Análisis del sector hidrocarburífero Bolivia

1. El sector hidrocarburos hoy
Escasa información
Falta de exploración
Declinación de producción
Problemas de comercialización
Y el anhelo de convertirse en
centro energético sudamericano
Serie Debate Público Nº 42
J u l i o 2 0 1 6

2. 2
1. Marco legal para la Comercialización de Hidrocarburos
La Ley de Hidrocarburos Nº 3058, en su artículo 9 referido a la Política Nacional
de Hidrocarburos, garantiza y fomenta el abastecimiento de hidrocarburos para el
mercado interno y promueve la exportación de excedentes que pudieran existir.
En ese marco está vigente la Resolución Ministerial 255/2006, emitida el 22 de
diciembre de 2006 por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, la cual establece
el siguiente orden de prelación en la asignación de volúmenes de gas natural a
ser comercializado:
1º Mercado interno
2º Mercado de exportación comprometido a Brasil
3º Mercado de exportación comprometido a Argentina
Cerca de 83% de los hidrocarburos producidos y comercializados el 2015 por el
país tuvo por destino la exportación, en tanto que el 17% restante fue destinado
prioritariamente al mercado interno.
COMERCIALIZACIÓN PROMEDIO DIARIA DE GAS NATURAL
70
60
50
40
30
20
10
0
9
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Brasil Argentina Mercado interno Total
14
17
19
27
33
35
38 39
43
49
33
39
56
60 59
Fuente: YPFB, Ministerio de Hidrocarburos y Energía
En este sentido, desde el año 2006, Bolivia exporta principalmente hidrocarburos,
en mayor proporción gas natural, habiendo llegado a representar, incluso, el
52% del total de las exportaciones bolivianas el año 2014.

3. 3
2. Exportación de Gas Natural
Bolivia exporta gas natural a Brasil desde el año 1999, y a Argentina desde el año 2007.
En relación a este último contrato, es importante mencionar que el contrato suscrito
originalmente el año 2006 consideraba el envío de volúmenes de gas natural que no
reflejaban la realidad del desarrollo del sector de hidrocarburos de Bolivia, pues eran
muy altos, como se muestra en el siguiente cuadro:
AÑO VOLUMEN (MMmcd)
2007 7,70
2008-2009 Hasta 16,0
2010-2026 27,70
Fuente: Elaboración propia con base en datos del contrato de compra y venta natural a Argentina.
De acuerdo con las condiciones contractuales establecidas originalmente, Bolivia debió
entregar un volumen de 27,7 Millones de metros cúbicos por día (MMmcd) a partir
de la gestión 2010; sin embargo, debido a la ausencia de inversiones en el sector que
generaron incumplimientos en el cronograma de entregas establecidas con la Repú-
blica Argentina se tuvo que renegociar este contrato durante la gestión 2010 para la
reprogramación de volúmenes, entre otros aspectos.
Como resultado de esa renegociación, en fecha 26 de marzo de 2010 se firmó una
adenda entre YPFB y ENARSA. A continuación se presenta el nuevo cronograma de
entregas:
VOLÚMENES CONTRACTUALES-ADENDA DEL 26 DE MARZO DE 2010
30
25
20
15
10
5
0
7,7
5
7,7
11,6
13,5
16,2
17,2
19,9
20,3
20,9
21,3
21,8
23,5
23,5
23,5
23,5
23,5
23,5
23,5
11,3
13,6
15,9
19,0
20,7
23,4 23,9
24,6 25,1 25,7
27,7 27,7 27,7 27,7 27,7 27,7 27,7
EnMillonesdeMetrosCúbicosPorDía
Cantidad Garantizada por YPFB Adicional Cantidad Contratada
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Fuente: Elaboración propia con base en datos de la adenda al contrato de compra y venta natural a Argentina

