Mauricio Medinaceli Monrroy
Consultor Privado
Petróleo - Gas Natural - Energía

Español (spanish formal Internacional)English (United Kingdom)
Presentación

Tributos, contratos y tratamiento de subsidios en el sector hidrocarburos 

En este video discuto algunas vías de mejora para la situación actual del sector hidrocarburos en Bolivia. Además se realiza un repaso teórico sobre: 1) sistemas tributarios aplicados al upstream; 2) contratos petroleros y; 3) subsidios.

 

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La elección de los conejos

El país está dividido, el 49% de los conejos quiere al viejo y 51% quiere uno nuevo, no saben muy bien quién es este nuevo, pero de seguro no quieren al viejo. El problema con el grupo del 51% es que tampoco se quieren entre ellos, digamos la mitad vive a la izquierda y la otra mitad vive a la derecha, por este motivo, el viejo conejo está feliz, sabe que con alta probabilidad llegará como conejo-presidente a los 200 años de Conejolandia.

En esta suerte de imposibilidad una alternativa surge como, irónicamente, posibilidad. Este 51% decide que no debieran unirse, deciden crear dos conejos-líderes, un líder de barrio izquierdo y otro del barrio derecho. Pero… ¿Cómo? ¿No era que la unidad era necesaria? Se preguntaron algunos conejos. Quienes pensaron en el nuevo plan explicaron su idea. En realidad, el objetivo no era reemplazar al viejo conejo, el objetivo era ganar puestos en el congreso de conejos y así, juntos, ser mayoría. 

Así los conejos del 51% concentraron sus esfuerzos en los nuevos representantes del futuro congreso de conejos, aún con el viejo conejo como jefe supremo. A los viejos esta historia les pareció conocida, allá en los 80’s le armaron la misma estrategia a un conejo muy querido por la población. 

La Paz, agosto 4 de 2018

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Tenga cuidado con lo que desea… porque se puede cumplir

Ciertamente no es una frase mía, pero hoy en día vino a mi mente como si lo fuera… una y otra vez. Recuerdo hace muchos años atrás, cuando me tocaba viajar a ciudades que ya tenían varias salas de cine en un solo lugar, un multicine, pensaba con futura nostalgia el día en que La Paz, mi ciudad, tenga algo así. Las veía como algo fantástico, varias opciones, varios horarios y varios precios también. ¡Qué lejos estaban de mis queridas salas paceñas! Tres o cuatro, con horarios poco flexibles que, sin embargo, mantenían ese garbo de antaño que hacía de “ir al cine” una experiencia muy particular… recuerdo que las señoras vestían sus mejores prendas (y hasta iban a la peluquería) para asistir a la función de tanda.

Aquí quiero ser claro, me encantaban las salas de cine antiguas, pero al mismo tiempo, quedaba maravillado por las nuevas opciones de las salas en los multicines.

El tiempo pasó y mi sueño se hizo realidad, los multicines llegaron a mi querida La Paz. Y así, con el mismo intenso sentimiento que viví a su llegada, fui testigo de lo que tenemos ahora. Variedad de horarios con poca, muy poca variedad de películas; prácticamente desaparecieron las “viejas” salas (salvo el buen Monje Campero que aún da pelea); el cine latinoamericano, europeo, asiático no existe; los festivales (como el Renzo Cotta del cine 16 de Julio) desaparecieron; gran parte de los films que llegan están doblados al castellano… si quiere verla en su idioma original debe pagar el doble porque solo las proyectan en VIP; la cinemateca da una pelea digna de admirar… aún extraño sus ciclos de cine.

Y puedo ser aún más dramático… hasta casi parecer un intelectual. Con las salas de cine antiguas desaparecieron las caseritas que nos ofrecían una variedad de azúcar a precios muy razonables, si bien las caseritas eran pocas había alguna competencia entre ellas. Hoy en día, los monopolios de azúcar procesada (en el único puesto de golosinas autorizado en estos multicines) cobran precios imposibles para una familia de 4 o 5.

 “Es el mercado” dirán algunos, “son las preferencias del soberano” dirán otros. Probablemente. De lo que sí tengo certeza en este momento, y es un sentimiento que no siempre lo tengo, es que quisiera ser millonario, de ésos que ya no les queda otra que la filantropía. Si fuera uno de ellos, subsidiaría con gusto a esta forma de arte con mayor variedad de películas, concursos de cine, festivales, cine para niños, cine rural, etc.

El tonto fui yo, no debí desear multicines… debí desear ser millonario.

La Paz, Julio 19 de 2018

 

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El mercado de gas natural en Brasil: ¿Tenemos razones para preocuparnos? 

Todo surge en una soleada mañana de sábado cuando me aprestaba a bañar a mi perrito y en casa me hicieron notar dos temas: 1) estamos llegando al invierno y; 2) son las 8 de la mañana. Con semejantes motivos, dediqué mi tiempo a revisar la prensa local y encontré este titular: “Embajador de Brasil prevé que la demanda de gas en su país será mayor” (http://bit.ly/2rVL7Tw).

Curioso por una afirmación que desafiaba lo que hasta ahora sabía del mercado en Brasil, fui a la magnífica página del Ministerio de Minas y Energía del Brasil, en particular, a la sección de estadísticas sobre el mercado de gas natural en el vecino país (http://bit.ly/2kdi6ip). Resta decir que mi piel comencé a tomar un tono verde oscuro… verde por la envidia que me da ver un país donde se tienen datos estadísticos oportunos y transparentes. Lo que encontré es muy interesante y por ello, quiero compartirlo con ustedes.

Primero, la siguiente Figura muestra la demanda de gas natural en Brasil. Está claro que a partir del año 2016 se observa una notable disminución de casi 20 millones de mcd. Ello es bastante, sólo recordar que el contrato de exportación Bolivia – Brasil son un poco más de 30 millones de mcd.

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¿Por qué cae la demanda de gas en Brasil? La siguiente Figura nos ayuda a ver que esta disminución responde, sobre todo, a una caída en la demanda por parte de las plantas de generación de electricidad, lo que se llaman la generación termoeléctrica (barras en rojo en la gráfica). Si bien el sector industrial disminuyó, no lo hizo en semejante magnitud.

diapositiva2 

En la noticia que mencioné al principio el embajador señalaba:

“Ahora la economía va creciendo, que va a crecer a casi 3% por lo que la demanda de gas natural será más grande. Donde la economía crece, crecen todas las actividades industriales y comerciales y todo lo demás”.

Ciertamente los datos no acompañan esta percepción. ¿Por qué? Porque con alta probabilidad la demanda de gas natural en Brasil disminuyó debido a que la generación hidroeléctrica (con agua) se incrementó, disminuyendo la demanda de la generación termoeléctrica. No necesariamente porque el sector industrial consuma mucho menos gas.

¿Cómo ajustó Brasil su oferta de gas ante la menor demanda? La siguiente Figura es muy ilustrativa. Veamos. Las barras azules representan la producción de gas natural en Brasil, las rojas la oferta de gas natural boliviano y las grises la oferta de LNG. Es así como el Brasil ante una menor demanda por gas natural, disminuyó notablemente las importaciones de LNG, disminuyó las importaciones desde Bolivia e incrementó… sí, incrementó la producción brasileña de gas natural.

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Y si piensan que este escenario (desde la perspectiva boliviana) es poco alentador. Déjeme mostrarle la siguiente Figura. En ella presento la reinyección de gas natural en Brasil. ¿La qué? Resulta que, cuando un país produce gas natural y no tiene mercados para este producto enfrenta, al menos, dos caminos: 1) quemar gas natural o; 2) introducir nuevamente este gas bajo tierra (reinyección). Entonces, con alta probabilidad, Brasil está ansioso por “acomodar” estos volúmenes (reinyectados) a su propio mercado… porque vamos, la reinyección cuesta mucho dinero.

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¿Cómo afecta a Bolivia? Si Brasil tiene semejantes volúmenes de gas natural reinyectados, quizás ya no le resulte conveniente comprar gas natural “en firme” (take or pay) a Bolivia… quizás. Debo añadir que esta observación no fue cosecha mía, un muy buen amigo de Santa Cruz me la hizo notar.

Bueno mis queridos amigos y amigas (y sí, aunque la RAE se enoje, aún haré la distinción) espero que estas estadísticas ayuden a comprender el tan querido mercado brasileño. Por mi parte, ahora iremos con el Santi a darle las malas noticias al Boti (nuestro perrito) … es día de su baño.

¡Un abrazo y excelente sábado!

Mauricio Medinaceli Monrroy

La Paz, mayo 19 de 2018

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Propuestas electorales para el sector hidrocarburos en Bolivia o las razones para mi poca esperanza

En general la impuntualidad no me gusta y me gusta menos cuando yo soy el impuntual, ya que siento que es una situación de alta injusticia, con la gente que llegó “a hora”. Toco este tema porque el viernes pasado llegué con mucho retraso a una reunión preparada por mis buenos amigos del INESAD… una falta imperdonable realmente.

En esta reunión me tocaba exponer un documento que escribí (en el marco de un interesante proyecto que lleva a cabo el INESAD) sobre los principales desafíos de las propuestas electorales en materia de hidrocarburos (en Bolivia) para las próximas elecciones nacionales.

Quiero comentar las principales ideas del texto, comenzando de la misma forma cómo lo hice en la exposición. Quiero comenzar indicando que los problemas del sector son, yo creo, de conocimiento público (bajas reservas, producción estancada, ausencia de mercados, subsidios, etc.), las soluciones también son conocidas… lo que ahora es necesario son decisiones político-partidarias; no solo políticas, si no, político-partidarias. En breve elaboraré más esta idea y su factibilidad.

Dicho esto, ahora señalo lo que (desde mi punto de vista) son los principales desafíos en el sector. Hago esto por un afán casi formal, dado que la verdadera discusión que deseo abrir viene después… es decir, párrafos más abajo. En todo caso, comencemos con los desafíos:

1.Marco legal. En este momento el sector está “de cabeza”, la famosa pirámide de Kelsen está invertida. Las resoluciones ministeriales y decisiones de YPFB están, muchas veces, por encima de los decretos, leyes y la CPE. Entonces es necesario reorganizar todo y tener un marco legal consistente.

