El impacto en Bolivia de la caída de los precios del petróleo* Mauricio Medinaceli Monrroy
Octubre, 2015
*Documento elaborado dentro del programa de coloquios sobre política económica de las fundaciones Milenio y Pazos Kanki
Índice 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.
Introducción................................................................................................................. 3 Precios internacionales del petróleo .................................................. ......................... 3 Reservas y producción de hidrocarburos .................................................................... 7 Mercados del gas natural boliviano .......................................................................... 10 Precios ....................................................................................................................... 11 Producción y consumo de derivados.................................................. ....................... 12 Recaudación y análisis de prospectiva ...................................................................... 14 Conclusiones ................................................... ........................................................... 18
Índice de Figuras Figura 1: Precios del Petróleo WTI y Brent (US$/Barril) ..................................................... 3 Figura 2: Comportamiento mensual del WTI 2009 y 2014 ................................................. 4 Figura 3: Principales países productores de petróleo - A ................................................... 5 Figura 4: Principales países productores de petróleo - B ................................................... 5 Figura 5: Principales países consumidores de petróleo ..................................... ................ 6 Figura 6: Crecimiento de la demanda de los principales países consumidores de petróleo ............................................................................................................................................. 6 Figura 7: Reservas certificadas de gas natural (TCF) .......................................................... 7 Figura 8: Cociente Reservas (P1) / Producción Bruta de Gas Natural (Años) ..................... 8 Figura 9: Producción de Gas Natural (MM mcd) .......................................................... ...... 9 Figura 10: Producción de Gas Natural por Campos (MM mcd) .......................................... 9 Figura 11: Producción de petróleo, condensado y gasolina natural en Bolivia ............... 10 Figura 12: Destino de la producción de gas natural en Bolivia ......................................... 11 Figura 13: Precios de exportación y el WTI ................................................ ....................... 12 Figura 14: Ventas internas y refinación de gasolina ......................................................... 13 Figura 15: Ventas internas y refinación de diesel oil ........................................................ 13 Figura 16: Importación de Combustibles y Lubricantes (MM US$) .................................. 14 Figura 17: Recaudación por IDH (MM US$) ............................................... ....................... 14 Figura 18: Proyección de precios del WTI .................................................. ....................... 15 Figura 19: Proyección de la producción de gas natural ................................................ .... 16
Índice de Tablas Tabla 1: Proyección de variables seleccionadas del sector hidrocarburos ...................... 17 Tabla 2: Impacto de los precios "bajos" del petróleo ................................................... .... 18
2
Introducción El presente documento tiene dos objetivos centrales: 1) analizar el comportamiento de los precios internacionales del petróleo, y 2) su impacto sobre algunas variables de la economía boliviana. En la primera sección, se estudia el comportamiento de los precios internacionales del petróleo - West Texas Intermediate (WTI) y Brent-1 y las razones que están detrás de la caída brusca desde el último trimestre del año 2014; en la segunda, se analizan (de forma desagregada) las reservas, la producción, los precios y los mercados de los hidrocarburos en Bolivia; finalmente, en la tercera sección, se evalúa el impacto de los actuales precios internacionales del petróleo sobre la recaudación por regalías y el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), además del impacto sobre el valor de las exportaciones de gas natural, para el año 2015.
Precios internacionales del petróleo Como se aprecia en la siguiente Figura al finalizar el último trimestre del año 2014 tanto el precio del WTI como del Brent experimentan severas disminuciones respecto a observaciones pasadas. De hecho, comparando el comportamiento mensual del WTI en la coyuntura actual con aquellos precios observados en el período 2008 (crisis fi nanciera internacional) no se aprecian grandes diferencias. Sin embargo, la recuperación de ambos períodos no presenta la misma tendencia, de acuerdo a la Figura 2 durante el año 2009 (año de recuperación de precios de la crisis internacional) el precio WTI sobrepasó los US$/Barril 75, el año 2015 dicha tendencia es similar hasta mayo, luego tiene un comportamiento distinto. Es más, muchas empresas y Gobiernos ajustaron sus presupuestos del año 2016 para un precio entre US$/Barril 40 y 60. Figura 1: Precios del Petróleo WTI y Brent (US$/Barril) 160.0 140.0 120.0 l i 100.0 r r a B 80.0 / $ S U 60.0 40.0 20.0 0 0 0 2 n a J
0 0 0 2 l u J
1 0 0 2 n a J
1 0 0 2 l u J
2 0 0 2 n a J
2 0 0 2 l u J
3 0 0 2 n a J
3 0 0 2 l u J
4 0 0 2 n a J
4 0 0 2 l u J
5 0 0 2 n a J
5 0 0 2 l u J
6 0 0 2 n a J
WTI
6 0 0 2 l u J
7 0 0 2 n a J
7 0 0 2 l u J
8 0 0 2 n a J
8 0 0 2 l u J
9 0 0 2 n a J
9 0 0 2 l u J
0 1 0 2 n a J
0 1 0 2 l u J
1 1 0 2 n a J
1 1 0 2 l u J
2 1 0 2 n a J
2 1 0 2 l u J
3 1 0 2 n a J
3 1 0 2 l u J
4 1 0 2 n a J
4 1 0 2 l u J
5 1 0 2 n a J
5 1 0 2 l u J
Brent
1
Ambas referencias internacionales muy utilizadas para transacciones de compra y venta.