4. 4
En la gráfica anterior se observa que para el 2016 la máxima cantidad de gas natural contra-
tada por Argentina puede llegar a 23,4 MMmcd; sin embargo, YPFB está obligada a enviar
19,9 MMmcd como mínimo para la época de invierno, de acuerdo con la adenda de 2010.
Desde que Bolivia comenzó a consolidarse en el continente como un proveedor de gas natural,
mediante las exportaciones de gas natural a Brasil iniciadas en el año 1999, se caracterizó por
una cualidad que es fundamental dentro de los países que ofrecen y compran cualquier tipo de
hidrocarburos: confiabilidad. Esto supone que el proveedor mantiene constante, sin interrup-
ciones o cambios abruptos, el envío de los volúmenes pactados.
Lamentablemente, desde mayo de 2016, según noticias que se publican en Argentina, se
toma conocimiento que el Ministerio de Energía de ese país estaba gestionando la compra
de gas natural de un nuevo proveedor: Chile. Ello debido, según autoridades del vecino
país, porque Bolivia no estaba en condiciones de cumplir con las obligaciones contractuales
acordadas en la adenda al contrato de compra y venta de gas natural suscrita el año 2010,
que establecía un mínimo de 19 MMmcd para la época de invierno.
Este hecho, desafortunadamente, “coincide” con una notoria falta de acceso a la información
por parte de la empresa petrolera estatal YPFB que, desde hace 5 años, venía publicando en su
página web un Boletín Trimestral con información de producción, comercialización y regalías, el
cual fue suspendido desde julio del año 2015. La Constitución Política del Estado establece que la
población es dueña de los hidrocarburos; sin embargo, no tiene acceso a información confiable
sobre la forma en que se está gestionando uno de sus recursos naturales estratégicos.
Afortunadamente, una de las subsidiarias de YPFB Corporación mantiene un espíritu de
transparencia y continúa publicando en su página Web los volúmenes transportados de gas
natural, siendo que para mayo de 2016 se pudo encontrar la siguiente información:
Fuente: YPFB Transportes
Volúmenes de Gas Natural Transportado [MMm3]
Mayo 2016
Entrega Mercado Exportación Argentina Entrega Mercado Exportación Brasil
Entrega Mercado Interno Bolivia Total Entregas Mercado (Interno + Exportación)
60
50
40
30
20
10
0
60
50
40
30
20
10
0
57.4
57.9
57.2
58.6
58.1
56.4
56.2
54.8
56.6
56.9
56.1
55.9
56.0
55.4
53.1
Volumen,(MMm3)
Día
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
15.9
16.3
14.2
15.6
14.7
15.5
15.0
14.5
14.8
17.5
20.2
19.9
19.9
20.0
18.6
18.6
19.1
18.6
19.6
19.6
19.6
19.6
18.6
18.7
18.7
18.7
18.7
18.5
18.7
19.6
31.6
31.6
31.7
31.5
31.5
28.7
29.9
30.0
30.0
27.8
24.1
24.1
24.1
24.2
24.1
24.1
24.2
24.2
24.1
24.1
22.1
22.1
22.1
22.7
24.1
24.1
24.1
24.1
24.1
24.1
9.9
10.0
11.4
11.5
11.9
12.3
11.3
10.3
11.8
11.6
11.7
11.8
11.9
11.2
10.4
11.2
11.3
11.2
11.6
11.6
11.2
10.2
11.4
11.4
11.5
10.4
11.3
10.8
10.0
11.3
53.9
54.6
54.1
55.4
55.3
52.9
52.0
52.1
52.8
54.3
53.2
54.2
53.4
52.8
55.0

