Monografia 01

MONOGRAFÍA
PRECIOS INTERNACIONALES DE LOS HIDROCARBUROS Y SU IMPACTO
EN LA ECONOMÍA BOLIVIANA
RAUL VALERIO ALVARADO JIMENEZ
COCHABAMBA, 2014

INDICE
1. INTRODUCCION ……………………………………………………………………Pag. 1
2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ……………………………………………. Pag. 3
3. JUSTIFICACION ……………………………………………………………………. Pag. 3
4. OBJETIVO GENERAL ……………………………….…………………………….. Pag. 5
5. OBJETIVOS ESPECIFICOS ………………………………………..………….…… Pag. 5
6. METODOLOGIA ………………………………………………………….………… Pag. 5
UNIDAD TEMATICA I
LOS PRECIOS INTERNACIONALES Y LA POLITICA DE FIJACION DE TARIFAS
1.1 PRECIOS INTERNACIONALES DEL PETROLEO ……………………… Pag. 7
1.2 LA ORGANIZACIÓN DE LOS PAÍSES EXPORTADORES DE PETRÓLEO
(OPEP) ………………………………………………………………………Pag. 10
1.3 TEORÍA DEL PICO DEL PETRÓLEO …………………………….………. Pag. 11
1.4 ESPECULACIÓN Y GOBIERNOS ………………………………………… Pag. 12
1.5 ELASTICIDAD DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO …...…………… Pag. 14
1.6 PRECIO DEL GAS NATURAL ………………………………………….… Pag. 16
1.7 EL HENRY HUB …………………………………………………………. Pag. 18
1.8 EL MERCADO INTERNACIONAL DEL GAS NATURAL ……….…….. Pag. 18
1.9 PRECIOS Y TARIFAS DEL GAS NATURAL ……………………………. Pag. 20
UNIDAD TEMATICA II
BOLIVIA Y LOS INGRESOS POR HIDROCARBUROS
2.1 FACTORES ECONOMICOS RELEVANTES ……………………………… Pag. 23
2.2 CONTRATOS DE VENTA DE GAS CON BRASIL Y ARGENTINA ….…. Pag. 25
2.3 PRECIOS FLUCTUANTES …………………………………………………. Pag. 27
2.4 RENTAS GUBERNAMENTALES DEL SECTOR DE HIDROCARBUROS Pag. 29
UNIDAD TEMATICA III
INGRESOS ESPERADOS, DISTRIBUCION DE INGRESOS Y CONCLUSIONES
3.1 LOS INGRESOS ESPERADOS ……………………………………………. Pag. 32
3.2 DISTRIBUCION DE LA RENTA PETROLERA …….……………………. Pag. 33
3.3 CONCLUSIONES A PRIMERA VISTA …….…………………………….. Pag. 37
3.4 CONCLUSIONES FINALES ………………………………………………. Pag. 38
BIBLIOGRAFIA ………………………..……………………………………………. Pag. 40

1. INTRODUCCION
En el entorno económico mundial siempre ha existido la siguiente inquietud:
¿Cómo se ve afectado a nivel macro un determinado país debido a la constante variación de los
precios del petróleo?
La economía de Bolivia tiene su base principal en la extracción y en la exportación de sus
recursos naturales, principalmente mineros y gasísticos. La perspectiva de su desarrollo desde los
años cincuenta muestra que su renta per cápita ha tenido un crecimiento muy lento desde
entonces. El PIB ha tenido un crecimiento medio de un 3% anual, mientras que la tasa de
incremento de la población ha sido del 2,6% anual, de los que se desprende, que la renta per
cápita ha permanecido casi igual y su población se viene a encontrar en similares condiciones
económicas a la de los años cincuenta, sin que se haya producido casi ningún aumento de
productividad. A nivel comparativo, dentro del continente americano, sólo Argentina y Perú, han
tenido una trayectoria similar.
Carlos Villegas, presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), ha
descartado que la caída del precio internacional del precio del petróleo pueda afectar a los
ingresos que el país recibe de de Brasil y Argentina provenientes de las exportaciones de gas
natural. Según el ejecutivo, esta disminución es circunstancial, no es una disminución que refleje
una crisis de la economía mundial como pasó en 2002.
Una parte importante de los ingresos fiscales bolivianos está directamente ligada a los precios
mundiales del petróleo. Dado que los precios del petróleo son muy volátiles, así mismo son los
ingresos fiscales bolivianos. Por ejemplo, si los precios del petróleo varían tanto como lo
hicieron durante las dos décadas pasadas, los ingresos fiscales por exportación de Gas Natural a
Brasil van a variar entre US $141 millones por año y US $1.1 billones por año y los ingresos en
cualquier año en particular serían ampliamente impredecibles.
Tal volatilidad en los ingresos fiscales es indeseable, especialmente para un país que trata de
implementar una estrategia de reducción de la pobreza, la cual requiere un flujo constante y
predecible de fondos.
Bolivia exporta gas natural a Brasil y Argentina en base a los precios internacionales del
petróleo, cuyo costo se redujo 20% desde mediados de junio último, cayendo gradualmente hasta
cotizarse en 90 dólares el barril.
En los últimos años, según Villegas, el precio del barril de petróleo estuvo entre 90 y 100
dólares, cifras que beneficiaron a la economía boliviana. Si la caída del precio del crudo en el
contexto internacional impactara en la economía nacional, el Gobierno debería adoptar medidas
inmediatas, sino el efecto lo sentirán municipios, gobernaciones y universidades.

La variación abrupta de los precios del petróleo afecta en cierta medida las variables
macroeconómicas de una economía; sin embargo, los niveles o tasas de afectación dependen de
si las economías son importadoras o exportadoras de petróleo y de las condiciones particulares
del mercado al momento de presentarse los choques a la oferta de petróleo.
Países de Latinoamérica que no son exportadores masivos de hidrocarburos, han vivido y
reaccionado ante todos los choques a la oferta del petróleo y se infiere que en cada uno de ellos
las variables macroeconómicas crecimiento de la economía e inflación se han afectado;
mediante la estimación del comportamiento del crecimiento real de la economía a medida que se
presentan variaciones en el precio del petróleo y la respectiva afectación de la variable inflación,
las variables consideradas son el precio del petróleo, la inflación, la tasa de cambio, tasas de
interés, nivel de empleo, salarios reales.
En este trabajo se analizará el problema de acuerdo al siguiente esquema: el primer capítulo, se
presenta una reseña de la actualidad económica mundial y nacional del sector petrolero referente
a la fijación de precios y tarifas, y sus elementos que son: niveles de reservas, comportamientos
de los precios de referencia a los cuales se cotiza el petróleo, nuevos hallazgos y perspectivas en
el corto y mediano plazo. En el segundo capítulo se estudia Bolivia y los ingresos por
Hidrocarburos, con sus elementos: el comportamiento observado de las variables
macroeconómicas; crecimiento real e inflación durante las épocas de ocurrencias de los choques
al precio del petróleo y se efectuara una descripción cronológica de las causas de estos choques;
además, un análisis descriptivo de la afectación de la economía boliviana (nivel de ingresos,
balanza de pagos e inflación) ante la ocurrencia de los choques a la oferta de petróleo. Esta
sección también incluye una descripción de teoría de choques petroleros, resultados de estudios
efectuados en otras economías que sustenta los efectos en las variables macro (crecimiento e
inflación) de la ocurrencia de los choques al precio del petróleo. Por último, en el capítulo tres se
presentan las conclusiones de la investigación.

2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
¿La fijación de precios de los hidrocarburos a nivel internacional afecta al sistema económico de
Bolivia?
3. JUSTIFICACION
El análisis de la economía política sobre fijación de precios del sector hidrocarburos debe tomar
en cuenta la interacción entre factores como1: 1) las características propias del sector, que lo
diferencian de otras industrias, 2) la dotación de recursos en cada país, es decir, el potencial
geológico, las reservas y si es deficitario o superavitario en hidrocarburos (importador o
exportador neto); 3) las características del marco institucional y contractual, incluyendo el
sistema impositivo; y 4) factores económicos, incluyendo la etapa del ciclo de inversión en que
se encuentra un país (y su riesgo), el cambio tecnológico, la dependencia de rentas petroleras por
parte del fisco y el ciclo de precios; para así arribar a conclusiones sobre su impacto sobre las
políticas y el desempeño del sector en los países de la región, entendido éste como la producción
y la inversión.
Por supuesto, las tendencias ideológicas en la región también tienen influencia sobre las
políticas energéticas de los países. Sin embargo, en este trabajo argumentamos que a pesar de la
aparente prominencia de la variable ideológica, los determinantes primordiales de las políticas
petroleras son los factores sectoriales, geográficos, institucionales y económicos mencionados
anteriormente.
A diferencia de otras industrias, la explotación petrolera y, en menor medida, la explotación
gasífera genera importantes rentas. Estas generalmente se definen como la ganancia en exceso
del costo de oportunidad de los factores de producción reproducibles (trabajo y capital). Las
rentas pueden resultar de la presencia de costos de extracción naturalmente bajos o de reservorios
minerales de muy alta calidad (precios altos), en relación con el producto marginal. Este tipo de
rentas se conocen como “rentas diferenciales”. Las rentas también pueden surgir de restricciones
monopolísticas en el acceso a las reservas o de restricciones de producción típicamente
enmarcadas en la acción de carteles. En el caso de Latinoamérica y en el mundo, el costo de
extracción por barril típicamente varía entre 1US$ y 20US$. En el marco de estos precios, el
reciente incremento de los precios a niveles por encima de 70US$ por barril ha generado rentas
exorbitantes.
En la teoría, estas rentas pueden ser capturadas por los Estados sin afectar la producción a largo
plazo. Con este propósito los Estados pueden utilizar herramientas inherentes a su control
soberano sobre los impuestos y las regulaciones, así como los derechos de propiedad que poseen
sobre el subsuelo. Mientras el productor cubra sus costos y obtenga un rendimiento que
1 Monaldi,F. (2007) “El segundo mejor negocio del mundo: la industria petrolera venezolana”.Debates IESA, Vol.
XII,N° 1, pp.24-28, Venezuela.