3
Figura 2: Comportamiento mensual del WTI 2009 y 2014 80.0 75.0
) 70.0 l i r r 65.0 a B 60.0 / $ S 55.0 U ( I 50.0 T W 45.0 40.0 35.0
o r e n E
o r e r b e F
o z r a M
l i r b A
o y a M
2009
o i n u J
o i l u J
o t s o g A
e r b m e i t p e S
e r b u t c O
e r b m e i v o N
e r b m e i c i D
2015
Ante este escenario de precios no son pocos los analistas que explican este fenómeno a través del comportamiento de dos variables: 1) el incremento en la producción de petróleo por parte de los Estados Unidos de América (EUA) y; 2) la desaceleración en la tasa de crecimiento económico (en particular de la China) habría originado una caída en la demanda de petróleo. A continuación se revisarán algunas estadísticas que intentan demostrar esta hipótesis. Las siguientes figuras presentan la información publicada por la Joint Organization Data Initiative (JODI) respecto a la producción de los principales países productores de petróleo, expresada en millones de barriles por día (MM Bpd.) durante el período Agosto/2013 - Mayo/2015. Queda claro que la producción de petróleo proveniente de los Estados Unidos de América (EUA) tuvo un crecimiento significativo. A su vez, este crecimiento se explica gracias a la mejora tecnológica implementada en este país para explotar los llamados hidrocarburos no convencionales y, en este caso particular, el llamado shale oil .
4
Figura 3: Principales países productores de petróleo - A 10.5 10.0
. d p B e d s e n o l l i M
9.5 9.0 8.5 8.0 7.5 7.0 3 1 g u A
3 1 p e S
3 1 t c O
3 1 v o N
3 1 c e D
4 1 n a J
4 1 b e F
Russia
4 1 r a M
4 1 r p A
4 4 1 - 1 y n a u J M
4 1 l u J
4 1 g u A
4 1 p e S
Saudi Arabia
4 1 t c O
4 1 v o N
4 1 c e D
5 1 n a J
5 1 b e F
5 1 r a M
5 1 r p A
5 1 y a M
USA
Figura 4: Principales países productores de petróleo - B 4.5 4.3 4.1 d 3.9 p B e 3.7 d s 3.5 e n o 3.3 l l i M3.1
2.9 2.7 2.5
3 1 g u A
China
3 1 p e S
3 1 t c O
3 1 v o N
Iraq
3 1 c e D
4 1 n a J
4 1 b e F
4 4 1 - 1 r r a p A M
Irán
4 4 1 - 1 y n a u J M
4 1 l u J
4 1 g u A
4 1 p e S
4 1 t c O
4 1 v o N
4 1 c e D
Emiratos Árabes Unidos
5 1 n a J
5 1 b e F
5 5 1 - 1 r r a p A M
5 1 y a M
Venezuela
Desde una perspectiva técnica los hidrocarburos convencionales han migrado desde la roca madre hacia la roca reservorio y -dependiendo de las condiciones de porosidad y permeabilidad- el hidrocarburo fluye con relativa facilidad desde el almacén rocoso al pozo y, por la perforación, hacia la superficie. Por otra parte, los hidrocarburos no convencionales son aquellos que no están albergados en rocas porosas y permeables y no tienen la capacidad de fluir sin intervención. Así definido el grupo, entonces se incluye un rango amplio y heterogéneo de tipos de acumulaciones de hidrocarburos. "Los hidrocarburos no convencionales y convencionales son composicional y genéticamente idénticos, se diferencian en que los segundos migraron a una roca reservorio permeable (reservorio convencional) y los primeros permanecen en la roca madre donde se generaron (shale oil y shale gas) o han migrado a rocas reservorio muy compactas (tight gas). Las rocas generadoras y las rocas compactas que contienen hidrocarburos se denominan reservorios no convencionales." 2
2
García, J. (2012). "Hidrocarburos no convencionales I y II". Revista Tierra y Tecnología. No. 41. Primer Semestre de 2012. Pp. 28-32. Ilustre Colegio Oficial de Geólogos. Madrid, España.