2.Marco institucional. Durante los últimos años se tuvo una visión “soviética” del sector. Aquí el lector, con justa razón, se preguntará: ¿Soviética? Pues sí, esta visión (una vez más, desde mi perspectiva) privilegia los proyectos “de carne y hueso”, los proyectos tangibles… plantas de separación, plantas de industrialización, etc. Lo que no deja de estar bien, sin embargo, hay algo a lo que no se le da importancia en el país, quizás por ser “intangible”, ese “algo” son las instituciones.

Quizás esto de las instituciones suene a invento occidental que no tiene nada que ver con nuestra manera de hacer las cosas. Sin embargo, son muy importantes… en serio. Déjenme explicar mi punto de vista con esta analogía. Imagine que usted y sus amigos (o amigas) decide jugar un partido de fútbol con el “enemigo” de toda la vida. Si usted y sus amigos tienen una visión “soviética” de la vida, sólo se concentrará en los goles que usted pueda hacer… a cualquier costo. ¿Es esto suficiente? Pues no.

Imagine que el partido se juega sin árbitro y sin reglas del juego. ¿Qué podría esperar? Nada menos que el caos, por ello será necesario poner “algo” de orden, son necesarias reglas del juego… es necesario algo de “institucionalización”.

Algo así sucede actualmente en el sector hidrocarburos en Bolivia, donde el organismo regulador (ANH) tiene muy poco margen de acción, el Ministerio de Hidrocarburos e YPFB muchas veces asumen funciones similares… es decir, tenemos un marco institucional tan complejo que para invertir y abrir mercados en nuestro país es necesario abrir campo, a machete limpio, en una jungla burocrática interminable.

3. YPFB. Hoy en día sería descabellado plantear la privatización (o al menos, la apertura de capital privado) para YPFB. Por ello tenemos YPFB para largo. Si esto es así ¿Cómo mejoramos esta empresa? ¿Son necesarias únicamente reformas del organigrama? En este campo hay mucha tela que cortar y será motivo de otro post discutir las opciones disponibles.

4.Sistema impositivo al upstream. Un impuesto (regalías e IDH) del 50% sobre la producción bruta es algo que sólo funciona con precios altos y mercados asegurados. Mientras este sistema continúe la inversión en exploración no será agresiva. Somos como el buen y querido Chavo del 8, él prefiere comer toda la torta de “uno solo” aun si, tiempo después, le duela la “panza” y, además, se quede sin torta.

5.Subsidios. Quienes me conocen saben mi posición (firme): es necesario eliminarlos. En este link pueden encontrar una discusión al respecto.

6.Contrato al Brasil. Gracias a la forma cómo se hicieron las cosas los últimos 12 años es casi imposible pensar en un nuevo contrato con el Brasil igual o mejor al que tenemos ahora. De seguro el nuevo contrato, será con precios más bajos y de menor plazo. Por ello es necesario repensar nuestra apertura comercial.

Probablemente hay muchos otros problemas en el sector, éstos son algunos que, creo, necesitan atención urgente. Sin embargo, aquí viene la pregunta sustantiva: ¿Usted cree que algún representante político-partidario propondrá la solución a estos problemas? ¿Usted cree que alguien propondrá?:

  1. Levantar subsidios
  2. Disminuir los impuestos a las petroleras
  3. Firmar un nuevo contrato con el Brasil en condiciones menos ventajosas
  4. Corporativizar YPFB
  5. Mejorar el sistema legal
  6. Potenciar la ANH

O, mejor dicho: ¿La población aceptaría semejantes propuestas? Yo pienso que es muy difícil. Entonces ¿Qué camino queda? ¿Decirle a la población que no se harán estas cosas (como eliminar el subsidio, por ejemplo) y una vez en el poder, implementarlas?

Por estas razones terminé la charla comentando a los asistentes (a quienes tuvieron la gentileza de quedarse) mi completa pérdida de esperanza en el futuro inmediato. Solucionar estos problemas y así levantar sustantivamente la producción de gas y petróleo en el país llevará años… muchos años.

Algunos se molestaron, otros no tanto. ¿O quizás todo esto es un designio divino para dejar de ser rentistas?

Hoy balancearé mi falta de esperanza, porque iré con el Santi a recibir nuestra “pelota” del mundial por haber completado el álbum.

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Conclusiones del documento: “Gobernanza del gas natural no convencional en América Latina: el desafío es el equilibrio”

Mauricio Medinaceli Monrroy

Hidrocarburos convencionales y no convencionales:

Los hidrocarburos convencionales migraron desde la roca madre hacia la roca reservorio y -dependiendo de las condiciones de porosidad y permeabilidad- el gas fluye con relativa facilidad desde el almacén rocoso al pozo y, por la perforación, hacia la superficie. En general, esta "facilidad" es característica común de los hidrocarburos llamados convencionales.

En principio los hidrocarburos no convencionales son aquellos que no están albergados en rocas porosas y permeables y no tienen la capacidad de fluir sin intervención. El "tight gas" es el gas natural contenido en rocas muy compactas, areniscas y/o calizas, con valores de permeabilidad muy bajos. “No son rocas madre, son rocas almacén aunque muy compactas. Por tanto, el gas no se ha generado en ellas, ha migrado desde la roca madre y se encuentra contenido en microfracturas y en la escasa porosidad matricial de la roca.

Por su parte, el shale gas al igual que el shale oil es un subconjutno de las formaciones shale. La traducción literal implicaría que es un gas que se encuentra en lutitas (shale), sin embargo, se debe realizar una interpretación amplia de la palabra debe incluir "las litologías que constituyen las rocas madre de hidrocarburos: rocas con tamaño de grano muy fino, ricas en materia orgánica y con bajos niveles de porosidad y permeabilidad matricial".

La explotación de shale gas puede realizarse a través de varias técnicas, incluidas aquellas utilizadas para hidrocarburos convencionales; sin embargo, debido a la baja permeabilidad de la roca, los métodos primarios de explotación (y económicamente eficientes) involucran la combinación de dos tecnologías: 1) perforación horizontal y; 2) técnicas de fracking, cuyo nombre se debe a que esta técnica implica la fractura de la piedra con un gran caudal de agua mezclada con otros componentes. Ambas técnicas de explotación resultan en mayores costos asociados a los hidrocarburos no convencionales, respecto de los convencionales.

Posibles impactos económicos:

La explotación de shale gas en Estados Unidos tuvo éxito en dos variables fundamentales para su economía: 1) logró disminuir los precios de este producto, a niveles muy por debajo de los 5 US$/MM BTU y; 2) permitió disminuir la importación de gas natural a través del LNG. De ahí que muchos países en el mundo quieran y, en muchos casos, necesitan impulsar este tipo de proyectos. Evidentemente los costos medioambientales para nuevos proyectos y la poca experiencia, disminuyen la fuerza con la que estos dos impactos podrían beneficiar a las economías que así lo decidan.

Al momento no existe una conclusión definitiva en cuanto al impacto sobre empleo, salarios y crecimiento debido a las diferentes conclusiones de orden positivo, negativo e interelacionamiento que pudiera existir. Uno de los principales impactos de la nueva producción de gas natural es la creación de nuevas fuentes de trabajo al interior de la industria. Sin embargo, éstos podrían encontrarse desafiados por otros estudios que señalan un impacto modesto y focalizado.

Respecto al impacto positivo del desarrollo de shale gas en comunidades se identifican los siguientes vínculos potenciales: 1) la inversión en la construcción y operación de pozos podría incrementar, indirectamente, la demanda de otros bienes y servicios (vehículos, grava, concreto, fuel, etc.), como resultado, las industrias que proveen estos bienes o servicios podría incrementar el empleo e ingreso de sus trabajadores, no obstante, en algunas regiones de EUA los empleos altamente remunerados se dieron a personal móvil y capacitado de las empresas; 2) los propietarios de la tierra usualmente reciben pagos que podrían gastarla dentro la región; 3) los impuestos pagados durante la etapa de explotación podría activar la economía regional; 4) los trabajadores que reciben ingresos de las actividades derivadas de la explotación de shale gas podrían mejorar la actividad económica.

También se advierten algunos peligros: 1) la llegada de nuevos trabajadores a la región podría incrementar la demanda por viviendas y por ello las rentas podrían incrementarse; 2) debido al intenso tráfico de camiones la necesidad de mejoras en la infraestructura de transporte no necesariamente es satisfecha por los gobiernos locales; 3) la extracción de gas natural podría desincentivar el turismo en la región; 4) los factores señalados antes podría disminuir el valor de las propiedades no relacionadas con la explotación de shale gas y; 5) se podría crear un efecto de "maldición de los recursos naturales" al interior de las regiones.

Shale gas y medio ambiente:

Agua y salud, por un lado, el agua es transportada desde la roca hacia la superficie con alto contenido de hidrocarburos; por otra parte, la producción de no convencionales involucra la inyección de químicos en la formación como una técnica auxiliar.

Aire, durante las operaciones de fracking existe la posibilidad de que cantidades de metano puedan "encontrar su camino” hacia la superficie o aguas subterráneas. Adicionalmente a las posibles fracturas en la cementación (bajo tierra) algunas fracturas también podrían darse en los gasoductos. Por otra parte, componentes orgánicos volátiles se relacionan con la explotación de hidrocarburos, aparentemente los emprendimientos de shale gas son fuente importante de contaminación ambiental en las proximidades del campo, en todo caso, son resultados aún preliminares.

La explotación de shale gas presenta dos características relevantes e importantes: 1) la tasa de declinación en la producción de pozos es más pronunciada que en el caso de la explotación convencional y; 2) el área de la superficie utilizada también es mayor. La conjunción de ambas características hace que, para que una compañía mantenga un perfil de producción razonable es necesario perforar una cantidad cada vez mayor de pozos, lo que implica un uso extensivo de la tierra.

