816805114000revista 15_el gas y el destino de bolivia

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Artículo Primero

Consejo Editorial:Carlos Romero BonifazMarco A. Amaretti A.Elba Flores González Leonardo TamburiniGuillermo Dalence

Elva Terceros

Coordinación y Edición:Vania SandovalGabriela Huerta

Diseño Portada:Nadine Altmann

Diseño y Diagramación:Claudia L. Baldelomar D.

Impresión:Imprenta Rey León

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Revista de Debate Jurídico y SocialAño 8 - Nº 15 de Marzo 2004 Santa Cruz de la Sierra - Bolivia

Gas para todos los bolivianos

Artículo Primero 1

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INDICE

EditorialCarlos Romero Bonifaz

Capítulo 1Petróleo y Gas en Bolivia

Política Petrolera Nacionaly el Futuro del Gas Natural

Enrique Mariaca

La Industria Petrolera en Bolivia:Situación Actual y Perspectivas

Carlos Villegas

Capítulo 2Propuestas de Ley de Hidrocarburos

Proyecto de Ley de Hidrocarburos Borrador elaborado por el Gobierno

Proyecto de Ley de HidrocarburosBancada Parlamentaria Movimiento al Socialismo - IPSP

Propuesta de Ley de HidrocarburosCoordinadora de Defensa y Recuperación del Gas

Proyecto de Ley de HidrocarburosComité de Defensa del Patrimonio Nacional,

de la Soberanía y Dignidad

Restituyamos los Hidrocarburosal Patrimonio Nacional

Alejandro Alamaraz

Propuesta de Reglamento de Consulta yConcertación con Pueblos y Comunidades Indígenas

Ana Cecilia Betancur J.

Capítulo 3El Gas y los Mercados

Exportación de Gas Boliviano a Estados UnidosArea Hidrocarburos - CEDIB

Reservas y Mercados del Gas Natural BolivianoFrancesco Zaratti

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Artículo Primero2

Capítulo 4Propuestas de Industrialización

Propuesta de Industrializacióndel Gas Boliviano a Gran EscalaFIERE - Bolivia

La Industrialización del Gas: ¿Mito o Realidad?Hugo del Granado y Francesco Zaratti

Consenso Nacional por la Industrialización del Gas:Una Propuesta Imprescindible para Nuestro DesarrolloLuis Fernando Vincenti, Edwin Monroy y Rolando Campen

Capítulo 5Hacia una Política Nacional de Hidrocarburos

Gas, Problema de TodosCarlos Valverde Bravo

Capítulo 6Gas y Poder Político

La Querella del GasRaúl Prada

El Poder del GasAndrés Soliz

La Guerra del Gas en Boliviay los Nuevos Movimientos SocialesMirko Orgaz

Capítulo 7Gas y Temas Sociales

La Resistencia Indígena Chiquitana a lasOperadoras Multinacionales ENRON y SHELLJorge Cortés y Henry Tito

Elementos de la CampañaGubernamental para Regalar el GasGabriel Herbas

Tarija: El Gas Exacerba y Acaba con la PazGuísela López

INDICE

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Artículo Primero 3

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INDICE

Capítulo 8Gas y Geopolítica

FFAA Temen Invasión ChilenaGuísela López

Proyecto Pacífico - LNG(Exportación de Gas Natural a Norteamérica)

Gildo Angulo

La Salida al Mar es por Arica:Perú Tiene la Carta Ganadora del Puerto

Walter Guevara Anaya

El Gas, ¿Para Quién?Alvaro Jordán


Artículo Primero8

Artículo Primero 9

La agenda nacional emergente dellevantamiento popular de octubre quetuvo como eje de convergencianacional la defensa del gas, ha prio-rizado la puesta en vigencia de unanueva Ley de Hidrocarburos y la con-vocatoria a un referéndum vinculantepara decidir las condiciones deexportación del gas boliviano. Paraeste efecto se ha constitucionalizadoel referéndum en la reciente reformaconstitucional y se proyecta la nuevaLey de Hidrocarburos. Como resulta-do de los dos procesos se definirá unapolítica energética sobre la base de lacual se orientará el modelo dedesarrollo económico-social, puesdesde hace varios años atrás las medi-das estructurales se han sustentado enla política energética y está orien-tación será aún más marcada teniendoen cuenta el potencial gasífero delpaís.

Sostiene Raúl Prada que el gas esel asunto que reviste la mayor impor-tancia estratégica para el país.Efectivamente, los recursos energéti-cos constituyen la base del desarrolloindustrial de los países, por tanto, suposesión y control determinan laspolíticas públicas y las relacionesinternacionales.

n marzo de 2003, CEJIS publicóla revista "Artículo Primero" Nº 12dedicada a la problemática del gas,gracias a la respuesta positiva de

analistas e instituciones convocados apresentar los resultados de sus experi-encias e investigaciones. Entre losejes temáticos priorizados destacan:la evalua-ción de resultados de lapolítica energética aplicada durantelos últimos años, la propiedad de losrecursos hidrocarburíferos, las políti-cas impositivas, los mercados, lascondiciones de exportación, losaspectos socioculturales inherentes, yaquellos de carácter geopolítico rela-tivos a los posibles puertos deexportación del gas.

La edición se agotó muy pronto ydada la necesidad de seguir con-tribuyendo al debate nacional, CEJISpresenta esta nueva publicación sobrela problemática, rescatando los prin-cipales trabajos del número anterior eincorporando otros que actualizan lainformación y complementan conotros ejes temáticos como las basespara una política nacional del gas, laindustrialización y las propuestas demodificación del marco jurídico queregula al sector hidrocarburos.

La política energética inscrita enel actual modelo de desarrollo tienecomo pilares fundamentales: la Leyde Hidrocarburos, la Ley de Capita-lización y la construcción de ductospara la exportación de gas. Dos fac-tores concurrentes en la coyuntura; laprofunda crisis económica y elenorme potencial energético, exigen

EDITORIAL

Artículo Primero10

la definición de una nueva políticaenergética. La problemática es compleja.La privatización de las empresas estatalesha determinado que el sector de los hidro-carburos sea incorporado orgánicamente alcapital transnacional. La privatización ensí misma no es un problema en tanto dina-mice la economía, genere fuentes de traba-jo y provea nuevos servicios. Pero éste noha sido el caso de Bolivia.

Enrique Mariaca Bilbao explica queYacimientos Petrolíferos FiscalesBolivianos (YPFB) ha sido desmanteladoen dos etapas. En la primera, Sánchez deLozada enajenó los campos petroleros yredes de ductos "a precio de remate": 843,9millones de dólares cuando sólo la valo-ración de los "reservas vivas" (reservasprobadas) era de 13.000 millones dedólares. En la segunda etapa, Banzer ena-jenó el complejo refinero y las redes decomercialización por sólo 122 millones dedólares, siendo los que generaban mayoresexcedentes económicos y, por ello,requerían mayor control del Estado.

Antes de la capitalización de las empre-sas del Estado, los hidrocarburos en pro-ducción y los descubiertos eran depropiedad de YPFB, entidad que podíasuscribir contratos de operación o aso-ciación percibiendo el 50% de los exce-dentes. La comercialización y el transporteeran monopolio estatal. Con el marcojurídico adoptado a partir de la capita-lización, se fraccionó la cadena productiva,se restringió la propiedad estatal sobre loshidrocarburos a los campos que no fuerondeclarados comerciales, y se reclasificaronlas reservas en existentes y nuevas, dis-

minuyéndose la participación estatal del50% al 18% para las nuevas.

Carlos Villegas Quiroga hace notarque, entre 1985 y 1996, YPFB transfirió alTesoro General de la Nación (TGN), enpromedio, 339 millones de dólares anuales,convirtiéndose así en soporte fundamentalde la estabilidad monetaria y financiera delpaís. Sin embargo, respaldándose en PabloRamos Sánchez, nos muestra que gracias ala capitalización y a las modificacionesreseñadas, las transferencias disminuyeronde más de 363 millones de dólares en 1996a sólo 15.2 millones de dólares el año2000. Alberto Echazú demuestra quemientras las exportaciones de hidrocar-buros han tenido un ritmo sostenido decrecimiento, los ingresos fiscales han idodisminuyendo. Las exportaciones quealcanzaban a 64.80 millones de dórales en1998, se incrementaron en 1999 a 165.80 yel año 2000 a 289.30 millones de dólares(en "El Gas... no se regala"). Durante elgobierno de Banzer el Ministerio deDesarrollo Económico reconoció que,entre 1996 y 2001, Bolivia dejó de percibir3.152 millones de dólares por la capita-lización de YPFB y la reclasificación delos campos.

Las condiciones en las cuales quedó laexplotación de hidrocarburos en el país nodejan de llamar la atención de los estu-diosos, quienes destacan que de las 10compañías petroleras más poderosas delmundo, 7 tienen inversiones en Bolivia,controlando las actividades de exploración,explotación, transporte, refinación, dis-tribución y comercialización de hidrocar-buros. De éstas, sólo cinco empresas con-

Artículo Primero 11

trolan el 72% de los recursos: Andina S.A.,Total Exploration Production Bolivia,Petrobras Bolivia S.A., Maxus BoliviaINC, y BG Exploration y Production Ltda.Y sólo una, la empresa Andina, que formaparte del proceso de capitalización y quecontrola el 24.8% de los recursos hidrocar-buríferos, cancela al Estado el 50% deganancias. Las demás, que controlan el47.2% de los recursos, producto de la Leyde Hidrocarburos, sólo pagan el 18% desus ganancias.

La magnitud de las reservas de gas deBolivia, 54 tcf (toneladas de pies cúbicos,por su sigla en inglés) entre probadas yprobables, que la llevan a ocupar el primerlugar en Sudamérica con el 42% del totalde reservas, seguido de Argentina con el20.8% y Venezuela con el 16.6%, hacen deéste un recurso estratégico para el país.Este potencial es una oportunidad únicapara redefinir las condiciones sobre el con-trol y aprovechamiento de los recursoshidrocarburíferos. Una nueva políticaenergética, como lo señalan varios autores,puede servir de instrumento reordenadorde las relaciones internacionales entreBolivia, Chile y Perú, resolver la cualidadmarítima de Bolivia y convertirse en unfactor decisivo del desarrollo nacional.

Guevara Anaya señala que la recu-peración de la cualidad marítima deBolivia significa "el acceso por un corre-dor propio a un puerto útil e independientesobre el océano Pacífico, lo que suponeobtener soberanía sobre tres cosas: el áreade licuar y embarcar el gas, el puerto co-mercial vecino a esta área, y el tramo deacceso desde Bolivia al uno y al otro".

Gildo Angulo, incorpora otros elementosque deben ser considerados: el tratadoentre Bolivia y Chile de 1904 y entre Chiley Perú de 1929 que le prohíbe a Chile otor-gar soberanía a un tercer país sobre lospuertos que históricamente pertenecieron aPerú. También deben ser considerados lostemas pendientes de resolución entreBolivia y Chile, como el desvío de lasaguas de los ríos Lauca y Mauri, el minadode zonas fronterizas, y el uso arbitrario delas aguas del Silala. Según un informe ofi-cial del Concejo Supremo de DefensaNacional (COSDENA), el más alto orga-nismo asesor de la seguridad y la defensade la nación, la exportación del gas porChile fortalecería el norte de ese país, loque significaría eliminar para siempre laposibilidad de recuperar el mar. WalterGuevara advierte que si Mejillones fuera elpuerto elegido, el poder económico regio-nal o la amenaza militar pueden conspirarpara que Bolivia pierda el control sobreesos yacimientos, dado que los yacimien-tos de gas del país están muy alejados desus centros poblacionales y económicos.

No debe dejarse de lado tampoco laoportunidad de definir una estrategia dedesarrollo nacional, aprovechando lasoportunidades de industrialización que nosofrece el gas natural. Dice EnriqueMariaca que "el producto de un país esaproximadamente proporcional a laenergía que consume". Para los siguientes20 años se ha previsto comprometer 18.8TCF de las reservas del gas boliviano, delas cuales 1.4 TCF estarían destinadas alconsumo interno. De ahí que FrancescoZaratti plantee que se debe vender el recur-so con valor agregado y generar inver-

Artículo Primero12

siones útiles para el país, como por ejem-plo, la construcción de un gasoducto por elAltiplano Central en la perspectiva de via-bilizar proyectos futuros.

Las posibilidades de industrializar elgas boliviano a fin de exportarlo con valoragregado implican tres aspectos funda-mentales: capital de inversiones, diversifi-cación de aplicaciones y mercados. El gasestá compuesto en un 90% de metano, 5%etano, 2% propano, 1% butano y elrestante 2% de otros elementos más pesa-dos. El metano -vía conversión en líquidos(GTL)- puede ser transformado en diesel ygasolina, y -vía petroquímica- en olefinas,metanol, amoniaco, fibras, goma sintética,plástico. La industrialización permitiríaproducir gas líquido, fertilizantes, plásti-cos, explosivos, además de energía eléctri-ca. Para este efecto se requeriría instalaruna planta de GTL, termoeléctricas y plan-tas de petroquímica y refinación. Conestos productos se sustituirían algunasimportaciones, especialmente la de dieselque ahora representan 124 millones dedólares por año. Carlos Valverde Bravosostiene que la base de una políticanacional del gas consiste en la"metanización" de las exportaciones.Sobre los mercados, todos estos productostienen una demanda creciente, empero,como hacen notar Hugo del Granado yFrancesco Zaratti, los verdaderos caminosde la industrialización del gas bolivianopasan por acercar el país al mar. Por loque, vía comodato o arrendamiento gratui-to, se requiere una zona de enclave consoberanía nacional que nos permita acced-er al Pacífico.

Por último, no sólo se deben consideraraspectos técnicos, económicos, políticos ygeopolíticos, sino también los ambientalesy sociales. Las condiciones ambientales ysociales en que se realiza la explotación delos recursos naturales no renovables y laconstrucción de obras de infraestructuranecesarias, deben ser también revisadaspara garantizar no sólo el beneficio de laspoblaciones locales, sino, especialmente,para que no afecten negativamente a éstasy a los ecosistemas que son de vital impor-tancia para su subsistencia y para el paísentero. Al respecto Jorge Cortés y HenryTito nos describen los graves impactos quela construcción del gasoducto Cuiabá haocasionado a los pueblos indígenas ayoreoy chiquitano, y la resistencia de las comu-nidades a las operaciones de ENRON ySHELL en el Bosque Seco Chiquitano,Departamento de Santa Cruz. En su docu-mento, dejan al descubierto las falencias delas que adolece el país para controlar estetipo de operaciones en cuanto a susimpactos y medidas de prevención y miti-gación, además de las múltiples irregulari-dades en que se ha incurrido con motivo delas obras, como que el ex PresidenteSánchez de Lozada, ha desviado del gaso-ducto principal un ducto privado para lamina "Don Mario" de su propiedad.

Mirando hacia el futuro Carlos Villegasplantea dos posibilidades. La primera,revertir al Estado la propiedad de las reser-vas, lo que implica cancelar los contratosde riesgo compartido. La segunda opciónes modificar la legislación puesto que lavigente responde a un contexto diferente alactual, cuando se ignoraba la verdaderacantidad de reservas; y, consecuentemente,


modificar los contratos. Esta última posi-bilidad implicaría definir una políticanacional de energía, ajustes a la capita-lización, nuevos marcos jurídicos y tribu-tarios, ajuste de precios, participación delEstado en proyectos complementarios(proyectos de valor agregado) y definir yejecutar una efectiva fiscalización, todoello en función de una estrategia de desa-rrollo nacional.

Alejandro Almaraz Ossio, sustentatambién la necesidad de restituir lasempresas privatizadas al patrimonionacional, propuesta que viene siendo enar-bolada desde la movilización de abril de2001 protagonizada por la Coordinadorade Movilización Única Nacional (COMU-NAL). Para ello se requieren modifica-ciones en las Leyes de Capitalización eHidrocarburos, dirigidas a retornar al patri-monio inalienable del Estado las accionesirregularmente transferidas a las AFP, yrestituir la condición de empresa a YPFB,devolviéndole sus facultades para las dife-rentes etapas de la producción, y estable-ciendo condiciones de funcionamientoautónomo y transparente.

El Comité de Defensa del PatrimonioNacional (CODEPANAL) ha elaboradouna propuesta legislativa en materia dehidrocarburos dirigida a lograr la soberaníaeconómica y política del país a partir delaprovechamiento de los hidrocarburoscomo estrategia de desarrollo integral bajola dirección y definición de políticasestatales, restituyendo la intervención deYPFB en toda la cadena productiva, elimi-nando la Superintendencia de Hidrocar-buros, anulando la concesiones, susti-

tuyendo los contratos de riesgo compartidopor contratos de sociedad de economíamixta, fiscalizando a los contratistas ygarantizando que el excedente sea apropia-do por la nación, para lo cual deberánincrementarse los impuestos y regalías del18% al 50% y deberá instalarse la industriapetroquímica como prioridad nacional enla áreas estratégicas del país.

La bancada parlamentaria delMovimiento al Socialismo (MAS) ha pre-sentado un proyecto de ley de hidrocar-buros que tiene como pilares fundamen-tales: la propiedad estatal, inviolable,inalienable, imprescriptible sobre loshidrocarburos y, la definición de unapolítica de Estado respecto al sector con-siderando su carácter estratégico, denecesidad nacional y utilidad pública.Establece que la política nacional de hidro-carburos debe enmarcarse en planes quin-quenales de desarrollo económico, social ypolítico del país cuyos pilares deben ser: laautosuficiencia energética, la industria-lización y el fortalecimiento de YPFBcomo símbolo de la soberanía nacional.

Respecto al marco institucional, elimi-na la Superintendencia de Hidrocarburos;otorgando al Ministerio de Hidrocarburosla responsabilidad de formular planes dedesarrollo sostenible a largo plazo, la fis-calización de contratos de operación, laregulación y la vigilancia en la aplicaciónde normas ambientales. YPFB debe ser elórgano ejecutor en toda la cadena indus-trial, pudiendo operar de manera directa opor medio de contratos con operadores pri-vados o mixtos. Los contratos deben teneruna duración máxima de 30 años y las

Artículo Primero14

áreas no deben exceder las 250.000 hec-táreas en zonas tradicionales y las 750.000hectáreas en zonas no tradicionales, los tér-minos de los contratos serán aprobados porel Parlamento y fiscalizados por una Juntade Control.

En materia de tributos y participacionespropone incrementar la regalía departa-mental al 14%, la complementaria al 10%ampliada además a los departamentos deOruro, Potosí y La Paz, una nacionalequivalente al 10% a favor del TGN, unaproductiva del 20% destinada a un fondode desarrollo productivo y un porcentajedel 46% a favor de YPFB en ejecucionesdirectas y de 10% en el sistema de con-tratos. El fondo de desarrollo productivosería una entidad estatal autárquica desti-nada a reactivar el aparato productivo,generar inversión pública y atender lasdemandas sociales.

Declara, por otra parte, como prioridadnacional, la industrialización del gas, paralo cual ordena instalar plantas de sepa-ración, de petroquímica y otras. En las dis-posiciones transitorias prevé la paulatinaadecuación de los contratos de riesgo com-partido al nuevo régimen, previo análisiscaso por caso a través de YPFB y una audi-toria a las empresas petroleras resultantesdel proceso de capitalización.

El borrador del proyecto de Ley deHidrocarburos del Poder Ejecutivoestablece también la propiedad estatalsobre los hidrocarburos y la prohibición deconferirla, de conformidad con lo dis-puesto en el artículo 139 de la CPE.Dispone que YPFB en ejercicio del dere-

cho estatal al aprovechamiento de loshidrocarburos participará del proceso pro-ductivo a través de contratos de operación,de producción compartida y de riesgo com-partido. Estos contratos regirán para lasactividades de exploración, explotación ycomercialización.

Los modelos de los contratos seránaprobados por el Poder Ejecutivo mediantedecreto supremo, no pudiendo exceder suplazo de ejecución del término de 40 años.YPFB podrá también celebrar contratos deasociación con el titular de un contrato deoperación pudiendo aportar en este casohasta con un máximo del 50% de lasacciones. El transporte y distribución degas natural por redes sería objeto de conce-siones administrativas a través de laSuperintendencia de Hidrocarburos.

La refinación, industrialización y co-mercialización de productos refinados depetróleo y almacenaje se ejercerán median-te personas individuales o colectivas,nacionales o extranjeras, públicas o pri-vadas. Dispone también la libre importa-ción, exportación y comercialización dehidrocarburos y productos refinados depetróleo, GLP de plantas y productosindustrializados, previa provisión devolúmenes de gas natural requeridos paracumplir contratos de exportación pactados.

Respecto de la industrialización del gas,se incorpora ésta como actividad hidrocar-burifera, para lo cual una ley específica re-gulará sus alcances. Se promoverá la indus-trialización del gas natural a través deincentivos estatales en proyectos de inver-sión que prioricen su utilización.


Con relación a las regalías y participa-ciones, el proyecto de ley propone mante-ner la regalía departamental del 11%, lacompensatoria del 1% y la participación de6%, distribuido este último 3% a favor deYPFB, 2.5% a favor del TGN y 0.5% afavor de la Superintendencia de Hidrocar-buros. Además, la regalía nacional comple-mentaria a la producción de hidrocarburosexistentes del 13% del valor de producciónfiscalizada y la participación nacional del19% sobre el valor de la producción fisca-lizada de hidrocarburos existentes.

Además se prevé un impuesto comple-mentario progresivo de acuerdo a losvolúmenes de exportación y a la magnitudde los campos, cuyo destino sería: 20%para los municipios, 6% para el Fondo decompensación para departamentos no pro-ductores y para el departamento deChuquisaca, 5% parta el Fondo de apoyo alas exportaciones no tradicionales, 5% paralas Universidades y el 64% para el TGN.El hecho generador de este impuesto seríala comercialización de productos gravados,independientemente que se dirijan al mer-cado interno o a la exportación.

Con relación a las expropiaciones seexcluirían las viviendas y dependencias,incluyendo las de comunidades y pueblosindígenas, carreteras, vías férreas,cementerios, aeropuertos y cualquier otraconstrucción pública o privada que seaestable o permanente. Sobre los derechosindígenas, solo prevé la consulta sujeta aprocedimiento que se establecerá enreglamento específico para comunidadesindígenas y campesinas que habiten enáreas protegidas, omitiendo cualquier men-

ción al Convenio 169 de la OIT. Lasservidumbres se regirían por acuerdo departes que serían homologados por elMinisterio de Minería e Hidrocarburos.

En lo fundamental el proyecto de leyrestablece la propiedad sobre los hidrocar-buros, empero, sus disposiciones rigenpara lo venidero, de tal manera que loscampos que se encuentran actualmente enpoder de las empresas petroleras para serrestituidos a dominio estatal depende delderecho de libre opción que se les reconocepor la vía de la conversión de sus contratosa las modalidades propuestas en la leyproyectada. En la restitución del rol deYPFB como operador en el aprovecha-miento de los hidrocarburos tiene tambiénmuchas restricciones; en primer lugarcarece de suficiente capital de operacionesy no prevé mayores medidas al respecto,en segundo lugar no puede operar directa-mente, sino que debe hacerlo a través decontratos y, en tercer lugar, en caso de for-mar asociaciones, sus acciones no podránexceder del 50%.

En definitiva el proyecto de leyrestablece limitadamente algunos rolesestatales, empero, sus contenidos funda-mentales se inscriben dentro de las orienta-ciones del modelo de libre mercado. Estoexplica también que no existan mayoresprevisiones respecto a la protección delmedio ambiente y a los derechos de con-sulta y participación de los pueblos indíge-nas.

La Coordinadora Nacional de laDefensa y Recuperación del Gas Naturalofrece también un proyecto de Ley de

Artículo Primero16

Hidrocarburos que tiene como pilares: lapropiedad estatal de los hidrocarburos y suaprovechamiento de acuerdo a los interesesnacionales y en función a promover eldesarrollo integral del país. La política dehidrocarburos debe enmarcarse en un planquinquenal de desarrollo nacional formula-do por un Consejo Nacional de Planifi-cación Hidrocarburífera (CONEPHI),instancia de control social, planificación ycoordinación estratégica, integrado por unarepresentación estatal (incluye FFAA), laCOB y la Federación Nacional deProfesionales.

El Estado operará a través de YPFB ysus empresas subsidiarias: De Exploracióny Producción con sede en Santa Cruz, deRefinación con sede en Sucre, de Gas yPetroquímica Básica con sede enCochabamba y de GTL con sede en Tarija.Para proyectos específicos de Refinación,Industrialización, Transporte y Comercia-lización, YPFB podrá suscribir contratosde sociedad de economía mixta o de riesgocompartido. El proyecto de ley proponeeliminar el régimen de concesiones.

Las actividades hidrocarburíferasdeben orientarse al desarrollo integral entres fases: 1ª. Aprovechamiento y usoracional de hidrocarburos en la industria,agricultura, transporte, redes de distribu-ción domiciliaria y generación termoeléc-trica; 2ª. La exportación e industrializacióndel gas para obtener productos de valoragregado (diesel sintético, DME - sustitutodel GLP y MTD - petroquímica moderna yotros); 3ª. Exportación de excedentes dereservas. Los ingresos deben destinarse a:salud, educación, formación de fondos de

estabilización macroeconómica e inversiónproductiva.

Con relación al gas, declara la necesi-dad nacional y utilidad pública la insta-lación y comercialización de las redes dedistribución domiciliaria de gas naturalpara lo cual YPFB debe elaborar un plandecenal para masificar su uso doméstico, lasiderurgia, el desarrollo industrial y de sec-tores estratégicos. Para dinamizar la indus-trialización del GN, YPFB debe formarsociedades aportando este recurso comomateria prima. La licuefacción de GN y sutransformación en líquido - GTL - debenmerecer incentivos y permitir la articu-lación de empresas productoras de gas conotras interesadas en esos proyectos.

Sobre el régimen de regalías eimpuestos; establece una regalía departa-mental del 14% de producción bruta enboca de pozo, la complementaria del 18%para departamentos no productores; unimpuesto de participación de YPFB de 16% y uno nacional del 10 % también de pro-ducción bruta en boca de pozo. Losimpuestos se rigen por la Ley 843 y seamplía además un 40% de participaciónestatal sobre explotación de derivados. Lasexportaciones quedan exentas deimpuestos.

Finalmente, establece la adecuación enel plazo de 6 meses de los contratos deriesgo compartido al nuevo régimen y, sino hubieran alcanzado la etapa de explo-ración, su conversión a contratos deoperación. Establece la recuperaciónestatal de las refinerías de Valle Hermoso,Palmasola y Walter Montenegro; además


de la restitución de la acciones serie "A"transferidas en custodia a las AFP adominio de YPFB.

La presente publicación incorpora tam-bién una propuesta de procedimiento deconsulta, participación y concertación delas organizaciones indígenas que fue for-mulado técnicamente por Ana CeciliaBetancur, cooperante del Servicio deCooperación Holandés en CEJIS. Seenmarca en el Convenio 169 de laOrganización Internacional del Trabajo yse dirige hacerlo efectivo. Parte de la obli-gatoriedad de la consulta toda vez que seprevean medidas administrativas o legisla-tivas que afecten directamente a los pue-blos indígenas, particularmente conrelación a: programas de prospección,explotación y transporte de recursos norenovables en tierras indígenas; proyectosde obras públicas, desarrollo, investi-gación; normas de titulación o trámites re-lativos a tierras; y disposiciones legalesque les afecten.

La consulta debe ser oportuna, median-te autoridad competente y ante las instan-cias representativas de los pueblos indíge-nas. Además debe sustentarse en los prin-cipios de integralidad del asunto encuestión, respeto a la autonomía, partici-pación y asesoramiento independiente delos interesados; la garantía de transparen-cia o consulta de buena fe, para lo cual lospueblos indígenas deben disponer de infor-mación suficiente y dictámenes técnicospertinentes.

El capítulo IV del proyecto deProcedimiento de Consulta trata de obras,

proyectos y explotación de recursos natu-rales no renovables proponiendo que paralos territorios indígenas deban efectuarseestudios de impacto ambiental integraldada la magnitud de los impactos socioam-bientales que puedan afectarles.Considerando que los distintos proyectosde Ley de Hidrocarburos no estipulan ma-yores previsiones ambientales ni disposi-ciones dirigidas a salvaguardar los dere-chos indígenas, nos parece fundamentalincorporar en las instancias estatalescorrespondientes el tratamiento de esteproyecto a fin de precautelar a los pueblosindígenas y a los derechos colectivos engeneral.

Finalmente, las jornadas de octubrehan modificado substancialmente el esce-nario nacional. Por un lado han ratificadola decisión del pueblo boliviano dedefender a cualquier costo los recursosnaturales. Todos los conflictos sociales delos últimos años han girado en torno a ladefensa de los recursos naturales: agua,tierra y territorio, gas. Por otro lado, hanpuesto de manifiesto que no es posibledecidir políticas nacionales al margen dela voluntad popular. Así mismo, han su-mido en una crisis aún más profunda a lospartidos políticos y a la institucionalidadconstituida (gobierno, parlamento). Final-mente, han ratificado la urgencia de reor-ganizar al país en una Asamblea NacionalConstituyente, por lo que la política delgas requiere también ser articulada a eseproceso en la medida que se necesitanafrontar los problemas estructurales delpaís y orientar su desarrollo con base enlas recuperación efectiva de los sectoresestratégicos de la economía, puesto que no

Artículo Primero18

es posible la soberanía política sin inde-pendencia económica. El gas definirá elfuturo de más de 8.5 millones de boli-

vianos, por tanto, todas las definicionesdeben adoptarse con verdadero compro-miso nacional.

Carlos Romero BonifazDirector Ejecutivo del CEJIS

CAPÍTULO 1

Petróleo y Gas en Bolivia

Enrique Mariaca Bilbao - Carlos Villegas Quiroga

Política Petrolera Nacional y el Futuro del Gas Natural

La Industria Petrolera en Bolivia:Situación Actual y Perspectivas

El Gas y el destino de Bolivia


1. Síntesis de YPFB

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Boli-vianos fue creada el 21 de Diciembre de1396 como empresa estatal, con autarquíaen su manejo empresarial y con tuición através del Ministro del ramo quien es elPresidente del Directorio.

La exposición de motivos del DecretoLey de su creación constituye una síntesisdel nuevo pensamiento de política eco-nómica que emergía con gran dinámica yproyección y dice así:

"...la importancia y situación de loshidrocarburos en el mundo, su significa-do económico y su valor respecto alEstado, imponen cada día más que estosrecursos sean puestos bajo el controldirecto de la Nación. Que interesa esen-cialmente al Estado una política estable yde seguridad para el país en materiapetrolera y que es indispensable, además,garantizar el desarrollo de la citadaindustria bajo una base efectiva que ase-gure su completo y rápido desen-volvimiento, lo cual solamente puedeobtenerse bajo los auspicios del Gobiernode la República”

A partir de ese momento histórico segenera el principio de la función social de lapropiedad, el mismo que fue aprobado en laConstitución Política de 1938. Se hace níti-da la idea de que el Estado debe intervenircada vez más en el desarrollo nacional pararomper el atraso secular, considerando queno existía una burguesía capaz e imaginati-va para esa tarea.

Esta tendencia se acompaña con la pre-sencia de una vertiente progresista en el pro-pio sistema capitalista de los países alta-mente desarrollados denominada "keyne-siana", la cual postula que para resolver lascrisis cíclicas que padece el sistema por lasaturación del proceso productivo -estabafresco el crack de 1929 que derrumbó laeconomía norteamericana-, era necesaria laparticipación del Estado para el saneamien-to y recuperación económica.

Fruto de esta concepción fue la planifi-cación hecha en Bolivia por la misiónBohan en 1941, dentro de la cooperación delos Estados Unidos a nuestro país, enretribución a la participación solidaria con-tra el nazismo. Esta primera planificaciónnacional tiene el mérito de integrar lasregiones y consistió de la construcción del

Política Petrolera Nacional y el Futuro del Gas Natural *

Enrique Mariaca Bilbao1

* Extractado de la revista Artículo Primero N° 12 de CEJIS “Gas para todos los Bolivianos”, publicado en marzo de 2003.1 Ingeniero Petrolero y Geólogo (UNAM). Master en Economía Petrolera. Ex Ministro de Hidrocarburos.