5
Como se observa entonces, esta mejora en la extracción de hidrocarburos posibilitó el incremento en la producción de petróleo de los EUA, a su vez ello incrementó la oferta de este producto en el mundo, reforzando (con elevada probabilidad) una caída en los precios internacionales de este producto, ello asociado además a que el resto de importantes países productores de petróleo (como Arabia Saudita) no ajustaron la producción a la baja. Respecto a la demanda, las siguientes figuras presentan los volúmenes anuales de los principales países consumidores de petróleo y la tasa de crecimiento anual. 3 Con datos preliminares el año 2014, la demanda de la China habría disminuido en 1.26 millones de Bpd. Es importante llamar la atención sobre el comportamiento de la India y China, en ambos casos la disminución en el consumo de petróleo "quiebra" una tendencia observada en los últimos años. Figura 5: Principales países consumidores de petróleo 60.0 50.0 40.0 o l u t í T
30.0 20.0 10.0 0 0 0 2
China
1 0 0 2
EUA
2 0 0 2
3 0 0 2
Japón
4 0 0 2
5 0 0 2
India
6 0 0 2
7 0 0 2
8 0 0 2
Arabia Saudita
9 0 0 2
0 1 0 2
Brasil
1 1 0 2
2 1 0 2
Corea
3 1 0 2
4 1 0 2
Alemania
Figura 6: Crecimiento de la demanda de los principales países consumidores de petróleo 6.0%
4.0%
o t n 2.0% e i m i c e r 0.0% c e d a s -2.0% a T -4.0%
-6.0% 1 0 0 2
2 0 0 2
3 0 0 2
4 0 0 2
5 0 0 2
6 0 0 2
7 0 0 2
8 0 0 2
9 0 0 2
0 1 0 2
1 1 0 2
2 1 0 2
3 1 0 2
4 1 0 2
3
En el caso del año 2014, el dato se refiere al promedio Enero-Octubre.
6
No cabe duda que el año 2015 se generarán noticias importantes en el mercado petrolero mundial, debido a los hechos anotados previamente. Gran parte de las proyecciones realizadas prevén precios relativamente bajo para este año, con una posible recuperación en dos años o más.
Reservas y producción de hidrocarburos El año 2014 Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) publicó las reservas de Bolivia al 31 de diciembre del año 2013, determinadas por la empresa canadiense GLJ Petroleum Consultants. De acuerdo a la Figura 7 se aprecia que según la nueva certificación de reservas, Bolivia repuso el gas natural consumido en el período 20092013. Por otra parte, el cociente entre el nivel de reservas probadas (P1) estimadas para el año 2013 y el nivel de producción bruta 4 observado en el período Enero-Junio 2014, alcanza un valor de 12.5 años; por ello, urge captar más inversión en exploración en el upstream hidrocarburífero en Bolivia y así incrementar el nivel de reservas de este producto, dado que este coeficiente presenta una tendencia decreciente respecto los primeros años de la década pasada, ver Figura 8. Figura 7: Reservas certificadas de gas natural (TCF) 60.0 50.0 40.0 F C T
30.0 20.0 10.0 1997
1998
1999
Probables (P2)
1.9
2.5
3.3
Probadas (P1)
3.8
4.2
5.3
2000
2009 31.12
2013 31.12
2001
2002
2003
2004
2005
13.9
23.0
24.9
26.2
24.7
22.0
3.7
3.5
18. 3
23.8
27.4
28.7
27.6
26.7
9.9
10.5
Probadas (P1)
Probables (P2)
4
61.83 millones de mcd.