compense suficientemente el riesgo, la captura de rentas por parte del Estado no debería
obstaculizar el desarrollo del potencial del sector.
En la práctica, sin embargo, en algunas ocasiones las compañías petroleras retienen parte
importante de estas rentas y en otras, los Estados sobre-extraen recursos y/o expropian a los
inversionistas, no permitiéndoles recuperar la inversión con un retorno atractivo. En el primer
escenario, el Estado y sus ciudadanos pierden ingresos financieros que pueden ser significativos,
sin ninguna justificación económica. En el segundo escenario, se desincentiva la inversión de
largo plazo y se afecta el desarrollo del potencial del sector. Esta incapacidad para capturar
eficientemente las rentas generadas en la explotación de hidrocarburos se debe a los arreglos
contractuales rígidos y a la falta de progresividad de los sistemas impositivos, en los que por
diseño el Estado obtiene un aumento en la recolección de impuestos menos que proporcional al
aumento del precio del petróleo. Este hecho hace que ante aumentos importantes del precio
internacional del petróleo los gobiernos tengan incentivos para renegar de los compromisos
adquiridos en periodos con niveles de precio inferiores. Por otra parte, en periodos de precios
bajos, los marcos institucionales generalmente hacen poco atractiva la inversión.
La presencia de rentas y su distribución genera tensiones no solamente entre los gobiernos y las
compañías operadoras, sino entre otros grupos de interés como trabajadores, gobiernos
regionales y consumidores locales. Esto se ve reforzado porque no hay una distribución óptima
de la renta desde el punto de vista de economía positiva. No es un asunto de eficiencia, sino un
asunto de naturaleza fundamentalmente distributiva, normativa y ultimadamente política.
La industria petrolera y gasífera también se caracteriza por la presencia de altos costos hundidos,
es decir, activos que por su propia naturaleza quedan inmovilizados antes de que las empresas
comiencen a recuperar su inversión. Los estudios sísmicos, la exploración y desarrollo de
yacimientos, y la construcción de oleoductos o gasoductos son ejemplos de activos
inmovilizados. Una vez que estos activos se dedican al uso en cuestión, su valor ex post en usos
alternativos es muy bajo, lo cual abre la puerta para la apropiación por parte del gobierno de lo
que se denomina cuasi-rentas o la diferencia del costo oportunidad (valor alternativo) de los
activos antes y después de ser hundidos en una inversión particular.
En estos casos, las compañías continuarán operando en la medida que recuperen costos
operacionales (que son proporcionalmente pequeños) y la porción “no-hundida”2 de su inversión,
aún cuando no recuperen la porción “hundida”. Como resultado, los gobiernos, y otros actores,
tendrán incentivos para expropiar las cuasi-rentas una vez que se haya hecho el grueso de la
inversión inmovilizada, mediante el cambio de las condiciones de inversión, ya sea vía
incremento de impuestos, cambios regulatorios o fijando unilateralmente los precios en el
mercado local a niveles inferiores al costo de oportunidad, por ejemplo el precio de la gasolina o
las tarifas de gas. Los beneficios políticos de renegar de los compromisos adquiridos con las
2 F.j. al.chalabi,1984.La OPEP y el precio internacional del petróleo. Editorial siglo XXI. Pp.67.

compañías son altos. En el corto plazo, el gobierno puede extraer abundantes recursos fiscales o
transferirlos a los consumidores vía precios artificialmente bajos de los productos sin tener un
impacto significativo en la producción.
Esta lógica aplica incluso en el caso que estemos hablando de compañías petroleras del Estado.
La expropiación de las ganancias de las compañías del Estado también puede generar beneficios
políticos en el corto plazo con efectos de largo plazo en la producción e inversión, dependiendo
de su gobierno corporativo y el marco político institucional, entre otras variables. De hecho las
empresas estatales en algunos casos son las mayores víctimas de sobre extracción de ingresos por
parte de los Estados. PEMEX, Petroecuador y PDVSA en la última década son ejemplos patentes
de ello. La “expropiación” de ingresos a empresas estatales es la norma, no la excepción en la
región. Petrobras es un caso de estudio interesante de una empresa estatal que ha logrado
mantener su capacidad de inversión y se ha inclusive expandido fuera de sus fronteras.
Adicionalmente, el hecho de que los productos del sector hidrocarburos sean consumidos
ampliamente por la población, hace que los consumidores presionen a los gobiernos para
establecer subsidios cruzados u otras regulaciones que favorezcan determinados grupos de
interés, así como convierten también al bien en un asunto altamente politizado.
4. OBJETIVO GENERAL
Analizar la relación de los precios internacionales de los hidrocarburos con los ingresos públicos
del Estado y los beneficios sociales denominados bonos.
5. OBJETIVOS ESPECIFICOS
-Determinar la magnitud de los ingresos por ventas internacionales de los hidrocarburos en
Bolivia.
-Analizar los contratos de venta internacional de hidrocarburos, analizando la variación de los
ingresos y aportes.
-Establecer las determinantes para la fluctuación de los precios internacionales de hidrocarburos.
-Identificar los lineamientos de diversificación de los ingresos públicos para el sostenimiento de
la economía de Bolivia.
6. METODOLOGIA
Tipo de Investigación:
Descriptiva: Determina narrativamente el estado actual del fenómeno determinado, sus
características, elementos y estructura en forma detallada.

Cualitativa: Este tipo de investigación determina un enfoque fenomenológico, interpretativo,
donde no es necesario la medición numérica para descubrir las preguntas investigativas en el
proceso de interpretación.
Metodos de investigación:
Metodo teorico analítico: Las generalizaciones teóricas son la fundamentación necesaria para
enriquecer la investigación, en función a la estructura y sistematización de ideas que sustenten la
investigación, explicando el fenómeno estudiado y proyectando una hipótesis planteada al efecto.
Método deductivo: Este método opera de caracterizaciones generales para llegar a
particularidades y especificidades en la investigación. El método deductivo va de lo general a lo
particular.
Método Inductivo: El método inductivo parte de lo especifico a aspectos generales. Se parte del
dato y se llega a la teoría.
Método sintético: Es la reunión de partes separadas por el análisis. Es la segunda parte del
análisis. En sentido estricto, esa recomposición se da luego del análisis racional por división
porque no hay camino inverso en la recomposición de los seres vivos después del análisis por
separación.
Técnicas de investigación.-
Técnica Documental o Bibliográfica.- Para abordar la investigación sistemática y estructurada de
un estudio en particular es necesario tener un sustento teórico, que deriva de la revisión de
documentos, libros, artículos, textos, informes, que tengan reproducción bibliográfica ya sea en
un contexto tradicional o informático, con ayuda de internet.
Es necesaria la sistematización de la recolección de información de estos contenidos para así
mediante el método escogido se pueda realizar una profundización de la temática investigada. Es
necesario estructurar estos contenidos para contrastar con las percepciones propias en función de
conseguir construcción de conocimiento.
Estudio de caso: Es el análisis sistemático de un caso en particular mediante registro de sus
características cronológicas y estructurales.

UNIDAD TEMATICA I
LOS PRECIOS INTERNACIONALES Y LA POLITICA DE FIJACION DE TARIFAS
1.1 PRECIOS INTERNACIONALES DEL PETROLEO
La oferta mundial de petróleo está determinada tanto por factores políticos como por factores
económicos, de tal forma que, por ejemplo, en los países productores (miembros de la OPEP)
los factores políticos tienen un mayor peso a la hora de definir el nivel de oferta y en los países
productores no OPEP son los precios (factores económicos) los que determinan la oferta del
petróleo. Para los países donde priman los factores de mercado, el incremento en los precios del
crudo estimula la inversión en el sector, y esta última propende porque la oferta del petróleo se
incremente, es decir la oferta es elástica al precio en los países productores no OPEP. Por su
parte, cuando hablamos de la oferta de petróleo proveniente de países miembros de la OPEP
(tenemos una combinación de factores geopolíticos y en parte económicos que determinan
(mediante especulación) la cantidad de crudo en el mercado y que buscan de alguna manera
“manipular” los precios para obtener su beneficio propio (respaldados por sus grandes reservas,
las cuales les permite tener una tranquilidad política y económica).
Parte de la intensidad de la demanda expresada por los consumidores. Se fijan precios altos
cuando el interés de los consumidores es intenso y precios bajos cuando es débil. Los costos
reales pueden ser los mismos en ambos casos. Esto sucede mucho en productos perecederos o en
los que tienen un precio internacional.
Por su escasez y por su alta relevancia en el desarrollo económico mundial el petróleo se cotiza
en el mercado internacional dependiendo de las características propias del producto (calidad). Su
precio comúnmente se determina en comparación con la zona geográfica más próxima al lugar
donde se produce. Dos de los más importantes referentes a nivel mundial en la cotización del
precio del petróleo son el denominado Brent Blend (petróleo producido en el Mar del Norte), el
cual referencia precios para el mercado de Europa, África y Oriente Medio; el otro gran referente
es el denominado West Texas Intermédiate WTI (petróleo producido en Norte América), el cual
referencia precios para el mercado norteamericano y latinoamericano.
El precio de mercado es un concepto económico de gran aplicación tanto en aspectos teóricos de
la disciplina como en su uso técnico y en la vida diaria. El concepto es fácil de comprender, el
precio de mercado es el precio al que un bien o servicio puede comprarse en un mercado
concreto.
La oferta y la demanda es prácticamente la lógica principal por la cual fluctúan los precios del
petróleo. Aunque se deben tener en cuenta otros factores también importantes.
"La demanda del petróleo se puede incrementar debido al auge económico, al consumo de los
automóviles, a los conflictos bélicos... La especulación financiera también influye, ya que

inversionistas y especuladores ofertan y compran petróleo a futuro esperando una ganancia", "Si
las compras son muchas, el precio sube; si baja, se registra el fenómeno inverso"3.
Según el Congreso de Estados Unidos, "el 30% del precio del petróleo se debe a la especulación
de los Fondos de Inversión y grandes bancos", y la consultora Goldman Sachs considera que el
impacto de este fenómeno es del 40% en el precio.
La Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) nació con el objetivo de fijar
precios del crudo considerados justos por los países productores que integran esta asociación.
Con este propósito, los estados miembros se ponen de acuerdo para regular la cantidad de
barriles producidos, influyendo en el precio mundial del petróleo4.
El precio del barril de petróleo (el West Texas Intermediate5, de referencia en EE. UU.) es el
precio que se le da a un barril de petróleo, considerándose un barril como 159 litros de petróleo
(42 galones). Debido a las características actuales de la economía mundial el precio puede oscilar
o variar en relación a los tiempos de prosperidad y niveles de consumo, la especulación, cantidad
de reservas disponibles y acontecimientos sociales importantes, sobre todo los de aquellos países
productores. A lo largo de la historia los precios han oscilado dentro de un rango de los $20 a
$150 dólares por barril aproximadamente.
Una de las particularidades del petróleo bruto WTI es que es mucho menos pesado que el Brent.
También se le llama Texas Light Sweet debido a su bajo contenido en sulfuro (0.24%), que lo
convierte en realidad en un petróleo bruto suave. Desde el punto de vista técnico, el petróleo
WTI tiene una densidad API de 39.6 y una densidad específica en torno a 0.827.
La mayor parte del tiempo, el WTI se refina directamente en Estados Unidos, principalmente en
el Midwest y cerca de la Costa del Golfo, por razones prácticas puesto que los centros de
producción están cerca.
3 http://www.cnnexpansion.com/especiales/2013/08/19/por-que-sube-y-baja-el-precio-del-petro
4 El hecho de que la mayoría de los países miembros de la OPEP se encuentren en Medio Oriente incidió sobre la
producción de la región como resultado de los acuerdos de recorte de producción de dicha orga nización. Por otra
parte, la baja demanda de los países de la OCDE como Japón, Nueva Zelanda, Reino Unido, Ucrania, Turquía,
Suecia,España, Eslovaquia,la Federación Rusa,Rumania,Portugal,Lituania,Irlanda, Italia, entre otros impactaron
sobre los países productores fuera de la OPEP en África y Asia-Pacífico. La participación de la OPEP de la
producción mundial fue de 41.2% que muestra la importancia de esta organización en el mercado petrolero.
5 El West Texas Intermediate, más generalmente representado por la sigla WTI, algunos agentes bursátiles lo
llaman a veces Texas Light Sweet. En realidad, se trata de una clase de petróleo bruto que los economistas
utilizan como valor estándar para determinar el precio del petróleo bruto como materia prima en l os mercados de
intercambio,en el marco de contratos a largo plazo.Esta cotización serealiza en el New York Mercantile Exchange,
que es la bolsa principal de las materias primas mundiales. Se cuentan a través del mundo tres grandes tipos de
petróleo bruto que sirven de referencia al precio del petróleo en función de su zona de producción. Así pues, para
el petróleo europeo, el Brent del mar del Norte es el que sirve de referencia, mientras que para los países de la
OPEP, el bruto de Dubaï es el que se privilegia para determinar los precios. El petróleo bruto WTI se cita en casi
todas las comunicaciones económicas de este sector en los Estados Unidos y Norteamérica.