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camino troncal de penetración al oriente yotros provinciales; instalar ingenios azu-careros y plantas de aceites vegetales; cul-tivos de azúcar, algodón y arroz; impulsar aYPFB en su producción de petróleo, instalaruna refinería en Cochabamba y tender unoleoducto. Además, como organismo cen-tralizador se crea la Corporación Bolivianade Fomento (CBF) y nace la EmpresaNacional de Energía (ENDE) en ese entorno.Más adelante, producto de la revolución de1952 emerge COMIBOL -infortunadamente,nace y muere por la injerencia politiqueraque desvirtúa su función productiva-, poste-riormente aparecieron ENTEL, ENFE yENAF.

De hecho y por la dinámica del desarro-llo se configuró en el país lo que se conocecomo el Capitalismo de Estado. Se crea unnuevo orden de valores en los cuales fundarla convivencia social porque el valor quese postula y se practica no es el de lairresponsabilidad y el lucro para benefi-cio de unos cuantos, sino el de la solidari-dad y la voluntad libre y democráticapara el desarrollo pleno de la colectivi-dad y de las facultades humanas. La apli-cación de estos valores a la sociedad diolugar al Estado Benefactor, al Estado consensibilidad social, lo que representó unavance extraordinario de la comunidadboliviana.

Cabe destacar el rol que YPFB jugó enese contexto nacional. En su carácter deempresa integrada supo resolver siemprelos desafíos que implicaba estar al día enlos avances tecnológicos de la industria

petrolera mundial en ascenso, a la vez queestructurar un aparato organizativo ágil yeficiente, siendo una tarea permanente laformación de sus cuadros de profesionalesy técnicos de alta calificación; todas esascualidades fueron reconocidas por organis-mos internacionales como el Eximbank,Banco Mundial, BID, los cuales con-cedieron créditos a YPFB que supo honrar-los puntualmente. Cabe aclarar que fueronpocos los momentos del pasado en loscuales la injerencia política no respetó suautarquía.

Merced a su accionar constructivo y enascenso, YPFB hizo que se alcanzara laautosuficiencia energética a partir de 1954,exportó petróleo en varios momentos y gasnatural a partir de 1972. Se estima que elautoabastecimiento nacional representó elahorro de más de 30.000 millones dedólares a valor presente, y la exportación degas, petróleo y derivados representó unaporte de alrededor de 6.000 millones dedólares.

En una primera y larga etapa -hasta 1985-proporcionó energía barata para incentivar eldesarrollo industrial, agropecuario y comer-cial y ayudar al transporte. Era una políticaeconómica social equilibrada, de forma deque la riqueza nacional fuera compartida porla colectividad y el Estado. En otros térmi-nos: el excedente económico captado por elEstado a través de impuestos y regalías, erasensiblemente equivalente a los beneficiosofrecidos a la comunidad y a las empresasmediante los precios bajos de los carbu-rantes.



2. Resumen de la políticapetrolera hasta 1993

Bajo el principio de que el futuro se creacon logros del pasado, es útil revisar eventossucedidos a partir de la creación de YPFB en1936.

Etapa 1936-1954. Se produce laexpropiación de las concesiones de laStandard Oil el 13 de marzo de 1937 quepasan al dominio de YPFB. Los artífices dela creación de YPFB son el Cnl. GermánBusch y el Dr. Dionisio Foianini. Para eldesarrollo petrolero se asigna a YPFB el áreacomprendida desde la frontera Argentina-paraguaya hasta el límite norte marcado porel río Parapetí. El gran territorio petrolero alNorte se asigna a la COMISION MIXTABOLIVIANA-BRASILERA. Hasta 1954todo el esfuerzo recae en YPFB pues laCOMISON MIXTA no aportó nada. YPFBelevó la producción desde 220 barriles díahasta 4.500 barriles por día (BPD) lograndola autosuficiencia nacional en el año 1954,con saldos exportables a la Argentina dealrededor de 2.500 BPD

En 1952 se produce la revoluciónnacionalista que da lugar a la recuperaciónde la Gran Minería para la nación, pero, con-tradiciendo a la ideología nacionalista, se ini-cia la "política de puertas abiertas" al capitaltransnacional en el área petrolera, restandoapoyo a la acción efectiva de YPFB, la cualse traduce en la entrega de áreas de YPFB ainversionistas norteamericanos, en aras de lallamada "cooperación en alimentos" de losEEUU.

Etapa 1954-1971. A propuesta de YPFBse renegocia con Brasil la liquidación de laCOMISON MIXTA, hecho que se produceen 1955. YPFB explora áreas al norte de laciudad de Santa Cruz y detecta las estruc-turas de Colpa, Caranda y Santa Cruz, que elGobierno no accede a incorporarlas al patri-monio de YPFB alegando que serán adjudi-cadas a las empresas privadas norteameri-canas al ponerse en ejecución el Código delPetróleo. Este Código es llamado"Davenport" por su autor norteamericano,documento con excesivas ventajas en la tri-butación y otros aspectos, más propios deconcesiones coloniales. La Gulf Oil obtieneáreas que contienen las estructuras antescitadas. Al ser perforadas resultan altamenteproductivas y descubre también Río Grande,todas con alto contenido de gas. Proyecta elgasoducto a la Argentina en condiciones des-favorables para el país al pactar un preciofijo (sic) por 20 años. El 19 de octubre de1969 el gobierno del Gral. Ovando naciona-liza a la Gulf Oil reconociendo indem-nización sólo sobre aquellas inversiones queresultan en hallazgo de reservas de hidrocar-buros.

Las razones de esta patriótica medidafueron: Tributación altamente lesiva delCódigo Petrolero e intromisión política de lacompañía en asuntos internos del país. Seabre un período de incertidumbre al quedarel gasoducto a la Argentina a medio cons-truir, los materiales embargados, imposibili-dad de exportar petróleo y haber quedadosuspendidos los contactos con la Gulf Oil. Seproducen trastornos políticos y asume elgobierno el Gral. Torres, quien envía una


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comisión negociadora presidida por elMinistro de Energía e Hidrocarburos (elautor de este artículo) a Washington pararesolver el problema "Gulf Oil" con lamediación del Banco Mundial. Al solu-cionarse el problema Gulf Oil y lograrse elfinanciamiento faltante con el BID, YPFBasume la construcción del gasoducto endiciembre de 1970.

Etapa 1971-1985. En agosto de 1971 elCnl. Banzer asume el gobierno mediante ungolpe de estado derechista con ayudabrasilera. En marzo 1972 se inicia laexportación de gas y YPFB renegocia el pre-cio de gas con la estatal argentina GAS delESTADO que es el ente comprador, y a eseobjeto se formula un mecanismo de reajustesperiódicos que permite una justa e impor-tante percepción de ingresos para el país. Enmarzo 1972 se promulga la Ley General deHidrocarburos siguiendo el modelo "pe-ruano". YPFB moderniza sus refinerías yamplia ductos. En 1974 se firma el ConvenioPreliminar YPFB-PETROBRAS para laexportación de 240 millones de pies cúbicosde gas por día, el cual no prospera porqueaún YPFB no contaba con saldo de reservas,tomando en cuenta las reservas comprometi-das recientemente con la Argentina. La crisisenergética de la OPEP produce una escaladadel precio del petróleo internacional, querepercute favorablemente en la elevación delprecio del gas boliviano de exportación. Elprecio del estaño también se recupera por eseefecto. YPFB exporta por Arica volúmenesapreciables de petróleo a precios en ascensoque tonifican al TGN. Extrañamente, en esteperíodo de auge de ingresos de divisas, el

gobierno se endeuda en más de 2.700millones de dólares en los años 1973-1978,lo que no se tradujo en un desarrollo expan-sivo y sólido pues favoreció a sectores para-sitarios y especuladores, con un fuerte com-ponente de corrupción administrativa, a loque se sumó la fuga de divisas.

Al no crearse un aparato productivo ge-nerador de divisas para el repago de estadeuda externa se incubaron las condicionespara una severa crisis a futuro, la cual estallaen 1982, al advenir el rescate de la democra-cia con el gobierno Siles Zuazo, después de13 años de regímenes militares. Entonces ladeuda externa alcanzaba a 3.300 millones dedólares y era "impagable".

En mayo 1984 se anunció la suspensióndel pago pues la deuda en mora ascendía a692 millones de dólares. YPFB con visiónde país, culminó la construcción del gaso-ducto troncal al occidente llegando a El Altode La Paz en marzo 1984 iniciándose la cons-trucción de las redes de distribución domici-liaria e industrial. También informó al go-bierno que las reservas de gas alcanzaban a4.7 trillones de pies cúbicos (Tpc) por lo querecomendaba su exportación al Brasil.

En febrero 1984 se firma el ConvenioSiles Zuazo-Figuereido para la exportacióndel gas al Brasil, en las mejores condicionesde precio de 4.30 dólares por millar piescúbicos (Mpc), y volúmenes de 240 a 400MMpc.dia. Más pudo la inquina política delMNR y la anarquía sindical que hicieron unacampaña opositora que condujo al fracasodel proyecto. La reanudación del pago par-



cial de los servicios de la deuda externa creoun grave déficit fiscal a lo que se aunarondemandas de aumentos salariales exage-radas que, al ser demagógicamente aproba-das en un congreso opositor, hizo que sedesencadenara la hiperinflación. La anar-quía sindical invadió todos los espacios, loque ocasionó el acortamiento del gobiernoSiles Zuazo.

Etapa 1985-1993. La trampa de la deudaexterna emergió como instrumento de distor-sión económica, originando una severa crisise imponiendo una exagerada dependencia deorganismos externos para buscar solucionesa medias.

Es así como el gobierno de PazEstenssoro, para lograr la estabilizaciónmonetaria, exagera la medida y recurre alPrograma de Ajuste Estructural (PAE) pro-piciado por el Fondo MonetarioInternacional, programa que básicamenteconsiste en: a) Reducción drástica de los gas-tos fiscales -cancelación de las inversionesde las empresas estatales-, y la disminuciónde los ingresos de la ciudadanía; b) Librecomercio, es decir no a las murallas arance-larias y c) Eliminación de las empresasestatales. Así se instala el sistema neoliberal.

Para ese efecto, el gobierno dicta el DS.21060 el cual, respecto a YPFB, dispone:

1. Desmembramiento en cuatro empre-sas: La matriz, dos de exploración-pro-ducción y una de refinación-comercia-lización; disposición cancelada a lostres meses.

2. Anulación de los proyectos de inversióncon lo que se paralizan las obras deredes de distribución de gas natural entodo el país y se debilitan la exploracióny la producción.

3. Elevación de los precios de los deriva-dos de 35% a 60% para alcanzar pre-cios internacionales, afectando dura-mente a la economía nacional y popu-lar.

4. Ley Financial Anual que dicta la tri-butación petrolera, que consiste en laaplicación del impuesto del 65% a lasventas finales en surtidor así como alvalor de las exportaciones. Con estaimposición ilegal -pues existen la Leyespecífica Nº 843 y la Ley de hidrocar-buros- se arrebata a YPFB todas susutilidades y en ciertos casos aún más, yse la condena a la asfixia pues tambiéndebe pagar las regalías departamen-tales.

5. Rompe el principio de autarquía deYPFB, se elimina el cargo de GerenciaGeneral como autoridad máxima deacuerdo a los Estatutos, y se politizatoda la organización en desmedro de sueficiencia productiva y disciplinaadministrativa. Es el inicio de la corrup-ción.

6. Institucionalizan un tipo de concesiónirregular denominado de "recuperaciónmejorada", traspasando a empresas pri-vadas argentinas los campos de Colpa yCaranda.


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En los tres primeros años de este período,los aportes de YPFB al TGN representan del85% al 75% de sus ingresos, y, contraria-mente a lo manifestado por el gobierno deque esa alta tributación del 65% sería másadelante reducida, esto no sucedió lo queobligó a que YPFB tuviera que endeudarsepara hacer frente a su responsabilidad demantener la producción y aumentar susreservas de hidrocarburos, aspectos que loscumple.

En el gobierno de Paz Zamora se emite laLey de Hidrocarburos Nº 1154 el 8 denoviembre de 1990, que incorpora la contra-tación de Asociación. Se anula el monopoliode YPFB en los sectores de refinación, trans-porte por ductos y distribución ateniéndose aconsignas del FMI. Se entrega el campo deBermejo bajo contrato de recuperaciónmejorada a una empresa argentina

Es aprobada la Ley de Privatización,copia de la que elaboró la Price WaterHouse, consignando 215 empresas públicassujetas a ese proceso, entre ellas YPFB. Senegocia deficientemente la continuación dela exportación a la Argentina sometiéndoseal precio "desregulado" argentino de 1.00dólar el MMBTU., pésimo antecedente parael futuro.

Se firma el Contrato Preliminar deexportación al Brasil por 8 a 16 MMm3Dia,cediendo a presiones del FMI respecto a queel ducto no sería patrimonio de YPFB sinode un ente independiente, el TRANS-PORTADOR. El contrato concede ventajasexcesivas en favor de PETROBRAS, como

el de traspasar a su dominio campos produc-tivos con grandes reservas de gas como esSan Alberto y otros ya detectados como SanAntonio (ahora Sábalo), concediendo dere-chos preferentes de exportación; partici-pación propietaria del 15% en el gasoductosector boliviano y derechos para ingresar enel mercado petrolero nacional.

En el aspecto crucial del precio de ventaYPFB pierde capacidad de negociación alaceptar el precio desvalorizado de 0,90dólares por MMBTU, precio que no corres-ponde a una equivalencia calórica con fueloils altamente contaminantes, y más bien,nuestro gas debió merecer un "premio" porser un combustible limpio.

3. Energía y desarrollo

El desarrollo económico de nuestro paíscomo el de cualquier otro, está firmementeligado al suministro energético. Cualquierproducto o servicio requiere una cierta canti-dad de energía para realizarse, sea éstahumana o de otro origen. Se puede decir, portanto, que el producto de un país es aproxi-madamente proporcional a la energía queconsume. Esta ley de la "economía energéti-ca" se refiere a que hay una relación entre elproducto bruto per cápita y el consumoenergético per cápita; ambos crecen, se ace-leran o se detienen con una relación fija.Ningún país puede detener el incremento deconsumo energético sin detener su economía.

Es por ello que la energía y lo que serelaciona con ella, han pasado a ocuparsitios de primerísima importancia en el



mundo. La problemática de la energía sinte-tiza hoy conocimientos de prácticamentetodas las áreas, por lo que su análisis hadejado de ser de exclusividad de los profe-sionales que están directamente vinculados alas áreas productivas, y trasciende hacia elsistema político y económico nacionalespara vincularse estrechamente con los acon-tecimientos cotidianos.

Desde otra perspectiva, el petróleo boli-viano está vinculado a la historia de Boliviay a su acontecer político como nación, por loque, corresponde definir el espacio en quelas decisiones sobre el desarrollo petrolerogenéricamente hablando, frente a la másgrave crisis económica-social que sufre lanación, sean correctamente aplicadas paraque este potencial con que cuenta la naciónjuegue un rol protagónico y coadyuve a sal-var en gran medida tal crisis, y garantice elfuturo de la sociedad boliviana.

Definir y revisar el rol potencial de loshidrocarburos implica, por lo menos, ana-lizar temas como:

a) El comportamiento de la ley"economía de la energía" aplicada alcaso boliviano, el desenvolvimientodel Balance Energético en el que con-curren todos los energéticosdisponibles.

b) Desentrañar la correlación de fuerzasque se nutren del "excedente económi-co" y cómo éste se configura, lo queimplica el cumplimiento de aquellosmandatos constitucionales respecto al

rescate de los recursos de hidrocar-buros para beneficio del pueblo boli-viano.

c) Formular una política energética y laestrategia correspondiente, elementosque necesariamente deben guardaruna estrecha relación con:

d) La Planificación Económica Nacional.

Al proceso neoliberal gobernante, por sufilosofía de que las fuerzas del mercado loresuelven todo, no le interesa este tipo deformulaciones. En ese proceso, las fuerzasdel mercado están aliadas con las fuerzastransnacionales y son las que han invadidotodo el cuerpo de la nación con el objetivosupremo del lucro, nada más.

Como lo demuestra la realidad que sevive, este proceso fracasó dado que no existecrecimiento económico, que es el factoresencial y básico para el desarrollosocial-humano, que significaría el destierrodel problema más álgido que sufre el pueblo:la pobreza.

B: Plan de todos y"capitalización"

Existe consenso general que al hacer unanálisis histórico de la política económica ysocial de Bolivia no se encuentra un casoparecido a este del movigonismo, en elmanipuleo de las expectativas y esperanzasdel pueblo para alcanzar precisos propósitospolíticos y económicos. Estos resultaronmezquinos, demagógicos y corruptos.


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En efecto, fue un leit motiv del gobiernoSánchez Lozada el manifestar que la "capi-talización" no es privatización; que por lacapitalización resultarán DOS YPFB, DOSENDE; que la capitalización precautelará lamayoría boliviana de "no menos de 51% enlas acciones"; que la capitalización esdemocratización del capital al distribuirnoslas acciones; que la capitalización sería lalocomotora del crecimiento.

El resultado final fue exactamente locontrario. Fue un magistral y maquiavélicodiscurso que terminó descapitalizando alpaís para capitalizar a las transnacionales,eliminó la soberanía económica paraagudizar la dependencia, profundizó el sub-desarrollo para capitalizar a una nuevarosca elitista y crear una "clase políticacorrupta".

Se dijo una cosa y se hizo otra. Fue lademagogia puesta en el pedestal de laelocuencia política neoliberal con el acom-pañamiento de la soberbia y la ignorancia enla ejecución de su proyecto.

CEDLA fue categórico en la evaluacióndel neoliberalismo al decir que: "El DS21060, mostrado como la panacea paravencer el atraso y la pobreza y alcanzar elprogreso y la felicidad, a 17 años de esaspromesas, la realidad dice que el neolibe-ralismo sólo fue un gran fraude contra losbolivianos (…) la economía se debilitó, elconsiderable excedente económico de lasempresas estatales fue entregado a lastransnacionales sin que hubieran realiza-do gran esfuerzo financiero".

Si bien es cierto que la lepra del neoli-beralismo afectó al Tercer Mundo, aLatinoamérica, unos países más que otroshallaron anticuerpos y así, salvaron sus sec-tores estratégicos.

Sus gobernantes, unos mejor que otros,defendieron grandes parcelas de soberanía ydignidad cosa que aquí, la clase políticaneoliberal, "sistémica" no lo hizo. Se cayó enel neoliberalismo "fundamentalista", extre-mo, servil, para rebajar a la nación a nivel depaís subalterno, ocupado y cada día máspobre y con más deterioro social.

Por ello, se vive en estado de conflictosocial permanente, sin oportunidades niequidad, y sin justicia social mínima. La cri-sis económica se agudiza sin remedio.

Es patético que los dogmas del neolibera-lismo y la globalización se han cumplido:Tenemos un Estado tan adelgazado que ya nogobierna y sólo es gendarme, el libre mercadoha liquidado nuestra economía y el eje estraté-gico de las empresas estatales fue desmantelado.

Efectos de la "capitalización -privatización" en el sectorhidrocarburos

Se ha insistido en que el recurso hidro-carburos, en el caso de Bolivia, tiene unaimportancia extraordinaria por comprenderfacetas diversas que hacen a la política, laeconomía, la sociedad y la historia.

Correctamente se asimila el petróleo a lageopolítica en forma indisoluble, de manera



que quién tiene el petróleo maneja la políticay dispone del poder. En Bolivia se dio conintensidad el juego dialéctico: Naciona-lización / Desnacionalización; Capitalismode Estado / Transnacionalización y precisa-mente ahora en los años 2000, nos toca vivirla transnacionalización de nuestra economíapor obra del proceso neoliberal vigente.

YPFB, la más importante y vigorosaempresa estatal fue desmantelada en dos eta-pas: En la primera, Gonzalo Sánchez deLozada enajenó los campos petroleros y redesde ductos a precios de remate de 834 millonesde dólares, ignorando premeditadamente elvalor de las reservas "vivas" de petróleo ygas en producción, reservas valuadas en13.000 millones de dólares. En la segundaetapa, Hugo Bánzer Suárez -el dictadordemócrata- enajenó el complejo refinero yredes de comercialización también a preciode remate de 122 millones dólares. Ignoraronque en este sector es donde se genera el ma-yor excedente económico y que se requierecontrolar su usufructo en beneficio nacional.

El resultado de esta irracionalidadeconómica-política es que la energía, comoelemento fundamental en la economíanacional, ha pasado al control de las transna-cionales y así, son las que dictan los preciosde los carburantes que superan los nivelesinternacionales.

Al tener el control de los precios de losenergéticos, tienen el control de la economíanacional por su incidencia en los ingresosfiscales y, en consecuencia, controlan laspolíticas energética y la nacional.

Citaremos algunos efectos negativos deesas políticas;

a) Petróleo caro para las refinerías: Elpetróleo que ingresa a las refinerías es aprecio internacional -al momento 28.7$/Bl-, anteriormente ingresaba al preciode costo de 6.5 $/Bl. Tal precio interna-cional afecta tremendamente en el pre-cio final de los derivados.

b) Trampa tributaria: En la tributación seimpone un impuesto del 50% para hidro-carburos "existentes" y 18% para los"nuevos" sujeto a una irracional califi-cación, la cual se ha manipulado a favorde las transnacionales para convertir ayacimientos existentes (viejos) en nuevosy burlar los ingresos para el TGN.(Cálculos oficiales estimaron la evasiónen más de 3.400 millones dólares).

c) Rentabilidades miserables: Las capita-lizadas Andina, Chaco y Transredes, deacuerdo a los contratos debieron darrendimientos mayores al 10% -YPFBregistró históricamente rendimientos del23% en promedio-, o sea dar dividendosmayores a 83.4 MM$ (equivalentes alBONOSOL teórico que debieron dar detodas las empresas capitalizadas). Pormanipuleos contables registraron pérdi-das en unos años y en otros, rendimien-tos misérrimos inferiores al 2.3%,debido a que no aceptan fiscalizaciónpor vicios del contrato.

d) Decremento de reservas: Andina yChaco, según el Contrato de Adminis-


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tración y de Accionistas, artículo 7.1.3,se obligan a aumentar las reservas dehidrocarburos originalmente recibidas(gratis) y, lejos de ello, al 31 de diciem-bre del 2001 se registra una apreciabledisminución de las mismas, lo que esmuy grave, dado que el objetivo funda-mental de la capitalización fue incre-mentarlas.

e) Daño ecológico: Transredes por man-tenimiento negligente del sistema ductosocasionó un derrame de más de 40.000barriles de petróleo en Río Desaguaderoel año 1999, y hasta la fecha, no ha sidopenalizada por el Viceministerio deMedio Ambiente.

f) Reservas de gas en áreas no capita-lizadas: Al efectuarse la "capita-lización" de YPFB con traspaso de sus45 campos petroleros principales a laAndina y Chaco y 3.000.000 de hec-táreas; quedaron 5.000.000 de hec-táreas petroleras sin cobertura jurídicalegal al quedar fuera de control deYPFB. Estas áreas contaban con impor-tantes trabajos exploratorios inclusivecon pozos demostrativos del granpotencial en hidrocarburos, todo estogracias a las investigaciones de YPFB.Estas áreas fueron concedidas poste-riormente transfiriendo toda la infor-mación, libre de costo, bajo la norma-tividad de la Ley de Hidrocarburos yfuera de los términos de la "capita-lización". Es en estas áreas que sedieron los grandes descubrimientos degas natural.

g) Presiones indebidas del ConsorcioLNG: El Consorcio PACIFIC LNG hapresentado un proyecto de exportaciónde gas natural del campo Margarita -situado en los bloques descritos en la li-teral anterior- a los mercados de EEUUy México, pasando por un puertochileno (Mejillones o Patillos), lo queocasionó el rechazo del pueblo boli-viano y una demora del gobierno en darla aceptación del proyecto. Este consor-cio, mediante sus representantes enSantiago de Chile, hizo una temerariadeclaración en el sentido de que exigiríasus derechos según el contrato firmadoen Bolivia y que podría demandar judi-cialmente su cumplimiento acudiendo atribunales internacionales.

La enajenación de los reservoriosde gas natural

Las Transnacionales, desde hace años enel mundo, han cultivado el mito de la inca-pacidad de los pueblos del Tercer Mundopara acceder, operar y adaptar los desarrollostecnológicos que son esenciales en la indus-tria en general. En esta teoría se apoya elneoliberalismo para el desmantelamiento delas empresas estatales por incapacidad tec-nológica, tal como aconteció en nuestro país.

YPFB fue calificada en el Plan deTodos como empresa no rentable, ineficaz,corrupta y carente de tecnología. Tal califi-cación está en contradicción con las rea-lizaciones positivas de YPFB en sus 60años de funcionamiento y los testimoniosdados en los años 70' y 80' por entes



financieros internacionales como elEximbank, BID y el propio BancoMundial, al aprobar sin observaciones losproyectos industriales presentados porYPFB solicitando los créditos respectivos;haciendo notar que YPFB supo honrar fiel-mente los compromisos de pago.

No es del caso historiar el "desarrollotecnológico-científico" de YPFB que llegó aculminar con la creación del CENTRO DETECNOLOGÍA PETROLERA CTP queoperaba en Santa Cruz, para investigaciónaplicada y actualización profesional.

Por ello, el peor error que se cometió fuela destrucción de la infraestructura producti-va de YPFB al mismo tiempo que la de susrecursos científico-tecnológicos, los cualesestaban en un alto nivel de conocimiento.

Fue ese el peor error porque en el crucialtema de las reservas del gas para laexportación al Brasil, YPFB ya disponía delas reservas necesarias en el año 1984 delorden de 4.7 Tpc con el mejor precio de 4.2$/Mpc, y en el año 1990 cuando se firmó elContrato Preliminar de exportación al Brasil,las reservas eran aún mayores, pues YPFBdescubrió los yacimientos de San Albertocon 11.05 Tpc de reserva y San Antonio con5.25 Tpc.

En noviembre de 1993, YPFB descubriócon el pozo Bulobulo X-3 la misma forma-ción profunda de Huamampampa aumentadolas reservas en 3 Tpc. En la prueba de pro-ducción del pozo estuvo presente el entoncespresidente Gonzalo Sánchez de Lozada.

En septiembre de 1995 se realizó enSanta Cruz, en el auditorio de la SociedadBoliviana de Ingenieros, un Foro Debatesobre el entonces proyecto de capitalizaciónen el que participó el Gerente de Explotaciónde YPFB Ing. Miguel Cirbían, quién informóque las reservas probadas de gas de YPFBeran de 7.21 TPC y reservas potenciales de25.3 TPC. Se había programado convertirlasen probadas en los próximos 10 años. El pro-pio Secretario Nacional de Energía MauricioGonzález en gira en Canadá declaró que lasreservas potenciales bolivianas alcanzaban a27 Tpc.

En conclusión, el presidente GonzaloSánchez de Lozada y sus ministros, conocíanque YPFB había descubierto importantesreservas de gas en volúmenes superabun-dantes para cumplir la exportación de gas alBrasil. Que con esas reservas estaba garanti-zado el financiamiento del gasoducto alBrasil. Que, YPFB tenía toda la experienciay capacidad para construir y operar el gaso-ducto de exportación. Que, los ingresos porla exportación serían suficientes paraafrontar cualquier programa de incrementoen la producción del gas. Por tanto, no habíaninguna justificación para la desaparición deYPFB vía "capitalización", y su consecuen-cia, la enajenación del ingente potencial degas.

Proyecto de exportación de gas alos EEUU y México

Antecedentes: El Consorcio Repsol-YPF, British Gas y Panamerican Energy sonconcesionarias del bloque Caipipendi en las


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cercanías de Villamontes, donde se halla elcampo Margarita que tiene una reserva de13.42 Tpc de gas. La concesión fue otorgadaen 1998 por 40 años bajo los términos de laLey de Hidrocarburos 1689.

Crisis energética en California, EEUU.A mediados del año 2001 se presentó la cri-sis de energía eléctrica en el Estado deCalifornia, atribuida a un desabastecimientode gas a las plantas termoeléctricas. El preciodel gas se elevó a 10.01 dólares por millar depies cúbicos ($/Mpc) en California-Texas y a6.44 $/Mpc, en Mexiccali, Saltillo-Monte-rrey de México durante los meses denoviembre 2001 a enero 2002. En los si-guientes meses esta burbuja se desinfló, enMéxico bajó hasta 4.0 a 3.85 .$/Mpc y enTexas a 2.8 /Mpc.

A raíz de la quiebra fraudulenta de latransnacional ENRON en los EEUU -diciem-bre 2001-, se descubrió que una de sus opera-ciones ilegales consistió, precisamente enurdir la crisis de suministro eléctrico enCalifornia. Fue una operación manipulada alamparo de la "desregulación" de tarifas eléc-tricas dispuesta por el gobernador deCalifornia en conexión con disposicionessobre la materia, dispuesta por elVicepresidente de EEUU, Chaney. LaENRON obtenía energía eléctrica a $us 23 elmegawatt (MW) para trasladar supuestamenteal Estado de Oregon, mientras que de regresovendía a $us 137 el MW, estafando millonesde dólares al consumidor californiano.

Estructuración del Proyecto PACIFICLNG.: El Consorcio Repsol-YPF, BG y

Panamerican Energy se interesaron en elmercado norteamericano a raíz de la crisiscaliforniana y constituyeron el proyectoPACIFIC LNG, para llegar a ese mercadousando la tecnología de licuefacción del gas(Líquidos Natural Gas) y, a ese efecto, fir-maron un pre-acuerdo de suministro de hasta24 millones de metros cúbicos de gas por día( MMcmd) con la empresa SEMPRA ENER-GY de California. La estatal de MéxicoPEMEX, manifestó su intención de adquirireste energético.

El proyecto de ingeniería consiste en losiguiente:

a) Un gasoducto de 42 pulgadas dediámetro entre el campo Margarita y elpuerto chileno de Mejillones de 720kms. de extensión. En paralelo se ten-dería un oleoducto de 18" para trans-portar el petróleo-condensado que fluyede los pozos acompañando al gas.

b) La Planta de licuefacción en dichopuerto.

c) Flota de buques "metaneros" para trans-portar el gas líquido hasta un puertomexicano en Ensenada, Baja Californiade México, contiguo a la fronteranorteamericana. El recorrido marítimoes de 4.200 millas (&.720 kms.)

d) La Planta de regasificación en el puer-to de arribo.

e) Gasoductos de distribución a los cen-tros del mermado de EEUU y México.

El proyecto presentado al gobierno deQuiroga fue mantenido en reserva y sólo seinformó que la inversión estaba entre 5.500 a7.000 millones de dólares. El gobierno deSánchez de Lozada declaró que el informe dela PACIFIC LNG era incompleto por lo quedispuso su estudio mediante la consultoraGLOBAL ENERGY.

Precio del gas natural: Un factor bási-co del proyecto es el precio de compra-ventaque debió negociarse con la empresa com-pradora SEMPRA, precio hasta ahoradesconocido. Es básico porque determinarála viabilidad o no del proyecto. No existe unprecio internacional del gas al cual referirse,lo contrario del precio del petróleo que sí lohay. En esa región del continente, los EEUUque aún es una potencia gasífera, controla elprecio del gas en función de sus intereses.Sus reservas son de 1.779 Tpc. suficientespara cubrir su demanda interna por 50 años.Su consumo de 20.3 Tpc lo complementacon sólo 1% de ese consumo con importa-ciones; por tanto, esta situación le permite

dictar una política de precios bajos del gaspara favorecer a su economía. En el período1985 a 1999 ha estado manteniendo los pre-cios del gas en el orden de 1.5 a 2.5 $/Mpc.(Precios Henry Hub) y pronósticos delDepartamento de Energía de EEUU señalanque el precio actual de 2,9 $/Mpc podría ele-varse a 3.0 el 2008 y el 2020 a 3.5 $/Mpc,una perspectiva poco alentadora para el gasboliviano.

El parámetro geopolítico: El compo-nente geopolítico del proyecto referido a lasalida del gas por Chile, fue ignorado por losgobiernos bolivianos de Banzer, Quiroga ySánchez de Lozada, lo que preocupó a la ciu-dadanía y dio lugar a una campaña de oposi-ción al proyecto.