7
Figura 8: Cociente Reservas (P1) / Producción Bruta de Gas Natural (Años) 300
250
200 s o ñ A
150
100
50
-
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2009
2013
P1/Producción
22
30
160
94
87
79
62
51
23
14
(P1 + 50% P2)/Producción
28
39
221
140
127
116
89
73
27
16
(P1 + P2)/Producción
35
49
282
185
166
152
117
94
31
19
P1/Producción
(P1 + 50% P2)/Producción
2005
(P1 + P2)/Producción
La producción del sector hidrocarburos (gas natural y petróleo) en Bolivia respondió, sobre todo, a incrementos/decrementos en la demanda internacional de gas natural, en particular, aquella proveniente de Brasil; por esta razón, esta sección estudia de manera conjunta la evolución de la producción en este sector así como los mercados que abasteció en los últimos años La Figura 9 presenta la evolución de la producción de gas natural en Bolivia durante el período 2007-2015, comparando estas cifras con el primer quinquenio de la década pasada no cabe duda que el crecimiento fue notable; en el período 2007 - 2015, por su parte, el crecimiento fue menor pero aún positivo. Es importante destacar también cómo la crisis internacional del año 2009 afectó negativamente a la producción de gas natural en Bolivia, originando un decrecimiento cercano al 14% así como también, la producción de gas al primer semestre del año 2015, presenta también una tasa negativa de crecimiento. La Figura 10 presenta la información de producción desagregada por campos (los principales campos productores del país), queda claro que hasta el año 2012 los campos de San Alberto y Sábalo fueron los impulsores del crecimiento en el sector, mientras que a partir del año 2013 el campo Margarita/Huacaya comienza a cobrar importancia y se convierte en uno de los campos más importantes del país. Es bueno resaltar que estos tres campos fueron descubiertos antes del año 2006.
8
Figura 9: Producción de Gas Natural (MM mcd) 70 60
60.1
59.7
2014
2015
55.6 46.1
50 41.8
39.8
d c 40 m M 30 M
36.4
37.6 34.5
20 10 0 2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Enero - Junio
Figura 10: Producción de Gas Natural por Campos (MM mcd) 70.0 60.0 50.0 d c 40.0 m M30.0 M
20.0 10.0 2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Enero - Junio
San Alberto
Sábalo
Margarita/Huacaya
Itaú
Otros
Respecto a la producción de petróleo/condensado/gasolina natural, la Figura 11 presenta la información para el período 2007 - 2015, a través de ella se pueden destacar los siguientes puntos: 1) hasta el año 2012 la producción se situaba entre los 40,000 y 50,000 Bpd. sin embargo, a partir del incremento en la producción de gas natural del campo Margarita/Huacaya (ver Figura 10) se incrementa la producción de condensado, es ésta la razón por la que la producción de líquidos en el país sobrepasa los 60,000 Bpd. el año 2014; 2) aislando los tres campos productores de gas natural más importantes de Bolivia, San Alberto-Sábalo-Margarita/Huacaya, la producción del resto de campos no logra sobrepasar los 20,000 Bpd. desde hace ya algunos años atrás; 3) el incremento en la producción de condensado (producto líquido asociado a la explotación de gas natural) ayuda a incrementar el volumen de refinación de gasolinas, sin embargo, no es útil para incrementar la producción de diesel oil, en este sentido, el incremento en la producción de líquidos de los últimos años no implica, necesariamente, un incremento en la producción de diesel oil; 5 4) al primer semestre del año 2015 se observa (al igual que en 5
Debido a la calidad de los líquidos obtenidos.
9
el caso del gas natural) una tasa negativa de crecimiento. Figura 11: Producción de petróleo, condensado y gasolina natural en Bolivia 70,000 60,000 50,000
1 6 0 , 9 4
3 8 6 , 7 4
7 1 7 ,
0 2 8 , 1 6
0 4 0 , 7 4
0 7 7 , 2 4
0 3 4 , 1 4
1 4
. d p B
0 2 0 , 4 6
0 3 9 , 7 5
40,000 30,000
5 2 1 , 2 2
0 0 1 ,
4 2 3 , 6 1
0 2
20,000
0 4 5 , 4 1
0 5 4 , 8 1
0 6 2 , 5 1
0 3 1 , 6 1
0 1 5 , 6 1
0 7 5 , 3 1
10,000 2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Primer Semestre
Total
Si n SAL/ SAB/ MTA
Mercados del gas natural boliviano La Figura 12 presenta el destino de la producción del gas natural boliviano durante el período 2007 - 2015, a través de ella es evidente que fueron la demanda de Brasil y, en menor escala, la de Argentina, las que posibilitaron tasas de crecimiento importantes. Vale la pena destacar que el proyecto de exportación al Brasil comenzó a gestionarse a mediados de la década de los setenta, cuando los gobiernos de Bolivia y Brasil intentaron la discusión sobre un proyecto amplio de integración energética. Durante la década de los ochenta, dicho proyecto fue acotado a uno específico de exportación de gas natural desde Bolivia hacia Brasil, finalmente, en la década de los noventa, se realizó el operativo técnico para lograr el financiamiento de un proyecto de esta magnitud finalizando su construcción el año 1999.