Biodiversidad, las características de exploración y explotación de shale gas puede tener un impacto importante sobre la biodiversidad, dado el uso creciente de suelos y la cantidad de agua utilizada en los procesos. La explotación de shale gas puede requerir que emprendimientos agrícolas tengas que relocalizarse, lo que a su vez afecta a otras regiones no relacionadas directamente con la explotación de shale gas.

Las emisiones "fugitivas" de efecto invernadero podrían anular el efecto positivo que el gas natural tiene sobre el uso del carbón o petróleo. Sin embargo, debido a la disminución de precios del gas natural, muchas industrias de electricidad comenzaron el proceso de migración de carbón a gas natural, disminuyendo las emisiones de efecto invernadero del sector eléctrico. Es así que si se mantienen las emisiones ¨fugitivas" de metano en niveles bajos, el gas natural puede disminuir las emisiones globales de efecto invernadero.

Condiciones regulatorias:

De acuerdo a varios autores los factores que permitieron desarrollar la explotación de hidrocarburos no convencionales en los EUA son: 1) Experiencia geológica; 2) muchos yacimientos de shale gas en EUA tienen importantes componentes líquidos; 3) en 1980 el Crude Oil Windfall Profit Tax Act ofreció una disminución de crédito impositivo a la producción de no convencionales; 4) el Energy Act del año 2005 explícitamente excluyó la fractura hidráulica del Environmental Protection Agency’s Clean Water Act; 5) la propiedad de las tecnologías de perforación horizontal y fracturación hidráulica se encuentran en compañías de EUA; 6) en EUA existe una industria de servicios dinámica y competitiva que puede solventar las necesidades adicionales para la explotación de recursos hidrocarburíferos no convencionales.

Dentro las condiciones de mercado se señalan: 1) los productores tienen acceso a una muy buena red de gasoductos; 2) el gas se puede vender fácilmente, debido a la existencia de varios compradores y vendedores; 3) el año 2008 los precios del gas alcanzaron los US$/MM BTU 10; 4) la industria estaba dominada por pequeñas y medianas empresas y; 5) los mercados de capitales están más propensos a financiar proyectos de gas y petróleo.

Shale gas en América Latina:

De acuerdo a la Administración de la Información de Energía de los Estados Unidos de América (EIA por sus siglas en inglés) en AL las reservas convencionales estimadas alcanzan a 326,353 millones de barriles, lo que representa casi el 20% de las reservas mundiales. Por su parte, las reservas de shale oil representan 72,800 millones de barriles, aproximadamente el 21% del total de shale oil en el mundo. Con estas cifras se puede inferir que, de considerarse el shale oil, el total de reservas de petróleo de la región podría incrementarse en 22.3%.

A nivel global AL tiene el 3.8% de las reservas de gas natural convencional; sin embargo, respecto a las reservas mundiales de shale gas, la participación de la región es de 27.4%, por tanto, el potencial de América Latina en este último recurso no es despreciable, de hecho, casi cuadruplican las reservas de gas natural convencional. Por otra parte, los países con potenciales reservas de shale gas son Argentina, México y Brasil que en conjunto explican un poco más del 80% de las reservas totales con 1,592 TCF.

Argentina:

De acuerdo con el informe de la EIA ya mencionado anteriormente, Argentina posee la tercera reserva (técnicamente recuperable) de shale gas en el mundo, después de EUA y China. Dichas reservas alcanzan los 802 TCF situados en: 1) La cuenca neuquina en las formaciones Los Molles y Vaca Muerta con reservas técnicamente recuperables de 583 TCF; 2) Cuenca San Jorge en las formaciones Aguada Bandera y Pozo D-129 con 86 TCF; 3) Cuenca Austral Magallanes con las formaciones Inoceramus y Magnas Verdes y 130 TCF, finalmente; 4) Cuenca chaco-paranaense con la formación Ponta Grossa y 3.2 TCF.

Actualmente el desarrollo de shale en el país se encuentra en la formación llamada Vaca Muerta situada en la cuenca neuquina al sudoeste del país con una superficie de 36,600 Km 2 con amplio potencial para la producción de gas natural y petróleo.

De acuerdo con Di Sbroiavacca (2013) con una inversión promedio anual de US$ 16,000 millones (monto equivalente al valor de importación de gas natural) el desarrollo de shale gas podría lograr el autoabastecimiento del país a partir del año 2022; situación que no se presenta con el shale oil, dado que aún con el desarrollo de no convencionales, no es posible alcanzar el autoabastecimiento de este recurso.

Brasil:

En noviembre del año 2013 Brasil concluyó la subasta de concesiones exclusivamente en tierra y de áreas con potencial para la producción de gas natural y de gas natural no convencional, a través de la fractura hidráulica. La 12ª ronda, aprobada mediante Resolución CNPE Nº 6 de 25 de junio de 2013, ofreció 240 bloques de exploración y explotación de petróleo y gas natural distribuidas en 7 cuencas sedimentarias.

Del total de la oferta se adjudicaron 72 bloques donde los ganadores fueron: 1) Petrobras con 49 para explorar y explotar áreas con posibles reservas de gas; 2) Trayectoria Oil & Gas obtuvo cuatro concesiones tras ofrecer aproximadamente 1,3 millones de dólares por los derechos sobre bloques ubicados en la cuenca Sergipe-Alagoas; 3) la francesa GDF Suez formó parte de un consorcio vencedor junto a Petrobras; 4) la canadiense Alvopetro con cuatro concesiones y; 5) el grupo Geopark con una concesión.

Colombia:

En la Ronda Colombia 2012 la ANH ofertó y adjudicó los primeros contratos para la exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales. En los Bloques Tipo 2 (E&P) se ofertaron 12 y fueron adjudicados 5; mientras que en los Bloques Tipo 3 (TEA) se ofertaron 18 y no se adjudicó ninguno. Para la Ronda 2014 se ofertaron 18 Bloques: 1) Cuenca Sinú-San Jacinto 1 Bloque; 2) Cuenca Valle Superior 3 Bloques; 3) Cuenca Valle Medio 2 Bloques y; 4) Cuenca Cordillera 13 Bloques, ver la siguiente Figura.

México:

El Estado Mexicano actualmente lleva a cabo reformas dentro el sector hidrocarburífero en el país, dado que recientemente modificó la Constitución Política del Estado (CPE), los artículos 25, 27 y 28 más 21 provisiones transitorias.

Uno de los aspectos centrales en la reforma mexicana es la Ronda 0, dado que a través de ella se definieron las áreas de interés hidrocarburífero que se quedarán con PEMEX. De acuerdo a información publicada por la CNH el "13 de agosto de 2014 la Secretaría de Energía otorgó a Petróleos Mexicanos 120 asignaciones que le dan el derecho de continuar realizando actividades de extracción de hidrocarburos y que en conjunto abarcan el 71% de la producción nacional de petróleo y el 73% de la producción nacional de gas.

En términos de reservas, los campos otorgados tienen el 68% de la reserva 1P y el 49% de la reserva 2P del país." Las asignaciones otorgadas, al 13 de Agosto del 2014, corresponden a campos en producción del tipo convencional, el detalle se encuentra en el Anexo correspondiente.

De acuerdo con información de la CNH, el Estado mexicano llevará a cabo la Ronda 1 durante el año 2015. Donde se ofertarán 169 bloques, de los cuales, 109 corresponden a proyectos de exploración y 60 a proyectos de extracción. Las reservas 2P y recursos prospectivos a licitar representan un volumen de 3,782 y 14,606 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente. Los recursos prospectivos para hidrocarburos no convencionales alcanzan los 9,069 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

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Los subsidios a los precios de la gasolina, diésel y GLP

¿Qué es un subsidio? En simple es una transferencia de recursos (usualmente dinero) de un grupo de personas a otro grupo de personas. No es… y repito, no es, un regalo del presidente, el congreso o algún funcionario del Gobierno. Para poner las cosas en simple: El Gobierno no subsidia, lo hacemos las personas.

Repasemos algunos ejemplos de subsidios en la vida diaria. Usted y su familia viven en un lindo edificio y, como todos, debe pagar los “gastos comunes”. En reunión de copropietarios y luego de amplia discusión acuerdan la cuota correspondiente. Sin embargo, hay una familia de dos adultos mayores que apenas sobreviven con su renta (si alguna). Por ello, con alta probabilidad los copropietarios y usted decidirán que la cuota para dicha familia sea más baja. En este caso, el subsidio es de usted (y de quienes pagan la cuota normal) a la pareja en cuestión.

Otro ejemplo. Usted y sus amigos deciden cenar en algún restaurante caro (o barato) un viernes por la noche (también funciona con lunes). Por alguna extraña razón, deciden dividir el monto de la cuenta en partes iguales. Ello genera, al menos, dos resultados: 1) los “comelones” recibirán un subsidio por parte quienes desean “mantener la línea” y; 2) el consumo promedio será mayor, ello se explica de forma muy divertida (y utilizando Teoría de Juegos) en el siguiente video.

Siguiente ejemplo. Usted (el rico) y su amigo (el pobre) ganan la lotería con un premio de USD 1,000. Como es su amigo y usted (en este caso) es el “ricachón” decide ceder su premio al amigo. Este caso también es un subsidio, dado que si bien usted no eroga dinero… deja de recibirlo.

Y vamos con un último ejemplo, algo más elaborado. Ahora usted es malo… muy malo y se opone a que el colegio privado (al que sus hijos asisten) otorgue becas (subsidios) a chicos de familias pobres. Su voto es decisivo en la asociación de padres de familia y los subsidios se cortan. Pasan los años… muchos años y usted ahora ya es un “abuelito”. Caminando apenas por la calle decide hablar con su querido hijo, saca el celular de su bolsillo y cuando se dispone a llamar siente un golpe en la cabeza, desde el suelo y con la mirada borrosa advierte que una persona escapa con su celular. Lo que usted quizás nunca sabrá es que fue esa persona (cuando niño) a quien usted le negó la beca del colegio.