Con toda razón se dice que el potencialdel gas boliviano es la llave que puedeabrir el candado del enclaustramientomarítimo que padece el país desde 1879,por lo que el gobierno debiera actuar confirmeza y vigor en una negociación directa

Las inversiones en MM$us son las siguientes:

Consor.PACIFIC CODEPANAL* Cto.$/Mpc

a) Desarrollo Campo Margarita 1.423 700b) Ductos de Exportación 1.400 900 0.87c) Planta de Licuefacción 1.367 1.200 0.76 d) Barcos Metaneros 1.450 1.450 1.17e) Planta de Regasificación 700 650 0.44f) Gasoducto distribución 100 0.06T o t a l 6.34 5.000* 3.24

* El Comité de Defensa del Patrimonio Nacional CODEPANAL investigó esas inversiones yllegó a las cifras del cuadro.

Cuadro N° 1




Artículo Primero36

con Chile demandando una salida soberanaa cambio de un programa de integraciónenergética basado en el gas. Contraria-mente a esta posición, esos gobiernos seconcretaron a solicitar tibiamente ciertasfacilidades que configuran una llamada"cualidad marítima" a otorgar por Chile, yque posteriormente fue planteada al go-bierno del Perú.

El Perú respondió muy positivamenteproponiendo un Plan de IntegraciónBinacional de complementación económica,desarrollo humano y exportación hacia laregión del Pacífico-Asia. Respecto alproyecto LNG, se ofrecen las más ampliasfacilidades de tránsito, portuarias, industria-les, laborales y administración para elestablecimiento de una Zona EconómicaEspecial (ZEE) por 9 años, renovable y apli-cable al tendido del gasoducto. En suma, seofrece una autonomía amplia lindante a usosoberano de la zona otorgada.

Economía del proyecto: El proyectotiene tres componentes de tecnología sofisti-cada de alto costo. La planta de licuefaccióndebe reducir el volumen del gas seco(metano y etano) 600 veces y bajar la tem-peratura a menos 264 grados F°. En esascondiciones críticas se embarca en los"metaneros" cuyas instalaciones están di-señadas para mantener el gas en fase líquidahasta el puerto de descarga y la Planta deregasificación para su reconversión a fasegaseosa que debe contar con el almace-namiento adecuado. Esta tecnología es dealto costo y juega un papel importante en larentabilidad del proyecto.

CODEPANAL formuló un modelo desimulación del proyecto para determinarrendimientos y rentabilidad. Se determinó unprecio de venta del gas en función de laequivalencia calórica del gas boliviano ver-sus el petróleo índice West TexasInternacional de la Costa del Golfo; -unmétodo usual en la industria petrolera-, quereferido a su precio 19.21 $/Bl.(Nov-Dic.2001) dio el precio de 3.74 $/Mpc parael gas boliviano puesto en México. A esteprecio se deducen los costos unitarios delproyecto incorporados en el cuadro anterior,que suman 3.04 $/Mpc. (net back) lo que dael precio en boca pozo en Bolivia de 0.70$/Mpc, precio con el cual se calcula lasregalías e impuestos conforme a ley.

Este precio es desfavorable, pues es lamitad del que está pagando PETROBRAS yconsiguientemente, tanto por efecto preciobajo como por el esquema de tributación detipo colonial dado por la Ley deHidrocarburos, los aportes para la nación sonmuy reducidos.

Con ese precio de 3.74 $/Mpc se operó elmodelo asumiendo ingresos de la venta delgas a razón de 30.0 millones de metros cúbi-cos por día y de los líquidos que le acom-pañan que son importantes pues se trata de50.000 barriles por día, a precios de mercadointernacional.

Las utilidades para el Consorcio son de633 MM$ al año que dan una tasa de retornodel 23%, mientras que los ingresos delEstado boliviano, incluyendo regalías,alcanzan a 138 MM$, siempre que funcione



una fiscalización adecuada pues de otromodo, se reduciría a sólo 70 MM$us.Evidentemente, es un mal negocio para elEstado boliviano.

Obviamente, si el precio en los EEUU esinferior al de 3.74 $/Mpc del modelo, losresultados serían peores. Una variableimportante es el net back o costos unitariosdel proyecto estimado en 3.04 $/Mpc y, queel Banco Mundial calculó en 2.45 $/Mpc quefavorece en algo al precio en boca pozo.

Juego de intereses a favorde la salida por Chile:

En 1995 sorpresivamente apareció unproyecto de exportación, incluyendodiseño de ingeniería, de gas a Chile queinvolucraba a ENAP, estatal petrolerachilena, y a YPFB. Gracias a un pronun-ciamiento de oposición de las FFAA,fue desechado tal proyecto.

La empresa compradora SEMPRA ENER-GY tiene una filial en Chile que es una delas tres empresas más grandes distribuido-ras de energía eléctrica en ese país.

SEMPRA chilena es socia de CMSEnergy que es copropietaria de GasAtacama, la cual tiene un convenio desuministro de energía eléctrica conApex Silver, que desarrollará la minaSan Cristobal de Potosí.

La Betchel y la BHP de Australia, li-gadas con el grupo Luksic y ENDESA,

eléctrica chilena, tienen enorme interésen el gas boliviano, para suministroeléctrico a la más grande mina de cobredel mundo LA ESCONDIDA situada enAtacama, siendo propietarias las tresempresas antes citadas.

El Canciller boliviano Carlos SaavedraBruno, sorprendentemente, está elaborandoconjuntamente con funcionarios chilenos,un Acuerdo de Complementación Eco-nómica entre Bolivia y Chile que, en elCapítulo IX Complementación energética,artículo 16° expresa:

"Los países signatarios (Bolivia yChile) procurarán que, en el futuro, seconcreten entendimientos para lacompra y venta de gas natural de ori-gen boliviano, cuando se presenten lascondiciones de disponibilidad dereservas bolivianas de gas natural,cuya producción correspondiente noesté comprometida y cuando se pre-senten las condiciones de factibilidadtécnica y económica conveniente".

El Canciller Saavedra, con esteConvenio de firmarse, cerraría definiti-vamente el ciclo de la demanda boli-viana de volver al mar con soberanía,al ceder el potencial energético boli-viano como si fuera un "comodity"cualquiera, en vez de utilizarlo estra-tégicamente para romper el enclaus-tramiento.

Necesidad de una nueva política petro-lera: Existe la certidumbre del fracaso del


Artículo Primero38

modelo neoliberal y su consecuencia, la cri-sis total que vive el país. En ese contexto, ytomando en cuenta el extraordinario poten-cial del recurso gas a la vista, que está enaje-nado, y por tanto no juega el papel de reacti-vador de la economía nacional, se imponeformular una política de recuperación de loshidrocarburos que conduzca a la generaciónde riqueza para beneficio del pueblo boli-viano.

Un paso inicial y trascendente tiene queser el de imponer una ley de hidrocarburosque esté en concordancia con los preceptosde la Constitución Política del Estado, en elTítulo de Régimen económico y financiero,artículos 132° al 144°, restableciendo lasoberanía del Estado sobre estos recursos, suaccionar directo en su explotación a través dela estatal YPFB, reconstituida, y planificar eldesarrollo de la industria petrolera en con-cordancia con el desarrollo económico delpaís.

El FMI y el Banco Mundial en su reuniónsemestral de rutina en noviembre de 1998, enWashington, criticaron acremente -no exen-tos de cinismo- a los países bajo su tutela porno atender apropiadamente la parte social desus programas. Pese a ese llamado de aten-ción, el gobierno de Banzer comunica al FMIla privatización de las Refinerías de YPFBsin importar que tal medida representaba otrogolpe a la lucha contra la pobreza. Más leimporta cumplir con los mandatos del FMIque exigía esa privatización para poder hacerefectivos 35 MM$ comprometidos con alAcuerdo Ajuste Estructurado Reforzado(ESAF) 1998-2001.

Así, el Complejo Refinero Cochabamba-Santa Cruz de YPFB es licitado y transferidoa la única propuesta de PETROBRAS-PEREZ COMPANC en 102.0 MM$us frentea un precio base de 97.21 MM$us. Fue unprecio de adjudicación bajísimo que nisiquiera es de "reposición". Tal como escomún en los tecnócratas liberales, no lesinteresa considerar lo que se llama "valorintangible" en este tipo de infraestructuraestratégica que hace que se triplique o más elvalor del activo tangible. Por esta razón, estaoperación fue otra enajenación más delpatrimonio nacional.

Por otra parte, se sabe que es en el pro-ceso de transformación de la materia primaa productos con valor agregado, donde segenera un considerable excedente econó-mico de acuerdo a la política de precios.Las refinerías cumplen este rol y precisa-mente, ese gobierno se beneficiaba con el52 % de los ingresos brutos por venta deproductos en surtidor, los cuales diaria-mente eran transferidos al TGN. Previa-mente, se habían elevado sustancialmentelos precios de los derivados para compen-sar el déficit del TGN dejado por el ante-rior gobierno de alrededor de 380MM$.Inf.MIN. Hacienda.

En enero 1997, el barril compuesto deproductos alcanzaba $us 62.0, lo que le pro-porcionaba al TGN un ingreso de alrededorde 335 MM$us año. La pregunta lógica es:¿Cuál es la razón de Estado para privatizaresta fuente saneada de ingresos para elfisco?. No hay ninguna más que la ominosadependencia establecida con el FMI que

sigue dictando las políticas económicas paraempobrecer más al país.

En nuestra Constitución tendría queinscribirse una disposición por la que elPresidente, un mes antes del 6 de agosto decada año, presente su informe de gobiernopara que la ciudadanía mediante referéndumo cabildo abierto, apruebe o rechace talinforme, antes de esa fecha cívica. Sería laforma democrática para que la soberanía queradica en el pueblo, exprese sus criterios ytambién manifieste sus propuestas y el go-bierno, las atienda.

Ahora, ante la ausencia de un auto-exa-men de los organismos del Estado sobre losresultados de este proceso de capitalización-privatización de YPFB, la sociedad civiltiene la obligación de hacerlo. Lo acaecido enel sector de los hidrocarburos impacta direc-

tamente en la economía del Estado, en la pro-ducción nacional y afecta a la economía po-pular.

1. Rendimiento pobre de lasempresas "capitalizadoras" deYPFB

Estos gobiernos neoliberales mantienenuna reserva estricta sobre todo lo queconcierne a los resultados del proceso decapitalización, al extremo, que existe elDS. 24504 del 21 de febrero de 1997 queprohíbe proporcionar información. A con-tinuación se hace una evaluación de losrendimientos productivos de las empresasChaco, Andina y Transredes que se basa enla información periodística que merece fe.La Prensa, 7 de abril y Pulso Nº 37, deabril.



I. Valor Patrimonial de las empresas Chaco, Andina y Transredes: 834.8 MM$us

UTILIDADES en M.$us antes de impuestos 1998 1999CHACO 9.081.7 23.440.0ANDINA 7.845.0 3.095.7TRANSREDES 25.140.0 43.882.0TOTAL UTILIDADES antes impuestos 42.066.70 70.417.70 LIQUIDACIÓN Impto. 25%:a> TGN 10.516.8 17.604.4b> Utilidades SOCA 31.550.6 53.813.2

b.1. Util.Empr.Priv.50% 15.775.3 26.406.6b.2. Aporte AFP’s 15.775.3 26.406.6

c> Rentabilidad = 1.83 % 3.06 %

Cuadro N° 2

III. Totalidad Empresas Capitalizadas

Patrimonio: 1.671 MM $us.Las empresas: Petrolera Chaco, Petrolera Andina, Transredes, Ferroviaria Andina, Ferroviaria Oriente, AéreaLAB, Electro Corani, Electro Valle Hermoso, Electro Guaracachi y Telecomunicaciones ENTEL, declararon susutilidades antes de impuestos por los años 1996 y 1999, cuyas sumas totales son:

1998 1999UTILIDADES antes impuestos M.$ 144.287.7 166.771.5Impto. 25% para TGN 36.071.9 41.692.8UTILIDADES SOCA 108.215.1 125.328.6Utld. Empres.Capitaliz. 50% 54.107.5 62.664.3Aportes p/AFP’s 50% 54.107.5 62.664.3Rentabilidad = 2.85% 3.30%

IV. En 1993, según el Análisis Parlamentario-UPSA, las seis empresas estatales aportaron1.949.5 MM.Bs. o sea 456.5 MM$ y de ese total a YPFB correspondía 388.32 MM$.

Cuadro N° 4


Artículo Primero40

Resumen:

CUADRO I. Muestra que con la capita-lización el TGN recibió como Impuestos tansólo 10.52 MM$ y 17.60 MM$ en los años1998 y 1999, respectivamente. Las AFP'srecibieron del FCC: 15.77 MM$ y 26.40MM$ para esos mismos años, obviamenteson rendimientos muy pobres. ¿Qué sucede?

CUADRO II. Representa la situación

anterior a la capitalización, período 1986-1993, y en condiciones promedio el TGNtuvo un aporte de 357.0 MM$ (rentabilidadde 42.8%), lo que demuestra con la elocuen-cia de los números, la tremenda enajenacióninfringida y el grave daño ocasionado a laeconomía nacional y popular.

Evaluando la situación de la totalidad delas empresas capitalizadas se tiene un cuadrosimilar, en efecto:

Para comparación se presentan rendimientos pre-capitalización

II. Rendimientos YPFB.1986-1993

Fuente: Memorias Anuales YPFB. En MM $usA Total ventas en 8 años: 5.003.1 B INGRESOS ventas promedio año: 625.9C EGRESOS

Aporte al TGN 357.0c.1. Utilidad YPFB 219.6c.2. Impto.TGN, IVA,otros 137.4

D REGALIAS 40.3E COSTO TÉCNICO165.6 F Compra petróleo.Comis.Surt. 63.0

Cuadro N° 3

Resumen:

Los cuadros III y IV repiten la mismasituación de tremenda caída en los ingresospor causa de la capitalización. Si sumamos losingresos del TGN con el aporte a las AFP's delaño 1999 nos da 104.4 MM$, que es 4.3 vecesmenor que el aporte que el TGN percibió en1993. Habría que añadir el aporte que el TGNrecibe por la participación del 6% en la pro-ducción de campos que está alrededor de 9.6MM$ año, que mayormente no afecta.

Lo anterior confirma: a) Que el procesodescapitalizó al TGN en montos significati-vos; b) que la fiscalización del proceso decapitalización es deficiente y está diluidoentre el Viceministerio de Energía, el propioYPFB que ya no dispone de expertos y laSuperintendencia de Hidrocarburos; c) queexiste desorden administrativo y carencia dedisposiciones reglamentarias claras; por ejem-plo: Las AFP's actúan a su arbitrio y no sesabe del manejo de los Fondos de Capitali-zación Individual que es ya millonario, noparticipan en los Directorios de las empresasSOCA (Sociedad de la Capitalización), aban-donando la co-administración y/o fisca-lización que les corresponde realizar para pro-teger el patrimonio de la ciudadanía.

2. Precios de los derivados y elmecanismo irracional de cálculo

El proceso neoliberal utilizó desde elprincipio, el manipuleo de los precios de losderivados como el instrumento de gene-ración de un gran excedente que, al ser cap-tado por el TGN, dio sustento a la economía

neoliberal. A ese fin, se elevaron los preciosde los derivados a niveles equivalentes a losdel mercado mundial a la vez que impuso elimpuesto del 65% aplicado a los ingresosbrutos de YPFB recaudados en surtidor.

Esta medida tuvotres efectos negativos:

a) Hacer recaer en la ciudadanía todo elpeso económico del ajuste estructural, através de precios e impuestos altos.

b) Al encarecer el insumo energético en lossectores productivo y de servicios, redu-jo la capacidad competitiva de los pro-ductos. El transporte, que tiene un fuertecomponente multiplicador, fue otro fac-tor de encarecimiento.

c) YPFB no tuvo utilidades y en ciertosaños, fue afectado en su presupuesto deoperación con saldos negativos. Elpropósito era eliminarla por asfixia.Además, tuvo que cumplir el pago deregalías departamentales.

Por otra parte, los otros elementos bási-cos del DS. 21060 fueron el congelamientode salarios, la total restricción de las inver-siones y la apertura del mercado que oca-sionó cierre de fábricas.

El asesor del gobierno Jeffrey Sachs enuna evaluación del proceso de estabilizaciónen 1996 manifestó: "La esencia del DS.21060 en el corto plazo es equilibrar el pre-supuesto del gobierno a través de una combi-nación de salarios bajos y de altos ingresos



en YPFB". A continuación presentó uncuadro de las rentas del TGN como sigue:

El informe sigue: "… no se debe permi-tir que YPFB gaste alguna parte del incre-mento de sus ingresos... el déficit del TGNdebe ser cubierto con un superávit deYPFB". En otras palabras, YPFB sostuvo enun 85.4% al TGN salvando al proceso pero acosta del empobrecimiento de la ciudadanía,el debilitamiento de la producción y la as-fixia de YPFB preparando su posterior eli-minación.

En los años siguientes, aunque hubo esta-bilización no se produjo crecimiento de laeconomía y se fue agudizando la pobreza ymarginación.

Es remarcable que YPFB pese a lasrestricciones presupuestarias y gracias a sudinámica propia continuó el abastecimien-

to de carburantes requeridos por el país,excepto el de diesel que fue insuficiente a

partir de 1991 obligando a la importación.Este déficit hay que atribuirlo a que en1985 se canceló el programa de sustitucióngradual de combustibles líquidos por elgas natural. También a la inexistencia deun Plan energético que a través delBalance energético prevea estas situa-ciones.

En el cuadro siguiente que abarca 1986-1993, se presenta el desenvolvimiento delos ingresos y egresos de YPFB. Comoaporte total al TGN se registra 2.855.8MM$us un promedio anual de 356.8MM$us, Regalías 40.3 MM$us. El total deingresos brutos fue de 5.003.1 MM$us y enpromedio anual 625.3 MM$us. Ningunaempresa nacional alcanzó tan importanteingreso bruto.


Artículo Primero42

En Millones de Dólares.Años 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993Ingresos: 633.2 557.5 546.2 579.7 622.0 737.4 701.2 625.9Egresos: Aporte a TGN: 367.0 325.0 320.4 297.1 344.2 421.5 371.4 409.2Regalías: 39.5 42.1 39.9 42.1 44.7 47.6 34.8 32.4Utilidad YPFB 212.9 198.0 185.9 215.9 195.9 288.2 267.3 214.9

Cuadro N° 6

Renta del TGN (Porcentaje del PIB)

1980 ENE-AGT 1985 AGT-DIC 1996 Renta Interna 3.1 0.4 0.4Aduanera 2.3 0.4 0.5YPFB 1.5 0.1 7.6Otros 2.7 0.2 0.4Totales 9.6 1.1 8.9

Cuadro N° 5



Realizada la capitalización de YPFB endiciembre de 1996 y habiendo una nueva Leyde Hidrocarburos Nº1689 aprobada en abrilde ese año, la cual determina otra tributación,ya no es aplicable el impuesto del 65%.

Con el objeto de compensar la fuertecaída de ingresos para el TGN ocasionadapor esos eventos, se ponen en marcha losImpuestos Específicos a los HidrocarburosIEHC. El Vicepresidente Quiroga culpó algobierno del MNR "de la aplicación de lasreformas a la Ley de Pensiones y a la capi-talización de YPFB, que causa un desfase de340 millones de dólares...que la rebaja del50% al 18% de los impuestos petroleroscausó la disminución de casi 100 millones dedólares" (El Diario del 6.DIC.1997).

Los Impuestos Específicos a los hidro-carburos son aplicados el 5 de diciembre de1997 por el nuevo gobierno mediante el DS.24914 y, al mismo tiempo, se impone unaelevación del 28% a los precios de todos losderivados. Dicho decreto determina unmecanismo para la fijación de esos preciosque tiene el defecto capital de que, en laestructura de costos, usa una ficción al incor-porar los precios de los derivados interna-ciones-un absurdo porque se debió partir delprecio del petróleo que ingresa a las refi-nerías, que es la realidad-, además, se dupli-can costos en la etapa de refinación y, lo másgrave, se imponen tasas excesivamente altasdel 42% al 65% como IEHC sobre el preciobase de cada producto.

Este mecanismo de ajuste está vinculadocon las variaciones de la cotización del pre-

cio del petróleo internacional que, natural-mente, incide en los precios de los derivados.El resultado es que los precios finales de losderivados resultan más altos que en losEstados Unidos.

En definitiva, siendo obvio que esemecanismo de precios y costos es irra-cional pues no responde a una estructuraortodoxa, real, y además es sesgada paraobtener precios altos que castigan con másfuerza a la economía más deprimida, que esla popular, por todo ello ese mecanismodebe ser cancelado. Los últimos incremen-tos a las gasolinas, han demostrado que esun instrumento tramposo pue la Superin-tendencia de HC no ha podido explicarcómo, habiéndose hecho un aumento cuan-do el petróleo llegó a 34.2 $/Bl., se vuelvea aumentar -después de un leve descenso-cuando sube a 26.13 $/Bl., precio inferioral anterior.

Por ello, es justa la protesta e indignaciónciudadana por estos hechos, y es correcto elpedido de la anulación de ese mecanismo.Tendrá que formularse otro que sea realista yjusto, considerando que es petróleo boli-viano, ahora pignorado, el que alimenta lasrefinerías, y en alguna forma debe ayudar anuestra economía.

Repetimos, el petróleo que alimenta alas refinerías es de origen boliviano y, másexactamente, en un 75% procede de la ex-YPFB y que fue transferido con valorCERO a las empresas. Por ello, conceptual-mente hablando, su precio debiera estar almargen de las fluctuaciones internacionales

que obedecen a pugnas del supercapitalis-mo industrial con los países tercermundis-tas grandes productores de petróleo, agru-pados en la OPEP.

Las anteriores leyes de hidrocarburos,protegían a la sociedad cuando en ciertoscasos, YPFB requería petróleo adicionalpara atender el mercado interno, el produc-tor privado estaba obligado a suministrarloa un precio justo y razonable fijado por elMinisterio de Hidrocarburos. En la actualley no existe tal previsión y las transna-cionales cuentan con el artículo 5º queestablece la libre importación, exportacióny comercialización interna de los hidrocar-buros y productos derivados, y, consi-guientemente, ellas fijan los precios a suarbitrio.

3. Pérdida del extraordinariopotencial hidrocarburífero

Los recursos naturales de la nación queson de gran potencialidad, deberían consti-tuir el basamento económico más sólido, enel cual fundar al futuro un elemento parasuperar el subdesarrollo que padeceBolivia, a condición de su racional aprove-chamiento.

Asimismo, los recursos naturales no re-novables como son los hidrocarburos, al serexplotados y generar riqueza, ésta deberá serorientada a sectores dinámicos para crearfuentes de producción de curso permanente.Esto es, sembrar petróleo para acumulaciónde capital y riqueza.

Esas eran las políticas y estrategiastrazadas por el Estado-Nación que surgióen la década de los 30' y que pugnan porsacar a nuestro país del desarrollo del sub-desarrollo que lo llevaba al país al últimoescalón del progreso. A su impulso se fueestructurando un eje estratégico importantecon grandes perspectivas de crecimientocomandado por el sector de hidrocarburosrepresentado por YPFB. Por influenciasexternas, este Estado Nación asimiló muylimitada y tangencialmente el modelo"desarrollista" que los países latinoameri-canos estaban aplicando y también, es pre-ciso reconocer, que el encierro mediterrá-neo que padecemos, esteriliza muchos denuestros esfuerzos.

La década de los 80' marca un cambio deonda cuyo detonante, como se anotó en otroacápite, fue la deuda externa con su secuelade hiperinflación y vuelta a un proceso libe-ral con nuevos ingredientes. Al romperse elEstado Nación y sus paradigmas, se pierdenlos valores que defienden el patrimonionacional y se enajenan los recursos naturales,entre ellos los hidrocarburos. La capita-lización descapitaliza a la nación al arrebatarlas riquezas del subsuelo reduciéndonos a lacondición de semi-colonia.

Para apreciar mejor esta situación hayque referirse al sector de hidrocarburos y surepresentante YPFB. Es aquí donde el proce-so de enajenación se aplicó con fuerza puessus reservas "vivas" de hidrocarburos fuerontransferidas a precio CERO al igual que suextraordinario potencial por desarrollar enlos próximos años.


Artículo Primero44

3.1. Enajenación dereservas "vivas"

De acuerdo a los términos de licitaciónpara la capitalización de los campos deYPFB, se constituyeron dos Bloques deno-minados CHACO y ANDINA, que conteníanlos 22 campos productores más grandes y,además, extensas áreas de exploración quecontenían también infinidad de estructurasya estudiadas y listas para perforar.

Las reservas "vivas" y en proceso deproducción -se informó en las bases de li-citación- alcanzaban a 164.88 millones debarriles de petróleo, suficientes para aten-der el consumo interno por 12 años; mien-tras que las de gas eran de 5.96 trillones depies cúbicos, hábiles para cumplir 15 añosde exportación al Brasil a razón del máxi-mo volumen de 30 millones de metroscúbicos día.

La transferencia de este enorme potencialhidrocarburífero fue realizado sin la contra-parte de su valor monetario que representabaalrededor de 13.000 millones de dólares(Precio petróleo 25 $/Bl y del gas 1.5 $/Mpc.El subterfugio "legal" lo dió el Art.1º de laley de Capitalización que dice: "Autorízase

al Poder Ejecutivo a aportar los activosy/o derechos de las empresas públicas,para la integración del capital pagado enla constitución de nuevas sociedades deeconomía mixta". Cínicamente esa Ley citaen el Art.11º lo que manda la CPE en su Art.139 referente a que los hidrocarburos "cons-tituyen dominio directo del Estado y soninalienables e imprescriptibles". Huelgancomentarios.

3.2. Enajenación de lasreservas potenciales

La empresa estatal desde sus inicios rea-lizó una exploración intensiva -base de laindustria- y para ello siguió de cerca y aplicóen lo posible, los avances de la ciencia y tec-nología petrolera internacional que se carac-teriza por una innovación permanente. Susprofesionales tenían un conocimiento cabalde las cuencas geológicas petroleras del país,de las rocas madres generadoras de petróleo,de sus procesos migratorios hacia las rocasalmacenantes, de las propiedades físicas delas mismas, de las revoluciones orogénicasque originaron pliegues de la corteza yanomalías estructurales en las cuales sealmacenaron los hidrocarburos, etc.



Reservas de Petróleo y Gas de YPFB al 01/01/1996

* GAS. Probadas y Probables: 12 campos grandes 7.308 MMMpc“ “ 54 campos menores 2.411 MMMpc“ “ Potenciales 8 áreas 25.300 MMMpc

G R A N T O T A L : 35.019 MMMpc* PETROLEO Y CONDENSADO: Probadas-Probables 264 MM.Bl

“ “ Potenciales: 8 áreas 3.040 MM.Bl

Cuadro N° 7


Artículo Primero46

Con esos conocimientos y los resultadosde la perforación exploratoria, se hallabancapacitados para pronosticar con un altogrado de certidumbre futuros descubrimien-tos y la magnitud de los mismos. Estosinformes sobre el Estado de las Reservas dePetróleo y Gas eran de rutina y como ejem-plo, se tiene el presentado por la Gerencia deExploración de YPFB a raíz de un Seminariosobre la Capitalización realizado en SantaCruz el 10 de mayo de 1996, propiciado porEl Centro de Diplomados en Altos EstudiosNacionales y la Sociedad de Ingenieros deBolivia.

El Presidente Banzer, en conferencia deprensa, al finalizar su gobierno comunicósobre los extraordinarios descubrimientos degas por PETROBRAS y otras compañías delorden de 32 trillones pc. atribuyéndolos aléxito de su gestión, mientras que miembrosdel gobierno anterior alegaban que eran éxi-tos de la capitalización. Ambas expresionesadolecen de falta de sindéresis pues deberíansaber que la exploración para obtener resul-tados, necesita entre cinco a diez años demaduración para tener éxito y siempre quelas condiciones geológicas sean las favo-rables.

La realidad es que las empresas teníanla mesa servida. YPFB entregó todo elbagaje de estudios, prospectos y estruc-turas listas para ser perforadas con lasmejores perspectivas de éxito, y es lo quehicieron. YPFB tenía planificado esedesarrollo, sin prisa, y de acuerdo a lasnecesidades del mercado. En definitiva, laconstatación de esas reservas es la prueba

de la enorme enajenación de nuestrosrecursos hidrocarburíferos por efecto de la"capitalización". Si medimos la enaje-nación en términos monetarios a los pre-cios internacionales presentes, significa elenorme monto de 114.000 millones dedólares, pues, por la misérrima tributaciónpetrolera ahora vigente el país recibirá unapobrísima participación. La totalidad delexcedente petrolero será de las transna-cionales.

Hay que hacer constar que Sánchez deLozada y su super Ministro AlfonsoRevollo conocían los informes de YPFBacerca del potencial hidrocarburífero delpaís pero, más pudo la ideología alienante,reaccionaria y antinacional que profesan,para impulsar su proyecto en desmedro dela economía nacional y del pueblo boli-viano.

4. Precio del gas desvalorizado enel contrato con PETROBRAS

El 16 de agosto de 1992, YPFB yPETROBRAS firman un Contrato Preli-minar para la exportación de gas al Brasilde 8 millones de pies cúbicos por día.Infortunadamente, este contrato anotavarias fallas siendo dos las más notables:Uno, que el punto de entrega del gas seráRío Grande, campo petrolero a 30 kms. dela ciudad de Santa Cruz y no será PuertoSuárez, en la frontera. Esto significa queYPFB no tendrá el control del gasoductoque pasa a depender de un ente indepen-diente, el transportador.



Dos, que se fija el precio de 0.90$us/MM BTU. Es criticable este precioporque no corresponde a una equivalenciacalórica justa del precio del gas boliviano,limpio y no contaminante, en relación a lamatriz energética a sustituir en Sao Paulo,con dos fuel oils con alto contenido deazufre, altamente contaminantes, y además,con precios subsidiados.

Ese precio de 0.90 fue ligerísimamentemejorado a 0.95$ MM BTU con el adden-dum 2do.y que contempla un ajuste gradualpara llegar a 1.06 a los 20 años del contra-to, lo cual no deja de ser un chiste de malgusto. El contrato establece revisión de pre-cios cada cinco años aplicando una fórmulaque está en función de variaciones de pre-cios de tres tipos de fuel oils, dos de ellosaltamente contaminantes y por ello, conprecios bajísimos modalidad que no es sa-tisfactoria por lo que, en el momento másoportuno, tendrá que plantearse el justo pre-cio de nuestro gas.

Debe exigirse la adopción de la meto-dología usual en la industria petrolera, lamisma que estuvo vigente en la venta del gasa la Argentina. De aplicarse dicha meto-dología y con los precios internacionalespara los derivados líquidos a sustituir en SaoPaolo, el precio del gas seco en Río Grandeestaría alrededor de los 2.00 el Millar pc.Vale la pena recordar que en 1987 cuandoestaban analizando la instalación de una ter-moeléctrica de 500 MW en Puerto Suárez,dentro de un Contrato Preliminar Bolivia-Brasil de fertilizantes, petroquímicos yenergía eléctrica, las empresas YPFB, ENDE

conjuntamente con ELECTROBRAS yELECTROSUL y PETROBRAS concor-daron que el precio del gas boliviano sería de2.35 Dólar el Millar pc. para tener un preciode 4,1 cvos dólar por kw-h a la salida de laplanta. Es un buen antecedente.

De otra manera, de no corregirse ese pre-cio desvalorizado de 0.95 $Mpc. se estaríadesvirtuando lo que significa un Plan de inte-gración bi-nacional que, por esencia, debeser equitativo o sea, bueno para las dospartes. No es posible que un país pobre sub-vencione o ayude a otro, rico.

5. Tramposa clasificación delpetróleo "existente"

La Ley de Hidrocarburos Nº 1689 del 9de abril de 1996 en el Título XIII referido aYPFB, para efectos de tributación, diferen-ció a) campos no marginales con petróleo"existente" y b) petróleo "nuevo" para losnuevos descubrimientos. Para el petróleoexistente determinó la siguiente tributación:

a) Regalías Departamentales del 12%

b) Participación del 6% a favor de TGNprevio cumplimiento del presupuestode YPFB.

c) Participación Nacional del 19% parael TGN.

d) Regalía Nacional Complementaria del13% para el TGN.


Artículo Primero48

El total de tributación sería del 50%.Esto fue ilusorio pues hubo una modifi-cación diez días antes de la capitalizaciónanulando c) y d) quedando la tributación talsólo en 18%, con gran pérdida de ingresospara la Nación. Todo fue una trampa.

O sea que para el petróleo nuevo o sea loscampos a descubrirse al futuro, la tributacióncomprende: a) Regalías Departamentales yb) Participación del 6% para TGN-YPFB, osea una pobre tributación del 18%.