10
Figura 12: Destino de la producción de gas natural en Bolivia 70.0 60.0 50.0
d c 40.0 m M30.0 M
20.0 10.0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Primer Semestre
Brasil
Argentina
Interno
El principal destino del gas natural Boliviano es el mercado de Brasil, sin embargo, durante los años 2011 y 2012 la participación de la demanda Argentina creció notablemente. Por otra parte, las ventas al mercado interno también se incrementaron. Finalmente el contraste en la tasa de crecimiento de ambos mercados (externo e interno) al primer semestre del año 2015 no debe descuidarse, mientras el mercado externo se contrajo en -0.9% el interno se expandió en 1.9%.
Precios Respecto a las condiciones de comercialización en el mercado interno, la estructura de precios relevantes para el sector hidrocarburífero en Bolivia, durante el año 2014, no presenta modificaciones respecto a los años previos. El precio del petróleo (en el campo productor) destinado al mercado interno aún se mantiene “congelado/subsidiado” en el orden de los 25-27 US$/Barril, la compra y venta de gas natural al mercado interno se realiza a precios, para el productor, entre 0.60 y 1.00 US$/MM BTU. Por otra parte, el precio de exportación de gas natural a la República del Brasil se comportó de acuerdo al comportamiento internacional en el precio de una canasta de fuel oils (en función a lo establecido en el contrato GSA), y en el caso de las exportaciones a la República Argentina, se tiene un similar desempeño, toda vez que la fórmula de indexación de precios también incorpora una canasta parecida a la que, además, se añade el precio del diesel oil. En la Figura 13 se presenta la evolución de los precios de exportación del gas natural (tanto al Brasil como Argentina) y el precio del WTI (West Texas Intermediate), los primeros expresados en US$/MM BTU y el último en US$/Barril. Es correcto mencionar que la vinculación de los precios de exportación de gas natural al Brasil fue acordada en la década de los noventa, mientras que aquellos destinados a la 11
república Argentina se realizaron en la década pasada. En este sentido, gran parte del desempeño del sector hidrocarburífero en Bolivia se debe al notable crecimiento en los precios internacionales del crudo, sobre los que Bolivia no posee ningún control. No obstante, la disminución de precios del petróleo observada a finales del año 2014 tendrá un efecto negativo en los precios de exportación del gas natural a Brasil y Argentina.6 Figura 13: Precios de exportación y el WTI 12.00
160.00 140.00
10.00 120.00
) U T B 8.00 M M / $ S U 6.00 ( l a r u t a N 4.00 s a G
l 100.00 ) i r r a B / 80.00 $ S U ( I T 60.00 W 40.00
2.00 20.00 -
0 0 n a J
0 0 p e S
1 2 0 - 0 y n a J a M
2 0 p e S
3 4 0 - 0 y n a J a M
4 0 p e S
5 6 0 - 0 y n a J a M
6 0 p e S
Brasil
7 8 0 - 0 y n a J a M
8 0 p e S
9 0 0 - 1 y n a J a M
Argentina
0 1 p e S
1 2 1 - 1 y n a J a M
2 1 p e S
3 4 1 - 1 y n a J a M
4 1 p e S
5 1 y a M
-
WTI
Producción y consumo de derivados Tal como se observa en las siguientes figuras, la refinación de gasolina y diesel oil se encuentra por debajo de las ventas internas de ambos productos. Previamente se explicó el por qué el incremento en la producción de petróleo no es suficiente para abastecer el mercado interno, sin embargo, también existen otras razones, ellas son: a) Un sistema tributario altamente regresivo que aplica 50% de regalías e impuestos independiente del tamaño del campo y/o el destino de la producción (mercado interno o externo) genera muy poco incentivo a la inversión en exploración. b) El marco legal aplicado en el sector aún debe ser compatibilizado, en este momento, el sector es regulado mediante decretos supremos y resoluciones ministeriales, normas que no siempre son compatibles con lo especificado en la Ley de Hidrocarburo N. 3058 y la Nueva Constitución Política del Estado. c) Durante los últimos ocho años la actividad exploratoria no fue suficiente para lograr incrementar la producción de petróleo, en particular, aquél útil para obtener diésel oil.