Como verá querido lector, un subsidio no es un simple instrumento técnico que utilizan los economistas para ganar algunos pesos. Un subsidio es el resultado de un acuerdo ético y moral entre un grupo de personas que quieren vivir en paz. Un subsidio es pieza central de la discusión sobre justicia redistributiva en cualquier país.

Entonces ¿Por qué esa creencia de que los Gobiernos son quienes entregan subsidios? Desde mi punto de vista, es porque tanto el Congreso como el Poder Ejecutivo (presidente y ministros) diseñan los mecanismos para “quitar” a unas personas y “entregar” a otras. Ojo, esto no sucede sólo en Bolivia, es una realidad mundial.

Con todas estas ideas en mente, ahora déjenme discutir los mecanismos creados usualmente para la “entrega” de subsidios a través de los precios de la gasolina, diésel y GLP. Haré también una referencia a las cifras en el caso boliviano.

Para fines de exposición clasificaré estos subsidios en: Tipo 1, Tipo 2 y Tipo 3.

Subsidio Tipo 1

Es el subsidio “clásico”. Se presenta cuando el Gobierno define un precio al consumidor menor al costo de producción (o importación), tal como se observa en la siguiente Figura. En este sentido, a la diferencia entre los costos + una ganancia razonable y el precio efectivo de venta, se le denomina subsidio. De esta forma, se transfieren recursos de los contribuyentes a los consumidores del producto subsidiado.

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Las cifras para el diésel y GLP en el caso de Bolivia se presentan a continuación.

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Como corolario presento los precios del diésel en Bolivia “con” y “sin” el subsidio Tipo 1 además el precio de este producto en USA.

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Subsidio Tipo 2

Este subsidio es la diferencia entre los precios internacionales de venta y los precios domésticos, tal como se observa en la siguiente Figura. En lenguaje técnico, este subsidio incorpora el costo de oportunidad. Anticipo que no son pocas las personas que en este momento levantan las cejas en este momento. Por ello, permítanme comentarles la siguiente idea. En este momento el precio del petróleo (por parte de los productores) vendido al mercado interno está muy por debajo de los precios internacionales. Ello quizás beneficie al consumidor de gasolina, diésel y GLP; sin embargo, aquellas personas que reciben regalías e impuestos sobre la base de cálculo de este precio subsidiado quizás no estén muy felices. ¡Vamos! No es lo mismo recibir la regalía o el IDH sobre un precio de USD/Barril 25 que sobre un precio de USD/Barril 50.

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A continuación, presento las cifras para el caso boliviano, resta decir que si usted desea conocer la metodología de cálculo puede escribir a  Esta dirección electrónica esta protegida contra spam bots. Necesita activar JavaScript para visualizarla  y con gusto se la envío.

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También pongo en su consideración una tabla que bien podría llamarse “La recaudación perdida”, en ella se observa cuánto dinero dejaron de recibir gobernaciones, municipios, universidades y otros debido a que el precio del petróleo en el mercado interno estuvo por debajo de los precios internacionales de dicho producto. ¿Interesante no? ¿Qué prefiere usted, precios subsidiados o mayores ingresos por regalías e IDH?

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Subsidio Tipo 3

Una tercera forma de subsidio es cuando el Gobierno decide “bajar” los impuestos aplicados a la gasolina y diésel para mantener “a la gente tranquila”. En Bolivia vivimos ello en diciembre del año 2010, durante 5 días el Gobierno decidió incrementar los impuestos a dichos productos y así subir los precios al consumidor final. Luego de muchas y variadas propuestas se anuló la medida y todo regreso a punto cero. La siguiente Figura presenta este tipo de subsidio.

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Para el caso boliviano a continuación presento la recaudación que hubiera logrado el Gobierno de no haber anulado la medida antes mencionada… ésa de diciembre del 2010. En otras palabras, presento la recaudación perdida debido a menores impuestos.

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Ya al finalizar notar que no discutí otro tema central sobre los subsidios: su sostenibilidad. De poco sirve mantener subsidiados los precios del petróleo producido en Bolivia si la producción de dicho producto cae, cae y cae… como pasa actualmente.

Un abrazo queridas amigas y amigos.

Mauricio Medinaceli Monrroy

La Paz, abril 4 de 2018

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Chuquiago, Carloncho y el sector hidrocaruros en Bolivia el 2017

“Chuquiago” es una muy linda película boliviana de la década de los 70’s, un éxito de taquilla que en su momento mostró las distintas realidades de una sociedad paceña llena de contradicciones. Esta película gira en torno a 4 personajes centrales: 1) Isico, un niño campesino “abandonado” en la ciudad; 2) Jhonny, un muchacho de las “laderas” paceñas en constante contradicción con sus raíces familiares; 3) “Carloncho” (perfectamente interpretado por David Santalla) un “típico” funcionario público  y; 4) Patricia, una linda y enamoradiza universitaria quien reniega del carácter burgués de su familia (en particular de su papá) e intenta ser parte del movimiento reaccionario universitario de la época. Está demás invitarles a que vean esta linda pieza de la cinematografía boliviana.

Quiero concentrarme en “Carloncho”. La historia comienza un viernes por la mañana donde a través de escenas muy bien armadas, se advierte una familia de clase media hacia abajo, con fuertes problemas económicos y el papá (Carloncho) feliz porque en la noche celebrará el “viernes de soltero”, situación que ciertamente no hace feliz a su esposa. Para los amigos “no bolivianos”, en los llamados “viernes de soltero” los trabajadores de oficina (usualmente empleados públicos varones) se reúnen en varios locales públicos de la ciudad a tomar (alcohol naturalmente), jugar dados y, en no pocas veces, la juerga termina en un night club.

blog.18.03.01.07

 

Bueno, el asunto es que en la película Carloncho se queja por la falta de dinero aunque irónicamente igual “celebra” el viernes de soltero. Existe una versión de la película “Chuquiago” (que es la más difundida) en la que el este personaje muere luego de un tremendo viernes de soltero. Por otra parte, en una versión menos difundida, se advierte que Carloncho muere al día siguiente de dicho viernes de soltero debido a un ataque al corazón, luego de enterarse que ganó la lotería. En esta última versión, los amigos de Carloncho se reparten el premio de la lotería (dividiendo el billete) y le “regalan” unos pesos a la esposa durante el velorio.

Ahora viene la pregunta ¿Y qué tiene que ver todo esto con el gas natural? El asunto es que el “querido” Carloncho camuflaba, en algún sentido, la falta de dinero con la esperanza de ganar la lotería. No había para mantequilla en el desayuno, pero sí había el billete de lotería en el bolsillo de la camisa… algo parecido sucede con el sector hidrocarburífero en Bolivia. Las grandes promesas de reservas contrastan severamente con la precaria situación del sector.

Veamos qué quiero decir.

En los últimos días se habló de un potencial gasífero entre 12 y 120 TCF’s de reservas en Bolivia. Es una cifra que realmente asombra… un premio de lotería realmente magnífico. Sin embargo, lo que no llena los titulares de prensa es el pobre desempeño del sector el año 2017. Utilizando datos publicados por el Ministerio de Minas y Energía de Brasil y el Ministerio de Energía y Minería de Argentina (a falta de datos oficiales en Bolivia) veamos los datos de nuestro país. Entre paréntesis, es triste acudir a sitios oficiales en Brasil y Argentina para conocer la realidad boliviana… en fin.

Las siguientes dos gráficas muestran el desempeño de la producción de gas en los últimos años, tanto en valor absoluto como la tasa de crecimiento. Se observa que ya son dos años consecutivos que la producción de gas natural decrece o, dicho de otra forma, presenta crecimientos negativos. Sin contar que el año 2015 dicho crecimiento estuvo cercano al 0%. De esta forma, se advierto que el sector hidrocarburífero boliviano no solo “sufre” con precios de exportación bajos (debido a la caída en los precios internacionales del petróleo) si no también, debido a menores volúmenes de producción.

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¿Cómo van nuestras exportaciones? Las siguientes gráficas presentan el volumen de exportación, los precios de venta y el valor total de las exportaciones a la República Argentina. Todas estas gráficas se pueden resumir en lo siguiente: pese a que Argentina demandó mayores volúmenes de gas natural el año 2017, los bajos precios de exportación no lograron incrementar significativamente el valor total exportado. Y aún en este contexto, podríamos decir que tuvimos suerte, porque si la demanda de Argentina hubiera sido menor, la situación sería peor… mucho peor.

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Con el Brasil las cosas tampoco están bien. La siguiente gráfica muestra la menor demanda de gas natural por parte de Brasil, ésta no llegó ni a los 25 MM de mcd. Ello asociado a menores precios de exportación, hace que el valor de exportación al Brasil probablemente haya disminuido el año 2017, lastimosamente no se dispone de información al respecto, ni en Brasil ni en Bolivia.

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Discutir sobre el nivel de reservas es discutir sobre nuestro futuro, lo que no deja de estar bien. Pero es el presente el que también debiera preocuparnos, el sector hidrocarburífero en nuestro país comenzó a mostrar la hilacha a partir del derrumbe en los precios internacionales del petróleo.  

Para finalizar, creo que suena trillado y banal mencionar algo como “es tiempo de tomar decisiones profundas…” o “es necesario repensar el sector hidrocarburos…”, en lo personal creo que esos tiempos ya pasaron y ahora toca minimizar los daños, reunir las tropas y optimizar los procesos, quizás sea tarea de nuevas generaciones sacarnos de este entuerto.  

Mauricio Medinaceli Monrroy

 

Islamabad, Marzo 1º de 2018

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¿Menores volúmenes de exportación de gas natural al Brasil?

  https://www.youtube.com/watch?v=gjPPACPxG0s 

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Los compromisos de inversión firmados en el Foro del Gas

Bolivia firma tres contratos exploratorios con Repsol y Petrobras en pos de $us 20,000 MM de renta”. Titulares como éste fueron publicados hace algunos días atrás en ocasión del Foro de Países Exportadores de Gas llevado a cabo en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra en noviembre del año 2017. Al respecto me gustaría señalar algunos puntos sobre esta noticia.