5. 5
A partir de esa información se ha podido constatar lo que se había afirmado en
Argentina. Sin embargo, en medio de esta polémica, desde el 11 de mayo se observa
que YPFB comienza a enviar un mayor volumen de gas natural a Argentina (barra
naranja) comportamiento que se mantiene hasta finales de ese mes.
Esta afirmación se contrapone a lo observado en la gráfica anterior en la que se puede
evidenciar que si bien desde el 11 de mayo se incrementa el volumen enviado a
Argentina de un promedio de 15 MMmcd a los 19 MMmcd que establece el contrato,
se observa también que ese mismo día disminuyeron los envíos de gas natural a Brasil,
bajando de un promedio de 31 MMmcd a 24 MMmcd.
Este comportamiento se ve nuevamente reflejado cuando se accede a información
correspondiente al mes de junio, como se aprecia en la siguiente gráfica:
Fuente: YPFB Transportes
En la gráfica anterior se observa que hasta el 6 de junio se continuó con el envío de
los volúmenes establecidos en el contrato con Argentina en torno a los 19 MMmcd; sin
embargo, el 7 de junio, cuando Brasil incrementó su demanda (al ser mercado prio-
ritario de acuerdo con la RM 255/2006) se disminuyó nuevamente los envíos de gas
natural a Argentina a13,7 MMmcd.
Volúmenes de Gas Natural Transportado [MMm3]
Junio 2016
60
50
40
30
20
10
0
60
50
40
30
20
10
0
56.2
55.3
55.8
54.5
53.6
57.7
56.7
57.2
57.1
57.1
57.3
56.6
57.1
55.3
Volumen,(MMm3)
Entrega Mercado Exportación Argentina Entrega Mercado Exportación Brasil
Entrega Mercado Interno Bolivia Total Entregas Mercado (Interno + Exportación)
Día
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
20.7
20.7
21.2
20.6
20.6
20.6
13.7
14.1
14.1
14.1
14.4
14.6
14.1
13.7
17.3
20.4
17.0
14.5
18.0
16.6
19.0
20.8
20.6
16.2
19.6
17.1
13.9
11.1
10.8
24.1
23.1
23.1
23.1
23.1
25.5
31.5
31.5
31.4
31.4
31.4
31.5
31.5
30.0
26.8
25.1
27.5
29.1
27.1
26.1
25.6
24.1
24.1
24.1
23.1
26.1
28.1
31.5
29.2
55.9
57.2
56.2
54.5
55.1
53.9
55.3
56.9
56.6
52.1
54.0
53.5
53.6
54.1
51.2
11.4
11.5
11.5
10.8
9.9
11.6
11.5
11.6
11.5
11.6
11.4
10.5
11.5
11.5
11.8
11.7
11.7
10.8
10.0
11.1
10.8
11.9
11.8
11.3
10.4
11.6
11.5
11.3
11.9

6. 6
Si bien los contratos de compra–venta de gas natural suscritos tanto con Brasil como con
Argentina establecen el pago de multas en caso de incumplimiento de las cantidades
demandadas y ofrecidas aplicable sobre promedios mensuales, el problema de fondo no
puede ser limitado al pago de sanciones aplicables a Bolivia, sino que la realidad para el
país se torna preocupante considerando que:
a) Bolivia se encuentra, por una parte, haciendo equilibrios por cumplir con el
envío de gas natural a sus dos principales compradores: Brasil y Argentina.
b) Permite constatar que la realidad del sector hidrocarburos no es la que
manifiestan sus principales autoridades, puesto que Bolivia no está actualmente
en condiciones de cumplir en caso de que ambos mercados demanden
simultáneamente los máximos establecidos en los contratos suscritos: Brasil 31
MMmcd y Argentina 23,4 MMmcd.
c) El país se encuentra frente a un contexto de bajos ingresos por la caída en el
precio de exportación del gas natural como consecuencia de los bajos precios
internacionales, y resulta lamentable que las autoridades no hayan tomado
las previsiones para compensar esa caída; si lo hubiera hecho, hoy estaría en
condiciones de enviar mayores volúmenes a los mercados de exportación.
d) La situación de producción es tan delicada que el paro programado de una
planta (Margarita – según informes de YPFB) ocasiona un envío de menores
volúmenes a los principales mercados; es decir, no existen otros campos que
puedan cubrir estos mantenimientos que son normales en la industria.
e) La falta de exploración de hidrocarburos, desde años atrás, se ve reflejada hoy en
problemas de producción y cumplimiento de los compromisos de exportación
asumidos; pero, adicionalmente, pone en duda la provisión de materia prima
(gas natural) para el desarrollo de proyectos de industrialización.