Para el petróleo existente o sea en pro-ducción efectiva o para aquel ya descubier-to, la tributación se estableció en 50% pero,curiosa o sospechosamente, días antes delverificativo de la Licitación, el 25 denoviembre de 1996 el gobierno expide laLey Nº 1731 de "Ajustes y Modificacionesa la ley 834 de la Reforma Tributaria y a laley de Hidrocarburos" con la cual, pretex-tando de un nuevo impuesto a las gananciaexcesivas petroleras denominado SUR-TAX, incorpora modificaciones fundamen-tales a la tributación de la Ley deHidrocarburos, mediante el artificio de queel petróleo existente será calificado asísiempre que disponga de un "informe dereservas de hidrocarburos de firma compe-tente y autorizada al 30 de abril de 1996" yque estén en producción a esa fecha. Es unabsurdo técnico no visto en el mundo yhecho para favorecer a los nuevos pro-pietarios reduciendo impuestos. En esaforma, infinidad de campos viejos son cali-ficados como nuevos en perjuicio del TGNal dejar de percibir más de 75 millones dedólares año.

Con este ardid o trampa al país, la tri-butación petrolera boliviana se convierte enmisérrima pues el TGN apenas recibirá el6%, más lo que pueda buenamentepercibirse del impuesto a las utilidades, lascuales son fácilmente manipuladas. Comose sabe, las regalías son para beneficio delos departamentos productores y no favore-cen al TGN.

La tributación petrolera boliviana resultaser la más reducida del mundo, más baja quela que existía hace un siglo en las coloniasafricanas, y es demostrativa de la tremendaenajenación del patrimonio nacional que hasido objeto por el "movigonismo", la etapamás destructiva del neoliberalismo instaladoen 1985.

Corolario

Está muy claro que la tremenda crisiseconómica social que vive la nación, es elresultado directo del proceso neoliberalimplantado en agosto de 1985.

Los tres principios dogmáticos delproceso:

a) Adelgazamiento del Estado y desregu-lación dio como resultado que elEstado perdiera la soberanía económi-ca e independencia política. Funcionaprincipalmente como gendarme parasostener el sistema;

b) El libre mercado ha debilitado laeconomía nacional, no se ha diversifi-



cado; es más dependiente y no es com-petitiva y

c) La capitalización y privatizaciónempobreció al país y "capitalizó" a lastransnacionales.

Consiguientemente, la nación ha descen-dido a país subalterno, ocupado por agentesexternos, neocolonial y se halla en el últimoescalón del subdesarrollo.

La dialéctica político-social está impo-niendo un cambio de este ciclo destructivo yantidemocrático, y ante la repulsa masiva delpueblo nuevamente está emergiendo la solu-ción "humanística", el destierro del lobo, lobodel hombre y el surgimiento de la concepciónde la solidaridad, justicia social y la equidaddistributiva.

Habrá que fundar la alternativa político-social que represente el nuevo quehacer.Tenemos que recrear el Estado Nación queresponda a una democracia participativapopular. Debemos rescatar valores éticos ala vez que el patrimonio nacional enajena-do por los vende patrias simuladores ytraidores a sus propias iniciales con-vicciones.

3. ENRON con mayor partici-pación en el gasoducto al Brasil

El contrato ENRON resultó uno más de losilegales e irregulares del proceso "capita-lizador". El Presidente de YPFB MauricioGonzáles el 9 diciembre de 1994, firma un con-trato con ENRON Bolivia, -que no cuenta conpersonería jurídica en nuestro país-, sujeto a lasleyes norteamericanas, y con el principal objetode lograr el financiamiento del gasoducto alBrasil, en el sector nacional. Al ser contrato deAsociación Accidental convienen participa-ciones de 60% YPFB y 40% ENRON, y sospe-chosamente se establece un honorario para laENRON de 9.0 millones de dólares por el"desarrollo" del proyecto (sic), a todas lucesincorrecto. ENRON no logra el financiamientoen el plazo convenido y solicita ampliación delplazo perjudicando la iniciación de la obra.Ante esta situación, PETROBRAS en julio de1996, presenta a YPFB una oferta consistenteen conceder un financiamiento de 280 MM$us,la construcción de la obra y entrega de la misma"llave en mano". Al ser aceptada la oferta era elmomento de cancelar el contrato ENRON, másal contrario, se le permite participar en lalicitación del sistema de transporte de ductos deYPFB denominado TRANSREDES conser-vando las ventajas del contrato de Asociación.



I.- La industria petrolera antes de la capitalización

Ley de Hidrocarburos No. 1194, 1 denoviembre de 1990.

Desde la fundación de Yacimientos Petro-líferos Fiscales Bolivianos (YPFB)2, hasta lapromulgación y aplicación de las leyes de Capi-talización y de Hidrocarburos3, es decir durante60 años, el circuito o la cadena hidrocarburíferaestuvo bajo el control del Estado boliviano, através de YPFB. Las diferentes leyes de hidro-carburos, antes de la de 1996, permitieron eldesarrollo y consolidación del sector hidrocar-buros, bajo la dirección del Estado nacional.

Las diferentes fases de la cadena hidrocar-burífera, en los 60 años señalados, la explora-ción y explotación de hidrocarburos(UPSTREAM), las actividades posteriores de lacadena, refinación e industrialización, transporte,almacenaje (DOWSTREAM) y la exportacióneran de propiedad o estaban bajo la responsabi-lidad de la administración del Estado nacional,cuyo representante institucional fue YPFB4.

Antes de la capitalización, la empresapetrolera estatal, respaldada en la Ley de

Hidrocarburos No. 1194, del 1 de noviembrede 1990, suscribía con las empresas extran-jeras, llamadas también contratistas, con-tratos de operación o de asociación para lafase de exploración y explotación por untiempo máximo de 30 años. La exploraciónhidrocarburífera estaba sujeta a un programade trabajo y de inversiones, al igual que lasactividades de explotación. Los fundamentoscentrales de esta Ley señalaban que las reser-vas de gas natural eran de propiedad delEstado, principio que respetaba la filosofía dela Constitución Política del Estado.

En el proceso de explotación los hidrocar-buros producidos o definidos como des-cubrimiento comercial también era depropiedad de YPFB, las empresas extranjeraso contratistas, de acuerdo a los Contratos deOperación, tenían derecho a la retribución queconsistía en la participación del 50% de la pro-ducción. Entonces, a YPFB y a la empresacontratista les correspondía el 50% de la pro-ducción o de los excedentes hidrocarburíferos.

La comercialización y el transporte delíquidos y de gas se realizaban, exclusiva-mente, mediante la empresa estatal porquelas normas y acuerdos de comercialización

La Industria Petrolera en Bolivia:Situación Actual y Perspectivas *

Carlos Villegas Quiroga 1

* Extractado de la revista Artículo Primero N° 12 de CEJIS “Gaspara todos los Bolivianos”, publicado en marzo de 2003.1 Coordinador del Area de Economía y Docente investigador delPostgrado en Ciencias del Desarrollo (CIDES/UMSA) y docentede la Carrera de Economía de la UMSA.2 Decreto Ley de 21 de diciembre de 1936

3 Ley de Capitalización No. 1554, 21 de marzo de 1994. Ley deHidrocarburos No. 1689, 30 de abril de 1996. 4 El Upstream de la industria del petróleo y del gas son las activi-dades de exploración y explotación. Las actividades delDowstream son la refinación, producción de derivados, comer-cialización y distribución y exportación.

en el mercado interno y externo estaban bajola tutela de YPFB. Las empresas extranjeraso contratistas no podían definir otro tipo decriterios o acuerdos de comercialización, elcaso más relevante es la exportación de gas ala República de la Argentina.

Para los fines del presente trabajo, es perti-nente subrayar algunos aspectos centrales de estaLey, la propiedad de las reservas hidrocarburíferasera del Estado boliviano, cuando éstas erandeclaradas comerciables continuaban siendo delEstado, cuyo representante era YPFB. Las empre-sas extranjeras tenían el derecho de disponer libre-mente el 50% de esta producción, la comercia-lización y el transporte se realizaba respetando losacuerdos suscritos por YPFB y a través de los duc-tos que era de propiedad de esta empresa.

Transferencia de excedentes de YPFB alTesoro General de la Nación (TGN)

La política de estabilización que está encurso en el país desde agosto de 1985,debido a la hiperinflación imperante a ini-cios de la década del ochenta, financió losgastos públicos recurriendo a la transferen-cia obligatoria del 65% de los ingresos deYPFB.

Inicialmente se propuso como una medidaeventual hasta que se solucione el dete-rioro de los ingresos tributarios, la evasiónimpositiva y, principalmente, se tenía muchaexpectativa de los resultados de la ReformaTributaria (Ley 843).

Empero, los hechos fueron más contun-dentes que las intenciones de los diseñadoresy operadores de política ya que durante doceaños la transferencia de recursos de YPFB seconstituyó en el principal soporte al TesoroGeneral de la Nación. Las repercusiones sobrela principal empresa estatal fueron drásticas,no tuvo posibilidades de destinar recursosfinancieros para las diferentes actividadespetroleras, en especial para la exploración denuevos yacimientos, explotación de los exis-tentes e inversión y mejora de los procesos detransporte y comercialización.

Sin embargo, es pertinente resaltar que apesar de estas restricciones los Contratos deOperación se extendieron bastante y llegarona descubrir importantes reservas de gas queen la actualidad, como veremos mas ade-lante, aparece como uno de los logros princi-pales de la Capitalización.

Transferencia de Excedentes de YPFB (Millones de dólares americanos)

Fuente: 1985-1989: Ramos Pablo: Los RecursosHidrocarburíferos en la Economía Boliviana, enRevista de Sociología No. 22, UMSA, 2001. 1990-2001: Ministerio de Hacienda, 2001.

Años19851986198719881989199019911992199319941995199619971998199920002001TOTAL

Aportes270.8163.8245.8292.8275.3350.2416.7358.6347.1320.7317.0365.8154.7149.4139.0

15.20.0

4182.8


Artículo Primero52

Cuadro N° 1



El costo de la estabilización financierafue muy elevado, se desmoronó una de lasprincipales empresas estatales, empero apesar de este cuadro financiero todavía tuvoposibilidades para descubrir pozos petro-leros, es el caso de San Antonio y San Alber-to, que más tarde tendrán una importanciatrascendental como los reservorios más sig-nificativos de gas natural.

Simultáneamente a la descapitalización deYPFB, esta empresa y los Contratos deOperación destinaron cantidades significativasde gas natural al mercado argentino, resultado delos contratos de venta promovidos por YPFB. Alo largo de 28 años, 21 de abril de 1968, suscrip-ción del contrato, hasta el 31 de agosto de 1999,expiración del mismo, se exportó 4,562 millonesde dólares, equivalente al 50% del PIB. Esimportante resaltar que estos recursos tampococontribuyeron, significativamente, al potencia-miento de la empresa porque la mayor parte deéstos se dedicaron a cubrir los gastos corrientesdel TGN y al pago de la deuda externa.

II.- Nuevo escenario del sectorhidrocarburos

Reforma institucional: Aprobación denuevas normas legales.

En el ámbito institucional hidrocarburíferose generaron condiciones favorables para elingreso de capitales extranjeros, éstos abarcanlas siguientes dimensiones: a) Ley deInversión, b) Ley de Capitalización, c) Ley deHidrocarburos, d) Modificaciones en el sistematributario, Ley 843 y e) Ley de Privatización.Haremos referencia a las leyes mas relevantes.

Ley de Capitalización

En el Gobierno de Gonzalo Sánchez deLozada se elaboraron y aprobaron leyes ydecretos supremos principalmente orientadosa beneficiar en su integridad a la inversiónextranjera que capitalizó a las empresasestatales, entre los que podemos citar la Leyde Capitalización No. 1544, la Ley de Hidro-carburos No. 1689, la Ley de RegulaciónSectorial (Ley SIRESE), modificacionesintroducidas en la legislación tributaria (Ley843), Ley de Electricidad, Ley de Telecomu-nicaciones y Código de Minería.

En el ámbito internacional, con el objeto deconceder todas las garantías y evitar nacionaliza-ciones como resultado de movimientos sociales, elgobierno mencionado suscribió contratos degarantía con el Organismo Multilateral de Garan-tías de Inversiones (OMGI) del Banco Mundial,con el Centro Internacional de Arreglos y Diferen-cias Relativas a inversiones (CIADI) y con la Cor-poración de Inversiones Privadas en el Extranjero(OPIC), del gobierno de Estados Unidos.

a) El 21 de marzo de 1994, el gobierno deSánchez de Lozada promulgó la Ley deCapitalización No. 1554. La capita-lización de las empresas públicas consis-tió en la selección de una empresaextranjera que aporte un monto de recur-sos financieros equivalente al valor delas empresas. La característica principales que este aporte se utilizará, exclusiva-mente, en la misma empresa a través deproyectos de inversión que permitandinamizar la acumulación y la expansiónde estas unidades económicas.


Artículo Primero54

Estrategia de capitalización deYacimientos Petrolíferos FiscalesBolivianos (YPFB)

Con la Ley de Capitalización se inicia elproceso de fraccionamiento de la cadena pro-ductiva, se entrega a las empresas extranjerasparte de las actividades de exploración y pro-ducción y el de transporte. Con la finalidad deatraer capital extranjero e inducir a la compe-tencia posterior la estrategia de capitalizaciónde YPFB consistió en la división en tresunidades.

Ley de Hidrocarburos No. 1689

El 30 de abril de 1996, el gobierno deGonzalo Sánchez de Lozada promulga la Ley deHidrocarburos No. 1689. Tiene referencias sig-nificativas con relación a la propiedad de loshidrocarburos. Por una parte, señala que el Esta-do es propietario de las reservas de gas naturalcuando se encuentran en el subsuelo, en cambiocuando éstas son producidas o declaradas cam-pos comerciales la propiedad es de la empresatransnacional o contratista. Además éste tiene

derecho de construir y operar ductos para trans-porte de su propia producción y la de terceros.

El artificio legal referido a la propiedad dela producción contradice y viola la ConstituciónPolítica del Estado y, particularmente, el interésnacional ya que el Estado cancela definitiva-mente la propiedad de los recursos hidrocar-buríferos ya que el único beneficio que obten-drá será de carácter tributario.

La comercialización de los hidrocar-buros es libre, excepto los volúmenes re-

queridos para consumo interno y para loscontratos suscritos con anterioridad, es elcaso de Brasil y la Argentina. No existenrestricciones respecto a otras exportaciones,los productores tienen total libertad paraexportar, sólo se requiere contar con lasreservas disponibles.

Con las leyes vigentes, las empresastienen derecho a la comercialización cuandolos hidrocarburos salen de la superficie, por lotanto son propietarios del uso de los recursos

Empresas Adjudicatarias (Dólares Americanos)

Unidad de exploración y producción EmpresaPetrolera Chaco

Amoco Bolivian PetroleumCompany 306.667.001

Unidad de exploración y producción EmpresaPetrolera Andina

Empresa Petrolera Andina264.777.021

Unidad de transporte:Transredes Transporte de Hidrocarburos

ENRON TransportadoraBolivia Shell OverseasHolding Ltda.

236.500.000

Total 807.944.022

Cuadro N° 2



gasíferos, esto quiere decir también que sonpropietarios del excedente generado y del usoque dan al mismo. El Estado no tiene la míni-ma injerencia, sólo capta impuestos estableci-dos por ley. Las empresas transnacionales sebenefician de la renta económica, la cualexpresa la diferencia entre ingresos y costos.

La Ley de Hidrocarburos mencionadacambia drásticamente la concepción de exce-dente hidrocarburífero, la anterior Ley No.1194 era taxativa al señalar que el Estado erapropietario de las reservas, de la producción ycomercialización, por lo tanto participaba y erael directo beneficiario de la generación, dis-tribución y uso del excedente. En cambio, laley actualmente vigente, señala que el Estadoes propietario de las reservas de gas pero no dela producción y de la comercialización delíquidos y de gas, por lo tanto, le excluye delcircuito de la generación, apropiación y usodel excedente. En esta perspectiva el Estadosólo se beneficiará del sistema tributario. Porsupuesto, este es un cambio cualitativo.

A partir del inicio de la capitalización y laimplementación de la Ley de Hidrocarburos1689, proliferaron los Contratos de RiesgoCompartido entre YPFB y las empresaspetroleras extranjeras, para las fases de explo-ración y explotación.

La nueva Ley de Hidrocarburos permitióque YPFB suscriba hasta diciembre de 2001,84 Contratos de Riesgo Compartido. Desdela vigencia de los Contratos de RiesgoCompartido la inversión en exploración yproducción aumentó en forma significativa,se invirtieron 2.300 millones de dólares, a un

promedio anual de 461 millones, el resultadoobtenido, en el ámbito de la exploración, esel descubrimiento de significativas reservasde gas natural.

Clasificación de hidrocarburosnuevos y existentes

La administración de Sánchez de Lozada,en la Ley de Hidrocarburos 1689 introduce unaclasificación de los campos petroleros en nue-vos y existentes. Se denominan existentes a lasreservas probadas y probables en producción ehidrocarburos nuevos a los reservorios quetienen esa calidad. Bajo esta denominación loscampos San Alberto y San Antonio eran califi-cados como reservas probables, en consecuen-cia eran catalogadas como campos existentes.

El mismo gobierno el 26 de junio de 1996,casi en forma inmediata, promulga la Ley No.1731, con el objeto de efectuar un cambio sus-tantivo con relación a la 1689. Consistió enredefinir los campos existentes, sólo quedan enesta calidad los reservorios probados que estánen producción y las reservas probables en pro-ducción se consideran como hidrocarburosnuevos, esta decisión afectó principalmente alos campos San Alberto y San Antonio ya queson denominados nuevos.

Reservas hidrocarburíferas totales

Desde 1997 el descubrimiento de reservasde gas natural y de petróleo fue bastante signi-ficativo, las reservas de gas certificadas(probadas y probables) pasaron de 5.69 a 52.29trillones de pies cúbicos. En el caso del petróleose pasó de 200 a 929 millones de barriles.


Artículo Primero56

Reservas nuevas y existentes por departamentos

La clasificación de campos estipuladaen la Ley 1731 permite detectar sus efectosen las reservas de gas natural, sólo el 3.0% corresponde a hidrocarburos existentesmientras que el 97.0% son nuevos (CuadroNo. 5). Como decíamos anteriormente enesta categoría están incluídas las reservas deSan Alberto y San Antonio porque la Ley1731 define a las probables como nuevas.

Cochabamba, Chuquisaca, Santa Cruz yTarija son los departamentos productores dehidrocarburos, sin embargo la importancia deéstos es diferente debido a la presencia de

reservas en cada uno de ellos. Respecto al gasnatural, considerando la clasificación men-cionada Chuquisaca y Santa Cruz tienen unpeso importante en la categoría de existentesya que ambos tienen un peso de 94%, en losnuevos Tarija casi pasa a tener un monopolioabsoluto ya que en su territorio se encuentra el90% de estas reservas. Considerando el total,se ratifica la importancia del departamento deTarija, participa con el 87.5%.

En el caso de las reservas de petróleo ycondensado ocurre una trayectoria similar ala descrita para el gas natural, Tarija es elprincipal departamento productor y por esarazón se beneficiará de las inversiones y delas regalías, como veremos más adelante.

Reservas Nacionales de Gas Natural

1997 1998 1999 2000 2001 2002PROBADAS (P1) 3.75 4.16 5.28 18.31 23.84 27.36PROBABLES (P2) 1.94 2.46 3.30 13.90 22.99 24.93P1 + P2 5.69 6.62 8.58 32.21 46.83 52.29POSIBLES (P3) 4.13 3.17 5.47 17.61 23.18 24.87P1 + P2 + P3 9.82 9.79 14.05 49.82 70.01 77.16TCF: En trillones de pies cúbicos americanosFuente: Informe mensual, Diciembre 2001. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)

Reservas Nacionales de Petróleo/Condensado (MMBLL)

1997 1998 1999 2000 2001 2002PROBADAS (P1) 116.1 141.9 151.9 396.5 440.5 477PROBABLES (P2) 84.8 74.8 88.6 295.5 451.5 452.1P1 + P2 200.9 216.7 240.5 692.0 892.0 929.1POSIBLES (P3) 110.2 43.6 96.5 345.1 469.8 473.9P1 + P2 + P3 311.1 260.3 337.0 1,037.1 1,361.8 1403.0

MMBLL: En millones de BarrilesFuente: Informe mensual, Diciembre 2001. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)

Cuadro N° 3

Cuadro N° 4

Cuadro N° 5



Reservas hidrocarburíferas por contratosde riesgo compartido

Resultado del marco legal vigente, existentres tipos de Contratos de Riesgo Compartido,los que se suscribieron con las empresas capi-talizadas, con las que estaban antes de la capi-talización y que hoy se llaman empresas con-vertidas, y con las que ingresaron resultado delicitaciones nuevas. En este contexto, el des-cubrimiento de reservas de gas natural se dis-tribuyó en estos tres tipos de Contratos, lo

sobresaliente de la propiedad es que en el año2002, las empresas convertidas, las que estu-vieron antes de la capitalización con Contratosde operación, controlan el 88.5% de las reser-vas, las empresas capitalizadas el 9.1% y lasque ingresaron por licitación el 2.4%.

Por supuesto este comportamiento tam-bién se presenta en la propiedad de las reser-vas de petróleo. Las empresas petrolerasestablecidas en el país con la figura jurídicade Contratos convertidos tienen bajo su

Distribución de Reservas Existentes y Nuevas (por Departamento)

1 de enero de 2002GAS NATURAL (TCF)Departamento Hidrocarburos % del total Hidrocarburos % del total Reserva % del

Existentes Nuevos Total de Gas TotalCochabamba 0.0081 0.5% 1.0144 2.0% 1.0225 2.0%Chuquisaca 0.4185 26.3% 0.2542 0.5% 0.6727 1.2%Santa Cruz 1.088 68.3% 3.7699 7.4% 4.8579 9.3%Tarija 0.0779 4.9% 45.6647 90.1% 45.7425 87.5%TOTAL (P1+P2) 1.5925 100.0% 50.7031 100.0% 52.2956 100.0%PORCENTAJE 3.0% 97.0%Fuente: Idem

Distribución de Reservas Existentes y Nuevas (por departamento)

1 DE ENERO DE 2002PETROLEO Y CONDENSADO (MMBll)Departamento Hidrocarburos % del total Hidrocarburos % del total Reserva % del

Existentes Nuevos PET/Cond TotalCochabamba 3.6334 13.1% 65.3532 7.3% 68.9865 7.4%Chuquisaca 4.1521 14.9% 3.4443 0.4% 7.5964 0.8%Santa Cruz 17.9269 64.4% 75.9804 8.4% 93.9074 10.1%Tarija 2.1044 7.6% 756.5681 83.9% 758.6725 81.7%TOTAL (P1+P2) 27.8168 100.0% 901.3460 100.0% 929.1628 100.0%PORCENTAJE 3.0% 97.0%Fuente: Idem

Cuadro N° 6


Artículo Primero58

poder el 87.0% de las reservas de petróleo ylos otros dos contratos controlan el saldo.

Reservas por empresa, operador y campos

Por empresa

Las condiciones legales imperantes en elsector hidrocarburífero permitieron el ingreso yestablecimiento de empresas transnacionales quetienen relevancia en el contexto internacional.

Hasta diciembre de 2001 estuvieronoperando en Bolivia 18 empresas o com-pañías provenientes de diferentes países, laempresa Repsol YPF, tiene una presenciasignificativa porque Andina y Maxus se constituyen en sus principales filiales.

La propiedad de los 52 trillones de piescúbicos se distribuye entre las 18 compañíasextranjeras que operan en Bolivia, resalta laparticularidad de que cinco empresas: AndinaS.A (24.8%), Total Exploration ProductionBolivie (14.0%), Petrobras Bolivia S.A(13.8%), Maxus Bolivia INC (9.8%) y BGExploration y Production Ltda (9.6) controlanel 72% de las reservas de gas natural. Debidoa la presencia de afiliadas cuatro empresascontrolan el 72%, sobresaliendo Repsol YPFcon el 34.6%, Total, Petrobras y BG.

De las cinco empresas mencionadas sólouna, Andina S.A., es parte de la capitalización,es decir tiene la obligación de entregar el 50% delas ganancias, mientras que las otras cuatro sonproducto de la Ley de Hidrocarburos, gozan de

la totalidad de las ganancias y la única obli-gación que tienen es la de cancelar los impuestosestablecidos por las normas legales vigentes.

Entonces es necesario resaltar la fuerteconcentración de las reservas de gas naturala favor de pocas empresas. Este proceso deconcentración también es válido para el casode las reservas de petróleo y condensado.

Por operador y campos

Tres operadores y sus socios controlan44.55 TCF, es decir el 85% de las reservas degas probadas y probables. El descubrimientode reservas generó un fuerte proceso de con-centración a favor de 6 empresas.

Los campos hidrocarburíferos más rele-vantes en los cuales está presente la mayorcantidad de reservas de gas natural y de líqui-dos son: San Alberto, San Antonio, Margarita,Itaú y Madrejones. En los cuatro campos quese señalan, Total EPB, Maxus, Petrobras yPluspetrol, son los operadores, participan conéstos otras empresas quienes tienen diferentenivel de participación de acuerdo al peso rela-tivo en la composición de las reservas. Así enlos campos San Alberto y San Antonio tienenpresencia tres empresas. La presencia de unade ellas, Andina, se debe al proceso de capita-lización y las otras dos están por la Ley deHidrocarburos. Este campo está fundamental-mente asociado al mercado del Brasil.

En los campos Itaú y Margarita las empre-sas que tienen presencia responden a la Ley deHidrocarburos. Las empresas Petrobras, Total,Andina y BG participan en dos campos, por



supuesto, este hecho les asigna bastante impor-tancia. Margarita permitió la conformación deun consorcio de empresas cuyo proyecto prin-cipal es el de la exportación de gas natural aMéxico y Estados Unidos. Se estima que Itaútambién se asociaría a este proyecto.

En el campo Madrejones participa la empre-sa argentina Pluspetrol, cuya finalidad es la dealimentar el mercado de este país limítrofe.

Privatización del Downstream

El gobierno de Hugo Bánzer Suárez(1997-2002) decidió privatizar las activi-dades del Downstream, refinación, comer-cialización y almacenaje, y, por lo tanto,desintegrar definitivamente la cadena delsector hidrocarburos, controlado por YPFB,para tal efecto recurrió a la Ley dePrivatización.

Campos Operador y Socios

TCF % Posicion (2) Nacionalidad

1) SAN ALBERTO Y SAN ANTONIO 20.57 100

Petrobrás Bolivia S.A.(1) 35 12 Brasil

Total EBP 15 8 Francia

Andina S.A. (Repsol YPF) 50 16 España

2) ITAU 10.39 100

Total EBP(1) 41 8 Francia

Exxon-Mobil B de P 34 EEUU

BG (ex Tesoro Bol.) 25 7 Gran Bretaña

3) MARGARITA 13.59 100

Maxus Bolivia (Repsol YPF)(1) 37.5 16 España

BG 37.5 7 Gran Bretaña

Unión Texas de Bolivia 25 EEUU

4) MADREJONES 0.16 100

Pluspetrol 100 Argentina

5) OTROS

Andina S.A. (Repsol YPF) 2.68 16 España

Chaco S.A. (BP) 2.08 7 Gran Bretaña

Otros con menos de 2 TCF 2.83

TOTAL 52.3

(1) Operador

(2) Posición en el mercado internacional

Fuente: Elaboración propia con base en YPFB y Energy Press

Cuadro N° 7


Artículo Primero60

Refinación y distribución

En noviembre de 1999, Petrobras en aso-ciación con la empresa argentina PérezCompanc International se adjudicó, por unvalor de 102 millones de dólares, las refine-rías Gualberto Villarroel del Departamentode Cochabamba y Guillermo Elder Bell deSanta Cruz. La capacidad instalada de refi-nación de ambas plantas totaliza 47.250 barriles/día. Para administrar las refinerías seconformó la Empresa Boliviana deRefinación, con participación de Petrobrás(70%) y de Pérez Companc (30.0%).

Además de operar ambas plantas, laEBR suministra carburantes a todo el país.Se adjudicó los servicios de distribuciónmayorista de carburantes, para tal efectolas dos empresas mencionadas formaron laEmpresa Boliviana de Distribución (EBD).En noviembre de 2001 la EBD lanzó laprimera estación de servicio con la marcaEBR y en diciembre el primer surtidor conla marca Petrobrás. Está previsto imple-mentar 70 surtidores con la marca EBR yotros 10 con la marca Petrobras.

Almacenaje

La Compañía Logística de HidrocarburosBolivia (CLHB), empresa holandesa delConsorcio Oil Tankin, se adjudicó la privati-zación de la Unidad de Poliductos yAlmacenaje por un valor de 15 millones dedólares. Esta empresa transporta y almacenaderivados de petróleo para el mercado interno,a su vez vende a los mayoristas calificados yéstos a los minoristas. Esta empresa, en parti-

cular la actividad que realiza no está regulada,está en función del criterio de las empresas.

III.- Bolivia en el contexto latinoamericano

Los descubrimientos de reservas de gas na-tural acontecidos en el país, a partir de 1997, lesitúan de otra manera en el contexto sudameri-cano. Las reservas certificadas en la subregiónalcanzan a 123.7 trillones de pies cúbicos, el42% es de propiedad de Bolivia, el 20.8% de laArgentina y el 16.6% de Venezuela. Cabe acla-rar que la diferencia entre Bolivia y Venezuelase refiere al hecho de que en la segunda, lasreservas tienen un fuerte componente líquido, esdecir el gas natural sólo se produce siempre ycuando lo indispensable sea el petróleo, o enotras palabras debería tenerse asegurado merca-do para el líquido. Incluyendo gas asociado lasreservas del mismo alcanzan a 180 TCF.

En cambio, para el caso boliviano, loscampos son secanos, esto quiere decir que lopredominante es el gas y el petróleo losecundario, en consecuencia la producciónestá determinando por los mercados de gasnatural. Entonces considerando las carac-terísticas de Venezuela, Bolivia ocupa elprimer lugar seguido de Argentina,Venezuela, Perú, Brasil y Chile.

Compromisos de ventas y reservasdisponibles

Considerando el mercado externo e internoel compromiso total asciende a 10.5 TCF,equivalente al 20% del total, en consecuencia



hasta el momento las empresas transna-cionales tienen reservas disponibles que alcan-zan a 41.8 TCF, es decir el 41.8% del total.

Exportación de gas natural

Mercado brasileño

Antes de la Capitalización se suscribió uncontrato de exportación de gas natural alBrasil, en el mismo se señalaba que el Estadoboliviano asumía la obligación de cumplir conel volumen exportado, si por alguna razónBolivia incumplía, tenía que pagar multas.También se estipulaba que debería cubrir lademanda interna, antes de la exportación.

El contrato entre YPFB y Petrobras teníala característica de sellar el DerechoPreferente que consistía en la prioridad deabastecimiento de gas a la exportación alBrasil. Entonces antes de la capitalización sepresentaron condiciones favorables para laexportación de gas al Brasil y la construccióndel gasoducto, existían compromisos for-males y bilaterales entre Bolivia y Brasil.Inclusive Petrobras expresó interés por construir el gasoducto con una ingenieríafinanciera que consistía en otorgar crédito aYPFB para que cubra el tramo que tenía que

realizar, la cancelación de la deuda deberíaser en gas exportado. En 1992 se firma elpreacuerdo para la exportación de gas alBrasil. En 1995 se firma el contrato y enagosto de 1996 se firma el contrato comple-to con todas las addendas.

Por lo tanto, no debería ser extraño quePetrobras no haya participado de laCapitalización de YPFB, primero, porquetenía estos compromisos bilaterales y, segun-do, se sospecha que conocía con profundidadla información técnica acerca de la presenciade importantes reservas de gas. No le conveníaporque además debería participar el 50% delas ganancias con los ciudadanos bolivianos,como no tomó esta decisión ahora disfruta enexclusividad las ganancias obtenidas. De estamanera adquiere la concesión preferencial delos campos San Alberto y San Antonio.

Los acuerdos anteriores a la capitalizaciónentre YPFB y el gobierno brasileño y la pre-sencia de Petrobras en los campos San Albertoy San Antonio viabilizaron la exportación degas natural. Para tal efecto se construyó elgasoducto Bolivia-Brasil con una extensióntotal de 3150 km, en el lado boliviano setendieron 557 km de longitud. La capacidadplena del gasoducto es de 30 MM m3/día.