Se constata generalmente que el precio del barril de bruto WTI es ligeramente superior al del
barril de Brent y del barril de Dubaï. A menudo está cotizado un dólar más que el Brent y dos
dólares más que el Dubaï. No obstante, suele suceder que el barril de WTI cueste más caro que el
barril de Brent, pero históricamente esta divergencia nunca ha superado los 27 dólares.
Se tienen en cuenta varios indicadores en el cálculo del precio del barril de WTI. Evidentemente,
la ley de la oferta y la demanda es la que influye en las cotizaciones, pero otros factores
fundamentales también pueden tener un efecto más o menos importante.
Pero toda la actualidad geopolítica relacionada con la producción de petróleo influye también en
los precios del WTI. Esto es lo que se pudo observar últimamente con los conflictos que
estallaron en los países productores de Oriente Medio, y que hicieron subir las cotizaciones
debido al temor de una eventual escasez de petróleo del lado occidental.
El costo de un barril de petróleo es la unidad de medida utilizada en todo el mundo para indicar
el costo del petróleo crudo en los tres principales mercados internacionales del petróleo,
incluyendo el New York Mercantile Exchange (NYMEX), el International Petroleum Exchange
(IPE) y el Singapore International Monetary Exchange (SIMEX).
A mayores precios del crudo, muchos proyectos costosos de recuperación de reservas se vuelven
económicamente viables incrementando así las reservas probadas. Al final del 2008, la
incertidumbre en los mercados, la presión geopolítica en el Medio Oriente y la volatilidad de los
precios del petróleo, se reflejaron en una disminución de las reservas probadas por la
desaceleración de las economías de los países industrializados y en la caída que experimentaron
los precios del crudo, haciendo menos rentable las inversiones en el sector petrolero. Cuando los
precios son bajos, las inversiones en exploración, descubrimientos, recuperación primaria y
secundaria tienden a disminuir y por consecuencia las reservas se reducen. En cambio, cuando
existe contracción de la demanda, las reservas tienden a mantenerse o, en algunos casos,
incrementarse por efectos de la reducción de producción.
Aunque en los últimos meses el precio del petróleo en los mercados internacionales se ha
reducido significativamente hasta situarse alrededor de los 40$ por barril, desde principios del
nuevo milenio venía mostrando una tendencia creciente, que lo llevó a sobrepasar ampliamente
la barrera de los 100$ por barril en los meses centrales de 20086. De esta forma, el precio del
petróleo en términos reales (es decir, expresado en la moneda de cada país y descontado el nivel
6 Por ejemplo, si el aumento de los precios del petróleo es consecuencia de que la demanda de determinados
países importadores es muy elevada, estos países demandarán no solo más petróleo, sino también otros bienes,
entre los cuales se encuentran los que producen los restantes países importadores de petróleo, que también se
beneficiarán del incremento de la demanda mundial. En cambio, si el aumento de los precios del petróleo es
consecuencia de que la oferta es menor (debido, por ejemplo, a un incremento del poder oligopolista de la OPEP o
a un ajustea la baja delas existencias),todos los países importadores depetróleo reducirán su demanda agregada
de bienes y servicios, incluyendo sus importaciones, con lo que el comercio mundial se resentirá y, por tanto, la
demanda de los países importadores depetróleo mostrará un ajustea la baja adiciona l. Cuando el aumento de los
precios del petróleo se debe a factores especulativos, las implicaciones son más complicadas.

general de precios) llegó a superar los máximos históricos alcanzados en la primera mitad de los
años ochenta en la mayoría de los países importadores. Esto, sin duda, ha debido tener un efecto
relevante tanto sobre la demanda como sobre la oferta agregada de la economía.
Los canales a través de los cuales el aumento de los precios del petróleo se traduce en un mayor
nivel de inflación y en un ajuste a la baja de la demanda de los agentes económicos son bien
conocidos. En cambio, existe un mayor desconocimiento sobre las vías por las que puede afectar
a la oferta de la economía. Este documento pretende describir algunos de los mecanismos que
pueden hacer que el nivel de la oferta de una economía dependiente del petróleo importado se
modifique ante un cambio (permanente) en los precios de esta materia prima.
El primer canal por el cual las variaciones en el precio del petróleo pueden influir sobre la oferta
de la economía es a través de su impacto sobre la productividad. La diferencia que existe entre la
producción bruta y el valor añadido de la economía puede servir de ilustración para este
fenómeno. El PIB se puede obtener como la suma de los valores añadidos generados por las
empresas que integran la economía y, en el marco de la Contabilidad Nacional7, se estima
restando a la producción bruta los consumos intermedios. Entre estos últimos se encuentran
algunos consumos importados de otros países, como pueden ser el petróleo y sus derivados. Un
aumento, por tanto, del precio del petróleo puede hacer que, incluso aunque se utilicen las
mismas dotaciones de trabajo y capital, el porcentaje de la producción que permanece en el país
importador de petróleo sea inferior, por lo que el aumento del precio del petróleo es equivalente
a una reducción de la productividad de los dos factores productivos primarios. Existe, por tanto,
una similitud entre una perturbación del precio del petróleo y una perturbación de la
productividad.
De acuerdo con la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEC, por sus siglas en
inglés), el grupo controlaba los precios del petróleo desde la década de 1970 hasta mediados de
1980. La OPEC ya no fija los precios del petróleo, permitiendo así que el precio sea fijado por
las fluctuaciones del mercado internacional del petróleo.
1.2 LA ORGANIZACIÓN DE LOS PAÍSES EXPORTADORES DE PETRÓLEO (OPEP)
A pesar de que la OPEP ya no controla el precio del barril de petróleo, el grupo admite que
restringe e incrementa los niveles de producción para evitar fluctuaciones bruscas en el precio de
un barril de petróleo.
La OPEP es una organización creada en 1960 en Bagdad, Irak, por cinco países productores de
petróleo (Venezuela, Arabia Saudita, Irán, Irak y Kuwait), a la que posteriormente se integraron
otros miembros.
7 Jimenez Rodriguez, Rebeca, Sanchez, Marcelo. Oil Prices Shocks and Real GDP Growth. European Central Bank.
May 2004.p 23.

Es el órgano de consulta de los países miembros para coordinar y unificar las políticas petroleras
respectivas, con el fin de acordar las acciones más convenientes, y determinar los medios más
idóneos de resguardar, individual y colectivamente los intereses de los estados miembros.
La OPEP controla aproximadamente el 43% de la producción mundial de petróleo y el 75% de
las reservas de petróleo del mundo, convirtiéndola en el banco central del mercado petrolero.
La OPEP influye sobre el precio del petróleo aumentado o reduciendo su producción de petróleo.
Fija una cuota de producción para cada uno de sus socios; la suma de todas ellas es la cuota de
producción del grupo, y reacciona a los altos precios con aumentos de su producción. Pero un
fuerte incremento de la demanda, debido a la emergencia de China e India como grandes
consumidores, sumado a la invasión de Irak provocaron nuevas subidas de los precios.
Existen otros países productores de petróleo que no forman parte de la OPEP, y el precio de sus
barriles no es el mismo, si bien muy similar. Juega un papel importante la oferta y la demanda,
generando lo que se conoce como el “price discovery”, que es el mecanismo usado por los
mercados para determinar los precios de los activos por su interactuación entre compradores y
vendedores.
Y por último no hay que olvidar que el “peak oil8” lo han alcanzado la mayoría de los países
productores y esto afecta y afectará el precio del petróleo en el futuro. ¿Hasta cuándo? Hasta que
la producción de petróleo sea más costoso que la ganancia obtenida.
1.3 TEORÍA DEL PICO DEL PETRÓLEO
Dado que las teorías anteriores no explican el alza del precio en su totalidad, ni la virtual meseta
en la producción desde el año 2005, empieza a aflorar entre los economistas la Teoría del pico de
Hubbert9. Sin embargo, considerando el Pico de la Producción de Petróleo los precios
continuarán aumentando a largo plazo y serán altamente volátiles.
El petróleo siempre ha sido un recurso importante para las economías de los diferentes países del
mundo, su creciente escasez solo podrá exacerbar las tensiones conocidas en el siglo XX, y
particularmente en Oriente Medio, que en 2007 seguía poseyendo los más grandes recursos
petrolíferos mundiales. La llegada del pico del petróleo provocaría una escasez de dicho recurso.
Pero esta escasez sería diferente a todas las sucedidas en el pasado ya que sus causas serían muy
distintas. Los anteriores períodos de escasez tuvieron más que ver con razones políticas que con
problemas reales en la extracción de los recursos. Esta vez, en cambio, el motivo fundamental
será la falta de crudo suficiente para abastecer a toda la demanda. Los efectos y la gravedad de
8 Barsky,R.B., and L. Kilian.2002.“Do We Really Know that Oil Caused the Great Stagflation? A Monetary
Alternative.” in NBER Macroeconomics Annual 2001,16,B.S. p. 71.
9 La teoría debe su nombre al geofísico M. KingHubbert, quien predijo correctamente el pico de la producción
estadounidensecon quinceaños de antelación. "Is ‘Peak Oil’Behind Us?". The New York Times. November 14,
2010.

dicha escasez dependerán de lo rápido que decrezca la producción y de si se adoptaron medidas
preventivas para adaptar la sociedad al uso de energías alternativas. Pero puede que esas
alternativas ni siquiera lleguen a tiempo. En ese caso todos los productos y servicios que
requieran el uso de petróleo escasearán disminuyendo el nivel de vida de todos los países. Los
escenarios futuros van desde el colapso de la sociedad industrializada hasta los que afirman que
la economía de mercado o las nuevas tecnologías resolverán el problema.
Es probable que el gas y el carbón ocupen una parte importante del sitio dejado por el petróleo
faltante. Los recursos carboníferos están repartidos de manera más uniforme por el mundo; las
naciones que hagan una transición más rápida y sin caer en la trampa de utilizar petróleo barato
(por ahora), ganarán en independencia futura. Es el caso de China, ya que produce cerca del 70%
de la energía eléctrica que necesita quemando carbón procedente de las abundantes reservas que
posee (China posee las terceras reservas mundiales). Esto lleva aparejadas consecuencias
ambientales, ya que China es el segundo emisor mundial de dióxido de carbono.
Finalmente, los grandes actores de la industria petrolera se revelan listos para comenzar el
estudio la producción del petróleo más difícil de extraer: de aguas profundas, zonas inexplotadas
hasta entonces; una nueva "fiebre del oro" negro se espera en el Ártico.
Una solución de mercado se basa en la creencia que la escalada de los precios del petróleo
debido a la escasez de este estimulará las inversiones en las tecnologías que reemplacen el uso de
carburantes, hagan más eficiente la extracción del crudo e incrementen la productividad. El reto
económico en un entorno de agotamiento de los viejos recursos es que la investigación en
energías alternativas necesita de combustibles fósiles para su realización. Los críticos
argumentan que la escasez de combustibles hará estas investigaciones más caras, incrementando
el coste del desarrollo de las nuevas tecnologías en la misma medida.
A medida que los costes energéticos aumentan estos pueden llegar a superar los costes laborales
y, a largo plazo, los tipos de interés bajarían en conjunción con la caída de la productividad de
una economía carente de energía. Algunos creen que otras fuentes de energía podrían hacerse
más atractivas. A pesar de todo, los críticos afirman que la solución de mercado se equivoca al
formularlo todo en términos puramente monetarios, ya que, en sus valoraciones, consideran
únicamente el precio del petróleo, cuando en realidad el aspecto importante a tener en cuenta es
la eficiencia energética (el balance entre energía invertida para la extracción y el refino frente a
energía extraída).
1.4 ESPECULACIÓN Y GOBIERNOS
La especulación petrolera se centra en los futuros del crudo. La mayor parte son empresas que
buscan protegerse de las oscilaciones del precio como las aerolíneas, las empresas petroleras, los
servicios públicos; aunque últimamente los fondos de cobertura y bancos de inversión ha
invertido en petróleo y otras materias primas.