7. 7
3. Producción de Gas Natural
La situación descrita anteriormente conduce a la inevitable pregunta sobre porqué
actualmente Bolivia no puede enviar mayores volúmenes de gas natural a sus dos
principales compradores. La respuesta se avizora, en primera instancia, al observar el
comportamiento de la producción de gas natural, como se aprecia en la siguiente gráfica:
PRODUCCIÓN PROMEDIO DIARIA DE GAS NATURAL
Fuente: YPFB
De acuerdo con la gráfica anterior, la producción se ha incrementado en 50% durante
el periodo 2010–2015; sin embargo, este incremento se explica, como ya se venía
advirtiendo en reiteradas ocasiones, por una explotación acelerada de las reservas ya
conocidas (fundamentalmente Sábalo - barra café – y Margarita - barra crema), lo cual se
ha traducido en una sobreexplotación de los campos, aspecto que adelanta su etapa de
declinación y consecuente disminución de producción.
Llama la atención el caso del campo Margarita que ha pasado de producir 1,8 MMmcd
en el año 2007 a 17,0 MMmcd en el 2015, y se tiene información de que el 2016
alcanzó incluso a 19 MMmcd. En el sector hidrocarburífero, no se puede sostener por
mucho tiempo una alta tasa de recuperación sin garantizar una política de reposición de
reservas, aspecto que en el caso de Bolivia no está presente ni en la Ley de Hidrocarburos
ni en los contratos de operación suscritos en el marco de la nacionalización de los
hidrocarburos del 2006.
Por otra parte, llama la atención que en la gráfica anterior no se observa el ingreso
de producción de algún nuevo campo de tamaño significativo, aspecto que permite
concluir que luego de 10 años de haberse producido un importante cambio en la política
hidrocarburífera nacional no se ha avanzado en la exploración de hidrocarburos.
14
11
2
12
14
11
2
13
12
8
2
13
14
10
2
14
16
11
3
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17
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6
16
17
11
10
18
17
9
15
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16
8
17
18
40 40
34
40
43
49
56
60 60
70
60
50
40
30
20
10
0
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
I Sem
Sábalo Margarita-Huacaya San Alberto
Resto de campos Total

8. 8
De hecho, desde el año 2007, el Poder Ejecutivo ha venido reservando áreas a favor de
YPFB para que realice actividades de exploración y explotación, actualmente la estatal
petrolera cuenta con 99 áreas reservadas, sin embargo en ninguna de ellas se han
registrado resultados exitosos a la fecha.
Antes de la mencionada política, el reclamo recaía en las empresas petroleras transnacionales
que operaban en el país; sin embargo, a partir de la nacionalización de los hidrocarburos
del año 2006, la instancia encargada del desarrollo del sector hidrocarburos –desde
la exploración hasta la industrialización– es la empresa petrolera estatal YPFB. Según la
Constitución, es ésta la encargada y responsable de toda su gestión, lo cual incluye la
exploración, explotación, gestión de mercados, refinación, transporte, comercialización e
industrialización.
Nuevo campo ingresa en producción
Hace un año, YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía anunciaron que en abril
de 2016 se iniciaría las operaciones de producción del campo Incahuasi, en el Bloque
Ipati–Aquio, ubicado en los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca. Sin embargo,
en esta gestión se anunció que el inicio será en julio de este año con una producción
de 6,5 MMmcd adicionales, y que el año 2018 este campo adicionaría 6,5 MMmcd más,
totalizando para entonces 13 MMmcd; aunque ese caudal de producción podrá ser
mantenido por casi 7 años, para luego declinar.
Si esto se concretaba en abril, seguramente no se estaría atravesando por la difícil situación
registrada hoy. Más allá de ello, la preocupación radica en que un país –cuya economía
tiene como pilar al sector hidrocarburos (la dependencia es más acentuada a nivel
subnacional) y que pretende ser centro energético de la región– este apostando a un solo
proyecto, en este caso Incahuasi, su calidad de proveedor confiable.