Compromisos de Ventas y Reservas Disponibles

Pais TCF %Brasil 7.9 15.11Termoelectrica de cuiaba 1.2 2.29Mercado Interno 1.4 2.68Reservas Disponibles 41.8 79.92Total reservas 52.3 100.00Fuente: VMEH

Cuadro N° 8


Artículo Primero62

La construcción del gasoducto implicó,en el lado brasileño y boliviano, diseñar unaingeniería técnica y financiera, además laasociación de diferentes empresas transna-cionales, el costo total ascendió a 2000 millones de dólares.

Si bien existe el compromiso de destinar30 MMm3/día de gas, hasta el momento nose logró transportar esta cantidad porque, poruna parte, en Brasil están generando lascondiciones favorables para expandir lademanda y, por otro, las empresas que par-ticipan en los campos San Alberto y SanAntonio destinarán el gas comprometido apartir de 2004. El contrato de exportaciónestá regido por el sistema “take or pay”, estoimplica la obligación del gobierno del Brasil,o lo que es lo mismo de Petrobrás de pagar elvolumen comprometido aún cuando noadquieran o utilicen verdaderamente en elmercado5. Actualmente se debería estarexportando 24 MMm3/día y sólo se envía10.1 MMm3/día

Los acuerdos de exportación de gas naturalse dieron en el marco de un conjunto de crite-rios coincidentes entre YPFB y Petrobras, elprecio del gas en boca de pozo se definió en$us 1.20 por MMBTU, la tarifa de transporteen $us. 2.0 por MMBTU y el precio en puntode recepción de la distribuidora (city gate) a$us. 3,30 por MMBTU.

Actualmente, debido a las restriccionespara cumplir el compromiso de compra de30MMm3/día por parte de Petrobras, sedesató una polémica riesgosa para los intere-

ses del país. La empresa TransportadoraBrasileña del Gasoducto (TBG) logró acuer-dos con el gobierno de Bolivia para analizarel precio del gas en la cadena de valor conserios riesgos de que el resultado sea desfa-vorable porque se estaría pensando reducir elprecio en boca de pozo, lo cual, porsupuesto, afectaría enormemente las regalíasy participaciones que perciben los departa-mentos productores de gas natural y elTesoro General de la Nación.

En las condiciones que rige el contrato decompra y venta de gas natural, suscrito porYPFB y Petrobras en 1999 se inició laexportación de este energético. El 2001 seenvió 10.1 MMm3/día, reflejándose en 225.9millones de dólares, en comparación a 1999 elvolumen y valor tuvieron una elevación signi-ficativa. Comparando con el valor de lasexportaciones totales, las exportaciones de gasnatural se incrementaron, el 2001 tuvo un pesode 16.84%, mientras que el 2000 sólo de 9.0%.Se estima que en el futuro mejorará por la ele-vación de los volúmenes y porque la composi-ción y el valor de las exportaciones totales nosufrirán cambios significativos.

Las proyecciones realizadas indican que laproducción y exportación de gas naturalaumentará a partir de 2002 ya que se debecumplir los compromisos con Brasil. El valorde las exportaciones tendrá un comportamien-to ascendente partirá de 600 millones, el 2009se obtendrá 2,228 y el último 2,143 millones.

Es pertinente alertar que la elevación delas exportaciones, en especial el ingreso de

5 Información a mayo del 2002. Energy Press No. 93, junio 2002.



divisas no beneficiará a la sociedad boliviana,las empresas transnacionales entregarán laparte tributaria que le corresponde al TGN y alos departamentos productores. Como el con-sorcio está conformado por empresas extran-jeras se estima que el grueso del valor de lasexportaciones se oriente al exterior, bajo lamodalidad de remisión de utilidades.

IV.- Régimen fiscal del sectorhidrocarburos

Sistema tributario antes de la capitalización

Antes de 1996 el TGN se nutría de losrecursos del sector hidrocarburos mediante latransferencia obligatoria que debía realizarYPFB resultado de las ventas de petróleo, gasnatural y derivados que realizaba en el merca-do interno y externo. También entregaba a losdepartamentos productores de hidrocarburoslas regalías correspondientes, el 11% a los

productores y el 1% de regalía compensatoriaa favor de Beni y Pando.

Con la promulgación del DS. 21060, 29 deagosto de 1985, YPFB tenía la obligación detransferir a favor del TGN el 65% de sus ingre-sos, esta fuente se constituyó en un soporte fun-damental para éste y la estabilización monetariay financiera. Entre 1985 y 1996, en promedioanual, esta empresa transfirió al TGN la sumade 339 millones de dólares (Cuadro No. 1).

Sistema tributario actual

Impuestos en el Upstream

Con la promulgación y puesta en vigen-cia de la Ley de Capitalización, la de hidro-carburos y la modificación de la Ley 843, sepone en marcha un nuevo sistema tributariopara el sector petrolero. La clasificación delos hidrocarburos en existentes y nuevos esfundamental para el actual sistema tributario.

Hidrocarburos Existentes PorcentajeParticipación Departamental 11.0Regalías Nacionales (Beni y Pando) 1.0Regalías Nacionales Complementarias 13.0Participación Nacional 19.0Participación a Y.P.F.B. (s/Prod. Bruta Hidrocarburos) 6.0TOTAL 50.0

Hidrocarburos Nuevos PorcentajeParticipación Departamental 11.0Regalías Nacionales (Beni y Pando) 1.0Regalías Nacionales Complementarias 0.0Participación Nacional 0.0Participación a Y.P.F.B. (s/Prod. Bruta Hidrocarburos) 6.0TOTAL 18.0

Cuadro N° 10

Cuadro N° 9


Artículo Primero64

Impuesto Alicuota ComentarioImpuesto al ValorAgregado (IVA) 13%

Ley 843, Art. 1° incisos a y b. Controladopor el Sistema Nacional de ImpuestosInternos (SNII)

Impuesto a lasTransacciones (IT)

3%

Impuesto a la remisiónde las utilidades al exterior (IRUE)

3%

En esta etapa se encuentran exentos deacuerdo a la Ley 1731, Art. 3° incisos (j)

Impuesto a las Utilidadesde las Empresas (IUE)

25% sobreUtilidades Netas

Ley 843, Art. 38, numeral 2. Acreditablecontra la Regalía Nacional Complementaria.Sistema controlado por el SNII.

SURTAX Alícuota adicionaldel 25%

Es la alícuota adicional a las utilidadesextraordinarias por actividades extractivasde recursos naturales no renovables. Laalícuota se aplicará previa deducción dealgunos conceptos citados en la Ley 1731Art. 1°. Sistema controlado por el SNII.

Actividad ImpuestoRefinación. Empresa Boliviana de Refinación (EBR) IVA, IT, IUE, IEHD, IRUETransporte IVA, IT, IUE, IRUEAlmacenaje IVA, IT, IUE, IRUEComercialización (Mayorista y minorista) IVA, IT/ Margen mayorista o sobre

margen minorista, IUE e IRUEExportaciónAranceles sobre importación CEDEIM (Verificación del crédito)

Tributos en el Dowstream

Comprende las etapas de refinación,transporte, almacenaje, comercializa-

ción (mayorista y minorista) y exporta-ción. Todas estas actividades se encuen-tran gravadas por los siguientes impues-tos.

Impuesto Especial a los Hidrocarburos yDerivados (IEHD)

El IEHD surge en febrero de 1995, gravalas fases de la comercialización de hidrocar-buros y derivados en el mercado interno,sean estos producidos internamente o impor-

tados. Es un impuesto indirecto, hoy en díala variable fundamental para asegurar latransferencia de excedentes de los consumi-dores a favor del Estado boliviano. LaEmpresa Boliviana de Refinación (EBR)hace las veces de agente de retención delimpuesto.

Cuadro N° 11

Cuadro N° 12

Impuesto al Valor Agregado (IVA), a las Transacciones (IT), a las Utilidades de lasEmpresas (IUE) y a las utilidades extraordinarias (SURTAX)

Transferencias del sector hidrocarburífero privatizado al TGN

Como decíamos anteriormente, la Ley deHidrocarburos y la modificación a la Ley 843generaron un nuevo sistema impositivo para elsector hidrocarburífero. Este debe beneficiar a losdepartamentos productores mediante regalías y alTGN a través de impuestos indirectos (Impuestoespecial a hidrocarburos y derivados, impuesto alvalor agregado e impuesto a las transacciones),impuestos directos (impuesto a la utilidad de lasempresas e impuesto a la remisión de uti-lidades al exterior) y el impuesto a las utilidadesextraordinarias, llamado SURTAX.

Desde 1997, tomando en cuenta elcomportamiento global de los impuestosmencionados, la transferencia promedioanual del sector hidrocarburos a favordel TGN alcanza a 397 millones dedólares. En comparación al periodo ante-rior a las reformas del sector, esta trans-ferencia es superior en sólo 58 millonesde dólares, si contemplamos los grandesesfuerzos que se hicieron para entregarlas reservas, refinerías, transporte, alma-cenaje y comercialización a favor de lasempresas transnacionales, hasta elmomento esta captación guarda unaamplia asimetría.



Regalías y Participaciones (Millones de dólares americanos)

1997 1998 1999 2000 2001Regalía departamental 11% 19.78 29.51 31.97 55.89 65.52 Regalía Nacional compensatoria: 1% 1.80 2.68 2.91 5.08 5.96 Total regalías (11%+1%) 21.58 32.19 34.87 60.97 71.47 Total T.G.N. 42.35 64.48 46.36 85.94 79.71 Regalía Nacional complementaria:13% 17.04 25.16 18.35 33.26 30.72 Participacion nacional:19% 25.31 39.31 28.01 52.68 48.99 Participacion Y.P.F.B.6% 10.66 18.75 18.24 33.05 37.05 Total participaciones 53.01 83.23 64.59 118.99 116.76 Total Regalías y participaciones 74.59 115.42 99.47 179.96 188.23 Fuente: Viceministerio de Energía e Hidrocarburos

Trayectoria de las regalías y las participaciones

En el periodo 1997-1999 el comportamientode regalías y participaciones tuvo una relativaestabilidad porque los precios como laproducción de gas natural, petróleo y GLP nosufrieron alteraciones. A partir de 2000 lasregalías y participaciones sufren una elevación

considerable, este hecho es consecuencia de laelevación de los precios en el mercado interna-cional, los miembros de la Organización dePaíses Productores de Petróleo (OPEP) lograronregular la producción, aspecto que influyó paraque los precios del petróleo, los derivados y elgas natural aumenten. El precio del gas naturalen boca de pozo fluctuó por esta razón entre 1.20y 1.47 dólares el millar de pies cúbicos.

Cuadro N° 13


Artículo Primero66

Retomando el análisis integral del sistematributario hidrocarburífero y con base en lodicho hasta el momento es pertinente profun-dizar indicando que en 1995, antes de la capi-talización, los ingresos del TGN provenientesdel sector en cuestión estaban respaldados,básicamente, por las transferencias efectuadaspor YPFB, en la estructura del ingreso delTGN tenía un peso del 96%, los demásimpuestos eran bastante marginales.

El 2001, periodo en el cual tiene unaamplia vigencia las reformas en el sectorpetrolero, la composición del ingresopercibido por el TGN está, fundamental-mente, explicado por los recursos aportadospor los impuestos indirectos, IEHD, IVA eIT, conjuntamente aportan con el 62.0%. Le

sigue en importancia regalías y participa-ciones captadas por el TGN y por YPFB,integralmente aportan con el 37.8%. Losimpuestos sobre utilidades y remisión deganancias al exterior tienen un pobre desem-peño ya que sólo explican el 3.4% del ingre-so percibido por el TGN.

La constatación y análisis efectuadohasta el momento permite derivar variosaspectos. Primero, la modificación del sis-tema tributario hidrocarburífero generóvarias fuentes de contribución al TGN, lascuales tienen, hasta el momento, diferentedesempeño; segundo, el ingreso del TGNdepende fundamentalmente de los impuestosindirectos, al interior de ellos resalta elIEHD, además se convirtió en la variable de

Aporte del Sector Hidrocarburos al Tesoro General de la Nación

(Millones de dólares americanos)Transferen- IEHD (2) IVA/IT IUE y Participacion Regalía (13%) Totalcias YPFB Privados (1) Remesa (6%) Participación Captación

Año al TGN (1) Utilidades (1) TGN (3) (19%) TGN (3) TGN1990 350.19 350.191991 416.70 416.701992 358.66 358.661993 347.07 347.071994 320.68 320.681995 316.94 0.92 11.53 0.84 330.221996 365.85 9.2 11.11 2.32 388.481997 154.68 101.8 28.44 7.85 10.66 42.35 345.751998 149.44 193.4 29.75 12.67 18.75 64.48 468.461999 138.96 198.1 30.25 8.70 18.24 46.36 440.542000 15.20 212.2 34.39 9.48 33.05 85.94 390.272001 0.00 190.8 22.71 12.49 37.05 79.71 342.73(1) Ministerio de Hacienda y Servicio Nacional de Impuestos Internos.

(2)Fuente: Dossier estadístico 1990-2001. Vol. IV. Viceministerio de Tesoro y Crédito Público. Ministerio de Hacienda

(3) Fuente: Viceministerio de Energía e Hidrocarburos. Ministerio de Desarrollo Económico

Cuadro N° 14

Cuarto, los impuestos a las utilidades y ala remisión de las mismas al exterior, en loscinco años de capitalización no tuvieron undesempeño óptimo, mas aún si tomamos enconsideración la magnitud de las inversionesy del negocio petrolero. Quinto, el SURTAXhasta el momento es inexistente, se esperaque funcione y genere recursos significativosa partir de 2006, sexto, como los hidrocar-buros existentes desaparecerán hasta el 2006,el TGN dejará de percibir el 32% por con-cepto de regalías y participaciones, el SUR-TAX deberá no sólo compensar la contribu-ción realizada hasta el momento por este32% sino el de contribuir con recursos signi-

ficativos. Hasta el momento lo único que sepuede decir es que no existe y generó muchaexpectativa, además están presentes un con-junto de elementos que pueden evitar la generación de este impuesto.

Hasta el momento no se generó elimpuesto a las ganancias extraordinarias oSURTAX, se espera que a partir de 2006aparezca este impuesto porque la producciónde gas natural en los megacampos estará ensu plena capacidad. Por lo menos esta es laexpectativa de las autoridades gubernamen-tales y la justificación de varios ejecutivos delas empresas mencionadas.



ajuste para asegurar ingresos al TGN, por lomenos, semejantes al periodo anterior de lacapitalización, tercero, siendo los impuestosindirectos los centrales, quiere decir que losciudadanos bolivianos se constituyeron en lafuente principal ya que son ellos quienesaportan mediante la compra de los derivados

del petróleo, en otras palabras los ciudadanosbolivianos son los que están solventando elproceso de reformas que se dieron en el sec-tor. En los hechos se constituyeron en laprincipal fuente de financiamiento y de sub-sidio a las medidas que transformaron el fun-cionamiento del sector hidrocarburífero.

Aporte de Hidrocarburos al Tesoro General de la nacion (Porcentajes)

AÑO Transferencias IEHD IVA/IT IUE Y REGALIAS TotalYPFB PRIVADOS remesas TGN y YPFB General

1990 100,0 1001991 100,0 100,01992 100,0 100,01993 100,0 100,01994 100,0 100,01995 96,0 3,8 0,3 100,01996 94,1 5,2 0,6 100,01997 44,1 37,7 2,2 15,9 100,01998 30,7 47,6 2,6 20,0 100,01999 30,4 51,8 1,9 16,4 100,02000 3,7 63,2 2,3 32,2 100,02001 0,0 62,3 3,4 37,8 100,0

Cuadro N° 15


Artículo Primero68

Sin embargo es conveniente alertarsobre varios aspectos: se podrá captar esteimpuesto si una empresa percibe ingresosequivalentes a dos veces su capital inver-tido, no baje considerablemente el precioen boca de pozo, las utilidades de lasempresas no lleguen a un nivel adecuado,las empresas decidan no reinvertir en elpaís y no incorporen en su estructura degastos un conjunto de ítems, imposibili-tando la obtención de ganancias extraordi-narias.

Para que no ocurran estos hechos y elEstado pueda obtener importantes ingresospor este concepto es fundamental establecermecanismos sólidos de fiscalización, elEstado debería controlar estrechamente losestados financieros de las empresas transna-cionales, así se podría detectar anomalías ycorregirlas.

Por último, como las fuentes principalesde ingreso del TGN están rodeadas dedudas e incertidumbres, es fundamental queel Estado nacional genere y consolide losmecanismos pertinentes para el control, fis-calización y seguimiento del compor-tamiento económico-financiero de lasempresas extranjeras, de lo contrario, elTGN percibirá magros ingresos en com-paración a la dinámica que tomará el sectoren los próximos años. Además repetiríamosla historia del pasado en términos de rati-ficar las limitaciones estatales para contro-lar la distribución del excedente hidrocar-burífero. Si el Estado continuara con estalínea de conducta, los réditos o la rentagasífera beneficiarían marginalmente a lasociedad boliviana.

V.- Proyecto Pacific LNG

La cadena del proyecto LNG está conformada por 5 fases centrales:

Boca de pozo, se extrae gas natural

Transporte de gas natural y líquidos porgasoducto y oleoducto del campo Marga-rita hasta el puerto.

Planta de licuefacción en el puerto

Transporte de gas LNG en barcos metanerosdesde el puerto hasta Ensenada México.

Planta de regasificación.

En cada una de las fases existe precio,costo y rentabilidad, además de un preciofinal que está en la última fase de la cadena.Para conocer las ventajas y desventajas delproyecto no sólo debería haber realizado unestudio técnico, económico y financiero elConsorcio Pacific LNG sino también elEstado boliviano, de esa manera se hubierantenido dos criterios comparativos y así ladecisión asumida hubiera sido la mejor.

A pesar de esta importancia, la informa-ción que se conoce hasta hoy permite indicarque sólo el Consorcio efectuó este estudio, porlo tanto no se tienen elementos comparativos,en esta situación el Estado boliviano, las orga-nizaciones estatales del departamento deTarija y las organizaciones de la sociedadcivil aceptaron los resultados del estudiocomo algo incuestionable. Por esa razón,además, el país tuvo que discutir los puntosque definió el Consorcio. En otras palabras, la



agenda de temas a discutir para tomar deci-siones fue definida por el Consorcio.

Oscureciendo aun más el cuadro de nego-ciación, el gobierno boliviano no transparentóla información entregada por el Consorcio, nose conoce el estudio y por lo tanto los costos,precios y rentabilidad de las diferentes fasesde la cadena. El Estado boliviano asumió quela única forma de hacer rentable el proyecto esmediante la reducción del precio en boca depozo, por lo menos este es el tema de mayordiscusión, además de que sería rentable si seexporta por un puerto en territorio chilenoporque la construcción del gasoducto y deloleoducto sería a un costo bajo.

Tampoco se conocen la rentabilidad y elbeneficio que obtendría el Estado boliviano deproyectos colaterales que se instalarían alrede-dor de la cadena Pacific LNG, entre estospodrían estar las plantas de petroquímica, ven-tas de líquidos, conversión de gas natural enlíquidos, termoeléctricas y posible transforma-ción de agua salada en agua dulce. Segura-mente el estudio realizado por el consorcio in-cluye estos probables proyectos, por supuestoen el ambiente de desinformación el puebloboliviano no conoce de las bondades de éstos.

Otro tema central del proyecto tiene quever con la elección del puerto, como se conoceen Bolivia existe una deuda histórica a raíz delos tratados de paz firmados después de laGuerra del Pacífico. Sin el ánimo de mag-nificar el proyecto LNG, Bolivia enfrenta porprimera vez y, talvez sea la última, una opor-tunidad de saldar esta deuda histórica, en espe-cial por parte de los grupos dominantes enBolivia. Empero, hasta el momento se podría

señalar que el manejo por parte del gobiernode Jorge Quiroga no fue el más atinado, elresultado final es que se polarizó a la sociedadboliviana entre sectores que se inclinan porPerú y otros por Chile, además esta pola-rización está acompañada por la ampliación desentimientos regionales en el país y al interiordel departamento de Tarija.

Esta es una consecuencia de la desinforma-ción de la sociedad boliviana, no se conoce lapropuesta del gobierno boliviano y tampoco lasofertas presentadas por los gobiernos de Chiley Perú, se polarizó el país por el pésimo mane-jo que tuvo el gobierno. Lo inadmisible es queesto ocurra en una situación bastante delicada,en los últimos años, Bolivia vive una profundacrisis económica y social y, además, una crisisde identidad nacional. Por estas razones se con-sidera que el gobierno no tiene una posiciónauténtica sino que está yendo detrás de la agen-da que definió el Consorcio, en esa situación,por supuesto, es imposible compaginar losintereses nacionales con los empresariales.

VI.- Conclusiones y propuestas

No es posible contar con una única pro-puesta porque el gobierno de Gonzalo Sánchezde Lozada, en el periodo 1993-1997, ha sus-crito un conjunto de compromisos con agenciasmultilaterales y el gobierno de Estados Unidos,garantizando la inversión extranjera, en especialde empresas estadounidenses. Los contratos deriesgo compartido, suscritos por varias empre-sas extranjeras, también significan que la fe delEstado boliviano está comprometida, por otrolado, las empresas petroleras, presentes en elpaís, tienen fuerte influencia a escala interna-cional, debido a las redes políticas y económi-


Artículo Primero70

cas que construyeron. Bajo estas considera-ciones, se propone dos escenarios para su dis-cusión y posterior toma de decisiones.

Primer escenario

Reversión de la propiedad de las reservasy producción de gas natural y petróleo afavor del Estado boliviano, esto a su vezimplicaría la cancelación de los contratos deriesgo compartido suscritos con las empresasextranjeras. A su vez, esta decisión tendríados alternativas:

Vigencia inmediata de la Ley deHidrocarburos No 1194, del 16 de noviem-bre de 1990. Estuvo en curso hasta antes dela promulgación de la Ley de HidrocarburosNo. 1689, de 30 de abril de 1996.

Diseñar, aprobar e implementar un nuevomarco jurídico que cancele al que estávigente. Con este nuevo marco se recon-siderarían los temas que están en el debatenacional, propiedad, precios, mercados,industrialización, puertos y otros.

El supuesto para que este escenario pros-pere es que en el país exista un significativomovimiento político y social, tanto en elámbito urbano como en el rural. La preguntaque se formula ¿existe o se podría construirun ambiente de esta naturaleza?.

Segundo escenario

El marco hidrocarburífero actual es cua-litativamente diferente al periodo previo a lacapitalización y privatización del sector, los di-señadores de estas políticas y las empresas que

suscribieron los contratos de riesgo compartidono tenían expectativas semejantes a los resulta-dos obtenidos en los últimos años, se esperaba,en el mejor de los casos, un incremento dereservas para cumplir el contrato a Brasil.Ahora la realidad es distinta, en ese sentido espertinente reconsiderar las normas vigentes yaque se diseñaron y aprobaron para un contextodiferente, las empresas transnacionales, los par-tidos políticos y el gobierno tendrían que coin-cidir en esta lectura, en consecuencia mostraramplitud y predisposición para efectuar ajustesen la normatividad vigente.

Los contratos de riesgo compartido vigentespueden ser clasificados en contratos con lasempresas capitalizadas (Andina, Chaco yTransredes) y contratos con empresas que estánen el país en el marco de la Ley de Hidrocar-buros, la propiedad de las reservas certificadasde gas natural es de 10% a favor de las primerasy 90% a favor de las segundas. Como decíamos,estos contratos significan compromisos delEstado boliviano frente a la comunidad interna-cional, además está presente el sentimientonacional de recuperar la propiedad de las reser-vas de gas a favor del Estado boliviano.

Tomando en consideración todos estosaspectos el escenario estaría conformado pordiferentes fases interrelacionadas entre sí.

I.- Modificación o ajuste de contratos de riesgo compartido

1.-Política Nacional de Energía

Definición de una política nacional deenergía, contemplando las fases de propiedad,precios, mercados interno y externo, proyectos



de industrialización y otros. El Estado deberíaparticipar en cada una de estas fases.

2.- Reclasificación de reservas

Las reservas de gas natural y de petróleoactualmente definidas como probables, posi-bles y las futuras deberían pagar regalías y par-ticipaciones en un monto equivalente al 30%del precio en boca de pozo. Se sugiere este por-centaje porque guarda relación con el promediovigente en la mayoría de los países de AméricaLatina, además las empresas petroleras notienen problemas para pagar este porcentaje.

3.- Generar y desarrollar capacidad de fiscalización

El Estado boliviano tiene que generarcapacidad de seguimiento, control y fisca-lización hacia las empresas extranjeras paracaptar los tributos establecidos por ley y enmontos que reflejen las inversiones y elnegocio que realizan. Para tal efecto, es prio-ritario que el Estado tenga voluntad política,conforme una masa crítica de profesionalescon alta calificación y consolide o realice losajustes correspondientes en las institucionesencargadas de fiscalizar, para el caso elServicio de Impuestos Internos y elViceministerio de Energía e Hidrocarburos.Se necesita fiscalizar los ingresos tributariosdel Upstream (regalías y participaciones,IUE, IRUE; IVA, SURTAX) y del Dows-tream (IVA, IT, IUE, IRUE, IEHD)

4.- Revisión del SURTAX

Se tiene total incertidumbre acerca de losresultados y la concreción del impuesto a las

utilidades extraordinarias (SURTAX), por lotanto, se sugiere reglamentarlo para tenercerteza de su cobro y recaudación en montossignificativos, es decir no sólo sustituir lapérdida del 32% del TGN, sino el de obtenermontos mayores. Si la evaluación arrojaseresultados menores a las expectativas seríaconveniente reconsiderar su vigencia e intro-ducir soluciones que aseguren ingresos sig-nificativos a favor del TGN.

5.- Cotización en el mercado de capitales

Las empresas transnacionales tienenexperiencia y mecanismos que les permiteevadir u ocultar información sobre el estadofinanciero de las mismas, un ejemplo con-tundente es lo que ocurrió esta última tempo-rada en Estados Unidos con las transna-cionales ENRON y WORLDCOM. La expe-riencia latinoamericana además señala lasprácticas continuas de sobre y subfac-turación de estas empresas, por esa razónsería conveniente que el Estado bolivianoobligue a las empresas extranjeras cotizar enel mercado de capitales en Bolivia y en elexterior, de esa manera se transparentaría lainformación de los estados financieros y elpaís, mediante sus instituciones especia-lizadas, tenga posibilidad de realizar segui-miento, control y fiscalización.

6.- Precio de boca de pozo

Mediante YPFB, el Estado boliviano ten-dría que diseñar y aprobar metodologías parael cálculo de precios en boca de pozo. Estapropuesta se hace en consideración a la emer-gencia de diferentes proyectos de exportaciónen condiciones diferentes, es el caso de la


Artículo Primero72

venta a Brasil, Argentina y el proyecto proba-ble a Estados Unidos y México.

7.- Participación del Estado en los proyec-tos complementarios

La capitalización y privatización tam-poco contempló, ni eran las expectativas, laaparición de grandes posibilidades de desa-rrollar proyectos que implicarían incorpo-ración de valor agregado y la venta por ultra-mar, es el caso del LNG, conversión de gas alíquidos, termoeléctricas, petroquímica, fer-tilizantes y conversión energética del parqueautomotríz. En este nuevo contexto es funda-mental redefinir la participación del Estado,se sugiere que el mismo tenga una partici-pación entre el 10 y 20% del paquete accio-nario en cada uno de los probables proyectosa desarrollar.

8.- Ajustes a la Capitalización

Fuertes ajustes a los contratos con lasempresas capitalizadas. Primero, se debe pro-ceder con la elección de los directores, que re-presentan los intereses nacionales, en elParlamento Nacional asignando obligaciones yresponsabilidades, en especial información pe-riódica para conocer el estado financiero de lasempresas y las decisiones sobre temas centralesacerca del funcionamiento de las mismas.

Segundo, los directores, conjuntamentecon las instituciones encargadas, deberíanfiscalizar las ganancias y los dividendos delas empresas que entregan a las Admi-nistradoras de Fondos de Pensiones y, ter-cero, las acciones que teóricamente son depropiedad de los ciudadanos y están en poder

de las AFP, para evitar su futura privatizacióno venta, deberían ser revertidas a favor delEstado boliviano.

II.- Diseño, aprobacion e imple-mentacion de un nuevo marcojurídico

El supuesto fundamental que subyace en lapropuesta es que la reserva actual de gas natu-ral, que asciende a 52.3 TFC, corresponde altrabajo de exploración sólo en el 12% del terri-torio en el cual, potencialmente, habría reservasde gas natural, el mismo asciende a 500.000km2. Estimaciones de expertos en la materiaindican que en los próximos años la reservaactual podría ser multiplicada por 2 o 3 veces.

Por lo tanto, el nuevo marco jurídicoserviría para las reservas que se descubriríanen el futuro, lo cual posibilitaría recuperar lapropiedad para el beneficio de las genera-ciones que vienen en adelante.

El nuevo marco jurídico, que tendría quesustituir al vigente, deberá contemplar temasy aspectos centrales tales como la propiedadde las reservas y producción de los hidrocar-buros, mercados interno y externo, precio enboca de pozo, industrialización, rol de lasempresas transnacionales, regalías y partici-paciones y tributos.

El diseño, la aprobación e implemen-tación de un nuevo marco jurídico deberíareconsiderar la propiedad de las reservas y dela producción hidrocarburífera y la partici-pación del Estado en las diferentes fases de lacadena. Además debería constituirse en labase para diseñar una política nacional



energética y una nueva matriz tributaria. Elnuevo marco jurídico permitiría la suscripciónde contratos entre el Estado boliviano y lasempresas extranjeras a partir de una fechadeterminada.

El segundo escenario se orienta a recu-perar la propiedad de las reservas de gas na-tural y de petróleo, en especial, de los nuevosdescubrimientos. A su vez está orientado amejorar substantivamente los ingresos quepercibiría el Estado nacional por concepto deregalías, participaciones y tributos.

Además de asegurar la elevación de losingresos, es central definir políticas para el

uso de estos recursos y eludir de esta maneraexperiencias adversas como los saldos quedejaron los diferentes excedentes de materiasprimas. En esta dirección, se propone lanecesidad de una estrategia de desarrollonacional, en la cual se debería inscribir laorientación del uso de estos recursos. Se pro-pone la constitución de una organizacióndescentralizada con autonomía de gestiónpara que los recursos del gas natural se orien-ten, exclusivamente, a actividades que im-pliquen la reestructuración productiva y lageneración de empleo en el ámbito urbano yrural y, a su vez, la ampliación de coberturay mejoramiento de la calidad de los serviciosde educación y salud.

Bibliografia

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7.- Semanario Energy Press. Energía y Negocios. Santa Cruz.Varios números 2002.

8.- Moguillansky Graciela y Bielschowsky: Inversión y ReformasEconómicas. Ed. FCE, México, 2000.

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12.- Naciones Unidas: La Inversión Extranjera en América Latina,Santiago de Chile, 1999.

13.- Vera-Vassalo Alejandro C.: La Inversión extranjera y eldesarrollo competitivo en América Latina y el Caribe. Revistade Cepal No. 60, Santiago de Chile, 1996.

CAPÍTULO 2

Propuestas de laLey de Hidrocarburos

Gobierno Nacional - MAS/IPSP - CODEPANAL - Alejandro Almaraz - Ana C. Betancur

Proyecto de Ley de Hidrocarburosdel Poder Ejecutivo

Proyecto de Ley de Hidrocarburosde IPSP

Propuesta de Ley de Hidrocarburosde la Coordinadora de Defensa y Recuperación del Gas

Proyecto de Ley de Hidrocarburosde CODEPANAL

Restituyamos los Hidrocarburos al Patrimonio Nacional

Propuesto de Reglamento de Consulta yConcertación con Pueblo y Comunidades Indígenas



Título 1Disposiciones generales

Capítulo IAlcance de la Ley

Artículo 1. Las disposiciones de la pre-sente Ley de Hidrocarburos establecen losprincipios, procedimientos y normas funda-mentales del régimen jurídico de los hidro-carburos bolivianos.

Artículo 2. El aprovechamiento de losrecursos naturales debe responder a la políti-ca del Estado, resguardando la seguridad delmismo en procura, del bienestar del puebloboliviano.