En el 2009 se ha estado tratando de mantener la especulación petrolera. La Comisión de Mercado
de Futuros de Bienes Básicos (CFTC) "anunció que realizará audiencias para evaluar la
introducción de normas más severas en los mercados de futuros de petróleo. Las reglas, que
causaron críticas inmediatas entre los corredores, buscarían poner límite a la influencia de los
inversionistas especulativos, como fondos de cobertura y bancos de inversión, al restringir
cuánto dinero puede colocar cada corredor en un commodity determinado en un momento
dado."11 Debido a la crisis económica, la UE señaló que el precio del petróleo menor a $80 el
barril no afectará la recuperación económica mundial.12 El avance del precio del petróleo
durante el 2009 alarma a AIE ya que puede comprometer la recuperación económica.13 Las
naciones del G-8 expresaron su descontento por el alza del petróleo y pidieron al FMI, el Banco
Mundial y la OCDE para estudiar cómo se puede intervenir para bloquear esta especulación,
generada por los fondos de cobertura.
Desde hace algunos años, EE. UU. viene experimentando un boom petrolero (y otras fuentes de
energía) de tal magnitud que ha logrado ya reducir su demanda en más de un 30 por ciento, once
años antes de lo previsto por el mandatario. Lo que es más, el año entrante, si la producción
continúa al ritmo actual, superará a Arabia Saudí para convertirse en el mayor productor de
petróleo del mundo y, según estadísticas del departamento de Energía, podría llegar a la anhelada
autosuficiencia en diez a quince años. Es por eso que muchos lo culpan hoy por la caída en los
precios internacionales del crudo que se viene registrando.
La primera semana de noviembre de 2014, el precio promedio del barril cayó a 82 dólares, su
cotización más baja desde el 2010 cuando alcanzó a estar en 110 dólares.
De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (AIE), su valor podría caer aún más en los
próximos meses. Algo que tiene felices a los consumidores, ya que pagan menos a la hora de
tanquear, pero causa alarma en países productores como Venezuela, Rusia, Irán y hasta
Colombia, donde la venta del crudo representa un porcentaje alto de sus ingresos por
exportaciones.
Caracas, por ejemplo, ha pedido una reunión de emergencia de los países miembros de la OPEP
(que piensa citarse oficialmente a finales de noviembre) para discutir una posible reducción en la
producción de crudo.
El ‘milagro estadounidense’ –o maldición para otros– comenzó hace unos diez años en Texas
cuando se comenzó a experimentar con nuevas técnicas como el cavado horizontal y el
‘fracking’. Estas permitieron acceder a grandes yacimientos de crudo antes inasequible. No solo
en este estado sino en otros como Dakota del Norte y Alaska. Desde el 2004 y gracias estos
desarrollos, la producción de EE.UU. ha crecido un 56 por ciento. El estimado de producción
para el 2014 es de 8,53 millones de barriles diarios y de 9,53 millones para el 2015, las cifras
más altas que se registran desde 1970.

Y aunque EE. UU. aún importa al menos unos 8 millones de barriles (el 30 por ciento de sus
necesidades domésticas), el repunte de la producción nacional ha permitido reducir sus
necesidades externas y, por lo tanto, creado un excedente en los mercados internacionales.
Pero no solo es la bonanza estadounidense la que estaría generando la caída del precio del
petróleo. En general, la demanda mundial de crudo se ha reducido en estos últimos años. En
parte por el estancamiento de las economías europeas y la reducción del crecimiento en las
asiáticas.
En el caso de EE. UU. por ejemplo, la demanda se redujo de casi 21 millones de barriles diarios
en el 2005 a 18,64 en el 2013.
Y aunque esa caída está atada a la crisis económica del 2008, también tiene mucho que ver el
desarrollo de carros más eficientes, y los hábitos de las nuevas generaciones, que cada vez
utilizan menos el automóvil gracias a mejoras en los sistemas de transporte público, nuevas
aplicaciones (como Uber) que permiten conseguir un taxi con más facilidad y más opciones de
movilidad como las bicicletas para alquiler. A esa reducción de la demanda mundial se ha
sumado un incremento en la producción en otros países como Libia e Irak, y la resistencia de
países como Arabia Saudí, que se niegan a frenar la producción pues le apuestan a mantener sus
mercados pese a recibir menos ingresos.
Nadie sabe a estas alturas cuál es el piso en la caída del precio del petróleo. En gran parte eso
dependerá de la decisión que tome la OPEP cuando se reúna en noviembre, pues controlan más
del 40 por ciento del mercado, y hay factores externos de difícil proyección, como la
recuperación económica de Europa o el crecimiento de la demanda en países emergentes.
Lo que si es claro es que EE. UU., pese a continuar siendo el principal consumidor del mundo,
ha dejado de ser un invitado de piedra en el ajedrez del mercado internacional del crudo.
“El crecimiento de la producción petrolera de EE. UU., que llegará a unos 10 millones de
barriles diarios a finales del año entrante, permitirá recortar su importación de crudo del 30 % a
solo el 21 % de lo que necesita para suplir la demanda interna. Esta es la cifra más baja desde
1968”.10
1.5 ELASTICIDAD DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
Las reservas mundiales de crudo probadas se mantienen en secreto y no se pueden explotar de
forma instantánea.15 Así pues, las únicas herramientas que se tienen disponibles son el precio
del barril de petróleo y el nivel de producción de petróleo. Existe dificultad para determinar la
conexión y orden causal entre los precios y la producción (o si existe una causa subyacente no
determinada). Dicho de otra manera, la producción mundial muestra un estancamiento desde
2004-2005 (meseta de la producción) pero no se ha establecido si se debe a una burbuja
10 Aseguró Adam Sieminski,administradordela Agencia Internacional deEnergía.

económica o si la burbuja se debe al estancamiento o si hay otra causa no detectada subyacente a
los dos fenómenos. Esta dificultad se debe a que a precios altos se tratará de movilizar una mayor
parte del recurso pero, por otro lado, por más incentivos económicos dados habrá límites
geológicos y tecnológicos insuperables para seguir con una extracción a ritmo exponencial.
Un dato indirecto que puede orientar sobre la causalidad es la elasticidad de la producción de
petróleo. Antes de 2005 la producción era muy elástica pues a pequeños aumentos de precio se
lograba mayor extracción. Mientras tanto, después de 2005 fue muy inelástica pues a grandes
cambios del precio la producción tuvo cambios marginales.15 16 17 Estos datos indican la
precedencia del estancamiento de la producción a la crisis de precios. Sin embargo, el dato es
indirecto pues la precedencia de uno de los dos fenómenos no necesariamente indica causalidad
pues, como ya se ha mencionado, puede existir un tercer factor subyacente no determinado o
analizado.
Hay otros factores que presionan a la baja los precios. Libia, con una producción inexistente en
septiembre de 2012, logra colocar actualmente en el mercado entre 800.000 y 900.000 barriles
diarios. La toma de varios pozos petroleros en Irak a manos de los yihadistas del Estado Islámico
no ha supuesto una interrupción de la producción, de unos tres millones de barriles diarios. Irán
ha anunciado su intención de aumentar su oferta hasta los cuatro millones de barriles en marzo
de 2015 si logra un acuerdo para eliminar las sanciones internacionales. Todo ello en medio de
un fuerte frenazo de la demanda global, que llevó a la Agencia Internacional de la Energía a
recortar en septiembre sus previsiones de incremento del consumo en un 25%, coincidiendo con
la alerta lanzada por el Fondo Monetario Internacional del riesgo de una tercera recesión en
Europa. El nerviosismo del mercado no se hizo esperar.
El precio del barril de Brent, el de referencia para Europa, ha llegado a caer 31 dólares, el mayor
descenso desde mediados de 2012. Antes de eso hay que remontarse a la crisis financiera de
2008, cuando la cotización se desplomó un 75%, para encontrar una caída tan pronunciada y tan
rápida en los precios. Entonces, el barril de Brent cayó hasta los 36 dólares.
Sin llegar a esos niveles, lo cierto es que el descenso del coste de la energía tiene un impacto
notable sobre la economía, en forma de ahorro en la factura energética, de corrección de los
desequilibrios externos y de menor presión inflacionista. Una caída de 10 dólares en el precio del
petróleo equivale a una transferencia del 0,5% del PIB mundial de los países productores a los
países consumidores y estos siempre acaban aumentando el gasto11.
Tradicionalmente, un descenso en el precio del crudo anima el consumo. Los analistas de
Goldman Sachs calculan que el precio del petróleo bajará un 15% en 2015, lo que supondrá una
demanda añadida de 200.000 barriles diarios. También propicia un aumento de la confianza y de
11
OECD Economic Outlook. 2006. “Analyses and Projections”.Report, No. 79.

la actividad a nivel global. Estados Unidos ya se beneficia de unos costes de producción
considerablemente más baratos, gracias al gas extraído mediante fracking.
1.6 PRECIO DEL GAS NATURAL
El Viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de
Hidrocarburos, Álvaro Arnez, explicó que el precio del gas boliviano es favorable porque está
por encima del precio internacional. En cita textual afirmó: “En la actualidad el precio
internacional del gas natural está aproximadamente en $us 4,3 el millar de BTU, mientras que a
Brasil exportamos el millar de BTU a $us 8,6 y a la Argentina a $us 10,2 son precios favorables
para el país, siendo el doble en relación al precio internacional”.
La autoridad explicó que estos buenos precios contractuales se deben a que el precio se define en
función a los tres tipos de Fuel Oíl con diferente grado de azufre para el caso brasilero y para la
Argentina en factor adicional del Diésel Oíl de bajo contenido de azufre.
“Algunos medios de comunicación en pasados días mencionaron que se hubiera disminuido en
precio del gas exportado, podemos decir que hubieron ligeras reducciones. Pero, analizando
globalmente tenemos un precio favorable en la exportación de gas a Brasil y Argentina”, declaró
la autoridad.
El Viceministro expresó que “en la gestión 2013 el país percibió por la exportación de gas
natural $us 6.022 millones, el 2014 los ingresos por hidrocarburos seguirán siendo el sustento de
la economía del país, debido a que el país incrementará su producción a un promedio de 64.5
millones de metros cúbicos día (MMmcd)”.
“Adicionalmente, se ha registrado un récord en los volúmenes de exportación en la primera
quincena de enero del 2014, a la Argentina se ha llegado a exportar hasta 18 MMmcd y al Brasil
31.6 MMmcd”.
Según el anuncio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), realizado en la
Audiencia Pública, el 2014 el país tendrá una capacidad de procesamiento en plantas de 92
MMmcd que permitirán garantizar los compromisos contractuales de exportación a Brasil y a la
Argentina que se incrementará a partir de mayo hasta 19 MMmcd.
En la región y en el mundo, el gas natural continúa manteniendo el atractivo propio de un
hidrocarburo eficiente y no contaminante, con una fuerte opción para modificar la matriz
energética en los países, reduciendo con ello, la dependencia de otros hidrocarburos que no
presentan iguales ventajas. Latinoamérica, no escapa del interés y crecimiento de la oferta y
demanda de este hidrocarburo, generando con ello, análisis e interés en lo que respecta al precio
que éste debería tener.
El alza mundial de los precios del petróleo, ha llevado a que el precio del gas natural también
suba o esté sujeto a reajustes. La correlación entre los precios del gas y los precios del petróleo

