas reservas y se requiere de nueva inversión –como sostienen los portavoces de las empresas– se daría una reducción importante de las regalías por aplicación del trato especial a las nuevas inversiones, señalado en el anterior inciso iv).

31 Varios de estos incentivos ya existen en la Ley No1731 de Gonzalo Sánchez de Lozada.

28

Si los proyectos de industrialización petroquímica y de conversión de gas a líquidos se llevan adelante con 5,5 TCF previstos32, se tiene que el 10% de las reservas probadas y probables pagarán el 25% de regalías.

Los 28,14 TCF (54%) de las reservas restantes, asumiendo que podrían ser consumidos en 20 años y a un volumen de producción anual igual y constante, en los primeros 5 años tendrían que pagar sólo 35,5% de regalías sobre la producción acumulada (25% de los 28,14 TCF), mientras el saldo (75% de las reservas) pagaría un 50% de regalías. De este modo, el conjunto de las reservas ubicadas en campos que no están en producción actualmente, pagarían un 46,37% por concepto de regalías.

Sumando cada una de las reservas sujetas a regalías tenemos que, en términos reales, a los actuales campos en producción se cobrarían por concepto de regalías, 9,32 TCF, a las reservas destinadas a la industrialización, 1,38 TCF y a las reservas que aún no se explotan, 13,05 TCF. Estos 23,75 TCF que cobraría el Estado por regalías llegarían a obtener para el Estado un 45% de regalías de la producción de los 52,3 TCF de las reservas probadas y probables que existen en la actualidad. Obviamente, este nivel podría ser alcanzado si se cumpliesen los supuestos referidos al ritmo de la producción anual y al volumen de las inversiones necesarias, aspectos que están en manos de las empresas transnacionales y dependen de la posibilidad de sus proyectos de exportación. En otras palabras, mientras más rápido sean explotadas las reservas de gas natural –situación que depende de la obtención de nuevos mercados externos– menos regalías percibirá el Estado.

Los incentivos tributarios en beneficio de la industrialización de los hidrocarburos en territorio nacional que se plantean en el proyecto de la Comisión, deben ser contrastados con el costo de oportunidad de las empresas de explotar para la exportación a mercados de la región. A simple vista, todavía parece más atractivo para el capital la explotación para la exportación, que la implementación de proyectos para industrialización en territorio nacional, dados similares incentivos para la explotación o para la industrialización.

Régimen de impuestos

A diferencia de la propuesta de ley del Ejecutivo que crea un Impuesto Complementario a los Hidrocarburos, la propuesta de la Comisión de Diputados mantiene el Régimen Tributario vigente planteando algunos ajustes:

• Duplica la base imponible del Impuesto a la Remisión de Utilidades al exterior, del 50% del monto remitido al 100%, manteniendo inalterada la alícuota en 25%, obligando a las empresas que no declaren sobre las remesas enviadas a sus casas matrices provenientes de la venta o exportación de hidrocarburos se sometan a las sanciones previstas en el Código Tributario. En los hechos esto significa una duplicación de este impuesto.

• También se restituye el 3% Impuesto a las Transacciones de Petróleo y Gas Natural a la compra y venta en el mercado interno, que quedó eliminado con la Ley No 1731. Este ajuste es contradictorio con la eliminación que se plantea

32 Iriarte, Gregorio. “El Gas: ¿Exportar o Industrializar?”. p 24. Editorial Quipus, Cochabamba diciembre de 2003.

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más adelante para fomentar la industrialización, pues se supone que el gas y el petróleo que se consuman en el mercado interno serán precisamente para la industrialización.

• Para el Impuesto Especial a la comercialización de Hidrocarburos y Derivados en el mercado interno (IEHD) se establece una tasa máxima de Bs 3,5 por litro (o unidad de medida equivalente), a excepción del diesel oil de gas natural al que se fija una tarifa de Bs 0,20 por litro. Esta tasa máxima prevé un aumento del 225% en promedio simple de todos los derivados comparando con la tabla del artículo No 112 de la Ley 843.

Derecho de pueblos indígenas y originarios y medio ambiente

Un ingrediente que diferencia la propuesta de la Comisión de la del Poder Ejecutivo es, sin duda, la inclusión de un Título destinado a señalar los derechos de los pueblos indígenas y originarios.

El artículo 114 establece que deben ser consultados obligatoriamente las comunidades y pueblos indígenas, cuando se licite, autorice, contrate o ejecute cualquier actividad hidrocarburífera (incluida la construcción de infraestructura) en Tierras Comunitarias de Origen, tierras de comunidad tituladas o no, tierras ocupadas tradicionalmente, tierras donde acceden a realizar sus actividades o que estén “dentro de su área de influencia”.