Para comenzar ¿De qué trata este evento? Foros como el que tuvimos en Santa Cruz en general son un espacio de debate cuyas conclusiones no tienen un impacto, de corto plazo, en los mercados de gas natural a nivel internacional. Foro al fin, no es un instrumento donde las decisiones y/o conclusiones sean vinculantes para los países participantes.  Por otra parte, pese a que no están (en el Foro) grandes países productores de gas natural (como Estados Unidos de América) tres de los que sí participan son Irán, Rusia y Qatar, juntos poseen más de 3,000 TCF de reservas de gas… Bolivia tiene 10 TCF, sí 10. En este punto recuerdo una expresión de mi mami: “¡Cómo hemos arado le dijo la hormiga al buey!”

¿Es el foro de países exportadores el espacio correcto para firmar compromisos de inversión? Desde mi punto de vista, no… necesariamente. La oferta de bloques de interés hidrocaburífero a nivel internacional es una práctica estándar en países que apuestan por la inversión privada extranjera, de hecho, no son pocos los países que realizan esta actividad de forma anual. Por ello, realmente no es necesario pagar por un Foro de este tamaño para promover la licitación de bloques.

Quizás alguien podría contraargumentar: “Ofertar bloques en el foro nos ayudó a ‘matar dos pájaros de un tiro’, dado que llevamos adelante el Foro y además ofertamos bloques” a lo que yo podría preguntar: “¿Y no existen mecanismos menos costosos para ofertar bloques? Mucho más cuando el Foro, para nuestra realidad, es completamente irrelevante”.

Bien, hasta este momento puse sobre la mesa cuestiones, casi, de forma. Ahora veamos el anuncio de los tres contratos exploratorios “en pos de $us 20,000 MM de renta”.

¿Quién aprueba los contratos exploratorios? Este tema no es menor y fue sujeto de inmenso debate en el pasado, no son pocas las vestiduras que se rasgaron en esta materia. Dado lo delicado del asunto éste debe ser tratado con “pinzas”, un contrato de exploración (de acuerdo la nueva Constitución Política del Estado) debe ser aprobado por la Asamblea (el viejo Congreso). Por tanto, pese a las fotos, programas de TV, spots publicitarios y demás, necesariamente los acuerdos de entendimiento firmados (en el Foro) deben traducirse en contratos que luego pasan para su debate (al menos ésa es la teoría) y aprobación en la Asamblea boliviana. Por el momento, son papeles con (seguro) firmas grandes y rimbombantes.

¿$us 20,000 millones de renta? Dado que la información detallada sobre estos temas es casi imposible de conseguir, para un personaje como yo al menos. Lo único que queda es, cual investigador privado, dilucidar una realidad con base en las pistas encontradas. Bien, primero quiero simplificar el análisis, a los “$us 20,000 millones” llamémosle 20. Estos 20 provienen (con alta probabilidad) de las regalías del 18% y el IDH del 32% (ninguno de ellos creado gracias a la llamada nacionalización de los hidrocarburos). Bajo supuestos bastante razonables, estos 20 corresponde a 3 campos de 2 TCF cada uno, es decir, 6 TCF en total.

Hasta aquí nada nuevo. El detalle que es necesario preguntar a las autoridades es si el incentivo aprobado (el año 2015) para las nuevas inversiones petroleras se incluye o no en el análisis. Si no lo hace, la situación quedaría de la siguiente manera:

Posibles nuevas reservas:           6 TCF

Renta petrolera:                         20

Incentivo:                                    8

Renta neta del incentivo:           12

Para hacer esto más simple aún. Las regalías y el IDH logran el “torpe y bendito” 50%, con la recién aprobada Ley de Incentivos este porcentaje puede disminuir al 30%. Número que no es menor… estamos hablando de un posible incentivo de $us 8,000 millones gracias a estos “acuerdos de inversión”.

Todo esto me recuerda el siguiente texto:

“Si algo he aprendido viendo morir nuestro jardín es que ni lo bueno ni lo malo se detiene a revisar nuestros cálculos, ni aprecia nuestros esfuerzos, simplemente sucede” Ray Loriga – Rendición

Tenga ustedes una excelente semana.

Mauricio Medinaceli Monrroy

La Paz, noviembre 28 de 2017

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Apuntes sobre la nueva gasolina de mayor octanaje en Bolivia

 

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 Algo de la historia de los hidrocarburos en Bolivia

 

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La historia de un país que hizo mucho por su hijo y de un hijo que hizo mucho por sí mismo

El contrato de exportación de gas natural al Brasil es sin duda uno de los proyectos de exportación más importantes del país durante de los últimos 50 años. No solo por los desafíos que se plantearon desde el principio respecto a la magnitud de la inversión, la necesidad de abrir mercado para el gas natural en Brasil y la necesidad de incrementar las reservas; si no también, por el impacto positivo que este proyecto significó para la economía boliviana en los últimos 10 años. Por ello me parece pertinente detallar el trabajo realizado en el pasado para tener este proyecto:[1]

24 de Mayo de 1974, en reunión presidencial se firma el "Acuerdo de Cooperación y Complementación Industrial entra la República de Bolivia y la República Federativa de Brasil" a través del cual se estructura un proyecto de complementación industrial fronterizo (hierro, urea, cemento) y la venta de gas natural boliviano al Brasil, con el fin de establecer una alianza estratégica entre ambos países.

2 de Agosto de 1982, en reunión presidencial se intenta llevar a cabo el acuerdo mencionado anteriormente, concentrando los esfuerzos en la compra y venta de gas natural.

2 de Agosto de 1988, también en reunión presidencial se suscriben Notas Reversales a través de las cuales se comprometía la compra y venta de productos derivados del gas natural, energía eléctrica (500 MW) y 3 MM mcd de gas natural.

29 de Noviembre de 1991, a través de una Carta de Intenciones entre YPFB y PETROBRAS se toma la decisión de vender y comprar 8 a 16 MM mcd de gas natural.

25 de Marzo de 1992, en reunión entre YPFB y PETROBRAS se toma la decisión de construir el gasoducto por la ruta fronteriza Puerto Suárez-Corumbá.

17 de Agosto de 1992, se firman los siguiente documentos: "Contrato preliminar para la suscripción de un contrato de compra-venta de gas natural"; "Acuerdo de alcance parcial de promoción del comercio entre la República de Bolivia y la República Federativa del Brasil" y el "Acuerdo Marco" que define las condiciones de exportación-importación de gas natural, estableciendo que la compra y venta de gas natural estará exenta de gravámenes a la importación y de impuestos a la exportación, así como cualquier otra restricción no arancelaria.

17 de Febrero de 1993, en Cochabamba los presidentes de ambos países suscriben el "Contrato de compra-venta de gas natural YPFB-PETROBRAS" y "Notas reversales sobre compra-venta de gas natural".

5 de Agosto de 1996, en Brasilia se firma el "Acuerdo entre los gobiernos de la República de Bolivia y la República Federativa del Brasil para la exención de impuestos relativos a la implementación del proyecto del gasoducto Bolivia-Brasil".

16 de Agosto de 1996, se suscriben: "Contrato de compra-venta de gas natural que amplía el contrato suscrito de 17 de Febrero de 1993" y "Contrato de pago anticipado de las tarifas de transporte por Petrobras, para financiar el gasoducto en el tramo boliviano".

4 de Septiembre de 1996, en reunión presidencial se dan por iniciadas las obras del gasoducto.

9 de Febrero de 1999, se inaugura el gasoducto Bolivia-Brasil en el tramo Río Grande (Santa Cruz, Bolivia) - Campiñas (San Pablo, Brasil). Posteriormente el 16 de Marzo de 2000 en Brasilia se amplía el volumen contractual a 30.08 MM mcd.

Las características generales del contrato son: 1) un gasoducto de 3,100 km desde Río Grande - Bolivia hasta Puerto Alegre - Brasil, 2) un volumen contractual de 30.08 MM mcd; 3) precios de exportación indexados a los precios internacionales de una canasta de fuel oils y; 4) una cláusula Take or Pay por el 80% del volumen contratado.

¿Qué significó este proyecto para Bolivia? La siguiente figura muestra cómo después de 25 años de siembra (relatados previamente) le siguieron dos períodos de cosecha. La primera entre 1999 y 2006 cuando los precios y volúmenes eran bajos y la segunda (cosecha) entre el año 2006 y 2015, cuando el país vendió gas natural a Brasil a precios internacionales históricamente altos y volúmenes también altos. Durante este segundo período de cosecha (el que presento en azul) el proyecto de exportación al Brasil explicó (promovió, generó) la mitad del crecimiento económico del país.

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El problema aquí no es que todo un país trabajó por sus hijos, en particular por uno de ellos. El problema central, desde mi punto de vista, es que el período 2006-2015 fue únicamente de cosecha, relegando la siembra a último lugar. Para finalizar, querido lector, le dejo una pregunta: ¿Es moralmente correcto eliminar, anular, aplastar, denigrar, insultar, lastimar, borrar todo lo sembrado en el pasado?

Mauricio Medinaceli Monrroy

La Paz, Octubre 31 de 2017

 

[1] La fuente de esta información es el Informe Mensual de YPFB de Diciembre de 2001.

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Complejo Petroquímico de Amoniaco y Urea en Bolivia: ¿Quién, cómo, cuánto y dónde?

En días pasados autoridades bolivianas inauguraron el “Complejo Petroquímico de Amoniaco y Urea” en el departamento de Cochabamba (Bolivia). Los titulares en la prensa escrita, así como las declaraciones de turno, no se dejaron esperar: “Bolivia salta a la petroquímica con la planta de urea”, “después de 192 años de fundación del país se consolida la industrialización de los recursos naturales”, “… es el proyecto más importante en la historia de Bolivia, una inversión gigante, 953 millones de dólares”. Bueno, podría llenar muchas páginas con todo lo escrito al respecto. En este contexto, quiero compartir con ustedes los resultados de un documento que escribí el año pasado y que ahora tiene alguna relevancia.