se explican, entre otras cosas, por el hecho de que estos dos energéticos se sustituyen entre sí,
especialmente en el sector eléctrico, por ello muy difícilmente se puede hablar de una
desconexión entre los precios de estos dos combustibles.
Asimismo, en general, los precios de gas, aún se pueden considerar regionales debido a que no
existe un mercado mundial unificado de gas, sino en cambio, un mercado segmentado en el cual
los precios se establecen considerando tanto las características de la oferta y la demanda, así
como la oportunidad del mercado local y regional. Sin embargo, la tendencia a que sea
considerado un commodity esta por llegar ya que el transporte de gas natural licuado (GNL) en
el mundo, presenta actualmente un porcentaje de crecimiento del 7 %; y se espera se duplique en
los próximos años, con lo que la determinación de precios deberá tomar en cuenta el desarrollo
de esta tecnología. Actualmente en el mundo, sólo el 23% del comercio de gas natural se realiza
a través de GNL, el resto se lo hace por gasoductos.
En cuanto a la determinación de precios del gas, la literatura económica muestra que cuando
existe un mercado competitivo, como en el caso de los EEUU e Inglaterra, el comercio del gas
presenta un precio “director” (price maker) el cual es definido por los precios de corto plazo (los
precios spot, de Henry Hub o de NBP, Nacional Balancing Point) o por las cotizaciones
estandarizadas de los mercados de la bolsa Nymex (EEUU) o IPE (Inglaterra). Estos precios,
reflejan la oferta y la demanda del mercado. Incluso en mercados desregulados como es el caso
de los anteriores, existe una relación entre el precio del gas y el del petróleo, debido a que el
precio del gas es influenciado directamente vía indexaciones con combustibles concurrentes.
En el caso de los monopolios, muchas veces, el método utilizado para la fijación de precios es el
valor netback de mercado, es decir, que los costos de transporte y de distribución son deducidos
del precio medio de las energías concurrentes en el mercado final. Como en Francia, Bélgica,
Holanda, España e Italia.
En el mercado del gas natural, existen contratos de compraventa de mediano o largo plazo, los
cuales se establecen antes de invertir cualquier suma importante de dinero en la fase de
explotación.
Tales contratos contienen obligaciones firmes de entrega y toma del gas, respaldadas por
garantías de pago en el caso de incumplimiento de esas obligaciones (llamadas “deliver-or-pay”
y “take-or-pay”, respectivamente). Los precios del gas suelen fijarse en base a fórmulas o
indexaciones de manera que perduren el término completo del contrato, los cuales comúnmente
llegan a 20 años o más, especialmente en el caso de proyectos integrados con transporte y
consumo (como por ejemplo el suministro dedicado a una termoeléctrica).
En los años 50, cuando se empezaron los intercambios gasíferos a grandes distancias,
particularmente Estados Unidos y Europa utilizaron ésta última técnica de contratos a largo
plazo. Hoy en día, estos mercados funcionan en forma dual, utilizando técnicas de tarificación a
largo plazo o tarificando a precio spot.

1.7 EL HENRY HUB
Tal como se dijo anteriormente, en mercados competitivos como EEUU se utilizan precios
directores, como es el caso del precio Henry Hub12.
El Henry Hub es el mercado spot y de futuros de gas natural más grande de los Estados Unidos.
Muchos intermediarios de gas natural también emplean el Henry Hub como su punto de entrega
física del contrato o su precio de comparación para sus transacciones spot de gas natural.
Este Hub interconecta nueve gasoductos interestatales y cuatro intraestatales. En conjunto, estos
gasoductos dan acceso a los mercados de las regiones del Medio Oeste, Noreste, Sureste y Costa
del Golfo. El gasoducto Sabine está conectado a 13 gasoductos más de fuera del Henry Hub.
Sabine tiene actualmente una capacidad de transporte de 51 millones de metros cúbicos/día a
través del Henry Hub (capacidad máxima en condiciones óptimas).
El precio spot del Henry Hub y el precio en la boca del pozo refleja las condiciones de
suministro y demanda para dos facetas distintas del mercado del gas natural. Este precio spot se
refiere a las transacciones para entregas a realizar al día siguiente que ocurren en la planta de
tratamiento de gas de Henry y está medido aguas abajo del pozo, después de que los líquidos del
gas natural han sido eliminados y el coste de transporte ha sido incurrido. (Los líquidos de gas
natural son esencialmente los hidrocarburos que se pueden extraer en forma líquida del gas
natural tal como se produce, típicamente etano, GLP y pentanos, aunque habrá también algunos
hidrocarburos pesados). En contraste, el precio en la boca del pozo incluye el valor de los
líquidos del gas natural y se refiere a todas las transacciones que ocurren en los Estados Unidos,
incluyendo por consiguiente los compromisos de compra de cualquier duración.
1.8 EL MERCADO INTERNACIONAL DEL GAS NATURAL
El mercado de gas natural es actualmente un mercado emergente, con mucho potencial aún por
desarrollar13. En la medida en que el mismo logre gradualmente el status de “commodity” (bien
transable) comercializado globalmente, como lo es el petróleo, tendrá impactos significativos en
la economía mundial, con mayores oportunidades pero también mayores riesgos,
interdependencias y alineamientos geopolíticos.
En 2005 el mundo demandó 7.500 millones de metros cúbicos por día (MMm3/D) de gas
natural. El desglose de esta demanda considerando los mayores consumidores en el Cono Sur
(Argentina, Brasil, Chile, Perú y Bolivia) Argentina representa más de la mitad del porcentaje.
12 Energy Information Administration.Official Energy Statistics fromthe U.S. Government (www.eia.doe.gov)
13 Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL). (www.eclac.org)
 Crisisdela Industria del gas natural en Argentina.
 Cooperación e integración energética en América Latina.
 La Industria del gas natural en América del Sur.

La tendencia alcista de las demandas o consumos, está acompañada de una tendencia al aumento
en cuanto a las reservas probadas y probables de gas natural a nivel mundial. Afortunadamente
para el creciente mercado, ésta es una tendencia que se ha mantenido históricamente. A pesar de
los altos niveles de consumo, esta tendencia alcista en cuanto a reservas de gas natural, ha
permitido mantener una alta tasa reserva-producción, la que considerando cifras mundiales es de
66.7 años14.
Así, por ejemplo, al 1 de Enero de 2006, existían un estimado de 173.1 trillones de metros
cúbicos (Ver figura 23). Lo anterior representa un 1% más que las reservas probadas un año
antes15. El mayor aumento en reservas de gas natural fue hecho en Irán. Otros países como
Arabia Saudita, Noruega, Nigeria e Indonesia, presentan considerables aumentos en sus reservas.
Por el contrario, países como Bangladesh, Argentina, Taiwán, Alemania e Inglaterra, presentan
disminuciones en sus reservas.
Venezuela y Bolivia son los países cuyas reservas le permiten situarse como exportadores de gas
al resto de la región. Sin embargo el 90% de las reservas venezolanas se considera "asociado",
es decir es "reinyectado" en los campos petrolíferos para mantener la presión que necesitan los
yacimientos para producir petróleo. Venezuela está importando gas para sus necesidades
internas, en continuo crecimiento a causa de lo obsoleto de las instalaciones, y sus altos
consumos residenciales e industriales.
Otro aspecto necesario de considerar cuando se estudia la complementariedad entre recursos
energéticos, es el potencial hidroeléctrico de los países de la región.
Entre las décadas de 1960 y de 1990, las exportaciones de Bolivia a Argentina fueron los únicos
casos de intercambio en base al gas. La expansión de la generación térmica con gas natural dio
lugar a una ampliación en el comercio regional de gas natural, con Bolivia y Argentina como
exportadores. Entre 1996 y 2002 se construyen 7 gasoductos Argentina - Chile, Gasoducto
Bolivia - Brasil (3150 km), Gasoducto Argentina - Brasil y Gasoducto Argentina – Uruguay.
La inestabilidad política/económica en los países de la región, donde ha existido retroceso de los
procesos liberalizadores iniciales, como en Bolivia y Argentina, ha tensionado las perspectivas
de integración entre Bolivia-Brasil y Argentina-Chile, llegando a situaciones de ruptura
unilateral de contratos de largo plazo. Ello ha impulsado a Chile y Brasil a considerar
alternativas de abastecimiento que incluyen el uso de GNL y biocombustibles para diversificar
sus fuentes de energéticos.
En el caso latinoamericano los precios del gas natural, por lo general, se obtiene de la suma de
los precios de gas en boca de pozo, más las tarifas de transporte (en función de las distancias y
14 (“Worldwide Look at Reserves and Production,” Oil & Gas Journal, Diciembre19, 2005)
15 (BP Statistical Reviewof World Energy, Junio 2005)

volúmenes) y las tarifas de distribución. En otros casos, los precios resultan de una negociación
bilateral entre los países involucrados.
Un dato interesante es el que se obtiene al momento de comparar los precios de los distintos
combustibles. El mejor método es usar una comparación en base al precio en dólares requerido
para obtener un MBTU. De esta forma se está comparando en función de un mismo parámetro.
Con esto, tal como podemos observar en la siguiente tabla, con datos del sector de generación
eléctrica en Estados Unidos de Henry Hub para el gas y Platt’s para los otros combustibles, el
gas natural queda en el tercer lugar considerando carbón, petróleo y bencina.
1.9 PRECIOS Y TARIFAS DEL GAS NATURAL
Los precios del gas natural dependen del precio del mismo en el mercado mayorista, el coste de
la materia prima supone prácticamente el 80% del total.
Por lo general, los contratos de compra firmados a largo plazo relacionan la evolución del precio
del gas natural y del GNL contratado, a la evolución del precio del petróleo y de otras fuentes
energéticas (fuel oil, carbón, derechos de emisión de CO2, etc.). y a la relación coyuntural entre
el euro y el dólar.
A la hora de fijar la tarifa final del gas natural al coste de la materia prima hay que sumar el
coste de los cánones y peajes por el uso de las infraestructuras, costes de seguridad y suministro
y el margen comercial para los comercializadores. En este último aspecto es donde las empresas
del sector entran en competencia para ofrecer el mejor servicio al mejor precio.
El futuro de los precios de gas natural en los mercados es incierto y éstos pueden cambiar de un
momento a otro. Si bien existen ciertos factores y variables que nos pueden ayudar a pronosticar
su evolución y rangos, no existe una esfera de cristal que nos permita determinar con precisión la
situación que guardará el gas natural a futuro. Por ejemplo, los niveles de desarrollo económico
son un factor importante, ya que un mayor crecimiento económico detona un mayor consumo del
energético, lo cual resulta en un rápido agotamiento de las reservas y recursos disponibles y por
ende en costos más elevados. Otro factor importante es el nivel de producción de los recursos y
su disponibilidad, ya que un menor grado de extracción de recursos implicará precios más altos y
viceversa.
En el corto plazo (2013-2015) los factores principales que influyen en los precios del gas natural
son los relacionados al clima y a los cambios estacionarios (veranos cálidos, huracanes, etc.) los
cuales a su vez impactan directamente en el incremento y disminución de su demanda. De