Capítulo IIDe la propiedad de los hidrocarburos y delos principios generales

Artículo 3. De conformidad a loestablecido por la Constitución Política delEstado en su artículo 139, los yacimientosde hidrocarburos, cualquiera sea el estadoen que se encuentren o la forma en que sepresenten, son del dominio directo, ina-lienable e imprescriptible del Estado.Ninguna concesión o contrato podrá con-ferir la propiedad, de los yacimientos dehidrocarburos.

El aprovechamiento de los hidrocarburosdeberá promover y priorizar el desarrollointegral y sostenible del país.

El derecho de explorar y de explotar loscampos de hidrocarburos y de comercializarla producción obtenida, se ejerce por elEstado mediante Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos (YPFB).

YPFB ejecutará las actividades de explo-ración, explotación y comercialización me-diante contratos de Riesgo Compartido, deProducción Compartida o de Operación,suscritos con personas individuales o colecti-vas nacionales o extranjeras, de conformidada lo dispuesto en la presente Ley.

YPFB podrá ejecutar actividades deexplotación y comercialización medianteContratos de Asociados suscritos con elTitular de un Contrato de Operación.

El transporte de hidrocarburos y la dis-tribución de gas natural por redes será otor-gada mediante concesión administrativa dela Superintendencia de Hidrocarburos, portiempo limitado, en favor de personas indi-viduales o colectivas.

Las actividades de refinación, industria-lización, comercialización de productos refi-nados de petróleo y almacenaje, se ejercerán

Proyecto de Ley de Hidrocarburos*

* Borrador de Proyecto de Ley de Hidrocarburos elaborado por el Gobierno. Esta versión aún es sometida a modificaciones y ajustes.


Artículo Primero78

mediante personas individuales o colectivas,nacionales o extranjeras, públicas o privadas.

Artículo 4. Las actividades petroleras seregirán por principios de eficiencia, trans-parencia, calidad, continuidad, adaptabili-dad, neutralidad y libre competencia.

a) El principio de eficiencia obliga a laóptima asignación y utilización de losrecursos para el desarrollo sostenibledel sector de hidrocarburos.

b) El principio de transparencia, obliga alas autoridades responsables de losprocesos regulatorios, a conducirlos demanera pública, asegurando el acceso ala información a toda autoridad compe-tente y personas individuales y colecti-vas que demuestren interés. Las autori-dades reguladoras deberán rendir cuen-tas en cada gestión sobre el compor-tamiento y desarrollo del mercado, laasignación y utilización de sus recur-sos.

c) El principio de calidad, obliga acumplir los requisitos técnicos queestablezcan los reglamentos para cadaactividad.

d) El principio de continuidad obliga aque el abastecimiento de los hidrocar-buros y los servicios de transporte ase-guren satisfacer la demanda del merca-do interno de manera permanente.

e) El principio de adaptabilidad pro-mueve la incorporación de tecnología y

sistemas de administración modernos,que aporten mayor calidad y eficiencia,en la prestación de los servicios.

f) El principio de neutralidad, obliga altratamiento imparcial. a todas lasempresas que realizan actividadespetrolera. Las prácticas discriminato-rias o preferenciales están prohibidas.

g) Las personas individuales o colectivasdedicadas a las actividades del sectorhidrocarburos, desarrollarán sus activi-dades en el marco de la libre compe-tencia con sujeción a la Ley.

Articulo 5. En concordancia, con loestablecido en el artículo 25 de laConstitución Política, del Estado, dentro delos cincuenta (50) kilómetros de las fronterasnacionales, los extranjeros no podránadquirir ni poseer propiedades inmuebles porningún título, excepto el caso de necesidadnacional declarada por ley expresa.

Dentro de la zona de exclusión señalada,YPFB en representación del Estado, podrárealizar con personas extrajeras individualeso colectivas las actividades petroleras seña-ladas en el artículo 11 de la presente Ley,manteniendo en todo caso la titularidad, delderecho propicio sobre los inmuebles que,para fines de la industria petrolera se edi-fiquen dentro de dicha zona, estando inclusofacultado a ejercer posesión sobre dichosinmuebles aún por medio de terceros.

Articulo 6. Es libre la importación, laexportación y la comercialización de los



hidrocarburos, los productos refinados depetróleo, GLP de Plantas y productos indus-trializados, previa, provisión de losvolúmenes de gas natural requeridos paracumplir los contratos de exportación pacta-dos por YPFB con anterioridad a la vigenciade la presente Ley, los volúmenes requeridospara satisfacer la demanda del mercado inter-no de petróleo, gas natural, gas licuado depetróleo, GLP de Plantas, productos refina-dos de petróleo y los volúmenes de materiaprima requeridos por la industria petroquími-ca instalada en territorio nacional. Losvolúmenes citados serán establecidos por laSuperintendencia de Hidrocarburos.

Los precios de la comercialización delpetróleo, los productos refinados depetróleo, GLP, con destino a satisfacer lademanda del mercado interno se determi-narán a la Paridad de Exportación del pro-ducto de referencia.

Los precios de la comercialización delgas natural con destino a satisfacer la deman-da en el mercado interno, en tanto, la ofertasea mayor a la demanda, deberá reflejar uncosto marginal de largo plazo.

Los procedimientos para la determi-nación de los precios de comercializaciónde los productos mencionados en los dospárrafos precedentes serán reglamenta-dos.

Artículo 7. Las personas individuales ocolectivas, nacionales o extranjeras, públi-ca o privadas, que realicen las actividadesseñaladas en los incisos c), d) y g) del

Artículo 11 de la presente Ley, pagarán,para cubrir el presupuesto de fun-cionamiento de la Superintendencia deHidrocarburos y de la alícuota parte quecorresponda a la Superintendencia Generaldel SIRESE, las tasas que se señalan a con-tinuación:

Hasta el 1% del valor bruto obtenido delas tarifas de Transporte de hidrocarburospor ducto.

Hasta el 1% del valor bruto de las ventasde las refinerías de petróleo.

Hasta el 1% del valor de las ventas brutasde los concesionarios para la distribución degas natural por redes.

Dichos recursos estarán incluidos en elPresupuesto General de la Nación.

Artículo 8. La quema o venteo de gasnatural sólo podrá efectuarse con aprobaciónexpresa del Ministerio de Minería eHidrocarburos y supervisión de laSuperintendencia de Hidrocarburos. Estaademás informará a las autoridades secto-riales y de medio ambiente sobre violacionesa la Ley del Medio Ambiente y susReglamentos.

Artículo 9. La nominación de áreas deinterés hidrocarburífero para su posterior li-citación, cuando se encuentren en áreas pro-tegidas, será precedida, por consultas delMinisterio de Minería e Hidrocarburos a lascomunidades indígenas y campesinas quehabitan dichas áreas.


Artículo Primero80

Los permisos para realizar actividadespetroleras en áreas protegidas, deben seraprobados por los Ministerios de Minería eHidrocarburos y de Desarrollo Sostenible yPlanificación. Esta aprobación no implica ellevantamiento definitivo ni total del área pro-tegida.

Los procedimientos de la consulta y laotorgación de los permisos serán reglamen-tados.

Capítulo IIIDefiniciones

Articulo 10. A los efectos de la presenteLey, se adoptan las siguientes definiciones:

Almacenaje.- Es la actividad de acumu-lar hidrocarburos, productos refinados depetróleo y GLP en tanques estacionarios parasu comercialización.

Área Nominada.- Es el área de interéspetrolero, seleccionada, por una personaindividual o colectiva o por el Ministerio deMinería e Hidrocarburos, para ser licitada.

Boca de Pozo.- Es el punto de salida dela corriente total de fluidos que produce unpozo (Petróleo, gas natural, agua de forma-ción y sedimentos), previos a ser conducidosa un Sistema de Adecuación.

Campo.- Un área de suelo debajo delcual existen uno o más reservorios de hidro-carburos en una o más formaciones en lamisma estructura o entidad, geológica.

Contratista o Titular.- Es toda personaindividual o colectiva, que suscriba Contratode Operación, Contratos de RiesgoCompartido, Contratos de ProducciónCompartida y Contratos de Asociación conYPFB.

Contrato de Asociación.- Es el contratosuscrito entre YPFB y una persona indivi-dual o colectiva, nacional o extranjera, paraejecutar las actividades de explotación ycomercialización, adoptando el régimen delos Contratos de Asociación Accidental oCuentan en Participación establecidos en elCódigo de Comercio.

Contrato de Operación.- Es el contratosuscrito con YPFB, por el cual una personaindividual o colectiva, nacional o extranjera,ejecuta con sus propios medios y por suexclusiva cuenta y riesgo las actividades deexploración y explotación dentro del áreamateria del Contrato, bajo un sistema deretribución, en caso de ingresar a la fase deexplotación.

Contrato de Producción Compar-tida.- Es el contrato suscrito con YPFB, porel cual una persona individual o colectiva,nacional extranjera, ejecuta con sus propiosmedios y por su exclusiva cuenta y riesgode actividades de exploración y explotacióndonde YPFB tiene una participación en laproducción total y otra en la producciónneta.

Contrato de Riesgo Compartido.- Es elcontrato suscrito con YPFB, por el cual unapersona individual o colectiva, nacional o



extranjera, ejecuta con sus propios medios ypor su exclusiva cuenta y riesgo las activi-dades de exploración, explotación y comer-cialización.

Conversión de Gas Natural enLíquidos.- Es el proceso mediante el cual setransforma Gas Natural en líquidos sintéticosmediante procesos químicos, denominadogas a líquidos (GTL)

Comercialización de productos resul-tantes de la explotación.- La compra ventade petróleo, gas natural GLP de plantas yotros hidrocarburos medidos en el Punto deFiscalización.

Comercialización de productos refina-dos de petróleo e industrializados.- Lacompra - venta de productos resultantes delos procesos de refinación de petróleo eindustrialización.

Descubrimiento.- Es el hallazgo dehidrocarburos dentro del área del contratoque, en opinión de YPFB y del Contratista,no justifica el desarrollo, la explotación yproducción.

Descubrimiento Comercial.- Es elhallazgo de hidrocarburos dentro del área delcontrato que, en opinión de YPFB y delContratista, justifica el desarrollo, laexplotación y producción.

Distribución de Gas por Redes.- Es laactividad, de proveer gas natural, en calidadde servicio público, a los usuarios del área deconcesión, además de construir las redes,

administrar y operar el servicio bajo los tér-minos indicados en la presente Ley.

Exploración.- El reconocimientogeológico de superficie, levantamientosaereofotogramétricos, topográficos, gra-vimétricos, magnetométricos, sismológicos,geoquímicos, perforación de pozos ycualquier otro trabajo tendiente a determinarla existencia de hidrocarburos en un área ozona, geográfica. Es una actividad sujeta afiscalización y control de la Superintenden-cia de Hidrocarburos.

Explotación.- La perforación de pozosde desarrollo y de producción, tendido delíneas de recolección, construcción e insta-lación de plantan de almacenaje, de proce-samiento y separación de líquidos ylicuables, de recuperación primaria, secun-daria y mejorada, y toda otra actividad en elsuelo y en el subsuelo dedicada a laproducción, separación, procesamiento,compresión y almacenaje de hidrocarburos.Es una actividad sujeta a fiscalización y con-trol de la Superintendencia de Hidrocar-buros.

Gas Natural.- Los hidrocarburos que encondiciones normalizadas de presión y tem-peratura se presentan en estado gaseoso.

Gas Licuado de Petróleo (GLP).-Mezcla de propanos y butanos en propor-ciones variables, que puede encontrarse enfase gaseosa o fase líquida. El GLP pro-ducido en Punto de Fiscalización delSistema de Adecuación se denomina GLPde Plantas.


Artículo Primero82

Hidrocarburos.- Los compuestos decarbono e hidrógeno, incluyendo los elemen-tos asociados, que se presentan en la natu-raleza, ya sean en el suelo o en el subsuelo,cualquiera sea su estado físico.

Hidrocarburos Existentes.- Los hidro-carburos correspondientes a. las reservasprobadas de los reservorios definidos en laLey No. 1721 de fecha 25 de noviembre de1996.

Hidrocarburos Nuevos.- Todos loshidrocarburos no contemplados en la defini-ción de hidrocarburos existentes.

Industrialización.- Las actividades detransformación química de los hidrocarburosy los procesos industriales que tienen porfinalidad añadir valor agregado al gas natu-ral: Petroquímicos, Gas a Líquidos (GTL),producción de fertilizantes, úrea, amonio ymetanol. La licuefacción de gas natural seconsidera como proyecto de industria-lización.

Licuefacción de Gas Natural.- Procesoque permite modificar el estado físico delGas Natural, en un componente líquido.

Línea Lateral o Ramal.- Todas aquellastuberías que se interconectan con el SistemaTroncal de Transporte de hidrocarburos porducto.

Líneas de Recolección.- Son las tuberíasmediante las cuales el productor recolecta, ytraslada, la producción de sus pozos hasta laentrada del Sistema de Adecuación.

Operador.- Es el ejecutor de cualquierade los contratos establecidos en la presenteLey para efectuar las actividades de explo-ración y explotación designado por el o losTitulares.

Parcela.- La unidad de medida de lasáreas de exploración y explotación de hidro-carburos.

Planimétricamente, corresponde a uncuadrado de 5.000 (cinco mil) metros de ladoy a una superficie total de 2.500 (dos milquinientos) hectáreas. Sus vértices superfi-ciales están determinados mediante coorde-nadas de la Proyección Universal yTransversa de Mercator (UTM), referidos alSistema Geodésico Internacional WGS - 84Cada parcela esta identificada por el númerode la Carta Geográfica Nacional y por un sis-tema, rnatricial de cuadrículas petrolerasestablecido por el Ministerio de Minería eHidrocarburos.

Paridad de Exportación.- Correspondeal mejor precio de venta al cual un productorlocal puede colocar su producción en unmercado relevante de exportación.

Paridad de importación.- Correspondeal mejor precio de venta, al cual un consu-midor local puede conseguir el producto quese produce en un mercado relevante deimportación.

Petróleo.- Los hidrocarburos que encondiciones normalizadas de temperatura ypresión se presentan en estado líquido, asícomo la gasolina, natural y los hidrocarburos



líquidos que se obtienen en los procesos deseparación del gas.

Petroquímica.- Procesos químicos quepermiten reestructurar las moléculas de loshidrocarburos en polímeros, resinas, plásti-cos, fertilizantes y otros los cuales soncomúnmente denominados productos petro-químicos.

Producción Fiscalizada.- Losvolúmenes de Hidrocarburos medidos enPunto de fiscalización de la Producción.

Productos Refinados de Petróleo.- Seentiende por Productos Refinados dePetróleo los que se obtienen de los procesosde refinación del Petróleo.

Punto de Fiscalización de laProducción.- El lugar donde son medidoslos hidrocarburos resultantes de laexplotación en el campo después que losmismos han sido sometidos a un Sistema deAdecuación para ser transportados.

a) Para campos con facilidades deextracción, el Punto de Fiscalizaciónde la Producción, será a la salida, de laplanta ubicada, antes del Sistema deTransporte y debe cumplir con losrequerimientos de adecuación del gasde acuerdo a reglamentación

b) En los campos donde no existan facili-dades de extracción de GLP y/o gasoli-na natural, el Punto de Fiscalización dela Producción será a la salida del sis-tema, de separación de fluidos. Para

este efecto, los productores instalaránlos instrumentos necesarios, como ser:gravitómetros, registradores multiflu-jo, medidores másicos, cromatógrafospara análisis cualitativos y cuantita-tivos, registradores de presión y tem-peratura y todo equipo que permitaestablecer las cantidades de GLP deplanta y/o gasolina natural incorpo-radas en la corriente de gas naturaldespachada.

Refinación.- Procesos que convierten loshidrocarburos en productos denominadoscarburantes, combustibles, lubricantes,grasas, parafinas, asfaltos, solventes, GLP ylos sub-productos y productos intermediosque generen dichos procesos.

Regulación.- Es la actividad, realizadapor la Superintendencia de Hidrocarburos decumplir y hacer cumplir la Ley y la normati-va sectorial en materia de regulacióneconómica, fiscalización y control, disposi-ciones antimonopólicas y defensa de la com-petencia y cumplimiento de las normas téc-nicas y de seguridad.

Reservas Certificadas.- Son las reser-vas de hidrocarburos cuantificadas porempresas especializadas que correspondena la suma de Reservas Probadas y PreservasProbables.

Reservan Probadas.- Son las cantidadesde hidrocarburos que de acuerdo a informa-ciones geológicas y de ingeniería de reservo-rios, demuestran con razonable certeza, queen el futuro, serán recuperables los hidrocar-


Artículo Primero84

buros de los reservorios bajo las condicioneseconómicas y operacionales existentes.

Reservas Probables.- Son reservas dehidrocarburos no probadas, en las que losestudios geológicos y los datos científicossugieren que es más probable que sean recu-perables a que no lo sean.

Reservorio de Hidrocarburos.- Uno ovarios estratos bajo la superficie que esténproduciendo o sean capaces de producirhidrocarburos, con un sistema común de pre-sión, en toda su extensión, en los cuales loshidrocarburos estén rodeados por rocaimpermeable o agua. Para fines de la pre-sente Ley, Yacimiento y Reservorio deHidrocarburos son sinónimos.

Sistema de Adecuación.- Son las insta-laciones necesarias para acondicionar loshidrocarburos a ser transportados, de acuer-do a reglamentación. El sistema de ade-cuación deberá ajustarse a la naturaleza delos hidrocarburos que produzca el campo.

Sistema de Transporte.- Es el SistemaTroncal de Transporte, más las líneas la-terales o ramales. No incluye las líneas derecolección.

Sistema Troncal de Transporte.-Conjunto de tuberías de transporte de hidro-carburos por ducto que tiene concesión otor-gada por la Superintendencia deHidrocarburos.

Subparcela.- Unidad de medida de área,sin solución de continuidad o conexa, igual a

un rectángulo de 2,500 (dos mil quinientos)metros por 5,000 (cinco mil) metros, equiva-lente a media parcela.

Tarifa Estampilla.- Es la tarifa únicaque se aplica a las concesiones de Transportesin importar la distancia, transportada.

Transporte.- Es la actividad detrasladar hidrocarburos, productos refina-dos de petróleo y GLP de un lugar a otro,por medio de tuberías cumpliendo especifi-caciones y utilizando instalaciones comple-mentarias. Se excluye de esta definición ladistribución de gas por redes y líneas derecolección.

Unidades de Trabajo.- Las obligacionesde trabajo expresadas en números, para lasactividades exploratorias (geofísica, magne-tometría, gravimetría, perforación de pozosexploratorios y otras actividades explorato-rias), que deberán ser ejecutadas por elContratista de un Contrato en las diferentesfases de exploración.

Unidades de Liquidación.- Volumen oenergía equivalente a la alícuota delImpuesto Complementario a losHidrocarburos que valorizada, en bolivianos,corresponde a dicho impuesto.

YPFB.- Empresa Pública creada porDecreto Ley de 21 de diciembre de 1936.

YPFB Operaciones SAM.- Sociedad deEconomía Mixta de derecho privado creada,al amparo del Código de Comercio para par-ticipar en actividades petroleras.



Zona Tradicional.- Región con informa-ción geológica donde existe producción dehidrocarburos con explotación comercial. ElPoder Ejecutivo, mediante Decreto Supremodesignará las Zonas TradicionalesHidrocarburíferas.

Zona No Tradicional.- Región no com-prendida en la definición de ZonaTradicional.

Título IIDe la clasificaciónde las actividades petroleras Prohibiciones y habilitaciones

Capítulo IActividades petroleras

Artículo 11. Las actividades petrolerasse clasifican en:

a).- Exploración

b).- Explotación

c).- Transporte por ductos

d).- Refinación

e).- Industrialización

f),- Comercialización

g).- Distribución de gas natural por redes

h).- Almacenaje

Artículo 12. Cualquier persona indi-vidual o colectiva, nacional o extranjera,pública o privada, podrá ejecutar lasactividades señaladas en los incisos a), b)y f) del artículo 11 por medio de Contratosde Operación, de Contratos de RiesgoCompartido y de Contratos de ProducciónCompartida con sujeción a la presenteLey.

Las actividades señaladas en los incisosc), d) e), f) g) y h) del artículo 11, serealizarán mediante personas individuales ocolectivas, con sujeción a la presente Ley alCódigo de Comercio y otras disposicionesaplicables.

Previa autorización del Ministerio deMinería e Hidrocarburos, cualquier per-sona podrá realizar trabajos dereconocimiento superficial consistentes enprospección sísmica y perforación depozos para fines geofísicos, en áreas bajocontrato o en áreas libres. El Ministerio deMinería e Hidrocarburos concederá talespermisos para efectuar los trabajos indica-dos en áreas bajo contrato previa notifi-cación y coordinación con losContratistas.

Quienes realizaren las actividadesdescritas en el párrafo precedente ejecutaransus labores sin interferir ni causar perjuicioalguno a las operaciones bajo contrato yquedarán obligados a indemnizar a losContratistas, al Estado o a terceros, porcualquier daño ambiental o de otra natu-raleza, que produjeran.


Artículo Primero86

Capítulo IICarácter de utilidad pública

Artículo 13. Se declaran de utilidad pú-blica, encontrándose bajo protección delEstado, las actividades de exploración,explotación, transporte de hidrocarburos porductos y distribución de gas por redes, quedesarrollen las personas individuales ocolectivas, nacionales o extranjeras bajo unao mas de las modalidades previstas en la pre-sente Ley.

Capítulo IIIProhibiciones e inhabilitaciones

Artículo 14. No pueden participar conYPFB en ninguna de las modalidades decontratación establecidas en la presente Ley,ni obtener concesiones ni licencias, ni formarparte de sociedades comerciales para realizarlas actividades petroleras descritas en elArtículo 11, ni obtener concesiones, directa oindirectamente, bajo sanción de nulidad delacto:

a) El Presidente y el Vicepresidente de laRepública; los Senadores y Diputados;los Ministros de Estado; el Presidente yMinistros de la Corte Suprema deJusticia, del Tribunal Constitucional ydel Consejo de la Judicatura; el FiscalGeneral de la República, el Defensordel Pueblo, el Contralor y losSubcontralores de la República; elSuperintendente General, losSuperintendentes Sectoriales y fun-cionarios del Sistema de Regulación

Sectorial (SIRESE); los funcionariosdel Ministerio de Minería, eHidrocarburos y de las entidades de sudependencia y de YPFB, losGenerales, Jefes y Oficiales de lasFuerzas Armadas y de la PolicíaNacional, en servicio activo; losPrefectos de los departamentos, y

b) Los cónyuges de las personas a que serefiere el inciso anterior, sus ascen-dientes, descendientes y parientescolaterales hasta el segundo grado deconsanguinidad, o de afinidad.

Artículo 15. Las prohibiciones estableci-das en el artículo anterior no se aplican:

a) A los derechos emergentes de los con-tratos celebrados por las personas a quese refiere el artículo 14 de la presenteLey, con anterioridad o posterioridadal ejercicio de las respectivas fun-ciones. En este último caso la prohibi-ción subsiste hasta un ano después delcese de la función pública.

b) A los derechos emergentes de lassociedades constituidas antes del ejer-cicio de las funciones públicas delinhabilitado y en las cuales éste noejerza ninguna, actividad.

c) A los derechos referidos en la primeraparte del artículo 14 que sean propiosdel cónyuge del inhabilitado, adquiri-dos antes del matrimonio, ni a dichosderechos cuando sean adquiridos porsucesión.



Artículo 16. Ningún funcionario delEstado que haya desempeñado los cargos deMinistro de Minería e Hidrocarburos,Viceministro de Hidrocarburos y DirectoresGenerales en el Ministerio de Minería eHidrocarburos, miembros del Directorio deYPFB, Presidente Ejecutivo, Vicepre-sidentes y Gerentes o su equivalente enYPFB e YPFB Operaciones SAM,Superintendente de Hidrocarburos, Inten-dente de Hidrocarburos y Directores de Áreade la Superintendencia de Hidrocarburos,podrá, trabajar directamente en las empresaspetroleras que tengan relación contractualcon YPFB y/o tengan concesiones de laSuperintendencia, de Hidrocarburos, por tresaños desde el cese de sus funciones en laadministración pública.

Título IIIDe los contratos de riesgocompartido, contratos deproducción compartida,contratos de operación ycontratos de asociación

Capítulo ICondiciones generales

Artículo 17. YPFB en representación delEstado, celebrará Contratos de RiesgoCompartido, Producción Compartida y deOperación para ejecutar las actividadesseñaladas en los incisos a) y b) del Artículo11 de la presente Ley.

YPFB podrá suscribir Contratos deAsociación con el Contratista de un Contrato

de Operación para ejecutar las actividades deexplotación y comercialización de la pro-ducción.

Capítulo IICondiciones comunes a los contratos deriesgo compartido, contratos de produccióncompartida y contratos de operación

Artículo 18. El Poder Ejecutivo, apro-bará los modelos de Contratos de RiesgoCompartido, Producción Compartida y deOperación, mediante Decreto Supremo. Loscontratos antes señalados no excederán elplazo de cuarenta años.

Artículo 19. Las controversias que sesusciten entre YPFB y los Contratistas, conmotivo de la interpretación, aplicación y eje-cución de los contratos se solucionarán,mediante arbitraje conforme a Ley.

Artículo 20. A fin de definir el área delos Contratos de Riesgo Compartido, deProducción Compartida o de Operación, elterritorio nacional se dividirá en parcelas queconformarán las áreas de contrato, en zonasdeclaradas tradicionales y no tradicionales,mediante Decreto Supremo que periódica-mente determinará las respectivas exten-siones y cantidades, en base a criterios deconocimiento geológico, producción comer-cial de hidrocarburos e infraestructura exis-tente.

Cualquier cambio en la definición dezonas, no se aplicará a los contratos exis-tentes.


Artículo Primero88

El área de un Contrato de RiesgoCompartido, Producción Compartida, o deOperación, para las actividades a) y b) delartículo 11 de la presente Ley, estará con-formada por una extensión máxima de 40parcelas en las Zonas Tradicionales y de400 parcelas en las Zonas NoTradicionales.

Artículo 21. El Ministerio de Minería eHidrocarburos establecerá la periodicidad delas licitaciones, nominará de oficio o admi-tirá solicitudes para la nominación de áreas yfijará la garantía de seriedad de propuesta acargo de los interesados.

Ministerio de Minería e Hidrocarburosdefinirá para la licitación de cada área nomi-nada la valoración de la adjudicación, tenien-do en consideración uno o más de los sigu-ientes criterios:

a) Unidades de Trabajo para la primerafase obligatoria del periodo de explo-ración, en adición a las mínimas deter-minadas mediante Reglamento.

b) Pago de un Bono a la firma deContrato, con destino al TesoroGeneral de la Nación.

e) Pago de una participación adicional ala fijada en el numeral 3 del artículo 66de la presente Ley, con destino alTesoro General de la Nación.

El adjudicatario de un área nominada,deberá firmar el Contrato para el cual fuelicitada el área.

Artículo 22. La adjudicación de áreas nomi-nadas se efectuará mediante licitaciones públi-cas internacionales, convocadas por la Superin-tendencia de Hidrocarburos quedan expresa-mente prohibidas las modalidades de contra-tación por invitación directa, o por excepción.

Artículo 23. Los Contratos de RiesgoCompartido, de Producción Compartida o deOperación que suscriban personas indivi-duales o colectivas con YPFB, así como susmodificaciones y enmiendas, deberán sercelebrados mediante escritura otorgada anteun Notario de Fe Publica y contener, bajosanción de nulidad, cláusulas referentes a:

a) Objeto del contrato

b) Duración del contrato

c) Domicilio y representación legal de laspartes en el país

d) Antecedentes, capacidad técnica yfinanciera y personería

e) Garantía suficiente de cumplimiento deContrato. En el caso de empresas sub-sidiarias o vinculadas, la garantía seráotorgada por la casa matriz

f) Confidencialidad de la informaciónrecabada durante la relación contrac-tual, frente a terceros

g) Facilidades para YPFB y laSuperintendencia de Hidrocarburos deacceso a toda la información que seobtenga durante la relación contractual



h) El área objeto del Contrato y las parce-las correspondientes, los datos rela-tivos a su localización con referencia ala división administrativa de laRepública

i) La participación de cada una de laspartes en los Contratos

j) Obligaciones contractuales de laspartes, contribuciones de capital, canti-dad de Unidades de Trabajo compro-metidas, montos, formas y plazos depago convenido en dinero

k) Los niveles de supervisión y control aestablecerse para la ejecución de todaslas operaciones programadas

l) Causas de desvinculación contractual yel régimen de daños y perjuicios por in-cumplimiento de obligaciones contraídas

m) Compromiso de formación y entre-namiento de personal técnico de YPFBen entidades especializadas, bajocualquier tipo de modalidad

n) La participación en la producción decada una de las partes, cuando corres-ponda

o) Régimen de solución de controversias

p) Compromiso de priorizar la contra-tación de mano de obra, de bienes y deservicios nacionales

q) El derecho del Contratista para comer-cializar la parte de la producción que le

corresponde con la obligación deabastecer con carácter preferente elmercado interno

r) Elevar informes periódicos a YPFBsobre la ejecución del contrato

Artículo 24. Quienes suscriban Contratosde Riesgo Compartido, de ProducciónCompartida o de Operación con YPFB, nopodrán ceder, transferir o subro-gar, en formatotal o parcial, directa o indirectamente, susderechos y obligaciones emergentes de losmismos, salvo aceptación de YPFB.

Este no podrá negar la cesión, transferen-cia o subrogación cuando el beneficiario dela operación tenga la capacidad técnica yfinanciera que le permita, cumplir con lasobligaciones establecidas en el respectivocontrato

Artículo 25. Quienes suscribanContratos de Riesgo Compartido, deProducción Compartida o de Operación, ten-drán el derecho de construir y operar ductospara el transporte de su propia producción yla de terceros, quedando estas actividadessujetas a las disposiciones de la presente Leyrelativas a la actividad de Transporte.

Quienes se acojan al derecho establecidoen el presente artículo deberán llevar unacontabilidad separada para sus actividadesde transporte.

Artículo 26. El plazo inicial de exploraciónno podrá exceder de siete anos en Zona.Tradicional y de 10 años en Zona NoTradicional, dividido en tres fases:


Artículo Primero90

Al finalizar la Fase 1, se deberá renunciary devolver no menos del 20% del área origi-nal de exploración, en exceso de 10 parcelaspara Zona Tradicional y de 100 parcelas paraZona No Tradicional. Al finalizar la Fase 2,se deberá renunciar y devolver no menos del30% del área original de exploración, enexceso de 10 parcelas en Zona Tradicional yde 100 parcelas en Zona No Tradicional. Alfinalizar la Fase 3, se podrá retener un máxi-mo del 30% del área original de exploraciónque en adelante se denominará área rema-nente.

El mínimo de Unidades de Trabajo para

cada fase será determinado mediantereglamentación.

Articulo 27. Si YPFB o la parte quehubiera celebrado el Contrato con YPFB,declarase uno o más descubrimientos comer-ciales durante el transcurso de las tres Fasesde exploración establecidas en el artículoprecedente, podrá retener el área remanentepor un período adicional de hasta siete años,computables desde la nacionalización de latercera fase, para continuar explorando.

El período adicional de exploración com-prenderá las siguientes fases:

Zona Tradicional Zona no Tradicional

Fase 4:

Fase 5:

Fase 6:

Años 8 al 10

Años 11 y 12

Años 13 y 14

Años 11 al 13

Años 14 al 15

Años 16 y 17

Zona Tradicional Zona no Tradicional

Fase 1:

Fase 2:

Fase 3:

Años 1 al 3

Años 4 y 5

Años 6 y 7

Años 1 al 5

Años 6 al 8

Años 9 y 10



Al finalizar la Fase 4, se deberá renunciary devolver no menos del 20% del área rema-nente, en exceso de 10 parcelas para ZonaTradicional y de 100 parcelas para Zona noTradicional y al finalizar la Fase 5, se deberárenunciar y devolver no menos del 30% delárea remanente, en exceso de 10 parcelaspara Zona Tradicional y de 100 parcelas paraZona no Tradicional.

El mínimo de Unidades de Trabajo paracada fase será determinado mediantereglamentación.

Artículo 28. YPFB o el Titular de unContrato de Riesgo Compartido, deProducción Compartida o de Operación quehaya declarado un descubrimiento comercialante la Superintendencia de Hidrocarburos,podrá seleccionar un área para suexplotación que comprenda uno o más cam-pos, con o sin solución de continuidad.