¿Cuál es el tamaño de este proyecto? O una pregunta aún más difícil ¿Cuál es la importancia del proyecto? Existe la tentación a definir el tamaño o importancia de un proyecto en función al tamaño de la inversión. Aún recuerdo la película de Kevin Costner “Waterworld” con una inversión de US$ 175 millones (mucho dinero para esa época) e ingresos brutos de US$ 88 millones. Resta decir que esta película es catalogada como uno de los peores desastres financieros de la industria. Pero claro, si sólo midiéramos el éxito en función a la inversión, todo sería fantástico... para el director, los actores, pero no para los inversionistas.

Entonces ¿Cómo podemos entender el tamaño del proyecto? Una posibilidad es comparar los ingresos brutos de éste, con otras opciones. Luego de hacer mi tarea, que pueden descargar en este link, encuentro que si la planta se encuentra en plena capacidad (2,100 Tpd) y los precios de venta y costos de transporte son razonables, entonces los ingresos brutos (a la salida de la planta) estarían alrededor de los US$ 250 millones... y siendo generosos US$ 300 millones por año. Es eso ¿Mucho, poco, razonable? Le comento que por la exportación de gas natural a Brasil y Argentina, en el mejor momento de precios y volúmenes Bolivia, recibió como ingresos brutos (exportaciones) aproximadamente US$ 6,000 millones y ahora que las cosas no van muy bien, aprox. US$ 3,000 millones. Por tanto, el proyecto de urea es 10 o 20 veces más pequeño que los proyectos de exportación de gas natural diseñados y gestionados (con reservas de gas certificadas) antes del “nuevo amanecer”… antes del año 2006.

¿Quién se beneficia con las ganancias? La respuesta usual es “el pueblo de Bolivia” o, como a muchos gusta, “el soberano”. Sin embargo, este constructo llamado “soberano” está compuesto de varias partes que deben ser precisadas. En principio, quien se beneficia directamente de las ganancias es YPFB a costa de precios del gas natural (utilizado como materia prima) muy por debajo de los precios de exportación. En el documento al que hago referencia, estimé que para compensar a las regiones productoras debido al menor precio del gas natural, YPFB debería transferir el 70% de las utilidades a éstas. El lector reflexivo quizás se cuestione: ¿Es la rentabilidad del proyecto de urea una construcción artificial con base en precios subsidiados del gas natural?

¿Es el proyecto rentable? Cuando expuse este documento a un grupo de colegas, una de las primeras preguntas fue: Apartando el hecho del tamaño del proyecto y a quién beneficia ¿Es este proyecto rentable? La respuesta es: sí, con precios del gas natural subsidiados, un crédito del Banco Central de Bolivia muy cómodo (1% de interés anual… ya quisiera yo y seguro todos ustedes recibir un crédito así) y operando a máxima capacidad; de hecho, aún bajo estas condiciones, la rentabilidad es modesta. Nota técnica: Sin apalancamiento pero con subsidio al precio del gas natural, este proyecto tiene un retorno a la inversión entre 5% y 8%; operando al 60% de su capacidad este retorno comienza a ser negativo, por tanto, urge capturar mercados.

Entonces ¿Por qué funciona en otros países? Este tipo de proyectos funciona muy bien cuando el gas natural abunda, el país tiene acceso a la costa y el tamaño del mercado es gigante. Quiero concentrarme en el primer argumento, el gas natural abundante. Cuando un país “ya no sabe qué hacer con su gas” el costo marginal (así como nos gusta hablar a los economistas) es muy bajo, por ello, puede darse “el lujo” de precios de dicho gas natural (utilizado como materia prima) pequeños. Pero también hay países donde el asunto no funciona. En particular, me tocó hacer una pequeña consultoría a uno en el cual tenían una planta que vendía urea (a precios subsidiados) a los agricultores de la región. ¿Cuál fue el problema? Que muchas de las personas que compraban la urea a precios subsidiados, luego la revendían en el mercado negro al país vecino. En Bolivia le llamaríamos: el contrabando de urea.

¿Estoy en contra de la industrialización y desarrollo del país? Usualmente cuando presento estos argumentos, las personas comentan que todo esto hace pensar que yo no deseo el desarrollo del país. Déjenme responder a esto con la analogía de la película que utilicé al principio. En realidad yo estoy en contra de las megaproducciones estatales (con gigantes presupuestos) que al final son un fracaso de taquilla. Yo estoy a favor de aquellas películas bien pensadas y planificadas que al final reportarán un beneficio al que las hace. Yo estoy a favor de mayor educación a las personas, para que éstas hagan comedias, películas de acción, películas independientes, etc. Donde el Estado sea facilitador de esta iniciativa privada. ¿Hay películas estatales buenas? Seguro que sí, pero no son todas y quizás son las menos.

¡Ah! Aprovecho para contarles una anécdota. Hace algunos meses atrás me invitaron a dialogar sobre éstos y otros temas a una reconocida Universidad en La Paz (Bolivia). Cuando expuse los argumentos utilizando ejemplos sencillos, “dibujos” y bueno… los recursos que ustedes probablemente ya conocen. El expositor que vino a continuación dijo algo como: dejemos a un lado los dibujitos y temas caseros, hablemos de lo importante, hablemos de cómo las fuerzas vivas del país deben controlar los sectores geopolíticamente estratégicos. En ese momento vi por la ventana y me pregunté: “¿Qué hago aquí? Cuando podría estar en casa jugando con mi Santi”.

En fin, ya quedó para la anécdota.

Bueno mis amigas y amigos, como siempre, un gusto compartir estas ideas con ustedes. Quedan muy pocos días para regresar al país, exactamente en cuatro parto de esta tierra a la que le llegué a tener un cariño especial. Tengo en mente un nuevo post (más video) antes de partir sobre la situación gasífera en América Latina y el Caribe… espero poder hacerlo, (ya disponible en el siguiente link).

Tengan un excelente martes.

Mauricio Medinaceli Monrroy

 

Kabul, septiembre 19, 2017

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Apuntes sobre costos recuperables en el sector hidrocarburos de Bolivia

¡Ah, la difícil tarea de ser papá! No son pocas las oportunidades en las que escucho que para ser papá uno debería tomar cursos previos y pasar algún tipo de examen. El argumento va así: “necesitamos permiso para manejar, permiso para votar… hasta permiso para trabajar, pero para tener un hijo, nada.” Frente a dicho argumento, muchos papás y mamás furibundos responden que sería un atentado contra la libertad individual un “permiso para ser padres”. La verdad que, en lo personal, creo que alguna orientación previa sería saludable, porque en muchas oportunidades me cuestioné si soy un buen papá… o al menos, uno regular.

Uno de los cuestionamientos más serios es si debo darle a mi hijito todo lo que quiere, en otras palabras ¿Debo cubrir todos sus costos (hasta los más excéntricos) o no? Una alternativa a ello sería darle una “mesada” (un monto de dinero por mes) para que él vea cómo solucionar sus problemas. Si cubro todos sus costos él (mi hijito) estará muy contento, pero si por otro lado, le doy una mesada, quizás cuando el precio de las entradas al cine o de los juegos para PS4 se incrementen (y no así la mesada) el pobre estará en aprietos… y naturalmente, yo seré, con alta probabilidad, un malvado.

El ejemplo anterior me ayudará mucho a contextualizar el tema de los costos recuperables en los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos en Bolivia. Luego de varias noticias al respecto, decidí revisar la normativa legal (es decir, el nuevo decreto supremo 3278) para dimensionar la magnitud de los cambios ¿Es que realmente se quieren controlar los costos al centavo? Fue la pregunta inicial.

Cuando comencé a leer el decreto 3278 en el artículo primero vi la siguiente frase: “acorde a lo establecido en la Constitución Política del Estado”. Ahí levanté las cejas. Revisando el anterior reglamento de costos (porque le cuento que sí… sí había un reglamento anterior) aprobado por el decreto 29504, esta alusión a la Constitución Política del Estado no existía.

Me quité los lentes y comencé a ver (sin ver) esa pared blanca que tengo al frente. El ruido de un helicóptero que pasó por casa me hizo reaccionar (como verán, aún sigo viviendo en Afganistán) y continué la lectura del nuevo decreto. Cuando llegué al Artículo 3 vi otra novedad, dicho decreto ahora introduce un concepto que realmente no es menor: los Contratos de Servicios Petroleros. ¡Ah! Ahora sí, todo comienza a encajar, con la actual CPE y con el anterior reglamento. Veamos cómo.

La siguiente Figura intenta mostrar la evolución de la normativa legal y los hechos desde el año 2005. La Ley de Hidrocarburos No. 3058 del año 2005 aprobó tres modalidades de contratos: 1) producción compartida; 2) asociación y; 3) operación. El año 2006 a raíz de la llamada “nacionalización” se firmaron Contratos de Operación. El año 2007 el nuevo texto de la nueva Constitución Política del Estado determina que las actividades de exploración y explotación deben ser realizadas bajo la forma de Contratos de Prestación de Servicios, esta norma entró en vigencia a partir del año 2009. El año 2008 el decreto reglamentario de costos no toma en cuenta lo aprobado por la CPE y regula los Contratos de Operación resultantes de la llamada “nacionalización”. Finalmente el nuevo reglamento de costos del año 2017 establece la creación de los Contratos de Servicios Petroleros.

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¿Es éste un simple juego de palabras? La respuesta, desde mi punto de vista, es no. ¿Cuál es la diferencia sustantiva entre estos contratos? Resulta que los Contratos de Operación de la llamada “nacionalización” son una “suerte” de un típico contrato de producción compartida, situación que no me cansé de explicar en varios documentos, van los links: link01link02link03. En un contrato de producción compartida estándar en el mundo (que no son novedad) el Estado reconoce a los operadores del campo, los costos de operación y capital. Regresando al tema de la paternidad, en el mundo, los papás usualmente cubren razonablemente los costos de sus hijitos.