acuerdo a estadísticas y análisis del mercado de futuros New York Mercantile Exchange
(NYMEX) los precios futuros del Henry Hub se mantendrán en una tasa de crecimiento16
promedio anual de 2.88% alcanzando un precio promedio de $4.17 USD por MM de BTU en
2015(15). La Agencia de Información Energética de Estados Unidos (EIA por sus cifras en
inglés, Energy Information Administration) estima que para el 2015 los precios llegarán a $4.38
dólares por MM de BTU. Por otro lado, el mercado de futuros Chicago Mercantile Exchange
Group (CME Group) estima que los precios en 2015 alcanzarán un promedio de $4.22 dólares
por MM de BTU.
Las estimaciones de los mercados internacionales a corto plazo (2015) nos indican que los
precios alcanzarán los $15 dólares por MM de BTU en Japón mientras que en Europa llegarán a
$11 dólares por MM de BTU en la misma fecha17.
En el mediano plazo (2013-2018) los precios del gas natural pueden verse principalmente
afectados por factores como el posible desarrollo de nuevas tecnologías de exploración,
extracción y producción, o bien por eventuales recesiones económicas que afecten los mercados
mundiales. Estadísticas de NYMEX-Henry Hub afirman que hacia 2018, los precios mantendrán
una tendencia a la alza de 3.5% anual, llegando a un promedio de $4.93 dólares por MM de BTU
en el plazo que abarca de junio de 2017 a junio de 2018. El CME Group pronostica que los
futuros precios de gas natural en 2018 llegarán a un promedio de $4.73 dólares por MM de BTU
en dicho año. Tendencias un poco más bajas son las que presenta la EIA, que estima que en los
próximos 5 años, los precios tendrán una tendencia a la alta de 1.37% y se mantendrán en un
promedio de $4.43 dólares por MM de BTU en 2018.
A mediano plazo, los mercados internacionales indican que durante 2018 los precios en Japón
bajarán a $14.2 dólares por MM de BTU, mientras que en Europa se estiman en alrededor de
$10.7 dólares por MM de BTU en la misma fecha18.
En el largo plazo es más difícil aún predecir cuáles serán los elementos que pueden llegar a
influir en el desarrollo de los precios debido a la alta volatilidad de los mismos. La Secretaría de
Energía de México pronostica que para 2026, los precios de gas natural se mantendrán en un
promedio de $5 dólares por MM de BTU. El CME Group estima que los precios del Henry Hub
llegarán a promediar $5.68 dólares por MM de BTU en 2021. La EIA estima que los precios en
2023 mantendrán un promedio de $5.43 dólares por MM de BTU, a una tasa de crecimiento
anual de 2.7% hasta dicho año y pudiendo llegar hasta $7.83 dólares por MM de BTU en 2040.
Por último, pronósticos para un mayor plazo son los del Instituto de Tecnología de
16 Energy Information Administration.“Annual Energy Outlook”. 2013.(15) NYMEX. “Henry Hub Natural Gas Future
Prices”.Junio 2013.
17 Op. Cit.
18 Op. Cit.

Massachusetts (Massachusetts Institute of Technology), el cual estima un rango promedio entre
$6 y $8 dólares por MM de BTU dentro de las próximas dos décadas19.
Por lo que respecta a los mercados de Europa y Asia, las estimaciones del Banco Mundial
arrojan que los precios disminuirán en Japón hasta $12.5 dólares por MM de BTU en 2025 y en
Europa llegarán a $10 dólares por MM de BTU en la misma fecha20.
El gas natural juega un papel importante en la mayoría de los sectores económicos del mundo,
proporcionando a su vez una seguridad ambiental mayor a la del petróleo por sus menores
emisiones a la atmósfera. Predecir el futuro de su mercado es un tema sujeto a distintos
argumentos y variables. No existe un método objetivo que nos permita predecir con exactitud el
desarrollo de un mercado tan dinámico. Tomemos en cuenta también que en el pasado era más
fácil pronosticar su evolución dada su cercana relación con los precios del petróleo, pero a partir
de los hallazgos de gas de esquisto en Estados Unidos y el mundo, éstos se han separado
radicalmente. Es casi un hecho que las reservas de gas natural con el tiempo se irán agotando y
habrá otros factores que incidan en la tendencia a la alza de los precios en el futuro, mas no
sabemos el ritmo exacto en el que ocurrirá. De lo que podemos estar seguros es que el gas
natural es y seguirá siendo el hidrocarburo de la transición energética, dejando de lado el
petróleo y el carbón.
19
Hogan, W. and F. Struzenegger (2010) The Natural Resources Trap. MIT Press.
20 Op. Cit.

UNIDAD TEMATICA II
BOLIVIA Y LOS INGRESOS POR HIDROCARBUROS
2.1 FACTORES ECONOMICOS RELEVANTES
Bolivia basa su economía en sectores primarios como son las industrias minera, petrolera y de
gas natural (la segunda reserva más grandes de América del Sur), agropecuaria, cementera y
textil. La economía de Bolivia ha experimentado un crecimiento constante en los últimos años,
ya que su Producto Interior Bruto se ha incrementado de media un 3% anual, manteniendo esa
tendencia creciente incluso durante la crisis económica global del 2008. Si se observa la tabla,
destaca que en el período 2000-2011, el PIB ha crecido un 190%. Para el mismo período, se
observa también un incremento en la renta per cápita del 137% para lograr situarse en $2374.
Uno de los datos socioeconómicos que se pueden destacar igualmente es la tasa de usuarios de
internet, que aún siendo reducida (en torno al 30%) ha evolucionado un 1984% en el período
2000-2011.
Bolivia registra un record en la exportación de gas natural a Brasil, con el envío de 33 millones
de metros cúbicos día (MMmcd), cifra alcanzada en la presente gestión 2014.
El contrato de compra venta de gas natural (GSA) fue suscrito en 1996, tiene una duración desde
1999 hasta 2019. Este contrato establece el envío de 30,08 MMmcd más el combustible
requerido en el tramo Mutún - San Pablo, que actualmente se encuentra en vigencia.
El contrato de compra venta de gas natural a Brasil (GSA) señala el envío de 30,08 MMmcd,
más el correspondiente Gas Combustible se tiene un total de 31.50 MMmcd bajo el Contrato
GSA. Adicionalmente, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos realizó exportaciones por
un volumen de 2,24 MMmcd bajo el contrato interrumpible, alcanzando un volumen total de
exportación de 33,74 MMmcd.
Los precios de exportación de gas natural al Brasil son calculados y aplicados de forma
trimestral conforme a lo estipulado en el contrato suscrito con Petrobras (GSA).
El precio de venta de gas al Brasil el 2005 fue $us 2.56 por millón de BTU, en tanto que el 2014
$us 8.77 por millón de BTU21.
El valor de las exportaciones de gas natural a Brasil se incrementó de $us 800 millones en 2005 a
$us 3.875 millones en la gestión 2013. En lo que va de la presente gestión, Bolivia captó $us
1.953 millones por concepto de venta de gas a Brasil.
21 El precio de Gas Natural exportado al Argentina es calculado trimestralmente, de manera similar que en el
producto exportado a Brasil, con la diferencia que las cotizaciones de los fuel oil y diesel oil corresponden al
semestre anterior al trimestre de aplicación;y en el caso de la exportación a Brasil, se consideran las cotizaciones
del trimestre anterior al de aplicación.

“Se estima que este año superarán los ingresos de 4.000 millones de dólares por venta de gas a
Brasil”22.
Antes de la Nacionalización de los Hidrocarburos, el precio llegaba a $us 2.56 por millón de
BTU (Unidad Térmica Británica). Durante el proceso de la recuperación de los recursos
naturales, llegó aproximadamente a $us 9.00 el millón de BTU.
Realizando el seguimiento a los precios obtenidos conforme lo estipulado en los contratos y
comparando los mismos con los publicados por Bloomberg (plataforma de información
financiera, www.bloomberg.com), se observa que los precios del gas natural boliviano con
destino a la exportación, son superiores al precio del Henry Hub, utilizado para valorar el gas
natural en el mercado americano y que es utilizado como parámetro de comparación”.
Por las fluctuaciones de los precios del fuel oil en el mercado internacional, que componen las
ecuaciones para el cálculo de los precios del gas natural boliviano, los precios de exportación son
sujetos a incremento como a decremento debido a factores exógenos a la economía boliviana23.
Bajo las mismas condiciones, hasta noviembre de 2011, YPFB comercializó gas natural por un
valor de 4.932,28 millones, monto que supera en 40,02% al de igual período de 2011 cuando
sólo se registró $us 3.522,47 millones. De ese total, $us 3.199,90 millones corresponde a la
exportación a Brasil. Asimismo, las ventas a la Argentina facturaron otros $us 1.731,57
millones24.
La nueva Ley de hidrocarburos ratifica este criterio monopólico de fijación de los precios del
petróleo para el mercado interno o el precio de venta para las refinerías, haciéndola más benévola
con los interesados en que se fije de acuerdo al WTI25, ya que elimina la canasta anterior de
cuatro productos, y fija los precios unilateralmente con los del WTI. El artículo 56 de la Ley Nº
3058 no determina de manera directa la fijación del precio para el mercado interno ligado al
precio de referencia internacional, ya que el artículo mencionado habla de los precios reales a
los que se vendió el petróleo, sin embargo, en el artículo 89 que trata nuevamente el tema de los
precios del petróleo para el mercado interno, pero como precio del insumo para las actividades
del downstream, establece que los precios del petróleo crudo se fijarán tomando como referencia
la Paridad de Exportación del producto de referencia, los precios de exportación en última
instancia no pueden ser menores al precio internacional de referencia WTI.
22 Informe Oficial YPFB 08/18/2014 al Presidentedel Estado Plurinacional deBolivia.
23 Informe de la Gerencia Nacional deComercialización deYPFB Corporación 04/01/2014
24 Op. Cit.
25 Cuando el Precio de Venta de exportación sea inferior al precio WTI,seaplicará esteúltimo para la valoración, a
este efecto se utilizará como referencia el precio promedio mensual del WTI para el mes de exportación, bajo la
denominación de “spot average”, publicado por el Platt’s Oilgram Price Report” (Artículo 8 del Decreto Supremo
Nº 28222, reglamenta la liquidación de regalías por la producción de Hidrocarburos).

Esta doble fijación de precios en el mercado interno, podría dar lugar a ciertas manipulaciones
contables en las empresas. Sí la empresa productora es la misma que la que compra, se pueden
declarar precios bajos para efectos del pago de regalías y convertirlos a paridad internacional
para calcular los precios de los derivados. De manera lógica, si se da una venta efectiva, ninguna
empresa aceptará precios menores a los máximos permitidos en la Ley. Con esto se ratifica la
política de precios internacionales de petróleo para el consumo en el mercado interno.
Con la nueva Ley se elimina la posibilidad de que los precios reales puedan ser menores al
precio internacional de referencia WTI. Con ello también se elimina la posibilidad que el método
de cálculo de precios de exportación en base a los precios efectivos, lleve a las empresas
productoras integradas con la refinación a vender a precios por debajo de los internacionales para
pagar menor cantidad de regalías.
Sin embargo, lo verdaderamente relevante de la fijación de precios de petróleo en base a los
precios del mercado norteamericano, es que se profundiza la presión de dicho mercado sobre la
economía boliviana. Por ejemplo el desarrollo de la economía de base ancha, soportada por
pequeños productores de baja productividad, debe competir en los mercados de exportación y en
su propio mercado, con precios internacionales de petróleo.
La ley Nº 3058 en su artículo 56º, retrocede tímidamente en el principio liberalizador de fijar
precios monopólicos internacionales del gas natural para el consumo interno, separando la
valoración de uno y otro, que no garantiza que al final vayan a ser los mismos. El artículo 87º es
contundente cuando establece que los precios del gas natural para el consumo interno no podrán
ser mayores a la mitad de los precios de exportación, sin embargo el artículo 89º en su inciso d)
contradice al anterior, ya que establece que el gas natural se valorará, “considerando los precios
de contratos existentes y de oportunidad de mercado”, donde la fijación de precios es una
voluntad de privados y bajo libre competencia.
2.2 CONTRATOS DE VENTA DE GAS CON BRASIL Y ARGENTINA
Bolivia representa el caso típico de un país que ha tenido éxito en la atracción de inversión,
aumentando la producción y las reservas de gas con un esquema impositivo no progresivo,
diseñado en un periodo de bajos precio internacionales de los hidrocarburos. Como consecuencia
de este proceso, una vez que los precios internacionales aumentaron y que la mayor parte de las
inversiones ya se había inmovilizado, el gobierno tuvo fuertes incentivos para renegociar los
contratos y llevar a cabo la nacionalización de la industria.
Bolivia no tiene reservas de petróleo importantes y su producción petrolera es ínfima. Sin
embargo, en la última década, se convirtió en el mayor exportador de gas, ocupando el segundo
lugar con las mayores reservas probadas de gas en la región y las mayores de gas libre. En el
periodo 1996-1997 el gobierno puso en práctica un proceso innovador para privatizar la
compañía de hidrocarburos estatal, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). En
este proceso Bolivia capitalizó los fondos de pensiones del país con parte de las acciones de las