El carácter de la consulta es vinculante, pues se trata de llegar “a un acuerdo o lograr el consentimiento de las comunidades y los pueblos indígenas y originarios” sobre “la medida en que serían afectados” por las actividades hidrocarburíferas. Sus resoluciones sólo valen para las actividades objeto de la consulta, debiendo iniciarse otra “cuando se prevean actividades no contempladas o adicionales”. Tendría lugar en dos momentos: previamente a la licitación y previamente a la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental.

Las comunidades y pueblos indígenas y originarios tendrán una participación del 10% del total de regalías. Los recursos recaudados irían destinados a un Fondo de Desarrollo Indígena del Sector Hidrocarburos, “administrado y cogestionado por el Ministerio de Asuntos Indígenas y Pueblos Originario y las instancias respectivas de las comunidades y pueblos indígenas y originarios”, el que priorizará a los indígenas del lugar de explotación, luego a los cercanos y después a los que están “en todo el territorio nacional”.

Aquí caben algunas digresiones: se incurre en un error al decir “10% de la producción fiscalizada” (100%), aunque previamente se indicaba “de la totalidad de las regalías (50%). En el primer caso la regalía compensatoria para los pueblos indígenas sería el 10% del valor de la producción y en el segundo caso sería el 5% de la producción, lo que resulta contradictorio.

Además, no se especifica de qué parte de las regalías se descontaría este beneficio, pues está claro que no debería añadirse al 50% de la producción que ellas suman33. Esta situación, derivada de la confusa redacción, puede tornarse muy delicada a la hora de afectar a los departamentos productores o a los otros beneficiarios.

33 En la primera versión de la Comisión, se establecía que ese 5% para los pueblos indígenas estaba incorporado en el 15% de las regalías departamentales destinadas “a los departamentos y regiones productoras” y específicamente como Participación de las Comunidades “con destino al Fondo de Desarrollo Indígena”.

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En el mismo sentido, el texto añade otro aspecto controversial al fijar de manera tan genérica la distribución de los recursos y la primacía que tienen unos respecto de los demás.

Respecto a la temática de medio ambiente, se instituye el Control y Monitoreo Ambiental por parte de los indígenas, cuyas instancias representativas constituirían Comisiones de Control Social Ambiental. Estas comisiones elevarían un informe que, obligatoriamente, debe “recibir y considerar” la Autoridad Nacional Máxima Competente, quien en caso de infracción amonestará e “instruirá a la empresa infractora la implementación y corrección inmediata de las observaciones”, de no cumplirse estas instrucciones se procede a una Auditoria Ambiental. Los representantes indígenas y sus comisiones ambientales participarán en “todo el proceso de contratación de las empresas de consultoría ambiental”.

Estas disposiciones que, como señalamos, pueden enfrentar enormes dificultades prácticas para su realización, significan, de todos modos, un paso importante en dirección de otorgar mayor poder de decisión a los pueblos indígenas y originarios sobre los recursos naturales que subyacen en su territorio.

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Conclusiones

De todo el análisis precedente, se desprenden algunas conclusiones importantes:

• Los dos proyectos de ley apuntan a la recuperación de la propiedad de los hidrocarburos en Boca de Pozo. Aunque la propuesta de la Comisión incluye, de una manera confusa, una alusión a la propiedad de “todos los hidrocarburos”, las disposiciones posteriores, relativas a los principios que rigen la política sectorial y a los derechos de las empresas, cuestionan la naturaleza de dicha afirmación.

• Los dos proyectos asumen la obligatoriedad de la migración de los actuales Contratos de Riesgo Compartido hacia nuevas formas contractuales. Del mismo modo, ambos proyectos incorporan el reconocimiento por parte del Estado –bajo la forma de amortización– de un porcentaje de las inversiones realizadas por las empresas que realicen dicha migración. La migración obligatoria supone la modificación de las condiciones específicas a las que se sujetarán las empresas contratistas. En este ámbito, el proyecto del Gobierno exonera a las empresas que incumplieron la disposición de la Ley No 1689 que las obligaba a perforar al menos un pozo por parcela en concesión o devolverlas, con la condición de que se adecuen a las nuevas disposiciones. El proyecto de la Comisión rechaza esta exoneración de manera explícita. Otro aspecto que diferencia a ambas propuestas es el relativo a la clasificación de los hidrocarburos en existentes y nuevos: mientras el Gobierno propugna su permanencia, el proyecto de la Comisión la descarta definitivamente a través de la abrogación de la Ley No 1731.