9. 9
4. Un nuevo contrato con el Brasil, un desafiante reto
Adicionalmente a esta situación, el contrato de compra – venta de gas natural (GSA)
suscrito entre Bolivia y Brasil, el año 1996, entró en vigencia en 1999 con un plazo de 20
años; es decir, hasta el 2019. Hace poco tiempo, Brasil anunció su intención de renovar
dicho contrato, lo que era previsible dado el crecimiento de su economía, a través de su
industria, y su constante necesidad de gas natural.
En diciembre del año 2015, YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía anunciaron
que se había sostenido una reunión con sus pares del Brasil, y se había conformado
la comisión que iniciaría la renegociación del nuevo contrato con el vecino país para
continuar con la compra y venta de gas natural, más allá del 2019.
Sin duda el contexto mundial, regional y nacional en ambos países no es igual en la
actualidad al que se tenía en los años 90 cuando el contrato original fue negociado, este
aspecto permite identificar algunas variables que serán sensibles al momento de la nueva
negociación:
a) Reservas probadas de gas natural
b) Proveedores alternativos y combustibles sustitutos
c) Fórmula de cálculo de precios
d) Condiciones de energía y tratamiento de licuables
Con relación a las reservas probadas de gas natural, éstas son fundamentales para suscribir
un contrato de largo plazo. La Ley Nº 3740, del año 2007, establece que cada año
YPFB debe publicar el nivel de reservas, certificadas por una empresa contratada mediante
licitación internacional. No obstante, la última certificación oficial fue presentada en julio
del 2014, con datos al 31 de diciembre de 2013, como se observa en la siguiente gráfica.
CERTIFICACIÓN DE RESERVAS A DICIEMBRE DE 2013
Posibles
4,2
Probables
3,5
Probadas
10,5
Posibles
80
Probables
72
Probadas
211
GAS NATURAL PETRÓLEO
Trillonesdepiescúbicos

10. 10
Este hecho, sumado a la falta de información y a la situación del sector en materia de
producción y comercialización de hidrocarburos, ha motivado a que la Cámara Nacio-
nal de Industria de Brasil (CNI) y la Asociación Brasileña de Grandes Consumidores de
Energía (ABRACE) sugieran al Ministerio de Minas y Energía de su país solicitar a Bolivia
una certificación de reservas, puesto que, según un estudio realizado por la CNI de
Brasil, a partir del año 2022 la oferta de gas natural boliviano podría disminuir.
Es importante destacar que desde el año 2009, cuando se realizó la penúltima certifi-
cación de reservas de hidrocarburos en el país, se ha venido insistiendo en la urgencia
de que el gobierno genere políticas sólidas y coherentes en materia de exploración,
ello con el fin de dar sostenibilidad no solo al desarrollo del sector, sino a las obligacio-
nes que fueron contraídas, tanto por el nivel central como subnacional a partir de los
ingresos generados por la renta petrolera.
Asimismo, se ha insistido, en reiteradas ocasiones, sobre la necesidad de debatir los
temas relacionados a: institucionalidad de YPFB, nueva Ley de Hidrocarburos, políticas
de exploración, gestión de nuevos mercados, distribución y uso de la renta petrolera y
otros que no han sido atendidos.
Es importante tomar en cuenta que el sector hidrocarburos amerita contar con políticas
claras a largo plazo, ya que tanto los contratos petroleros de exploración y explotación
como los destinos de la producción toman en cuenta un horizonte de tiempo de 20
años o más; para ello se debe contar con una visión de largo plazo del sector que
agrupe los diversos factores, como ser económicos, técnicos, ambientales y legales.
Esta visión, con horizonte a largo plazo, lamentablemente no ha sido consolidada en
YPFB desde la nacionalización, cuando adquirió la responsabilidad de llevar adelante la
administración de los hidrocarburos. En la actualidad, se percibe que no se ha trabaja-
do en un programa concreto de reposición de reservas; de hecho, la Ley de Hidrocar-
buros y sus reglamentos no ha sido ajustada a la nueva Constitución Política del Estado,
lo cual muestra una ausencia de planificación de desarrollo que requiere el sector.
A partir del 2013, YPFB ha ido acelerando el desarrollo de la actividad exploratoria,
mediante la firma de varios contratos (Azero, Huacareta, San Miguel, Dorado Oeste
y otros). No obstante, los resultados de estos contratos demoran 5 a 7 años, lo cual
que pone al país en riesgo de ser sancionado con multas, lo que podría ocurrir en los
siguientes cuatro años. Otra consecuencia es la mayor sobreexplotación de los campos
con riesgos de daños a los reservorios, retrasos en los proyectos de industrialización
y posición débil ante una renegociación del contrato con Brasil o con nuevos
compradores.