La nueva Constitución Política del Estado por su parte, insinúa que no está bien que los papás cubran los costos de sus hijitos, es necesario darles una mesada, por esta razón tiene el siguiente texto: “Se autoriza a YPFB suscribir contratos, bajo el régimen de prestación de servicios, con empresas públicas, mixtas o privadas, bolivianas o extranjeras, para que dichas empresas, a su nombre y en su representación, realicen determinadas actividades de la cadena productiva a cambio de una retribución o pago por sus servicios.” Esa “retribución o pago de servicios” no implica necesariamente cubrir los costos. Debo añadir que a nivel internacional en los contratos de servicios estándar, el Estado le da una retribución a la empresa y ya ella (la empresa) verá cómo cubre (o no) los costos de operación y capital.

El primer decreto reglamentario de los costos (año 2008) hace referencia a los Contratos de Operación (aquél donde los papás cubren los costos de sus hijitos) pero el nuevo decreto reglamentario de costos crea la figura de Contrato de Servicios Petroleros, donde realmente no queda claro si es obligación del Estado cubrir estos costos. Es decir, bajo la figura de Contrato de Servicios Petroleros aparentemente no existe la obligación de reconocer los costos, porque hace referencia al texto de la nueva Constitución Política del Estado. En la siguiente Figura intento resumir la naturaleza de esta discusión, en los contratos de operación YPFB paga un monto de dinero para cubrir los costos recuperables (como cualquier contrato de producción compartida en el mundo), pero lo que establece la nueva CPE son contratos de prestación de servicios, donde este reconocimiento de costos no está explícito.

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El nuevo reglamento tiene además otros temas que son de mucho interés: 1) la existencia de bandas de precios para costos; 2) la ANH (agencia reguladora de hidrocarburos en Bolivia) es la encargada de determinar y aprobar dichas bandas (la verdad que no me gustaría estar en sus zapatos); 3) no reconocimiento… leyó bien “no reconocimiento” de pasivos ambientales anteriores a la firma de los contratos (artículo 16), dicho sea de paso, ello ya se estableció en el anterior reglamento; 4) los temas impositivos para el traspaso de inversiones (Artículo 13); 5) me parece que el decreto 24051 fue modificado (artículo 15); 6) ¿Qué se entiende por “monto” en el artículo 20?. Cada uno de ellos es importante y quizás sean motivo de otro post.

Quise discutir el tema contractual porque esta nueva norma genera nuevas dudas (una vez más) en la relación Estado-Operadores. No sólo estamos hablando de poner límites a costos, ahora se introducen perturbaciones al tipo de relación contractual entre Estado y empresas privadas. Todo esto, una vez más, me convence sobre la necesidad de dar una solución integral a todos los problemas del sector a través de un marco legal, único, claro, simple y consistente. Utilizando una simple analogía, es hora de comprar una llanta nueva… la que tenemos ya está “muy viejita” y no da para tanto parche.

Bueno mis amigas y amigos, como siempre un gusto compartir estas ideas con ustedes, para aquellas personas interesadas, esta discusión también se encuentra en mi canal de Youtube, vea el siguiente link. Solo restan 10 días para emprender el retorno ya definitivo y buscar nuevas aventuras en el país.

Mauricio Medinaceli Monrroy

Kabul, Septiembre 13, 2017

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Los resultados de la llamada “nacionalización” de los hidrocarburos con datos oficiales

Hoy me siento feliz. Me imagino que es la felicidad del investigador que resuelve un caso, del estudiante que recibe una buena nota en el examen, del teórico que prueba una teoría. Hoy fui feliz porque finalmente YPFB publicó información que la vengo buscando hace mucho tiempo atrás… desde el año 2007. Esta información se refiere a los resultados de la llamada “nacionalización” de los hidrocarburos en materia de participación estatal en la renta petrolera.

No fueron pocas las veces que intenté aproximar este dato recolectando información así como cuando Don Ramón caminaba con una bolsa en la espalda. Intenté darle consistencia a los datos, cruzando dedos para minimizar el error, un par de ejemplos los encontrará en los siguientes posts: link01, link02, link03, link04 y link05.

El asunto es que YPFB publicó, de forma oficial, los datos en cuestión y ahora con completa seguridad puedo confirmar mis sospechas de años pasados. El llamado proceso de “nacionalización” de los hidrocarburos incrementó la renta (en promedio) del 50% (existente ya con la Ley de Hidrocarburos 3058) a 64%.

Como se aprecia en la siguiente tabla, el llamado proceso de “nacionalización” osciló entre 11% (sin considerar el año 2007) y 17%; en promedio (la última columna en gris) fue 14%. Si a ello se añaden las regalías y el IDH el total es 66%, dejando un 34% como retribución bruta al operador (que incluye los costos recuperables), vea la siguiente Figura. Queda claro entonces el motivo de mi felicidad, mis sospechas no estuvieron alejadas de la realidad, ver link01, link02, link03, link04 y link05.

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Ahora bien, la información proporcionada por YPFB no termina ahí, de acuerdo a ésta, de la parte verde (en la “torta” que presento) es necesario deducir el pago de patentes y los impuestos pagados en el “upstream” del sector, de hecho, por este motivo utilicé las palabras “retribución bruta”. El pago de patentes es menor, así que podemos dejarlo a un lado. Lo que me llama la atención son los montos pagados por “Impuestos Upstream” que en muchos casos son mayores a los recursos obtenidos por el llamado proceso de “nacionalización”. Tengo mis dudas acerca de las partidas aquí consideradas ¿Incluyen los impuestos pagados por YPFB? ¿Incluyen los impuestos pagados por las empresas de servicios? ¿Incluyen los impuestos pagados por empresas que únicamente realizaron labores exploratorias? Por ello y hasta que el Servicio de Impuestos Nacionales no publique oficialmente esta información de forma desglosada, esa duda aún rondará mi cabeza.

Como diría mi mami, “nobleza obliga”, debo felicitar a la parte técnica de YPFB por la publicación realizada. Si me permiten un par de sugerencias para el futuro: 1) publicar esta información por campo productor y; 2) realizar este ejercicio, al menos, de forma anual. Por otra parte, toca el turno del SIN, está en sus manos publicar los impuestos no solo pagados por el upstream, si no también, por los otros segmentos de la cadena, así, sobre bases sólidas podemos dialogar sobre el futuro del sector.

Como muchos de ustedes quizás ya conocen, me animé a publicar videos en mi canal de Youtube, por este motivo les invito a dar “una vuelta” por esa red social y ver video1, video2 video3. En dichos videos discuto el reciente incremento en los precios del gas natural aplicados al sector industrial en Bolivia.

Un gusto haber compartido con ustedes estos datos e ideas, solo restan 17 días para emprender el retorno a mi querido país. Terminó este contrato y ahora toca buscar oportunidades en casa al lado de mi familia y en especial de mi querido Santi, quien no deja de sorprenderme con charlas como ésta:

Luego de pasear al Botitas (nuestra mascota) y dejar comida para algún perrito, el Santi me dijo: "Pa, también es hora que pensemos en las personas."

Un abrazo mis queridas amigas y amigos

Mauricio Medinaceli

Kabul, septiembre 7, 2017

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Incremento del precio del gas natural al sector industrial en Bolivia

Agosto - 2017

Video

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Valor presente del primer contrato de exportación de gas natural a la República Argentina

Comparto con ustedes una gráfica que me parece interesante. En ella presento el precio unitario de exportación de gas natural a la República argentina en valores corrientes y en valores actualizados al año 2017; así como también los precios internacionales del petróleo en valor presente. ¿Interesante no es cierto?

noticias.17.06

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En este 8 de marzo

Gracias a mi querida amiga Cecilia Ayala tuve la fortuna de compartir mis ideas económicas en varios países de América del Sur. Yo estaba a cargo de Microeconomía y el curso se llamaba "Herramientas Económicas para la Conservación del Medio Ambiente" con el siempre importante apoyo de CSF. Gracias a esta experiencia pude conocer a excelentes personas que trabajan con el cuidado del medio ambiente, de esa época tengo muy buenos amigos. Ahora esta experiencia la reproducimos con la UNAM y otro grupo de buenos amigos, Lalo, Eglé y Ángela.

El asunto es que en Ecuador, uno de los participantes me contó una historia muy interesante relacionada con el pueblo Huaorani. En breve, debido a la actividad petrolera en la región donde vive este pueblo los huaorani de pronto comenzaron a recibir fuertes cantidades de dinero de las empresas operadoras (no entraré en la discusión del cómo y porqué) en la región.

Aparentemente los hombres del pueblo que inicialmente manejaron estos recursos no lo hicieron de la mejor manera... cediendo rápidamente a vicios nuevos para ellos. Ante semejante situación, fueron las mujeres huaorani quienes tomaron el control de dichos fondos (porque ante todo no querían exponer a sus hijos a esa decadencia) y comenzaron un emprendimiento textil ampliamente reconocido en la actualidad y que logró revertir la situación en la que se encontraban.

Intenté buscar referencias bibliográficas que confirmen o no esta historia, encontré un par que podrían insinuar (o no también) lo que les conté, las pondré en los comentarios a este texto. Ojalá puedan leerlos, para que conozcan a las mujeres del pueblo, siento que la descripción que hice en el texto anterior le hace tan poco mérito al gran trabajo que ellas realizan.

En este época cuando la palabra "Felicidades" aparece políticamente incorrecta, quise compartir con ustedes una historia que apunta (o destaca) una virtud (de las muchas) que yo encuentro en las mujeres. Personas que nunca cesan en la construcción de un mundo mejor.

Gracias por todo lo que hacen por todos nosotros.

Mauricio

 

Kabul, 8 de marzo de 2017

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¿Quién es quién en el Foro de Países Exportadores de Gas?

 

17.01.20

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Exportaciones de gas natural a la República Argentina: Así luce un ciclo

Cuatro meses después desde la última vez que escribí algo sobre el sector (y que dicho sea de paso fue vetado) no quería dejar pasar estas fiestas para compartir algo con ustedes.