• Como consecuencia de la recuperación de los hidrocarburos en Boca de Pozo, ambos proyectos establecen la obligatoriedad, para las empresas contratistas, de entregar los hidrocarburos producidos a la empresa estatal. En el caso del proyecto del Gobierno, esa empresa se denomina Petrobolivia y en el caso del proyecto de la Comisión, se trata de YPFB. El control real de la producción por parte del Estado, que ha sido considerada por algunos críticos como confiscatoria, termina, sin embargo, en el lugar (el mismo para ambos proyectos) denominado Punto de Fiscalización, donde se transfiere la propiedad en forma de participación o retribución. No se debe olvidar que las modalidades de contratos de exploración y explotación son las mismas en ambos proyectos y contemplan la percepción de una participación porcentual de la producción por parte de los titulares, con lo que se ratifica la enorme capacidad decisoria de los inversionistas extranjeros sobre el destino de los

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hidrocarburos, aún en el caso de estar obligados a participar en condición de socios de YPFB. Inclusive en el caso del Contrato de Operaciones, en el que se prevé sólo la retribución por servicios prestados al titular, el texto admite que dicha retribución puede realizarse en especie.

• Respecto a las facultades de YPFB a partir de su refundación, ambas propuestas establecen que la empresa estatal puede participar en todas las actividades de la cadena productiva, aunque el proyecto del Gobierno limita su participación, en lo que a comercialización se refiere, únicamente a la distribución de gas natural por redes y la comercialización de productos derivados, pues en la exportación participaría otra entidad denominada Petrobolivia. Además, en el caso del proyecto del Gobierno, YPFB participaría como una empresa más en el mercado. En cambio, en el caso del proyecto de la Comisión, YPFB tendría una posición privilegiada, pues la ley obligaría a toda empresa privada a que se asocie con ella para poder realizar todas las actividades hidrocarburíferas. Empero, esta facultad privativa de la empresa estatal otorgada por la propuesta de la Comisión, se agrieta al entrar en contradicción con otros acápites del mismo proyecto, tales como las figuras de Concesión y Licencias para varias actividades de la cadena.

• Ambos proyectos incorporan cambios en el ámbito de la fijación de precios de los hidrocarburos y sus derivados. En el caso del proyecto del Gobierno, se estipula que los precios máximos de los hidrocarburos en el mercado interno tomarán como base la Paridad de Exportación y, debido a que son materia prima de los refinados y derivados, determinarán el precio de los productos industrializados. De este modo, se opta por la continuidad de la lógica que tiene la actual Ley No 1689. En el caso del proyecto de la Comisión, esa lógica varía al incorporarse el criterio de que los precios se fijarán de acuerdo a los costos de producción; empero, a renglón seguido se introduce como otra referencia los precios del mercado internacional, desvirtuando o, por lo menos, haciendo confusa dicha disposición. Adicionalmente, el proyecto de la Comisión introduce –de manera poco regular– un artículo por el que YPFB puede obtener gas natural a costo cero, cedido por las empresas productoras, y destinarlo a apoyar el consumo interno doméstico y productivo. Esta situación modificaría radicalmente el mercado, pero que en el texto tropieza con la oposición de ciertos principios asumidos por la propia propuesta de manera acrítica.

• Finalmente, en el régimen de Regalías, Participaciones e Impuestos se encuentran las mayores diferencias entre ambos proyectos. En el caso del proyecto gubernamental se propugna la permanencia del régimen de Regalías de las leyes 1689 y 1731: 50% de regalías para hidrocarburos existentes y 18% para hidrocarburos nuevos. Adicionalmente, establece la creación de un nuevo impuesto –el ICH– que, teóricamente, elevaría la percepción estatal de ingresos al 50% del valor de la producción. Sin embargo, a partir de algunos ejercicios simples, se puede concluir que dicho porcentaje no será posible de alcanzar, debido a que la liquidación del ICH está ligado a la posibilidad de incrementar

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el volumen de producción en magnitudes imposibles. En el mismo sentido, operan las otras características de la aplicación del ICH, como la liquidación del mismo por campo individual y no por empresa, y la posibilidad de acreditar su pago contra el Impuesto a la Utilidades de las Empresas. De este modo, las tasas o alícuotas prescritas resultan siendo nominales.