El área de explotación seleccionada, den-tro del área del contrato por cada descubri-miento comercial, tendrá una superficie má-xima de 10 parcelas. Se admitirá un máximode 4 (cuatro) subparcelas en el área deexplotación seleccionada, debiendo estarconstituida el resto del área, obligatoriamentepor parcelas completas. El establecimiento delas cuatro subparcelas en el área deexplotación, obligará al contratista, a efectuarun pago anual de trescientos cincuenta mildólares estadounidenses ($us. 350.000) condestino al Tesoro General de la Nación.

Si la extensión de las diez parcelas, con-forme al párrafo anterior, no fuera suficiente

para cubrir la totalidad del campo descubier-to, el interesado podrá solicitar a laSuperintendencia de Hidrocarburos unmayor número de parcelas, fundamentandosu solicitud y manteniendo inalterable ellímite máximo de cuatro (A) subparcelas enel área de explotación.

Artículo 29. Si en el plazo de cinco años,desde la declaratoria de DescubrimientoComercial ante la Superintendencia deHidrocarburos, el interesado no hubieseefectuado la perforación de al menos un pozoproductor o de inyección en cada una de lasparcelas completas seleccionadas o nohubiese llegado mediante la perforación depozos direccionados a cada una de las parce-las seleccionadas, el área de explotaciónseleccionada será obligatoria e inmediata-mente devuelta a YPFB.

Para retener el arca seleccionada yquedar liberado de la obligación de efectuarla perforación de al menos un pozo produc-tor o de inyección en cada una de las parce-las seleccionada el Contratista podrá decli-nar la inversión requerida para perforardichos pozos a la realización de alguna delas siguientes actividades, dentro del mismoplazo acordado en el Plan de Desarrollo delÁrea:

1. Proyectos de industrialización de gasnatural

2. Distribución de gas por redes

3. Exploración en Áreas NoTradicionales


Artículo Primero92

El plan de inversiones de dichas activi-dades deberá ser aprobado por el Ministeriode Minería e Hidrocarburos.

Los procedimientos administrativos yoperativos para la ejecución de los proyectosantes mencionados serán reglamentados.

Artículo 30. Cuando el Contratista efec-tuase el descubrimiento de uno o más cam-pos de hidrocarburos, los cuales no fuerandeclarados comerciales, previa Resoluciónde la Superintendencia de Hidrocarburospodrá, retener el área del campo por unplazo de diez años, calculados desde lafecha de la mencionada resolución. De sub-sistir las limitaciones señaladas después delplazo de 10 años, previa demostración fun-damentada, se podrá prorrogar la retenciónpor un nuevo período, que no podrá sermayor a 5 años.

El área máxima susceptible de retenciónpor cada descubrimiento será de diez parce-las. En ningún caso, el periodo de esta reten-ción se añadirá al plazo del contrato.

Artículo 31. Las operaciones deexplotación deberán ejecutarse de acuerdo aun plan de desarrollo a ser aprobado porYPFB y puesto en conocimiento de laSuperintendencia de Hidrocarburos. Esteplan, elaborado y aprobado de acuerdo conlo dispuesto en la reglamentación, deberáincluir obligatoriamente:

a). El procesamiento de la producción enuna planta de separación de líquidos ylicuables.

b). El inicio de operaciones en el áreaseleccionada, en un lapso no mayor aseis meses, computable desde la fechade declaratoria de descubrimientocomercial.

c). La producción de hidrocarburos, enforma regular y sostenida, deberá ini-ciarse, en el plazo de tres años en ZonaTradicional y de cinco anos en ZonaNo Tradicional. Estos plazos se com-putaran desde la fecha de inició de lasoperaciones de explotación.

Artículo 32. A la finalización de uncontrato por vencimiento de plazo, elTitular está obligado a dejar las instala-ciones en condiciones operativas para lacontinuidad de las actividades estipuladasen su contrato.

La parte cesante en un contrato firmadocon YPFB por vencimiento de plazo delmismo, podrá participar en la nueva li-citación.

Si los campos del área del contrato estu-vieren en producción a. tiempo de finalizar elmismo, YPFB podrá operarlos directamenteo por medio de terceros en tanto se adjudiqueel área a un nuevo interesado.

Artículo 33. Al vencimiento del plazo decualquiera de los contratos o a su termi-nación por cualquier causa, el área serádevuelta al Estado, para ser nominada, licita-da y adjudicada conforme a lo dispuesto porla presente Ley.



Capítulo IIICondiciones específicas de los contratos deriesgo compartido

Artículo 34. El Contrato de RiesgoCompartido será administrado por elOperador.

Artículo 35. De la producción medidaen el Punto de Fiscalización, el Titularpagará al Tesoro General de la Nación unaParticipación Nacional Extraordinaria, lacual será valorizada de acuerdo a lo dis-puesto en el artículo 66 de la presente Ley.Dicha participación no podrá exceder delveinticinco por ciento (25%) de la pro-ducción medida en el Punto deFiscalización en Área Tradicional. La tasade esta participación en Área NoTradicional es del cero por ciento (0%)

La Participación Nacional Extraordinariaseñalada en el párrafo anterior, será acre-ditable contra el Impuesto Complementario alos Hidrocarburos, dicho porcentaje deberáestar incluido en el Contrato de RiesgoCompartido

Las formalidades, condiciones, porcenta-jes y liquidación de dicha Participación, y surespectiva acreditación, serán objeto dereglamentación.

Artículo 36. El Titular de un Contratode Riesgo Compartido está obligado apagar además de la Participación NacionalExtraordinaria, mencionada en el artículoanterior, las regalías, participaciones eimpuestos, establecidos en los Capítulos II

y III del Título VI de la presente Ley y decorresponder, los impuestos del régimengeneral establecidos en la Ley No. 843,sus normas complementarias y reglamen-tos.

Capítulo IVCondiciones específicas de los contratos deproducción compartida

Artículo 37. La administración de loscontratos está a cargo de una Junta Directivaconformada por dos representantes por cadaTitular y un representante de YPFB. LaJunta, designa el Operador del Contrato.

El Contrato de Producción Compartidaincluirá funciones y atribuciones de la JuntaDirectiva y del Operador.

Artículo 38. La producción total serámedida en el Punto de Fiscalización y va-lorizada, de acuerdo a precios de referenciainternacionales pura líquidos y precios demercado de destino para el gas natural.

A fines de determinar la producciónneta de la producción total valorizada deacuerdo a lo mencionado en el párrafoanterior, se deducirán los costos de pro-ducción.

Los porcentajes de las participaciones, enla producción total y la producción neta deYPFB serán determinadas en función de losvolúmenes de producción del campo ydeberán estar incluidos expresamente en elContrato de Producción Compartida


Artículo Primero94

Las participaciones señaladas en el pre-sente artículo serán acreditables con elImpuesto Complementario a losHidrocarburos.

Las formalidades, los costos deducibles ysus límites, condiciones, liquidación dedichas participaciones y sus respectivasacreditaciones serán objeto dereglamentación.

Artículo 39. YPFB y el Contratista de unContrato de Producción Compartida, estánobligados a pagar, según corresponda, lasregalías, participaciones e impuestos estable-cidos en los Capítulos II y III del Título VIde la presente Ley, sobre el valor de la pro-ducción correspondiente a cada una de laspartes y de corresponder, los impuestos delrégimen general establecidos en la Ley 343,sus normas complementarias y reglamentos.

Capítulo VCondiciones específicasde los contratos de operación

Artículo 40. Una vez iniciada laproducción, el Contratista esta obligado aentregar a YPFB, la totalidad de los hidro-carburos producidos, con la única excepciónde los volúmenes utilizados en laproducción.

YPFB pagará al Contratista, como únicaretribución en especie por las operacionesrealizadas, un porcentaje de la producciónmedida en el Punto de Fiscalización. Dichoporcentaje será determinado de acuerdo a las

inversiones realizadas, volúmenes de pro-ducción, rendimientos técnicos y económi-cos de cada campo la escala para determinardicha retribución, será establecida porreglamentación.

Artículo 41. YPFB pagará las regalías yparticipaciones establecidas en el Capítulo IIdel Título VI de la presente Ley del cien porciento (100%) de la producción entregadapor el Contratista, además pagara elImpuesto Complementario a losHidrocarburos (ICH) establecido en elCapítulo III del Título VI de la presente Ley.

La transferencia de la producción deYPFB al Contratista en calidad de retribu-ción, por el servicio de operación prestado,esta gravada por el Impuesto al ValorAgregado (IVA) y exenta del Impuesto a lasTransacciones (ÍT).

La recepción, de la producción entregadapor YPFB al Contratista en calidad, deretribución por el servicio de operaciónprestado, esta gravada por el Impuesto alValor Agregado (IVA) y exenta del Impuestoa las Transacciones (IT), Por las ventas rea-lizadas a terceros por parte de YPFB y elContratista, éstos están obligados a pagar,según corresponda, los impuestos del régi-men general establecidos en la Ley 843, susnormas complementarias y sus reglamentos.

Capítulo VIContratos de asociación

Artículo 42. YPFB podrá asociarse,mediante un Contrato de Asociación, hasta



un 50% de participación, con el Titular de unContrato de Operación que haya efectuadoun Descubrimiento Comercial.

La administración y operación estaránbajo la responsabilidad de un Operador de-signado por los Asociados.

Artículo 43. Para ejercer su opción deasociarse YPFB debe rembolsar alContratista un porcentaje de las inversionesrealizadas en exploración desde la firma delContrato de Operación hasta la declaratoriade comercialidad del campo, previo informede auditoria externa. El monto del reembolsode la inversión determina la participación deYPFB en la Asociación.

YPFB asume los beneficios y riegosderivados de las operaciones que realiza 1aAsociación en función proporcional a su par-ticipación a partir de la suscripción del con-trato. El modelo de Contrato de Asociaciónserá aprobado mediante reglamento.

Artículo 44. A la extinción de unContrato de Asociación se procederá, con-forme a lo establecido en los artículos 32 y33 de la presente Ley.

El Ministerio de Minería e Hidrocarburosdefinirá para la licitación, la valoración de laadjudicación sobre la base del pago de unbono con destino al Tesoro General de laNación, a la firma del nuevo Contrato.

Artículo 45. El Operador distribuirá a losasociados su participación neta de regalías,participaciones e impuestos.

El Operador es el sustituto obligado apagar las regalías participaciones eimpuestos establecidos en los Capítulos II yIII del Título VI de la presente Ley y decorresponder, los impuestos del régimengeneral establecidos en la Ley 843, sus nor-mas complementarias y reglamentos.

Título IVDe las concesiones para el trans-porte de hidrocarburos y para ladistribución de gas por redes

Capítulo IDisposiciones comunes para las concesiones

Artículo 46. La actividad de Transportey de Distribución de Gas por Redes son ser-vicios públicos sujetos a Regulación.

Cualquier persona individual o colecti-va, nacional o extranjera, podrá construir yoperar ductos para el Transporte o para ladistribución de gas natural por redes, de-biendo para el efecto obtener de laSuperintendencia de Hidrocarburos, la con-cesión administrativa correspondiente.Dicha concesión en ningún caso podráexceder los 40 años.

Artículo 47. Las tarifas para elTransporte y para la Distribución de GasNatural por Redes, deberán ser aprobadaspor la Superintendencia de Hidrocarburos,bajo los siguientes principios:

a) Asegurar la tarifa más baja a los usua-rios precautelando la seguridad, con-


Artículo Primero96

tinuidad del servicio y la expansión delos mismos a nivel nacional.

b) Permitir a los concesionarios, bajo unaadministración racional, prudente yeficiente, percibir los ingresos sufi-cientes para cubrir todos sus costosoperativos, impuestos, con excepcióndel Impuesto a la Remisión deUtilidades al Exterior, depreciacionesy costos financieros y obtenerrendimientos adecuados y razonablessobre sus inversiones.

c) Asegurar eficiencia, de las operacionesy optimizar las inversiones y costos delos concesionarios.

Artículo 48. Se producirá causal dedeclaratoria de caducidad y de revocatoria,de la Concesión en los siguientes casos:

a) Cuando el Concesionario no inicie,complete obras o instalaciones, ni efec-túe las inversiones comprometidas, enlos plazos y condiciones establecidosen su concesión, salvo casos deimposibilidad sobreviniente debida-mente comprobados.

b) Cuando el Concesionario modifique elobjeto de la concesión o incumpla conlas obligaciones relativas a la conce-sión, establecidas por la presente Ley ysu reglamentación.

c) Cuando el Concesionario no corrija suconducta, luego de haber recibido de laSuperintendencia de Hidrocarburos

una notificación con el plazo para lacorrección, sobre incumplimiento denormas legales, reglamentarias, cuan-do suspenda los servicios a su cargo sinprevia autorización o cuando el regu-lador haya recibido reiteradas quejascomprobadas de los consumidores y/ousuarios del servicio que presta.

d) Cuando el Concesionario no permita elacceso abierto para el uso de sus insta-laciones de Transporte.

e) Cuando el Concesionario vulnere enforma grave o reiteradamente las nor-mas antimonopólícas y de defensa dela competencia.

f) Cuando el concesionario o licencia-tario vulnere las normas de proteccióndel medio ambiente, sujeto a la normaaplicable.

g) Cuando quede en firme un autodeclaratorio de quiebra, conforme aLey, en contra del Concesionario.

Capítulo IIDel transporte dehidrocarburos por ductos

Artículo 49. Los interesados en obteneruna concesión para la construcción yoperación de ductos y estaciones para elTransporte de hidrocarburos, deberán pre-sentar su solicitud a la Superintendencia deHidrocarburos, la misma que otorgará laconcesión por Resolución Administrativa.



El Ministerio de Minería eHidrocarburos, mediante ResoluciónMinisterial, cuando así lo considere nece-sario, dispondrá que la Superintendencia deHidrocarburos, proceda a la licitación dedeterminados ductos para el Transporte dehidrocarburos, productos refinados depetróleo y GLP de plantas.

Artículo 50. El Transporte, se rige por elprincipio de libre acceso, sujeto a disponibi-lidad de capacidad, que permite a todousuario o cargador utilizar las instalacionesde las empresas de transporte de hidrocar-buros por ducto.

Se presume que existe disponibilidad, decapacidad, en tanto el concesionario nodemuestre lo contrario, ante laSuperintendencia de Hidrocarburos.

Artículo 51. Los concesionarios para elTransporte por ductos de hidrocarburos no po-drán, bajo pena de caducidad de su concesión:

a) Ser concesionarios ni participar enconcesiones para la distribución de gasnatural por redes

b) Ser compradores y vendedores de gasnatural.

c) Ser concesionarios ni participar en lageneración de energía eléctrica.

Se exceptúan de las prohibiciones prece-dentes, previa calificación expresa, de la.Superintendencia de Hidrocarburos, losproyectos que:

1) Correspondan a sistemas aislados, queno puedan ínterconectarse al Sistemade Transporte.

2) Sean fínanciables, técnicamente fac-tibles y económicamente rentablessólo con participación del transporta-dor.

3) Signifiquen el desarrollo de nuevosmercados internacionales y domésticosde gas natural y de construcción deredes de gas natural en el territorionacional.

Artículo 52. Se crea el Fondo deExpansión del Sistema de Transporte de Gaspor ductos para el mercado interno, con elaporte no reembolsable de los productores degas natural para la exportación, con unmonto de 0.04 dólares por mil pies cúbicosde gas natural, contratados para su transportey con el aporte no reembolsable de los con-cesionarios de transporte de gas paraexportación, aporte que no podía ser trans-ferido al usuario, de 0.01 dólares por mil piescúbicos de gas natural contratados para sutransporte.

El Fondo de Expansión del Sistema deTransporte de Gas por ductos se destinará a:

I) A financiar los proyectos de expansióndel Sistema de Transporte del Gas parael mercado interno.

II) Contribuir a la sostenibilidad de laTarifa Estampilla para el mercadointerno.


Artículo Primero98

Mediante Reglamento, se normará e1funcionamiento y administración del Fondode Expansión del Sistema de Transporte Gas.

Artículo 53. Las tarifas de Transportedeberán ser aprobadas por la Superinten-dencia según las siguientes condicionesespecíficas:

a) Aplicar tarifas de eficiencia económicade largo plazo.

b) En tanto el Sistema de Transporteevolucione y se puedan aplicar las tari-fas señaladas en el inciso anterior, seaplicara la Tarifa Estampilla para elmercado interno en los ductos delSistema Troncal de Transporte, excep-tuando aquellos proyectos de industria-lización a los que se aplicarán tarifasincrementales, previa evaluación de laSuperintendencia de Hidrocarburos.Dichos proyectos deberán considerar elpago al Fondo de Expansión delSistema de Transporte de Gas, sin con-siderar el destino de los volúmenes.

Para la aplicación de la Tarifa Estampillapara el mercado interno, la reglamentaciónestablecerá los criterios económicos quepodrían ser necesarios para viabilizar susostenibilidad.

Artículo 54. La Superintendencia deHidrocarburos controlará que los produc-tores no afecten las tarifas del SistemaTroncal de Transporte y en caso de corres-ponder establecerá un cargo especial com-pensatorio.

Capítulo IIIDe la distribución de gas por redes

Artículo 55. Las concesiones para esteservicio se otorgarán mediante LicitaciónPública convocada por la Superintendenciade Hidrocarburos a personas individuales ocolectivas nacionales o extranjeras, públicaso privadas, que demuestren capacidad técnicay financiera cumplan las normas dedesarrollo municipal, de seguridad, deprotección del medio ambiente y las regla-mentaciones que se emitan a la presente Ley.

La Superintendencia de Hidrocarburoscoordinara con los gobiernos municipales lasautorizaciones correspondientes para el ten-dido de redes.

Artículo 56. Los concesionarios de dis-tribución de gas natural por redes tendrán elderecho exclusivo de proveer gas natural alodos los consumidores del área geográfica desu concesión, con excepción de las plantas ge-neradoras termoeléctricas, las refinerías y losproyectos de industrialización de gas natural.

El Poder Ejecutivo reglamentará la dis-tribución de gas natural por redes.

Título V

Capítulo únicoDe la refinación, almacenaje e industrial-ización de hidrocarburos

Artículo 57. La refinación de los hidro-carburos, podrá ser realizada, por personas



naturales o jurídicas, previa licencia otorga-da por la Superintendencia de Hidrocarburosy de acuerdo a reglamentos específicos quenormen esta actividad.

Artículo. 58. La refinación de hidrocar-buros es una actividad libre sujeta a regu-lación a fines del cumplimiento de las nor-mas técnicas y de seguridad por parte de laSuperintendencia de Hidrocarburos.

Cuando exista posición de dominio demercado en esta actividad, la misma serásujeta a Regulación por parte de laSuperintendencia de Hidrocarburos. Dichaposición será calificada por laSuperintendencia de Hidrocarburos a losefectos de considerar en el futuro la supre-sión de la Regulación, previo informe funda-mentado al Poder Ejecutivo.

Artículo 59. El Almacenaje de hidrocar-buros es una actividad libre sujeta a regu-lación técnica por parte de laSuperintendencia. Cuando exista posición dedominio de mercado en esta actividad, lamisma será sujeta a regulación económicapor parte de la Superintendencia. Dicha posi-ción será calificada por la Superintendenciade Hidrocarburos a los efectos de consideraren el futuro la supresión de la regulacióneconómica, previo informe fundamentadoelevado al Poder Ejecutivo.

Artículo 60. Las empresas que realicenIndustrialización del gas natural y exportenel 70% de su producción estarán exentas delpago del Gravamen Arancelario (GA) y delImpuesto al Valor Agregado (IVA) aplicable

a la importación de bienes de capital einsumos necesarios para los correspon-dientes procesos productivos.

Artículo 61. Las empresas que reali-cen industrialización del Gas Natural ten-drán derecho a construir y operar los duc-tos necesarios para el transporte del gasnatural a ser utilizado como materia primapara su producción, sujeto a regla-mentación.

Estas empresas contribuirán al Fondo deExpansión del Sistema de Transporte de Gas,creado en el artículo 52 anterior, dichoaporte no reembolsable equivale a un montode 0.04 dólares por mil pies cúbicos de gasnatural trasportado.

Título VIDe las patentes,impuestos y regalías petroleras

Capítulo IDe las patentes

Artículo 62. Como agente de retención,la Superintendencia de Hidrocarburospagará al Tesoro General de la Nación laspatentes anuales establecidas en la presenteLey por las áreas sujetas a Contratos deOperación. Las patentes se pagarán poranualidades adelantadas e inicialmente a lasuscripción de cada contrato por duodéci-mas si no coincidiera el plazo con un añocalendario, independientemente de losimpuestos que correspondan a las activi-dades señaladas.


Artículo Primero100

Artículo 63. Si el área de un Contrato deOperación se deduce por renuncia parcial,las patentes se pagarán solo por el área quese retenga después de la reducción y se haránefectivas a partir del primero de enero delaño siguiente, no habiendo lugar a devolu-ción o a compensación por períodos menoresa un año calendario.

Artículo 64. En los Contratos deOperación, las patentes anuales a que serefiere el artículo 48 de la presente Ley, enlas áreas calificadas como tradicionales, sepagaran, en moneda, nacional con mante-nimiento de valor, de acuerdo a la siguienteescala actualizada a diciembre de 2003:

Del primer al tercer año inclusive, Bs.4,67 por Hectárea

Del cuarto al quinto año inclusive, Bs.9,34 por Hectárea

Del sexto al séptimo año inclusive, Bs.18,68 por Hectárea

Del octavo año en adelante, Bs. 37,37 porHectárea

Las patentes para las Zonas noTradicionales, se establecen en el 50% de losvalores señalados para las Zonas Tradicio-nales.

Cualquier período de retención y deexplotación en Zonas Tradicionales o noTradicionales, obligará al pago de Bs. 37,37por Hectárea, con mantenimiento de valor.

La modalidad de pago y mantenimientode valor de las patentes será objeto dereglamentación.

El 10% de las recaudaciones de laspatentes serán, transferidas y destinadas alMinisterio de Minería e Hidrocarburos afines de su fortalecimiento institucional conel objeto de financiar sus costos operativos,de investigación y desarrollo, dichos fondosserán transferidos en un período de 30 díasde cobradas las patentes. El Ministerio deMinería e Hidrocarburos debe inscribir estosrecursos en el Presupuesto General de laNación.

Artículo 65. Los Contratistas reembol-saran a la Superintendencia de Hidrocar-buros la totalidad o la cuota parte segúncorresponda de los montos que laSuperintendencia de Hidrocarburos hayapagado por concepto de patentes reembolsoque se liará efectivo dentro de los treinta díasde ser notificados con la correspondiente cer-tificación de pago. Los montos reembolsadospor este concepto constituirán un gasto acontabilizarse por quién efectúa el reembol-so pero no podrán utilizarse como crédito fis-cal.

Capítulo IIDe las regalías y participaciones

Artículo 66. YPFB o el Titular de uncontrato, esta sujeto al pago de regalías yparticipaciones sobre la producción fisca-lizada, de acuerdo a la siguiente distribución:



1. Una participación denominada regalíadepartamental equivalente al once porciento (11%) de la producción fisca-lizada de hidrocarburos, pagadera enbeneficio del departamento donde seorigina la producción.

2. Una regalía nacional compensatoriadel uno por ciento (1%) de laproducción, fiscalizada de los hidro-carburos, pagadera a los departamentosde Beni y Pando, de conformidad a lodispuesto en la Ley 981 de 7 de marzode1938.

3. Una participación del seis por ciento(6%) de la producción, fiscalizada dehidrocarburos, pagadera de la si-guiente manera: tres por ciento (3%)en favor de YPFB destinadas pre-supuestariamente a su programa deinversiones; dos y medio por ciento(2,5%) en favor del Tesoro General dela Nación y medio por ciento (0,5%)en favor de la Superintendencia deHidrocarburos para cubrir los gastosoperativos de fiscalización y controlde las actividades de exploración yexplotación.

4. Una Regalía Nacional Complemen-taria a la producción de Hidrocar-buros Existentes del trece por ciento(13%) del valor de la producción fis-calizada de Hidrocarburos Existen-tes, que se liquidará y abonará men-sualmente y en forma directa por losproductores al Tesoro General de laNación.

5. Una participación Nacional del diez ynueve por ciento (19%) sobre el valorde la producción fiscalizada de losHidrocarburos Existentes, que sepagará al Tesoro General de la Nación,ajustada por el diferencial del valorresultante de la aplicación de lo dis-puesto en los numerales 1 y 2 ante-riores.

6. Los Departamentos beneficiarios de lasRegalías establecidas en los numerales1 y 2 anteriores, recibirán dichasregalías en dólares de los EstadosUnidos de Norteamérica o su equiva-lente en moneda nacional, de acuerdo alos siguientes criterios de valoración:

a) Los precios de petróleo:

I- Para la venta al mercado inter-no, se basaran en los precios dereferencia de una canasta depetróleos del mercado interna-cional, de calidad y característi-cas similares al boliviano,ajustable por calidad, y

II- Para la exportación, el precioreal de exportación ajustablepor calidad.

b) El precio del gas natural:

III-Para la venta al mercado inter-no, será el precio de venta en elmercado interno ajustado porcalidad. En tanto el mercado sedesarrolle y por un período de



dos años, será el precio prome-dio ponderado de ventas deexportación en las fronteras ylas ventas en el mercado inter-no, ajustado por calidad.

IV-Para la exportación, el precioserá el precio de referencia delmercado de destino publicadopor el Ministerio de Minas eHidrocarburos. En tanto el mer-cado se desarrolle y por unperíodo de dos años, será el pre-cio promedio ponderado deventas de exportación en lasfronteras y las ventas en el mer-cado interno, ajustado por cali-dad.

c) A la valoración de los productosreferidos en los literales a) y b)precedentes, se deducirá única-mente las tarifas de transportepromedio ponderadas de los ductosbolivianos, aprobadas por laSuperintendencia de Hidrocar-buros.

Para efecto del cálculo de lospagos de:

a) La Participación del seis porciento (6%), conforme al nu-meral 3 del presente artículo.

b) La Regalía Nacional Comple-mentaria, conforme al nume-ral 4 del presente artículo.

c) La Participación Nacional del19%, conforme al numeral 5del presente artículo.

d) La Participación de YPFB,conforme a los contratos fir-mados bajo la Ley 1194.

El valor de los hidrocarburos en el Puntode Fiscalización, será el valor del mercadointernacional determinado en el lugar deexportación o de comercialización interna,deducida la tarifa de transporte desde elPunto de fiscalización hasta el lugar deexportación o comercialización interna,respectivamente, de acuerdo a los siguientescriterios de valoración:

a) Los precios de petróleo:

V- Para la venta al mercado interno, sebasaran en los precios de ventareales.

VI-Para la exportación, el precio realde expoliación ajustable por cali-dad.

b) El precio del gas natural:

I- Para la venta al mercado interno,será el precio de venta en el merca-do interno ajustado por calidad. Entanto el mercado se desarrolle y porun período de dos años, será el pre-cio promedio ponderado de ventasal mercado interno, ajustado porcalidad.



II- Para la exportación será el preciode referencia del mercado de des-tino publicado por el Ministerio deMinas e Hidrocarburos publicarádichos precios. En tanto el merca-do se desarrolle y por un períodode dos años, será el precio prome-dio ponderado de las exporta-ciones en frontera, ajustado porcalidad.

c) A la valoración de los productos referi-dos en los incisos a) y b) precedentes,se deducirá únicamente las tarifas detransporte de los ductos internos y deexportación, en Bolivia, aprobados porla Superintendencia de Hidrocarburos,según corresponda.

Los pagos a favor del Tesoro General dela Nación, YPFB y la Superintendencia deHidrocarburos, se efectuarán en dólares delos Estados Unidos de Norteamérica o suequivalente en moneda nacional.

Artículo 67. El régimen de Patentes yregalías durante la vigencia de los contratosse mantendrán estables.

La Regalía Nacional Complementaria deltrece por ciento (13%) y la ParticipaciónNacional de diecinueve por ciento (19%) y laparticipación de YPFB establecida en loscontratos firmados bajo la Ley de 1194, sepagarán sobre la producción fiscalizada deHidrocarburos Existentes que se liquidaran yabonarán mensual mente en forma directapor los productores al Tesoro General de laNación.

Artículo 68. El Ministerio de Minería, eHidrocarburos es el responsable de adminis-trar el sistema de recaudación de Regalías yParticipaciones establecidos en la presenteLey.

Los Ministerios de Minería eHidrocarburos y el de Hacienda, deberáncrear una Dirección conjunta de coordi-nación para ejercer una correcta fisca-lización sobre los ingresos fiscales delsector.

Capítulo IIIDel impuesto complementarioa los hidrocarburos

Artículo 69. Crease el ImpuestoComplementario a los Hidrocarburos (ICH),que se aplicará en todo el territorio nacionalconforme a las disposiciones del presenteCapítulo y de su Reglamento.

Artículo 70. Es objeto de este impuestola comercialización de los hidrocarburosincluyendo el GLP de Plantas, producidos enel país, indicados en los artículos 72 y 73 deesta. Ley.

Los productos gravados por este impuesto,quedan excluidos del objeto del ImpuestoEspecial a 1os Hidrocarburos y sus Derivados(IEHD) y del Impuesto a las Transacciones(IT) dentro del objeto de este impuesto los pro-ductos gravados por el IEHD

El hecho generador de la obligación tri-butaria correspondiente a este impuesto, se



perfecciona en la primera etapa de comer-cialización del producto gravado, indepen-dientemente de si está destinado al mercadointerno o a la exportación.

Artículo 71. Es sujeto pasivo delImpuesto Complementario a losHidrocarburos, toda aquella persona que

realice las actividades petroleras indicadasen el inciso b) del artículo 11 de la presenteLey.

Artículo 72. La base imponible delImpuesto Complementario a los Hidrocarburosestá constituida por los volúmenes o energía,comercializados de los productos gravados por

Producto Unidad de Medida

1. Gas Natural destino a la exportación.

2. Gas Licuado de Petróleo de Plantas (GLP dePlantas) destinado a la exportación.

3. Gas Licuado de Petróleo de Plantas (GLP dePlantas) destinado al mercado interno.

4. Petróleo destinado a la exportación.

5. Petróleo destinado al mercado interno.

Millón de Unidades Térmicas Británicas (MMBTU)

Tonelada Métrica TM

Tonelada Métrica TM

Barril de Petróleo (bbl)

Barril de Petróleo (bbl)

este impuesto, de acuerdo a la siguiente lista, deproductos y unidades de medida:

En los casos en que la comercialización,hubiera sido realizada en unidades de medi-da diferentes a las indicadas en la tablaprecedente, se aplicará la tabla de conversiónque apruebe y publique el Ministerio deMinería e Hidrocarburos.

La determinación de los volúmenes deHidrocarburos Nuevos e HidrocarburosExistentes destinados a la exportación o a sucomercialización en el mercado interno, enel caso de sujetos pasivos que comercializanambos tipos de Hidrocarburos y/o los comer-cializan en ambos tipos de mercados, serealizará, a los fines de este impuesto, según,establezca el Reglamento.

Cuando se trate de Gas Licuado dePetróleo (GLP de Plantas) obtenido de plan-tas de extracción instaladas a partir de laaprobación de la presente Ley, la BaseImponible será igual a cero (0) durante loscinco (5) primeros anos de publicada la pre-sente Ley.

Articulo 73. Las alícuotas del ImpuestoComplementario a los Hidrocarburos, paracada producto gravado son las que se expre-san, en el Anexo A.

Artículo 74. Cada operación de venta almercado interno o exportación realizada porel sujeto pasivo de este impuesto se asentaráen un libro llamado Ventas Brutas - ControlICH. A la finalización de cada mes, elImpuesto Complementario a los



Hidrocarburos se liquidará aplicando a lasUnidades de Liquidación que correspondansegún lo dispuesto en el artículo precedente,de acuerdo al volumen total comercializado

en el mes objeto de liquidación, según el pro-ducto que se trate, los precios de referenciadetallados a continuación.

Producto Precio referencia

1. Gas Natural destinado a la exportación

2. Gas Licuado de Petróleo de Plantas (GLP)destinado a la exportación

3. Gas Licuado de Petróleo de plantas (GLPde Plantas) destinado al mercado interno

4. Petróleo destinado a la exportación

5. Petróleo destinado al mercado interno

El costo de servicios de transporte nopodrá ser, en ningún caso, superior a las ta-rifas aprobadas y publicadas por laSuperintendencia de Hidrocarburos para elsistema de ductos bolivianos.