11. 11
5. Conclusiones y recomendaciones
a) En caso de que Brasil y Argentina demanden simultáneamente los volúmenes
máximos que les permite el contrato, Bolivia no se encuentra actualmente en las
condiciones de cumplir con esa demanda, aspecto que se contrapone a la idea de
convertir al país en el centro energético regional.
b) El incremento de producción de gas natural ha estado basado en una mayor
explotación de los megacampos (Sábalo, Margarita y San Alberto), aspecto que ha
acelerado el inicio de la fase de declinación (caso San Alberto) y pone en riesgo la
seguridad de los reservorios.
c) Existe una importante debilidad en la actividad exploratoria, debido a que en los
últimos 10 años no se han realizado nuevos descubrimientos y no existen nuevos
campos significativos que se hayan incorporado a la actividad de producción, a
excepción de Incahuasi que ingresará en operación en julio de 2016.
d) La situación de producción es tan delicada que el paro programado de una planta
(Margarita – según informes de YPFB) ocasiona el envío de menores volúmenes a los
principales compradores; es decir, no existen otros campos que puedan cubrir estos
mantenimientos que son normales en la industria.
e) Considerando la importancia del sector hidrocarburos en la economía nacional,
principalmente por la cantidad de inversiones sociales que se financian con
recursos provenientes de la renta petrolera, resulta preocupante la posibilidad de
obtener menores ingresos, lo que implicaría también el riesgo de retrocesos en
indicadores sociales.
f) Se recomienda que tanto YPFB como el Ministerio de Hidrocarburos y Energía
puedan retomar mecanismos que permitan el acceso a información sobre la gestión
del sector hidrocarburos para la población boliviana. Más allá de la Rendición Pública
de Cuentas que se realiza semestralmente, el ciudadano tiene derecho a acceder a
información oportuna el momento que lo requiera. Una herramienta práctica es la
página web.
g) Resulta cada vez más urgente una nueva Ley de Hidrocarburos que defina roles
institucionales al interior del sector, establezca un horizonte a largo plazo y defina
políticas claras para cada una de las actividades del sector.
h) Menores ingresos por concepto de renta petrolera, ya sea originados por menores
precios o menor producción, generan preocupación por la alta dependencia que
existe en las economías regionales que se alimentan de los ingresos generados por
el sector hidrocarburos, por ello es urgente crear espacios que permitan debatir entre
sociedad civil y Estado aspectos como la diversificación de la economía y el pacto
fiscal, a fin de generar una visión de país que mejore las condiciones de vida de la
población, de manera sostenible.

12. 12
Director Ejecutivo:
Juan Carlos Núñez V.
Coordinación General:
Waldo Gómez R.
Elaboración:
Raúl Velásquez
Sandra Sánchez
Edición:
Jorge Jiménez Jemio
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Julio 2016
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