filiales de YPFB y el resto las privatizó. Haciendo su marco fiscal y contractual atractivo, atrajo
significativas inversiones privadas en exploración y producción de gas. Como resultado, Bolivia
logró incrementar exitosamente la inversión extranjera, la producción, las exportaciones y las
reservas de gas natural. La inversión extranjera directa en hidrocarburos alcanzó $US 2.5 mil
millones en el periodo 1993-2002, representando el 40% de la inversión extranjera total en ese
país. Las reservas probadas de gas natural aumentaron siete veces y las exportaciones netas
cuatro veces.
El 16 de agosto de 1996, el presidente de la compañía petrolera estatal, Yacimientos Petrolíferos
Fiscales Bolivianos (YPFB) y el presidente de Petrobras (la compañía petrolera estatal de Brasil)
firmaron un contrato comprensivo sobre exportación de Gas Natural a Brasil. En este contrato,
Bolivia promete la entrega de un total de 7.1 trillones de pies cúbicos (TPC) de Gas Natural a
Brasil en un periodo de 20 años, comenzando en agosto de 1999.
Dicho contrato ha tenido muy importantes consecuencias para el sector de hidrocarburos en
Bolivia. Un Mercado garantizado para el Gas Natural, junto con la privatización/capitalización
del sector, estimuló enormes inversiones en exploración y construcción de gasoductos. La
inversión en exploración causó que la cantidad de reservas de Gas Natural certificadas
(confirmadas y probables) se multiplicara muchas veces de un nivel de aproximadamente 6 TPC
antes de 1997 a 46.83 TPC para enero 1 del 2001.
Debido a que el Gas Natural y el petróleo son encontrados juntos en la tierra, las reservas de
petróleo también incrementaron dramáticamente de 200.9 millones de barriles en 1997 a 892.0
millones de barriles para enero 1 del 2001 (La Prensa, La Paz, 25 de marzo del 2001).
Debido a que el Gas Natural y el petróleo son substitutos cercanos, fue decidido que el precio del
Gas Natural al entrar al gasoducto debiera ser ligado a una canasta de tres petróleos combustibles
avaluados internacionalmente y ajustados cada trimestre de acuerdo a la siguiente formula:
PGt = 0.5*PG0[0.5*(FO1t-1/FO10) + 0.25*( FO2t-1/FO20) +0.25*( FO3t-1/FO30)] + 0.5PGt-1
Donde:
PGt = Precio del gas al tiempo t, en dólares Estadounidenses por millón BTU (US $/MMBTU)
PG0 = Precio inicial del gas fijado a 0.95 US $/MMBTU.
FO1t-1, FO2t-1, y FO3t-1 son promedios de los precios diarios en el semestre anterior de tres
petróleos combustibles avaluados internacionalmente:
FO1: Fuel Oil con un contenido de sulfuro de 3.5%, referido como “Cargoes FOB Med Basis
Italy” en US $ por tonelada métrica.
FO2: Fuel Oil No. 6 con un contenido de sulfuro de 1.0%, referido como “U.S. Gulf Coast
Waterborne” en US $ por barril.

FO3: Fuel Oil con un contenido de sulfuro de 1.0%, referido como “Cargoes FOB NWE” en US
$ por tonelada métrica.
FO10, FO20, y FO30 son promedios de los precios diarios de los Fuel Oils arriba mencionados
durante el periodo entre enero 1 de 1990 y junio 30 de 1992, excluyendo el periodo entre agosto
1 de 1990 y enero 31 de 1991.
La fórmula26 de fijación de precios en el Contrato de exportación de gas natural a Argentina es
similar a la estipulada en el Contrato GSA, salvo que se añade a la canasta de tres fuel oils, el
precio internacional dediesel oil, de acuerdo a la siguiente fórmula:
donde:
PG: Precio del Gas (US$/MMBTU)
P: Precio base igual a 4,0588 US$/MMBTU
FO1, FO2 y FO3 son los mismos del Contrato GSA.
DO: LS Diesel referido bajo el título U.S. Gulf Coast Waterborne en
(UScents/USgalón)
FO1, FO2, FO3 y DO son promedios aritméticos de cada día del semestre inmediatamente
anterior al trimestre correspondiente a la aplicación de PG.
El precio “P” de 4,0588US$/MMBTU, fue determinado endógenamente para que en el inicio del
contrato el precio PG tome un valor de 5US$/MMBTU.
2.3 PRECIOS FLUCTUANTES
HidrocarburosBolivia.com informa que entre el 1 de octubre y el 31 de diciembre de 2013, el
precio del gas natural boliviano exportado al mercado argentino será de 10.11 $us/MMBTU esto
es 2% por debajo de los 10.32 $us/MMBTU registrados durante el tercer trimestre de 2013, este
precio es resultante de la fórmula de ajuste acordada según la variación de precios de una canasta
de tres tipos de Fuel Oil y un tipo de Diesel Oil.
26 Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
Nota: $us/MMBTU es dólares por Millón deUnidades Témicas Británicas

En el caso del mercado brasileño, durante el último trimestre de 2013, el precio del gas natural
boliviano importado por Petrobras pasaría a ser aproximadamente de 8.62 $us/MMBTU es decir
1.6% por debajo de los 8.76 $us/MMBTU finalmente registrados para el tercer trimestre de
2013. Nótese que este es un cálculo preliminar que se deberá confirmar con los volúmenes
oficialmente exportados entre octubre y diciembre de 2013.
En ese sentido, para el cuarto trimestre de 2013, el nuevo precio del gas natural boliviano
exportado al mercado brasileño es de 8.03 $us/MMBTU por un volumen base de 16 millones de
metros cúbicos diarios (MMCD) y el nuevo precio por volumen adicional estimado (11.5
MMCD) es de 9.44 $us/MMBTU tomando en cuenta exportaciones a Brasil que ronden en
promedio los 27.5 MMCD.
El precio del gas boliviano exportado al mercado brasileño es resultante de la fórmula de ajuste
acordada según la variación del precio de tres tipos de Fuel Oil.
Para el último trimestre de 2013, la diferencia (spread) entre el precio del gas natural boliviano
para Argentina y Brasil sería de 1.49 $us/MMBTU ligeramente menor a los 1.60 $us/MMBTU
finalmente registrados durante el tercer trimestre de 2013.
Comparativamente, entre el cuarto trimestre de 2012 y el cuarto trimestre de 2013, el precio del
gas natural boliviano exportado al mercado argentino descendió 6.22% de 10.78 $us/MMBTU a
los actuales 10.11 $us/MMBTU.
En el caso del gas natural exportado al mercado brasileño, en el mismo periodo se registraría un
descenso de 7.31% de 9.30 $us/MMBTU a los actuales 8.62 $us/MMBTU. Nótese nuevamente
que en el caso de Brasil, este cálculo es preliminar y se deberá confirmar con los volúmenes
oficialmente exportados entre julio y septiembre de 2013.
Los precios del Diesel Oil y los diferentes tipos de Fuel Oil que se utilizan como factores en la
fórmula para calcular los precios del gas natural boliviano están a su vez ligados al precio
internacional del petróleo, de ahí resulta que el precio de exportación del gas boliviano es
directamente proporcional al precio internacional del petróleo, esto quiere decir que un petróleo
más caro significa también un gas natural de exportación más caro y viceversa.
En abril de 2014 la estatal petrolera YPFB y la argentina Enarsa sustituyeron un fuel en la
fórmula para el cálculo del precio del gas natural suministrado al vecino país. De ese modo, a
partir del 1 de abril de 2014, se considera al Ultra Low Sulfur Diesel (ULSD) referido bajo el
título U.S. Gulf Coast Waterborne, en sustitución del LS Diesel, originalmente incluido en la
fórmula de precio.
Esta nueva adenda modifica la cláusula decimoprimera relativa al precio del gas natural objeto
de la exportación, en consideración que a partir del 1 de enero de 2014 en el Platts Oilgram Price

Report (Platts) se descontinuó la publicación de las cotizaciones de precio del LS Diesel, que era
utilizado en el cálculo del precio del gas objeto del contrato de compraventa suscrito con Enarsa.
El Platts es un servicio de información especializada de precios, proporcionado por The McGraw
Hill Companies a través de Business Development-Manager -Platts Latin America y es la
publicación de referencia para el cálculo de los precios del gas natural exportado a la República
Argentina y a la República Federativa del Brasil.
La modificación efectuada fue realizada en el marco de lo contemplado en el contrato para estos
casos, que estipula que si cualquiera de los precios dejara de ser publicado, las partes deberán
elegir de mutuo acuerdo el correspondiente reemplazo, considerando productos similares. Se
señala que la modificación se realizó en base al análisis técnico de las características del
producto y la volatilidad en las cotizaciones de años anteriores.
El contrato establece que en tanto las partes lleguen a un acuerdo sobre el producto sustituto, el
precio del gas (PG) será el precio de la última factura presentada y aceptada.
El sitio HidrocarburosBolivia.com informó que el combustible Low Sulphur Diesel, que es un
producto de referencia utilizado para el ajuste de la tasa del Impuesto Especial a los
Hidrocarburos y sus Derivados (IEHD), así como para el cálculo para determinar el precio de
diésel oil internacional y del precio del gas natural boliviano exportado a Argentina, fue
reemplazado por el Gas Oil Nº2 en el Decreto 1905, emitido el pasado 26 de febrero por el
presidente Evo Morales.
El decreto no hace referencia alguna al precio de exportación del gas boliviano.
La negociación sobre el nuevo factor de cálculo con Argentina se hizo después de la
modificación unilateral en Bolivia.
En el marco de las modificaciones efectuadas a través de la segunda adenda el precio del gas
natural en el segundo trimestre de 2014 (abril, mayo y junio), fue igual a 10,1442 dólares por
Millón de Unidades Térmicas Británicas (MMBTU); y el aplicable al tercer trimestre de 2014
(julio, agosto y septiembre), es de 10,2044 dólares por MMBTU.
2.4 RENTAS GUBERNAMENTALES DEL SECTOR DE HIDROCARBUROS
El aporte de YPFB en la economía es significativo, alrededor del 50% de las exportaciones
totales corresponden al sector hidrocarburos, de la misma forma, parte importante de los ingresos
de exportación se analizan a la economía a través del pago de regalías, participaciones e
impuestos destinados al Gobierno Central, Gobiernos subnacionales (gobernaciones y