• En el caso del proyecto de la Comisión, se estipula la vigencia de las regalías por hidrocarburos en el 50% de la producción. Empero, bajo el criterio de que se debe preservar la atracción de inversiones hacia el sector, se establecen algunos mecanismos que desvirtúan ese propósito. En efecto, el proyecto incorpora los siguientes tratamientos especiales: exención de 25% de las regalías para hidrocarburos destinados a la industrialización; aplicación gradual de las regalías, que va de 27,5% a 50% en 6 años, para campos que no hayan iniciado la explotación comercial antes de la promulgación de la ley; y aplicación gradual de las regalías, que va de 27,5% a 50% en 6 años, para el volumen adicional de hidrocarburos producidos a partir de nuevas inversiones, en campos que ya producen comercialmente. De este modo, se calcula que el Estado percibiría el 45% de la producción de los 52 TCF de gas natural, siempre y cuando se cumpliesen algunos supuestos que dependen de decisiones empresariales y no del Estado; en otras palabras, mientras más rápido se exploten las reservas con el objetivo de exportar materia prima, el Estado percibiría menos regalías.

• Un aspecto especial que marca una gran diferencia entre ambos proyectos, es el referido a la incorporación que hace la Comisión, de un título especial referido a los derechos de los pueblos indígenas y originarios sobre la explotación de hidrocarburos. La disposición legal, de ser aprobada, impondría la obligatoriedad de la consulta a estos pueblos acerca de decisiones empresariales que podrían afectar sus intereses; además, les permitiría obtener recursos, en la forma de regalías, destinadas a promover su desarrollo.

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ANEXOS

Participación de empresas privadas en la cadena productiva. Diferencias en los proyectos de ley de la Comisión y del Gobierno

Comisión Mesa Estado Otros Estado Otros

Exploración y Explotación

Estado por sí Contratos Autárquicas Contratos

Comercialización interna de derivados

YPFB Mixtas, Privadas o Públicas

Mixtas, YPFB

Privadas o Públicas

Exportación gas YPFB Petrobolivia Exportación líquidos YPFB Con Estado:

Mixtas, Privadas o Públicas

Petrobolivia Privadas o Públicas

Exportación derivados

YPFB Con Estado: Mixtas, Privadas o Públicas

Privadas o Públicas

Importación YPFB Con YPFB: Mixtas, Privadas o Públicas

Privadas o Públicas

Refinación YPFB Con Estado: Mixtas, Privadas o Públicas

YPFB Privadas o Públicas

Almacenaje YPFB Con Estado: Mixtas, Privadas o Públicas

YPFB Privadas o Públicas

Industrialización YPFB Con Estado: Mixtas, Privadas o Públicas

YPFB Privadas o Públicas

Transporte YPFB Con Estado: Mixtas, Privadas o Públicas

YPFB

Distribución GN por redes

YPFB Con Estado: Mixtas, Privadas o Públicas

YPFB Privadas o Públicas

Fuente: Proyecto de Ley No. 332/2004-2005 (Comisión) y Proyecto de Ley de Hidrocarburos (Gobierno)

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Modalidades de Contratos Petroleros. Participación de YPFB y Titular Modalidad*

Regalías y Participaciones

YPFB Contratista Administración

CPC YPFB y Titular pagan RP según su participación en producción comercializada.

Participación en la producción, deducidas la Reg-Part. Se establece en contrato.

Participación en la producción, deducidas la Reg-Part. Se establece en contrato. Si migra de CRC recibe amortización con recursos de futura participación de YPFB.

Junta directiva para supervisar. Compuesta por ambas partes.

CO YPFB paga RP sobre producción, y los impuestos que le corresponda

YPFB retribuye por servicios con porcentaje de producción, en dinero o especie. Este pago cubre costos y utilidades.

Unidad de Seguimiento y Control, que supervisa y es integrada por representantes de YPFB y Titular.

CA Operador paga regalías, participaciones e impuestos.

Participación sobre la producción establecida en contrato. Participación neta después de pago de RP. YPFB paga amortización de parte de costos exploración hechos por el contratista, para asociarse en esa proporción

Participación sobre la producción establecida en contrato. Participación neta después de pago de RP.

Unidad de Seguimiento y Control para supervisar. Atribuciones y representación de YPFB según reglamento. Se designa Operador.

Nota: (*)CPC = Contrato de Producción Compartida, CO = Contrato de Operación, CA = Contrato de Asociación. Fuente: Proyecto de Ley No. 332/2004-2005 (Comisión).