Los dos mercados de exportación del gas natural boliviano son Brasil y Argentina, el primero gestado durante los últimos treinta años y el segundo activado el año 2004 y consolidado posteriormente. El hecho es que a las personas que nos dedicamos a este sector nos gusta analizar las estadísticas y, de esta forma, intentar dilucidar una realidad que muchas veces escapa a nuestras manos.

Bien, en esta oportunidad quiero presentarles algunas realidades de la exportación de gas natural boliviano a la república argentina. Para ello utilicé… ¡Oh cuánta ironía! los datos de importación publicados por el Ministerio de Minería y Energía del hermano país donde la información que publicada es hasta Noviembre del año 2016… algo que merece mis más sinceras felicitaciones. No cabe duda que la información ágil y transparente es reflejo de que no existe nada que ocultar.

A continuación se observa la gráfica que contiene el valor mensual de las exportaciones de gas natural desde Bolivia hacia Argentina… de ahí la referencia al título: Así es como luce un ciclo. El año 2010 el valor mensual oscilaba en los US$ 50 millones, el año 2016 es ligeramente más elevado.

blog.16.12.30.01

Surge entonces la siguiente pregunta: ¿Qué factores explican este ciclo? Vamos por partes. La siguiente gráfica presenta el volumen de exportación (expresado en millones de metros cúbicos por día) durante el mismo período de análisis. Es claro entonces que la parte “ascendente” del ciclo obedece, sobre todo, a incrementos en dicho volumen; luego éste se estabiliza en los 15 millones de mcd.

blog.16.12.30.02

Por otra parte, la parte “descendente” del ciclo se observa en la siguiente figura. En ella presento el valor unitario de importación de gas natural desde la perspectiva argentina, en condiciones normales (que de seguro existen) este comportamiento también debería observarse en el valor unitario de exportación desde la perspectiva boliviana. Notar, estimado lector, cómo los precios de los años 2015 y 2016 estuvieron muy por debajo de lo “vivido” en el pasado.

blog.16.12.30.03

Cuando los precios internacionales del petróleo comenzaron a disminuir (y así también lo hicieron los precios de exportación del gas boliviano) no fueron pocas las voces que explicaron a la población que dicha disminución sería compensada con mayor producción de gas. Los datos… esos datos testarudos nos cuentan que ello no fue posible.

La pasada semana hablábamos con el Santi sobre los problemas de la vida y cómo salir de ellos, él mientras ataba los cordones de sus zapatos me dijo esas frases cautivantes que dicen los niños, sin siquiera darse cuenta de ellas: “Pa, todo es cuestión de voluntad.”

Un excelente año 2017 para todos nosotros, que esas penas que nos amargan el corazón puedan compensarse con actitud positiva ante la vida, así los ciclos… que de cuando en cuando nos toca vivir espero sean más llevaderos.

Mauricio Medinaceli Monrroy

La Paz, Diciembre 30, 2016.

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Principales conclusiones del documento:

"Breve análisis del sector hidrocarburos en Bolivia con énfasis en el complejo petroquímico de amoniaco y urea"

(Puede descargar el documento completo aquí)

La política de hidrocarburos de los últimos diez años (2006-2016) se caracterizó por la maximización de ingresos para el Estado y muy pocos incentivos para la exploración de hidrocarburos. Ello pudo ser posible debido a un contexto de precios internacionales del petróleo notoriamente favorable para los países productores de hidrocarburos y; en menor medida, a la necesidad urgente de Argentina por mayores volúmenes de gas natural por parte de Bolivia.

Como resultado de una política hidrocarburífera guiada de la forma previamente mencionada, gran parte de la inversión en el sector fue destinada a la explotación de reservas antes descubiertas. Ello se refleja en el comportamiento de dos variables: 1) notable incremento en la producción de hidrocarburos y; 2) disminución en la tasa de recuperación de reservas de gas natural.

Las dos variables que guiaron la política de hidrocarburos en el pasado, crecientes niveles de demanda y altos precios internacionales del petróleo, con alta probabilidad no se repetirán en el corto y mediano plazo.  En este sentido, es necesario redireccionar dicha política a una que tenga básicamente dos objetivos: 1) abrir mercados y; 2) atraer inversión en exploración y explotación. Naturalmente son varias las tareas exigidas para dicho redireccionamiento, una de ellas, quizás el primer paso importante, es la aprobación de una nueva Ley de hidrocarburos orientada a la apertura de nuevos mercados y la atracción de inversión, pública y/o privada.

En el mercado interno será fundamental alinear los precios domésticos, del gas natural y los derivados del petróleo, a su oportunidad internacional, lo que usualmente se denomina "la eliminación de los subsidios". Tomando en cuenta la experiencia pasada e internacional, queda claro que este ajuste de precios debe ser gradual y consensuado con la sociedad civil, en Medinaceli (2016) se discuten algunas buenas prácticas a nivel internacional, un resumen se encuentra en el anexo a este documento.

Dos resultados destacan del análisis realizado para el complejo petroquímico de amoniaco y urea: 1) en condiciones de precios bajos los ingresos fiscales por la exportación de  gas natural como materia prima son mayores a los registrados con la planta de urea y; 2) bajo las condiciones actuales, un proyecto de industrialización traslada recursos desde los gobiernos regionales hacia la empresa industrializadora (YPFB en este caso), por tanto, uno de los planteamientos de este documento, es que las pérdidas por regalías de las regiones productores podrían compensarse a través de una participación de éstas en las utilidades de un proyecto de industrialización. Dicho sea de paso, la nueva CPE permite este tipo de participación.

Los resultados económico - financieros del proyecto de industrialización analizado en este documento, muestran que dichos emprendimientos no necesariamente son ventajosos para el país (en materia de ingresos fiscales) versus la alternativa de exportación del gas natural como materia prima. En este sentido, es necesario desmitificar el hecho de que todo proyecto de industrialización del gas natural es inherentemente bueno en materia de ingresos para el Estado boliviano.

Dentro los desafíos del sector hidrocarburos para el futuro se tienen: a) la aprobación de una nueva Ley de hidrocarburos que permita abrir y consolidar mercados y generar inversión en exploración y explotación; b) una real corporativización de YPFB; c) un sistema tributario aplicado a las etapas de exploración y explotación flexible y progresivo; d) un sistema de licitación de áreas claro y transparente; e) el ajuste de los precios internos del gas natural y los principales derivados del petróleo a su oportunidad internacional, lo que usualmente se denomina "eliminación del subsidio" y; f) nuevas condiciones de negociación con el Brasil que aparecen con fuertes presiones para ajustar la fórmula de precios, cantidades de entrega más flexibles y estrategias de negociación con varias empresas tanto públicas como privadas en el Brasil.

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Invitación a la presentación del nuevo libro: "Laberintos petroleros en América Latina"

Gracias a la UPB y Editorial 3600 tengo el agrado de invitarles a la presentación del nuevo libro: "Laberintos petroleros en América Latina (y algo más)". Los detalles se encuentran en la invitación adjunta.

De antemano, muchas gracias

Mauricio

 

 

invitacin presentacin del libro medinaceli

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Estimación de reservas de gas natural a Diciembre de 2015

(12 de Agosto de 2016)


De acuerdo a estimaciones preliminares de YPFB (ver página 89 en este link) las reservas probadas de gas natural a Diciembre de 2015 alcanzan a 8.9 TCF, tal como se adjunta en la información oficial publicada en la página de YPFB (link).

16.08.12

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Estado de Inyección de Gas desde Bolivia a la República Argentina

(5 de Agosto de 2016)

De acuerdo al Ministerio de Energía y Minería de la República Argentina (ver link) el volumen promedio mensual de inyección real desde Bolivia se sitúa por debajo del volumen contractual, ver las líneas negra y azul de la siguiente Figura. Ello necesariamente implica la activación de cláusulas contractuales entre ambos países que será necesario revisar.

16.08.05

Exportación de GLP - Bolivia

(3 de Agosto de 2016)

De acuerdo a información del INE (y La Razón) los volúmenes de exportación de GLP del año 2016 "casi se triplicaron" (ver link), pero el valor unitario (podemos decir el precio) disminuyó en poco más del 37%. Para que usted pueda comparar con un equivalente nacional, el año 2015 se exportó GLP a un "precio" (aproximado) de Bs 30.4 la garrafa (de 10 kg) y el año 2016 este "precio" bajó a Bs 19.1 la garrafa (de 10 kg). Naturalmente esta disminución se da porque los precios internacionales del petróleo cayeron en los últimos meses.

Por otra parte, esta exportación de GLP ¿Cómo se compara con las exportaciones de gas natural? Le paso los datos: exportación de gas natural al primer semestre del 2016 = 3,036 millones de US$, la exportación de GLP = 8 millones de US$.

16.08.03

 

Mauricio Medinaceli Monrroy

 

De acuerdo a información del INE los volúmenes de exportación de GLP se duplicaron (ver link) casi se triplicaron, pero el valor unitario (podemos decir el precio) disminuyó en poco más del 37%. Para que usted pueda comparar con un equivalente nacional, el año 2015 se exportó GLP a un "precio" (aproximado) de Bs 30.4 la garrafa (de 10 kg) y el año 2016 este "precio" bajó a Bs 19.1 la garrafa (de 10 kg). Naturalmente esta disminución se da porque los precios internacionales del petróleo cayeron en los últimos meses.

Por otra parte, esta exportación de GLP ¿Cómo se compara con las exportaciones de gas natural? Le paso los datos oficiales: exportación de gas natural al primer semestre del 2016 = 3,036 millones de US$, la exportación de GLP = 8 millones de US$.

 

 
 
    
 

ACTIVIDADES

En la sección del "Blog" invito a leer: "Los nuevos datos de reservas de gas en Bolivia: ¿Un problema de P's?

El precio de exportación del gas: Cuando las palabras "promedio trimestral" no son menores

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