municipios), universidades, fondo indígena y otros; sobre los cuales recae la verdadera
responsabilidad del desarrollo y mejora en las condiciones de vida de los bolivianos27.
En términos de resultados cabe señalar, que las utilidades percibidas por la empresa desde el
2006 hasta el 2012 superaron los 21.120 millones de bolivianos. Situación financiera que entre
otros aspectos le ha otorgado la calidad de sujeto de crédito, con la sola garantía de sus flujos de
caja futuros, habiendo accedido a recursos en condiciones favorables para el financiamiento de
proyectos importantes como son las Plantas de Separación de Líquidos de Río Grande y Gran
Chaco, la Planta de Urea y Amoniaco, proyectos que en conjunto superan una inversión total de
11.600 millones de bolivianos, inédita en la historia de nuestro país, y que se orientan a la
industrialización de los recursos hidrocarburíferos y a la soberanía energética en el mediano y
largo plazo.
YPFB28 provee estimados detallados para los ingresos derivados del sector de hidrocarburos en
el periodo de 2000 a 2022 bajo diferentes escenarios para niveles de producción y niveles del
precio mundial del petróleo. Ellos operan con cuatro escenarios diferentes para inversión y
producción y dos escenarios diferentes para precios. El más optimista de los cuatro escenarios
asume una inversión de US $720 millones, gastos de operación anuales de US $34.5 millones
para una producción diaria de 30 millones de metros cúbicos de Gas Natural y una producción
anual adicional de 6.629.000 barriles de líquidos. Este nivel de producción corresponde a los
volúmenes de exportación de Gas Natural acordados con Brasil. Nosotros usaremos este
escenario, puesto que los escenarios más pequeños (bajando a 3.75 millones de metros cúbicos
de Gas Natural por día) parecen completamente irrealistas.
La inversión inicial es depreciada de la siguiente manera:
50% es invertido en pozos y líneas de recolección, los cuales pueden ser depreciados en 5 años
25% es invertido en instalaciones de producción las cuales pueden ser depreciadas en 8 años
25% es invertido en gasoductos, los cuales pueden ser depreciados en 10 años.
Sin embargo en el contexto histórico lo que se generó para Bolivia fueron $us 16.745 millones
por renta petrolera, los mayores ingresos de toda su historia económica.
Este monto total es el resultado de la sumatoria de los ingresos generados por la actividad de
comercialización de hidrocarburos entre 2006 a 2012; además de otros impuestos nacionales
deducidos de la actividad económica.
La renta petrolera obtenida en el periodo mencionado, bajo administración de Yacimientos
Petrolíferos Fiscales Bolivianos, como brazo operativo de la Nacionalización, es superior en 908
27 Informe Nacionalización,YPFB corporación,06/08/2013
28 “Informe Vicepresidencia deNegociaciones Internacionales y Contratos,YPFB Corporación.La Paz.

por ciento, a los cinco años precedentes de privatización y capitalización de la industria petrolera
boliviana. Del total del ingreso histórico obtenido, en IDH se distribuyeron $us 7.311,3 millones;
Regalías, $us 4.114 millones; Participaciones YPFB $us 3.049,7 millones; Patentes, $us 51,6
millones; Impuestos Upstream y otros, $us 2.217,9 millones, de acuerdo a los registros
estadísticos de la estatal petrolera.

UNIDAD TEMATICA III
INGRESOS ESPERADOS, DISTRIBUCION DE INGRESOS Y CONCLUSIONES
3.1 LOS INGRESOS ESPERADOS
Bolivia espera obtener ingresos anuales por 872 millones de dólares con la producción de la
nueva planta separadora de líquidos del gas natural29 que construye en el sur del país la firma
española Técnicas Reunidas (TR), de acuerdo a la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB). El anuncio fue realizado por el presidente de YPFB, Carlos Villegas, en la
localidad de Yacuiba, en la región sureña de Tarija, durante un acto para el inicio de las pruebas
preliminares de funcionamiento de la planta Gran Chaco, al que también asistió el primer
mandatario boliviano, Evo Morales. Se espera que el primer trimestre de 2015 esta planta
generará como ingreso bruto al año la suma de 872 millones de dólares.
Este proyecto tendrá una capacidad de proceso de 32 millones de metros cúbicos por día de gas
natural para producir 3.144 toneladas métricas diarias de etano, 2.247 toneladas de GLP, 1.044
barriles estándar por día de isopentano y 1.658 barriles de gasolina natural.
El precio de las exportaciones de gas boliviano se fija en relación a la canasta de combustibles,
que es sensible a las oscilaciones en el valor internacional del crudo. Bolivia, un proveedor clave
de gas para el sur de América latina, enfrenta tiempos difíciles debido a que los precios
internacionales del petróleo están presionando sobre el valor de sus exportaciones de gas natural.
Sin embargo, Carlos Villegas, presidente de la compañía energética estatal YPFB, confía en que
si la cotización del crudo se mantiene cerca de los actuales u$s 82 el barril, Bolivia puede evitar
la necesidad de bajar los precios de su gas natural exportado30.
Gracias a los contratos de compra garantizada, Bolivia actualmente despacha diariamente 30
millones de metros cúbicos de gas natural a Brasil a u$s 8,9 por millón de unidades térmicas
británicas (BTU, por sus siglas en inglés), 16 millones de metros cúbicos a Argentina a u$s 10,2
por millones de BTU. Sin embargo existen fluctuaciones en el precio internacional del crudo, el
cual viene registrado caídas durante las últimas semanas. Una reducción del 20% en el precio
internacional del crudo eventualmente e inevitablemente se traducirá en una baja cercana al 20%
en el valor de las exportaciones del gas natural. En cualquier caso, Villegas es consciente de que
"por debajo de u$s 80, por supuesto, habrá un descenso de los ingresos por exportaciones de
gas", sin embargo, sostiene que Bolivia está preparada para enfrentar ese golpe.
29 http://elperiodicodelaenergia.com/la-planta-de-gas-de-tecnicas-reunidas-proporcionara-a-bolivia-unos-
ingresos-de-680-millones/
30 http://www.cronista.com/financialtimes/La-caida-del-precio-del-petroleo-presiona-a-la-baja-el-valor-del-gas-
boliviano-para-exportacion-20141024-0021.html

Dado el promedio de producción de crudo, el incremento de US$1/Bbl en el WTI no afecta el
nivel de ingresos del Estado por dos razones: primero porque el 100% de la producción de
petróleo se destina a las refinerías del país para el abastecimiento interno de combustibles, y
segundo porque desde 2004 el precio máximo de venta del petróleo para el mercado interno es
fijo, debido a la tendencia al alza del precio internacional de referencia iniciada en el 2003; esto
último ha conducido a que se introduzcan medidas para atenuar su impacto en la economía
nacional.
La producción gasífera nacional aumentó de los 33 millones de metros cúbicos diarios que se
registraban meses antes de su nacionalización, a 66 mmc/d en 2013, cuando la producción se
incrementó 18,4% interanual. Sin embargo, la nacionalización llevó a una subinversión, las
reservas probabas de gas natural en el país andino cayeron de 26,5 toneladas de pies cúbicos en
2011 a 10,5 toneladas, que es la última estimación según la certificación de diciembre 2013
realizada por GLJ Petroleum Consultants31.
Es un hecho que Bolivia todavía sufre de una falta de inversión en exploración debido a la
inestabilidad regulatoria, sin exploración, no habrá un incremento significativo de las reservas.
Villegas se defiende diciendo que Bolivia tiene unos u$s 3.000 millones en proyectos de
inversión para este año que abarcarán nuevas áreas para la exploración de gas natural. El 30% de
esa cifra provendrá de compañías asociadas con YPFB, incluyendo a la argentina YPF, la
española Repsol, la brasileña Petrobras, la rusa Gazprom y la británica BG. Bolivia tiene un
enorme potencial en hidrocarburos, pero advirtiendo que el estado no puede ceder la
responsabilidad de la exploración exclusivamente al sector privado.
Los ingresos estatales provistos por el Gas Natural, que inicialmente fueron distribuidos en
varios niveles se centralizan cada vez más en programas de interés para el gobierno. La
distribución de los principales ingresos como regalías del sector de hidrocarburos, minería
bosques, y otros se destinaron 56% al tesoro nacional y 20% a las municipalidades, quedando
sólo 24% de estos ingresos para distribuir entre Gobernaciones, Universidades, Renta dignidad y
Fondo Indígena (al cual correspondió únicamente 0,75% del total de ingresos). Esto refuerza la
tendencia de centralización en el control de recursos financieros que perpetúa la escasa
participación indígena en el ejercicio del poder32.
3.2 DISTRIBUCION DE LA RENTA PETROLERA
De acuerdo con la nueva CPE (Constitución Política del Estado Plurinacional de Bolivia)
promulgada en febrero de 2009, una de las principales funciones del Estado consiste en el
31 GLJ Petroleum Consultants - (Independent Qualified Reserves Evaluator) http://blogs.ft.com/beyond-
brics/2014/10/23/bolivia-facing-up-to-lower-gas-export-prices/
32 Bedoya Arias María Eugenia, El Estado plurinacional en Bolivia,Un proyecto indígena con limitadas facultades
para los pueblos nativos, http://www.iss.nl/uploads/media/1_Policy_Brief_Bolivia_Estado_Plurinacional-1_09.pdf

aprovechamiento de los recursos naturales estratégicos. Para este propósito, la Carta Magna
promueve una organización económica basada en el desarrollo productivo de los recursos
naturales con el objetivo final de eliminar la pobreza y la exclusión social y económica de país
(Artículo 313°).
En este contexto, la CPE determina que el Estado será quien tenga la propiedad y control de los
recursos naturales considerados estratégicos, y también el encargado de administrar toda la
cadena de exploración, producción e industrialización a través de empresas estatales (Artículos
309° y 311°).
Adicionalmente, la CPE dispone que la prioridad de las políticas económicas del Estado debe ser
la articulación de la explotación de los recursos naturales con el aparato productivo interno
(Artículo 319°), en lo cual pueden participar tanto el nivel central como los niveles locales. Estos
últimos ejercerán control y monitoreo socioambiental en sus respectivas jurisdicciones (Artículos
9°, 298°, 300° 302°, 304°). La CPE también establece que la distribución de los beneficios de la
explotación de recursos naturales debe seguir un criterio de equidad social, asignándose con
prioridad a las regiones productoras, a las naciones y pueblos indígenas originarios, y a los
campesinos.
Respecto al sector de hidrocarburos en particular, el Artículo 368° establece una regalía del 11%
de la producción fiscalizada para los departamentos productores, y deja a una ley especial el
establecimiento de una participación para los departamentos no productores y para el TGE
(Tesoro General del Estado), sin mencionar esta vez a los pueblos indígenas.
Paralelamente, la Carta Magna hace mención a los ingresos fiscales de los departamentos en el
marco de las autonomías. Estos territorios tendrán ingresos asegurados, entre otros, por: “…i) las
regalías departamentales creadas por ley; ii) la participación en recursos provenientes de
Impuestos a los Hidrocarburos según los porcentajes previstos en la Ley; y iii) Impuestos, tasas,
contribuciones especiales y patentes departamentales sobre los recursos naturales…” (Artículo
341°).
Los ingresos por hidrocarburos en Bolivia pueden ser divididos en dos grupos principales33: el
primero referido a aquellos ingresos captados en la etapa de producción y que actualmente
incluyen las regalías y el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH). El segundo grupo se
refiere a los impuestos directos e indirectos captados durante la distribución, refinación y etapa
de mercadeo. Algunos de esos impuestos se aplican a todas las compañías del sector de
hidrocarburos. De estos impuestos recaudados específicamente en el sector de hidrocarburos, el
más importante en términos de generación de ingresos es el Impuesto Especial sobre
33 Christian Velásquez-Donaldson (2007),“Analysis of the Hydrocarbon Sector in Bolivia:How arethe Gas and Oil
Revenues Distributed?”, Institute for Advanced Development Studies, Development Research WorkingPaper
Series No. 6/2007

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