6
Aún no se dispone de información oficial al respecto.
12
d) La relación entre el sector hidrocarburífero con los pueblos y comunidades indígenas es poco amigable con la actividad de exploración; e) Las consideraciones medioambientales tampoco colaboran a un desarrollo sostenible del sector petrolero; f) El castigo al funcionario público a través de normativas como la ley "Marcelo Quiroga Santa Cruz"7 muchas veces imponen costos adicionales a la toma de riesgo por parte de dichos funcionarios 8. Figura 14: Ventas internas y refinación de gasolina 28,000 26,000 24,000 22,000 . d p B
20,000 18,000 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Primer Semestre
Refinada
Comercializada
Figura 15: Ventas internas y refinación de diesel oil 34,000 ) d 29,000 p B ( l i 24,000 O l e s e 19,000 i D e d 14,000 a t r e f 9,000 O
4,000 2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Primer Semestre
Producción Nacional
Importado
Diesel Comercializado
7
Por ejemplo, el artículo 25 de esta Ley menciona lo siguiente: "Se crean los siguientes tipos penales: a) Uso indebido de bienes y servicios públicos;..."; el texto del artículo 26 define el uso indebido como: "La servidora pública o el servidor público que en beneficio propio o de terceros otorgue un fin distinto al cual se hallaren destinados bienes, derechos y acciones pertenecientes al Estado o a sus instituciones, a las cuales tenga acceso en el ejercicio de su función pública, será sancionado con la privación de libertad de uno a cuatro años." En este contexto, el gasto en exploración de un pozo petrolero o gasífero, la contratación de un mercado a futuro o la compra de petróleo a precio spot podría tipificarse como "uso indebido". 8 Ello es preocupante, dado que este sector en particular se caracteriza por el inherente riesgo de sus actividades.
13
Finalmente, la Figura 16 presenta el comportamiento del valor de las importaciones de combustibles y lubricantes (diesel oil entre ellos) en los últimos años. Como ya se anotó, la imposibilidad de obtener más petróleo (útil para obtener diesel oil) y la poca actividad exploratoria en el período 2000-2014 ocasionaron que actualmente el nivel de importaciones supere los US$ 1,200 millones, un incremento notable si se tiene en cuenta que el año 2000 dicho valor fue de US$ 95 millones aproximadamente. Figura 16: Importación de Combustibles y Lubricantes (MM US$) 1,400.0 1,200.0 1,000.0
$ S U e 800.0 d s e n 600.0 o l l i M
400.0 200.0 0 0 0 2
1 0 0 2
2 0 0 2
3 0 0 2
4 0 0 2
5 0 0 2
6 0 0 2
7 0 0 2
8 0 0 2
9 0 0 2
0 1 0 2
1 1 0 2
2 1 0 2
3 1 0 2
4 1 0 2
Recaudación y análisis de prospectiva La recaudación por IDH, presentada en la siguiente Figura, muestra una tendencia creciente en los últimos años, donde gran parte de la recaudación por este impuesto se explica por la venta de gas natural a la República del Brasil, no obstante el crecimiento observado en los últimos años responde, en gran medida, a la mayor demanda de gas natural por parte de Argentina, y el crecimiento en el precio de exportación del gas natural Boliviano. La siguiente Figura presenta dicho comportamiento anual y el observado al primer semestre del año 2015. Figura 17: Recaudación por IDH (MM US$) Recaudación Anual IDH 2,500 2,000 $ S 1,500 U M M1,000
500 5 0 0 2
6 0 0 2
7 0 0 2
8 0 0 2
9 0 0 2
0 1 0 2
1 1 0 2
2 1 0 2
3 1 0 2
4 1 0 2
) p ( 5 1 0 2
Datos Oficiales
14
Uno de los objetivos centrales de este documento es realizar un análisis de prospectiva sobre el impacto sobre la economía boliviana de los actuales precios internacionales del petróleo. Por ello, a continuación se presentará la metodología de análisis y los principales resultados sobre el nivel de recaudación por IDH y las exportaciones de gas natural a estos nuevos precios. Las principales características y supuestos del modelo se describen a continuación:
Con los datos de precios y producción publicados oficialmente se construyó un flujo de caja para cada uno de los campos en actual funcionamiento en Bolivia. Sólo se considera la producción de gas natural y petróleo, no así la de Gas Licuado de Petróleo (GLP) dado que una planta de separación para obtener este producto debiera analizarse como un “Stand Alone Project” . Los precios de venta de cada uno de los productos, al mercado interno y externo, son aquellos precios utilizados para pagar la participación del 6% establecida en la Ley de Hidrocarburos Nº 3058. Esta variable resulta una buena proxy dado que de acuerdo a la ley este tributo se valoriza a los precios reales de venta en Boca de Pozo. La proyección de precios del WTI es la siguiente: Figura 18: Proyección de precios del WTI 120 100 l i r I r T a B / W $ S U
80 60 40 20 -
7 9 9 1
9 9 9 1
1 0 0 2
3 0 0 2
5 0 0 2
7 0 0 2
Precio Proyectado
9 0 0 2
1 1 0 2
3 1 0 2
5 1 0 2
7 1 0 2
9 1 0 2
Precio Observado
La proyección de volúmenes de gas natural es la siguiente:
15
Figura 19: Proyección de la producción de gas natural 70
4 5
60
40
9 5
9 5
9 5
8 5
8 5
4 1 0 2
5 1 0 2
6 1 0 2
7 1 0 2
8 1 0 2
9 1 0 2
7 4
50
d c m M M
8 5
8 3
9 3
7 0 0 2
8 0 0 2
3 3
8 3
0 4
30
20
10
-
9 0 0 2
0 1 0 2
1 1 0 2
2 1 0 2
3 1 0 2
El modelo se construye de tal manera que se considera la demanda como variable exógena, y si el nivel de reservas lo permite, entonces el modelo determina el nivel de inversión en cada campo, para poder cubrir dicha demanda. Además, se asume que toda la producción de petróleo se destina al mercado interno. El cálculo del pago del Impuesto sobre las Utilidades de las Empresas (IUE) y el Impuesto a la Remisión de Utilidades al Exterior (IRUE) se realiza por campo. No se calcula el pago del Impuesto al Valor Agregado dado que los supuestos necesarios para el crédito fiscal sesgan bastante el resultado; por otra parte, tampoco se considera el pago del Impuesto a las Transacciones porque durante un tiempo la producción de petróleo y gas natural estaba exenta del mismo. Finalmente, tampoco se considera el pago del Impuesto Especial a los Hidrocarburos y Derivados (IEHD) dado que el modelo se concentra en las operaciones del upstream . Dado que la Ley 1194 establece que para pagar el Impuesto sobre las Utilidades se podía utilizar, como crédito fiscal, el pago del Impuesto Nacional, entonces en los hechos, bajo la Ley 1194 el único impuesto relevante era el Impuesto Nacional. En este sentido, los supuestos sobre el pago de impuestos sobre utilidades se refieren a las leyes 1689 y 3058, ya que en ambas leyes se incorpora al sector hidrocarburos en el alcance de la Ley 843 (Texto Ordenado). La participación de YPFB se estima de acuerdo a los nuevos contratos de exploración y explotación firmados entre esta empresa y los antiguos operadores privados, bajo el llamado proceso de "Nacionalización". Los costos de operación (Opex) se calculan por campo y se expresan en US$/Boe (barril equivalente de petróleo); luego, a mayor producción se asume un costo unitario menor. Con los datos de producción diaria promedio el costo unitario promedio se presenta en la siguiente figura. Al igual que los requerimientos de inversión, los Opex fueron estimados utilizando los datos de la industria petrolera en Bolivia, durante el período 2004-2005 y ajustados por un factor de 2.
16
Los precios (en boca de pozo) del mercado interno, tanto del gas natural como del petróleo, se encuentran fijos en US$/MM BTU 0.78 y US$/Barril 28.66, respectivamente. Levantar este supuesto no altera las conclusiones finales, dado a que variaciones en el precio del mercado interno tienen el mismo efecto, sobre la rentabilidad del campo en distintos marcos legales, que variaciones en los precios internacionales. El precio del gas natural (en boca de pozo) destinado a la exportación está en función al precio internacional del WTI.
La siguiente Tabla muestra el comportamiento de la producción de gas natural y petróleo y la recaudación por regalías, participaciones, IDH y la participación de YPFB utilizando los supuestos explicados anteriormente. Resalta notoriamente que un menor nivel de precios tendrá mayor impacto negativo (-51.8%) sobre la participación de YFPB, ello surge porque dicha participación es sobre el beneficio y no así sobre los ingresos en boca de pozo, como lo son las regalías y participaciones. Tabla 1: Proyección de variables seleccionadas del sector hidrocarburos
Año
Producción Gas Natural (MM mcd)
Producción Petróleo (Bpd)
Regalías 18% (MM US$)
IDH 32% (MM US$)
YPFB (MM US$)
2005
33.3
50,756
289
289
-
2006
35.7
48,762
385
690
282
2007
38.2
49,244
439
764
196
2008
39.7
46,754
496
912
382
2009
34.0
40,743
517
928
268
2010
39.9
42,820
550
968
444
2011
43.5
44,430
711
1,303
582
2012
49.5
51,320
1,045
1,765
905
2013
56.5
59,040
1,260
2,266
1,155
2014
59.6
64,020
1,297
2,274
740
2015
58.9
62,494
838
1,491
357
2016
58.7
62,688
833
1,480
355
2017
58.5
62,443
830
1,476
348
2018
58.3
62,209
817
1,453
347
2019
58.2
61,984
815
1,449
349
La Tabla 2 presenta el impacto de los actuales precios del petróleo sobre la recaudación por regalías, participaciones e IDH; así como también el impacto sobre el valor de las exportaciones de gas natural. Se estima que, comparada con el año 2014 la recaudación fiscal baja casi en 35% (3.4% del PIB) y el valor de las exportaciones en casi 30%, equivalente a casi 5% del PIB.
17
Tabla 2: Impacto de los precios "bajos" del petróleo Concepto IDH (32%) Regalías y participaciones (18%) Total (50%) Exportaciones
Unidad MM US$ MM US$ MM US$ MM US$
2014 2015 (Observado) (Estimado) 2,274 1,491 1,297 838 3,571 2,329 5,987 4,212
Diferencia (%) -34.5% -35.4% -34.8% -29.6%
Diferencia (MM US$) (783) (459) (1,242) (1,775)
Diferencia (% PIB) -2.2% -1.3% -3.4% -4.9%
Conclusiones
El desempeño del sector hidrocarburífero en los últimos años fue bastante exitoso, dado que vino acompañado de incrementos en la producción de gas natural y de mayores precios de exportación así como de mayores volúmenes de exportación de gas natural. 9 Los factores que explican este desempeño son: 1) el contrato de exportación de gas natural al Brasil, a través de dicho contrato se acordaron importantes volúmenes de exportación y se vincularon los precios de exportación de este producto a precios internacionales de una canasta de fuel oils, que a su vez está relacionada con los precios internacionales del petróleo; 2) debido a esta vinculación de precios, el incremento de los precios internacionales del petróleo se tradujo en mayores precios de exportación del gas natural boliviano; 3) los volúmenes de producción y exportación se incrementaron debido al contrato de exportación a la República Argentina acordado en el segundo quinquenio de la década pasada. No obstante el buen desempeño en la producción y exportación de gas natural, la situación referente a la producción de petróleo es menos alentadora. Al momento la producción de líquidos en el país no es suficiente para abastecer la demanda interna, en particular la demanda por diesel oil. En este sentido, las importaciones de este producto se incrementaron de menos de US$ 100 millones el año 2000 a más de US$ 1,200 millones el año 2014. Ello naturalmente, disminuye el impacto positivo del sector (gracias a la exportación de gas natural) sobre el resto de la economía. Muchos analistas explican que la actual coyuntura de precios responde a dos fenómenos: 1) un incremento en la oferta mundial de petróleo debido, sobre todo, a la mayor producción de los Estados Unidos de América y; 2) una desaceleración en el crecimiento de la demanda, en particular de la China. En este documento se presentaron datos estadísticos que parecen confirmar ambas hipótesis.
9
EL año 2015 casi el 80% de la producción de gas natural se destinó al mercado externo.
18
Con el nivel de precios registrados al mes de Agosto de 2015, se observan tres fenómenos: 1) la recaudación para el año 2015 por regalías, participaciones e IDH disminuiría en casi 35% respecto al año 2014; 10 2) el valor de las exportaciones disminuiría en casi 30% 11; 3) la participación de YPFB, resultante del llamado proceso de Nacionalización, disminuiría en casi 52%, debido a que dicha participación es sobre la utilidad de la operación.
10
3.4% del PIB. 4.9% del PIB.
11
19