En tanto la metodología de determi-nación de los precios de referencia detalladosen la Tabla precedente sea aprobada me-diante Reglamento, se aplicará el promedioaritmético de los precios de liquidación deParticipaciones según sea el tipo de productoy el mercado de destino, vigentes en elpenúltimo trimestre al mes de liquidación deeste impuesto.

El Ministerio de Minería eHidrocarburos publicara oficialmente elprimer día hábil de cada mes calendario,los precios de referencia a que hace men-ción este artículo, convertidor a Bolivianosal tipo de Cambio promedio del trimestreobjeto de cálculo, que para el mes inmedia-tamente anterior deban ser aplicados porlos sujetos pasivos y controlados por laAdministración Tributaria.

Al cierre de cada gestión fiscal el sujetopasivo consolidará el importe total delImpuesto Complementario a tosHidrocarburos resultante de la suma de las

El precio FOB frontera boliviana, determinadocon base en el precio del producto en el merca-do internacional de destino, menos la tarifa detransporte para exportación, hasta el Punto deFiscalización.

Mont Belvieu llevado al punto de Fiscalización

Mont Belvieu ajustado a la Paridad deExportación.

El precio FOB frontera boliviana, determinadocon base en el precio del producto en el merca-do internacional de destino, menos el costo delos servicios de transporte interno y deexportación por oleoducto.

El precio de venta en el mercado interno, deter-minado en el Punto de Fiscalización



liquidaciones de este impuesto practicadasdurante la gestión fiscal vencida.

El pago del Impuesto Complementario alos Hidrocarburos, se sujetará a lo queestablece el artículo siguiente.

Artículo 75. El monto efectivamentepagado por concepto del Impuesto sobre lasUtilidades de las Empresas al cierre de cadagestión fiscal, será acreditable contra elImpuesto Complementario a losHidrocarburos en la misma gestión fiscal. Alos fines de esta acreditación, el Impuestosobre las Utilidades de las Empresas aquímencionado no incluye retenciones efec-tuadas por remesas al exterior.

En caso de existir una diferencia debido aque el importe del Impuesto sobre lasUtilidades de las Empresas efectivamentepagado es mayor al ImpuestoComplementario a los Hidrocarburos li-quidados, esta diferencia se consolidará enfavor del Fisco. Por el contrario si elImpuesto sobre las Utilidades de lasEmpresas efectivamente pagado es menorque el Impuesto Complementario a losHidrocarburos liquidados, el sujeto pasivopagará la diferencia como ImpuestoComplementario a los Hidrocarburos dentrode los treinta (30) días calendario siguientesal pago del Impuesto sobre las utilidades delas Empresas.

Artículo 76. Los pagos realizados porconcepto del impuesto sobre las Utilidadesde las Empresas atribuibles a HidrocarburosExistentes, netos de los pagos a cuenta rea-

lizados contra los anticipos del mismoimpuesto por concepto de Regalía NacionalComplementaria y de Participación Nacionalpermitidos por el cuarto párrafo del artículo77 de la presente Ley y por retenciones porremesas al exterior, también atribuibles a losHidrocarburos Existentes, son acreditablescontra la Regalía Nacional Complementariade las gestiones fiscales siguientes.

Lo dispuesto en el párrafo precedente, seaplicará únicamente cuando el Impuestosobre las Utilidades de las Empresas pagado,sea mayor al Impuesto Complementario a losHidrocarburos líquidos.

Para establecer los montos acreditablessegún el párrafo anterior, se aplicará larelación porcentual entre los ingresos netosprovenientes de los HidrocarburosExistentes (ingresos brutos provenientes deHidrocarburos Existentes menos Regalías yParticipaciones pagadas por HidrocarburosExistentes), dividido entre el total de losingresos netos (ingresos brutos totales menosel total de Regalías y Participacionespagadas tanto por Hidrocarburos Nuevos ypor Hidrocarburos Existentes) percibidos porel sujeto pasivo.

Los créditos aplicados contra laRegalía Nacional Complementaria porconcepto del impuesto sobre las utilidadesde las Empresas no podrán acreditarsecontra el Impuesto a las Transacciones. Demisma manera, los montos del Impuestosobre las Utilidades de las Empresas quehayan sido acreditados contra el Impuestoa las Transacciones no podrán acreditarse



contra la Regalía Nacional Complemen-taria.

Los montos que, por concepto deRegalía Nacional Complementaria, seacrediten como pago a cuenta del anticipodel Impuesto sobre las Utilidades de lasEmpresas en aplicación, de lo dispuesto porel artículo 77 de la presente Ley, deberánser netos de los montos del Impuesto sobrelas Utilidades de las Empresas y de lasretenciones por remesas al exterior acredita-dos conforme al párrafo precedente contrala Regalía Nacional Complementaria.

Igualmente, los montos que por concep-to de Participación Nacional se acreditencomo pago a Cuenta del anticipo delImpuesto sobre las Utilidades de lasEmpresas en aplicación de lo dispuesto porel artículo 77 de la presente Ley, deberánser netos de los montos acreditados contraesta Participación en aplicación del artículo63 de esta misma Ley.

Artículo 77. Mensualmente, los sujetospasivos del Impuesto Complementario a losHidrocarburos pagarán anticipos delImpuesto sobre las utilidades de lasEmpresas, en importes equivalentes alimporte liquidado según lo establecido en elprimer párrafo del artículo 74 de esta Leydurante el mismo mes. El Reglamentodefinirá los lugares y formalidades para elpago de estos anticipos a los fines del pre-sente artículo, el impuesto sobre lasUtilidades de las Empresas aquí mencionadono incluye retenciones por remesas alexterior.

Si al final de la gestión fiscal el montototal pagado por concepto de dichos antici-pos fuere menor al Impuesto sobre lasUtilidades de las Empresas liquidado con-forme a las normas que rigen este impuestolos sujetos pasivos pagaran la correspon-diente diferencia al momento de la pre-sentación de la respectiva declaración jura-da anual del mismo impuesto. Por el con-trario si el monto total de los anticipospagados fuere mayor al Impuesto sobre lasUtilidades de las Empresas liquidado ladiferencia se computará como crédito Fiscalen favor del contribuyente poniendo uti-lizarse para el pago del ImpuestoComplementario a los Hidrocarburos de lamisma, gestión o del Impuesto sobre lasUtilidades de las Empresas de la siguientesgestiones fiscales hasta su agotamiento, a suelección.

Los sujetos pasivos del impuestoComplementario a los Hidrocarburos obliga-dos al pago de la Regalía NacionalComplementaria y de la ParticipaciónNacional establecidas por el artículo 63 de lapresente Ley, podrán acreditar los montosefectivamente pagados por concepto deRegalía.

Nacional Complementaria y Participa-ción Nacional como pago a. cuenta, delanticipo del Impuesto sobre las Utilidades delas Empresas correspondiente al mismo mesobjeto de pago atribuibles a HidrocarburosExistentes, conforme a Reglamento. Si lasuma de los montos efectivamente pagadospor concepto de Regalía NacionalComplementaria y Participación Nacional



fuere mayor al importe del anticipo delImpuesto sobre las Utilidades de lasEmpresas que se deba pagar ese mismo mes,la diferencia se consolidara a favor del Fiscosí por el contrario, resultare inferior, el suje-to pasivo deberá pagar la diferencia dentrodel plazo y en la forma que establezca lareglamentación.

A los fines de la acreditación a. que serefiere el artículo 75 de la presente Ley, lospagos a cuenta establecidos por el párrafoprecedente se considerarán parte delImpuesto sobre las Utilidades de lasEmpresas efectivamente pagado.

Los montos de Regalía. NacionalComplementaria y Participación Nacionalacreditados como pago a cuenta del anticipodel Impuesto sobre las Utilidades de lasEmpresas no podrán ser deducidos almomento de determinar la base imponibledel Impuesto sobre las Utilidades de lasEmpresas. La Regalía NacionalComplementaria y Participación Nacionalconsolidada a favor del fisco es un gastodeducible a fines de la determinación y li-quidación del IUE.

Título VIIDel régimen de expropiaciones yservidumbres

Capítulo IDe la expropiación

Artículo 78. Cualquier persona indivi-dual o colectiva que realice las activi-

dades señaladas en los incisos a), b), c) yg) del artículo 11 de la presente ley, podrásolicitar en forma fundamentada, alMinisterio de Minería e Hidrocarburosproceda a la expropiación de las superfi-cies que requiera para la edificación deconstrucciones e instalaciones necesariaspara su actividad, previo pago del justi-precio.

El Ministerio de Minería eHidrocarburos, en cumplimiento de losincisos 8 y 9, parágrafo III del artículo de laLey de Municipalidades, aplicaráa enconocimiento del gobierno municipal corres-pondiente, los trámites de expropiación juntocon un informe sobre la necesidad de laexpropiación.

La expropiación de bienes para ejecutaractividades petroleras, no requiere dedeclaratoria previa de necesidad, por tratarsede actividades de utilidad pública declaradasen el artículo 13 de la Presente Ley.

Artículo 79. En la fijación del justipreciopor concepto de expropiación se tomará encuenta la plusvalía de la propiedad emer-gente de la infraestructura y de las mejorasen la misma.

Artículo 80. Si el justiprecio no fuese fija-do por acuerdo de partes, el afectado podrárecurrir a la Prefectura del Departamento o ala Subprefectura Provincial, que corresponda,pidiendo se fije día y hora para Audiencia, a laque concurrirá también la otra parte, previa sunotificación.



Artículo 81. En la Audiencia partesexpondrán sus razones, pudiendo el Prefectoo el Subprefecto, según corresponda, dispo-ner se efectúe inspección ocular y la desig-nación por las partes de peritos tasadores ycualquier medida que considere necesariapara la, atención del caso. De existir discre-pancia entre los peritos de las partes, nom-brará un perito dirimidor para determinar elmonto del justiprecio.

Artículo 82. En caso de desacuerdo dealguna de las partes con la Resolución emiti-da que establezca el justiprecio de laexpropiación, la parte afectada podrá inter-poner Recurso de Revocatoria, conforme loestablecido en la Ley de ProcedimientoAdministrativo y su Reglamento.

Artículo 83. La Resolución emitida en elrecurso de revocatoria, podrá ser impugnadaa través del recurso jerárquico, que seráresuelto por la autoridad competente y en lostérminos establecidos por la Ley deProcedimiento Administrativo y suReglamento.

Artículo 84. La parte beneficiada conla expropiación pagara, el justiprecio fija-do, dentro del término de noventa días deejecutoriada la resolución correspon-diente.

Artículo 85. El propietario del suelorecuperará, total o parcialmente la superfi-cie expropiada, cuando toda o parte de la.misma se destine a un uso distinto de aquélpara el cual se ejecutó la expropiación, ocuando no se haya hecho uso de la misma

en el plazo de cinco años a partir de la fechade inicio del procedimiento deexpropiación, previo trámite de anulaciónde la Expropiación.

Artículo 86. La expropiación no podrácomprender a tas viviendas y sus depen-dencias incluyendo las de comunidadescampesinas y las de pueblos indígenas, alos cementerios, carreteras, vías férreas,aero-puertos y cualquier otra construcciónpública o privada que sea estable y perma-nente.

Capítulo IIDe las servidumbres

Artículo 87. Las servidumbres petro-leras se constituyen, modifican y extinguenpor aplicación, de la Ley o por acuerdo departes.

Cualquier persona individual o colecti-va que realice las actividades señaladas enlos incisos a), b), c) y g) del articulo 11 dela presente Ley, puede solicitar alMinisterio de Minería e Hidrocarburos laconstitución de todo tipo de servidumbresen cualquier área superficial de dominiopúblico o privado, con excepción de loscasos previstos por el artículo 86 de la pre-sente Ley.

Las servidumbres por acuerdo de partesdeberán se homologadas por el Ministerio deMinería e Hidrocarburos e inscritas en lasoficinas del Registro de Derechos Reales delDepartamento que corresponda.



Los gastos que demande la constituciónde la servidumbre serán pagados por elinteresado Serán aplicables a la constituciónde servidumbres las normas correspon-dientes al Capítulo 1 de este Título, en lo quecorresponda.

Título VIIICompetencia del sistema de regu-lación sectorial

Capítulo único

Artículo 88. La Superintendencia deHidrocarburos es el organismo con juris-dicción nacional que cumple la función deregulación y control de las actividadespetroleras. La máxima autoridad ejecuti-va, de este organismo es el Superinten-dente de Hidrocarburos, cuya designaciónestá establecida en la Ley del Sistema deRegulación Sectorial (SIRESE) No. 1600.Además de las atribuciones establecidasen dicha Ley, la Superintendencia, deHidrocarburos tendrá las siguientesatribuciones específicas sujetas a lo dis-puesto en la presente Ley y sus reglamen-tos.

a) Proteger los derechos de los consumi-dores.

b) Licitar y adjudicar las áreas nominadaspara las actividades de exploración,explotación, y comercialización de laproducción y, posteriormente, ejercercontrol para el cumplimiento de lasobligaciones asumidas por las partes.

c) Otorgar concesiones para la cons-trucción y operación de ductos, esta-ciones y plantas para el transporte dehidrocarburos por ductos y, mediantelicitación pública, las concesionesadministrativas de distribución de gasnatural, por redes y publicarlas a costodel solicitante.

Asimismo, Regular las mencionadasconcesiones.

d) Otorgar licencias para la construccióny operación de terminales de almace-naje de hidrocarburos líquidos, alma-cenaje y envasado de GLP, estacionesde servicio destinadas al expendio aldetalle de los derivados de los hidro-carburos líquidos y GNV, plantas dedistribución en garrafas y plantas deblending de aceites lubricantes y pu-blicarlas en medios de difusiónnacional a costo del solicitante.Asimismo, regular las mencionadaslicencias.

e) Aprobar y controlar, cuando corres-ponda, las tarifas de transporte dehidrocarburos como también las de dis-tribución de gas natural por redes ypublicarlas en medios de difusiónnacional

f) Fijar precios máximos para el mercadointerno de petróleo crudo, de los pro-ductos de refinación, GLP de plantas,derivados y comercialización de gasnatural.



g) Velar por los derechos y las obliga-ciones de los Titulares de lasConcesiones y Licencias.

h) Intervenir administrativamente lasempresas concesionarias o licen-ciatarias, cualquiera sea su forma deinterventores, siempre y cuando exis-tan causas eminentemente justificadasy que se originen por incumplimientosgraves a los contrarios y a las disposi-ciones legales vigentes.

i) Declarar y disponer la caducidad orevocatoria de concesiones y licencias,previo debido proceso.

j) Elaborar o aprobar normas operativaspropuestas por las empresas, para el ade-cuado cumplimiento de la presente Ley ysu reglamentación, cuando sea necesario.

k) Aplicar las sanciones establecidas deacuerdo a reglamento

l) Requerir personas individuales ycolectivas, que realicen actividadesseñaladas en el artículo 11 de la pre-sente Ley, información, datos y otrosque considere necesario para regu-lación de las disposiciones anti-monopólicas y de defensa, de la com-petencia, y verificar la veracidad de lainformación recibida.

m) Recopilar información, elaborar y publi-car estadísticas de la actividad petrolera ypreparar balances energéticos del sector.

n) Poner en conocimiento de las autori-dades competentes las infracciones re-lativas a la protección del medio am-biente, sobre potenciales o posiblesdaños que detectare durante el procesode regulación.

o) Velar por el abastecimiento de los pro-ductos derivados de los hidrocarburos,en el mercado interno.

p) Establecer periódicamente losvolúmenes necesarios de los hidrocar-buros y sus derivados para satisfacer elconsumo interno y materias primasrequeridas por proyectos de industria-lización del sector.

q) Velar porque la actividad de los hidro-carburos cumplan con las disposi-ciones antimonopólicas y de defensade la competencia y, cuando sea posi-ble, orientar al mercado a estructurascompetitivas.

r) Cumplir y hacer cumplir la presenteLey y sus reglamentos, asegurando la,correcta aplicación de los principios,objetivos y políticas que forman partede la misma, así como las disposi-ciones legales conexas.

s) Proponer al Poder Ejecutivo normaspara mejorar el funcionamiento delmercado, en condiciones de eficienciao para mejorar el marco legal aplicabley emitir dictámenes cuando existannormas que dañen a los consumidoresal mercado o a las empresas.



t) Las demás que sean necesarias para eladecuado cumplimiento de sus respon-sabilidades.

Artículo 89. Para el cumplimiento delas atribuciones generales y específicas dela Superintendencia de Hidrocarburos enmateria de disposiciones antimonopólicas ydefensa de la competencia, deberá evaluarperiódicamente la estructura de mercado delas actividades indicadas en el artículo 11de la presente Ley, identificar posicionesdominantes en dichos mercados, establecernormas preventivas que garanticen la com-petencia y la eficiencia en el funcionamien-to de los mercados, investigar posibles con-ductas monopólicas, anticompetitivas y dis-criminatorias, así como establecer las san-ciones correspondientes de acuerdo areglamento.

El Poder Ejecutivo deberá reglamentarlas infracciones y sanciones aplicables a laspersonas individuales o colectivas sujetas aRegulación.

Artículo 90. La Superintendencia deHidrocarburos, tiene la responsabilidad deregular, controlar y supervisar que los pre-cios de los hidrocarburos, productos refina-dos de petróleo y GLP de plantas, cuandocorresponda, a la Paridad, de Exportación o ala Paridad de importación.

Artículo 91. Los precios máximos delgas natural en el mercado interno para lossectores de electricidad y comercializaciónserán fijados por la Superintendencia deHidrocarburos de acuerdo a reglamentación.

Artículo 92. Cuando se ponga en riesgola normal provisión de abastecimiento dehidrocarburos en el mercado interno, me-diante procedimiento público y resoluciónadministrativa debidamente fundamentada,la Superintendencia de Hidrocarburos podrádecidir la intervención administrativa de laempresa que ejerza las actividades señaladasen el artículo 11 de la presente Ley, por unplazo no mayor de un año, que podráprorrogarse por una sola vez con autori-zación de la Superintendencia General delSIRESE.

Al concluir el plazo de la intervención, laSuperintendencia de Hidrocarburos, basadaen el Informe del interventor designado paratal efecto, determinará la declaratoria decaducidad o revocatoria de la Concesión oLicencia o en su caso, suscribirá con laempresa un convenio, en el que se estable-cerán las medida que la empresa deberáadoptar, para la normalización del abaste-cimiento y su continuidad

Artículo 93. La Superintendencia deHidrocarburos, los concesionarios y licen-ciatarios, mediante el Sistema Oficina delConsumidor "ODECO", atenderán yresolverán los reclamos y consultas de losconsumidores en forma gratuita, de maneraeficiente y oportuna. La Superintendencia deHidrocarburos, velará por los derechos de losconsumidores, fiscalizará el efectivo fun-cionamiento de los sistemas de reclamacióny consultas y sancionará, de acuerdo a lareglamentación, a las empresas que incum-plan las normas de atención al consumidor yprestación del servicio, así como podrá



tomar acciones preventivas que eviten unmayor número de reclamos.

Las empresas concesionarias y licen-ciatarias son responsables de atender, enprimera instancia, los reclamos y consultasde los consumidores y la Superintendenciade Hidrocarburos, en segunda instancia, conprocedimientos que se ajusten a las carac-terísticas de cada servicio y elaprovechamiento de tecnología moderna,que permita atender, en forma efectiva, aluniverso de los consumidores. El presenteartículo será reglamentado observando, en loque fuera aplicable, la Ley de ProcedimientoAdministrativo No. 2341 y su reglamen-tación.

Título IXDe las actividades deYacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos (YPFB)

Artículo 94. YPFB dependerá única-mente del Poder Ejecutivo por intermediodel Ministerio de Minería e Hidrocarburos.La organización, desenvolvimiento y traba-jos de YPFB quedarán encomendados a suDirectorio formado por un Presidente y cincomiembros, tres de los cuales, además delPresidente del Directorio, serán nombradospor el Presidente de la República con base aternas propuestas por la Cámara deDiputados y los dos restantes, directamentepor el Presidente de la República.

La máxima autoridad de YPFB es suDirectorio, que es responsable de definir sus

políticas y normas internas, así como deestablecer estrategias administrativas, opera-tivas y financieras, aprobando sus respec-tivos programas de corto, mediano y largoplazo dentro de la estrategia, de políticahidrocarburífera nacional.

EL Gerente General será designado porel Directorio.

Artículo 95. YPFB, como empresapública, suscribirá, contratos en repre-sentación del Estado, para ejecutar las activi-dades señaladas en los incisos a) y b) delartículo 11 de la presente Ley.

Articulo 96. YPFB Operaciones SAM,será una Sociedad de Economía Mixta cuyaformación será autorizada mediante DecretoSupremo.

Una vez conformada la Sociedad deEconomía Mixta, en el marco de lo estable-cido en el Código de Comercio, ésta podráefectuar inversiones o adquirir acciones deotras sociedades por acciones del sector dehidrocarburos y constituir empresas, sin queello determina que esas nuevas empresas oaquellas en las cuales se adquieran acciones,se conviertan en sociedades de economíamixta.

Artículo 97. Autorízase a YPFB a trans-ferir a YPFB Operaciones SAM sus activosoperativos valorizados por una empresaindependiente y reconocida, a la fecha deautorización y constitución de la Sociedad deEconomía Mixta (SAM).



Título XDisposiciones transitorias

Capítulo único

Articulo 98. Los Titulares que hubiesensuscrito Contratos de Riesgo Compartido alamparo de la Ley de Hidrocarburos No 1689del 30 de abril de 1996, podrán optar porconvertir sus contratos a las modalidades deRiego Compartido, Operación, Asociación ode Producción Compartida establecidas en lapresente Ley, en el plazo de ciento ochenta(180) días posteriores a la aprobación de losmodelos de los contratos, con base al pro-cedimiento administrativo y formal estable-cido por el Ministerio de Minería eHidrocarburos.

Los plazos estipulados en los Contratosde Riego Compartido permanecerán vigentese inalterables, el proceso de conversión vo-luntaria no podrá modificar ni ampliar dichosplazos.

Artículo 99. La Superintendencia deHidrocaburos y YPFB se adecuarán al nuevomarco institucional dispuesto por la presenteLey, en el plazo de noventa (90) días. Paraello deberán presentar al Ministerio deHacienda sus presupuestos reformuladospara su aprobación extraordinaria por elPoder Legislativo.

Artículo 100. Los reglamentos de la. Leyde Hidrocarburos No. 1689 de 30 de abril de1996 quedan vigentes en todos los aspectosque no sean contrarios a la aplicación, de la

presente Ley en tanto se apruebe la nueva,reglamentación.

Título XICapítulo únicoDisposiciones finales

Artículo 101. Todas las personas indi-viduales o colectivas, nacionales o extran-jeras, públicas y privadas que realicen lasactividades petroleras señaladas en el artícu-lo 11 se rigen por la presente Ley partir de lafecha de su promulgación.

Artículo 102. Los pagos realizados porconcepto del Impuesto a las utilidades de lasEmpresas y del Impuesto a la Remisión deUtilidades al Exterior, atribuibles a los hidro-carburos existentes, son acreditables en lamisma, gestión, contra la Regalía NacionalComplementaria a, la Producción deHidrocarburos Existentes señalada en elartículo 76 de la presente Ley.

Para establecer los montos acreditablessegún el acápite anterior, se aplicará larelación porcentual entre los ingresos brutosprovenientes de hidrocarburos existentes,dividido entre el total de los ingreses brutospercibidos.

Los créditos aplicados contra la RegalíaNacional Complementaria a la Producciónde Hidrocarburos Existentes por conceptodel Impuesto a las Utilidades de lasEmpresas no podrán acreditarse contra elImpuesto a las Transacciones. De la mismamanera, los montos del Impuesto a las



Utilidades de las Empresas que hayan sidoacreditados contra el Impuesto a lasTransacciones, no podrán acreditarse contrala Regalía Nacional Complementaria a laProducción de Hidrocarburos Existentes.

Artículo 103. Quienes tengan suscritoscontratos con YPFB, en ningún caso podránreducir injustificadamente su producción, dehidrocarburos existentes para sustituirla porhidrocarburos nuevos. La Superintendenciade Hidrocarburos velará por el cumplimientode este artículo y el Ministerio de Minería eHidrocarburos ejercitará el control respecti-vo para el cumplimiento de esta norma. Seentiende por reducción justificada aquellaque sea resultante de:

a) La reducción normal de la producciónde los reservorios, y/o

b) La reducción ocasional por mante-nimiento de pozos y/o instalaciones.

c) La aplicación de instrucciones específi-cas de la Superintendencia de Hidrocar-buros con el objeto de optimizar la recu-peración de reservorios conforme alartículo 4 de la presente Ley.

d) Abandono temporal o permanente decualquier campo o reservorio con pro-ducción de hidrocarburos existentes,que no pueda producir económica-mente bajo los términos y condicionesaplicables a hidrocarburos existentes,de acuerdo a Reglamento.

Artículo 104. Los ingresos generadospor el Impuesto Complementario a losHidrocarburos serán distribuidos de la si-guiente manera:

- Veinte por ciento (20%) con destino alos municipios.

- Seis por ciento (6%) con destino alFondo de Compensación para losdepartamentos no productores dehidrocarburos y del departamento deChuquisaca

- Cinco por ciento (5%) con destino alFondo de Apoyo a las Exportacionesno Tradicionales.

- Cinco por ciento (5%) a las universi-dades.

- Sesenta y cuatro por (64%) con destinoal Tesoro General de la Nación.

Artículo 105. Abrogase la Ley deHidrocarburos No. 1689 de 30 de abril de1996, derogase el artículo 2 de la Ley No1731 del 25 de noviembre de 1996, asimis-mo a partir de la vigencia de la presente Ley,las actividades extractivas de hidrocarburosquedan excluidas de los alcances del artículo51 Bis de la Ley No. 843 (Texto OrdenadoVigente).

Articulo 106. Abróganse y derógansetodas las leyes contrarias a la presenteLey.

TABLA 2



Gas natural destinadoa la exportación

Unidades de liquidación

Desde (MMBTUpor mes)

- 1,084,651 4,075,186 7,065,721

10,056,256 13,046,791 16,037,326 19,027,861 22,018,396 25,008,931 27,999.466

Hasta (MMBTUpor mes)

1,084,650 4,075,185 7,065,720

10,056,255 13,046.790 16,037,325 19,027,860 22,018,395 25,008,930 27,999,465 30,990,000

MMBTU Pormes

-54,233 +

284,504 + 595,519 + 987,279 +

1,459,783 + 2,013,032 + 2,647,025 + 3,361,763 + 4,157,245 + 5,033,472 +

Porcentaje

5.0% 7.7%

10.4% 13.1% 15.8% 18.5% 21.2% 23.9% 26.6% 29.3% 32.0%

Sobre Excedente a(MMBTU por mes)

- 1,084,65 f 4,075,1.86 7,065,721

10,056,256 13,046,791 16.037,326 19,027,861 22,018,396 25,008,931 27,999,466

Anexo ATABLA 1

GLP de plantas destinadoa la exportación

Unidades de liquidación

Desde (TM pormes)

-1,313 3,8056,2978,789

11,28113,773 16.265 18,75721.249 23,741

Hasta (TM pormes)

1,312 3,804 6,296 8,788

11,280 13,772 16,264 18,756 21,248 23,740 26,232

TM Pormes

- +- +

80 +239 +478 +797 +

1,196 +1,674 +2,232 +2,870 +3,587 +

Porcentaje

0.0% 3.2% 6.4% 9.6%

12.8% 16.0% 19.2% 22.4% 25.6% 28.8% 32.0%

Sobre Excedente a(TM por mes)

- 1,313 3,805 6..297 8,789

11,281. 13,773 16,265 1.8,757 21,249 23,741



TABLA 3GLP de plantas destinado

al mercado internoUnidades de liquidación

Desde (TM pormes)

- 27

2,490 4,953 7,417 9,880

12,343 14,806 17,269 19,732 22,195

Hasta (TM pormes)

26 2,489 4,952 7,416 9,879

12,342 14,805 17,268 19,731 22,194 24.658

TM Pormes

- +- +

37 +111 +222 +369 +554 +776 +

1,034 +1,330 +1,662 +

Porcentaje

0.0%1.5%3.0%4.5%6.0%7.5%9.0%

10.5%12.0%13.5%15.0%

Sobre Excedente a(TM por mes)

- 27

2,490 4,953 7,417 9,880

12,343 14,806 17,269 19,732 22,195

TABLA 4GLP de plantas destinado

al mercado internoUnidades de liquidación

Desde (Barrilespor mes)

- 30,001 87,001

144,001 201,001 258,001 315,001 372,001 429,001 480,001 543,001

Hasta (Barrilespor mes)

30,000 87,000

144,000 201,000 258,000 315,000 372,000 429,000 486,000 543,000 600,000

Barrilespor mes

- 2,250 7.921.

14,989 23,454 33,314 44,572 57,226 71,276 86,723

103,566

Porcentaje

0.0%1.5%3.0%4.5%6.0%7.5%9.0%

10.5%12.0%13.5%15.0%

Sobre excedente a(Barriles por mes)

- 27

2,490 4,953 7,417 9,880

12,343 14,806 17,269 19,732 22,195

+ + + + + + ++ + + +

TABLA 5Petróleo destinado

a la exportaciónUnidades de liquidación


- 30,001 87,001

144,001 201,001 258,001 315,001 372,001 429,001 480,001 543,001


30,000 87,000

144,000 201,000 258,000 315,000 372,000 429,000 486,000 543,000 600,000

Barrilespor mes

- 2,250 7.921.

14,989 23,454 33,314 44,572 57,226 71,276 86,723

103,566

Porcentaje

7.5% 10.0% 12.4%

14.9 % 17.3% 19.8% 22.2% 24.7%

27.1%) 29.6% 32.0%


- 30,00187,001

144,001 201,001 258,001 315,001 372,001 429,001 486,001 543,001

+ + + + + + ++ + + +



TABLA 6Petróleo destinado a la

exportaciónUnidades de liquidación


- 6,001

50,401 94,801

139.201 183,601 223,001 272,401 316,801 361,20!

405.601


6,000 50,400 94,800

139,200 183,600 228,000 272,400 316,800 361,200 405,600 450,000

Barrilespor mes

+ 450 +

4,113 + 8,109 +

12,438 + 17,100 +22,095 + 27,422 + 33,083 + 39,077 + 45,404 +

Porcentaje

7.5% 8.3% 9.0% 9.8%

10.5% 11.3% 12.0% 12.8% 13.5% 14.3%15.0%


- 6,001

50,401 94,801

139,201 183,601 228,001 272,401 316,801 361,201 405,601



I. Exposición de motivos

a) Introducción

Los Recursos Naturales son la base fun-damental para la integración y desarro-llo económico de toda sociedad. EnBolivia, los recursos naturales no reno-vables, en particular los hidrocarburosson el recurso estratégico que tiene elpaís, frente a la inestabilidad y crisiseconómica, por esta razón, es prioritariorestablecer el derecho propietario delEstado sobre estos recursos y fijar unapolítica hidrocarburífera en bien denuestra colectividad.

La base constitucional sobre los BienesNacionales en nuestro país está expresa-da en el capítulo II de la ConstituciónPolítica del Estado, donde se señala conclaridad que: "Art. 136º.- Son dedominio originario del Estado, ademásde los bienes a los que la Ley les da esacalidad, el suelo y el subsuelo con todassus riquezas naturales, las aguas lacus-tres, fluviales y medicinales, así comolos elementos y fuerzas físicas suscepti-bles de aprovechamiento". Por otro ladola Constitución Política del Estado pun-tualiza en su Art. 139º.- "LosYacimientos de Hidrocarburos cual-

quiera sea el estado en que se encuen-tren o la forma en la que se presenten,son de dominio directo, inalienable eimprescriptible del Estado. Ningunaconcesión o contrato podrá conferir lapropiedad de los Yacimientos de losHidrocarburos. La exploración, explo-tación, comercialización de los hidro-carburos y sus derivados correspondenal Estado".

b) Antecedentes

Históricamente los hidrocarburos enBolivia han estado bajo propiedad estataly su administración a cargo deYacimientos Petrolíferos FiscalesBolivianos, así el Código del Petróleo,Decreto Ley Nº 04210 del 26 de octubrede 1955 expresaba:

"Art. 1º.- Los yacimientos de petróleo,asfalto, gas natural y demás hidrocar-buros, en cualquier estado que seencuentren dentro del territorio de larepública, ya sean en la superficie o enel subsuelo, son de dominio directoinalienable e imprescriptible de laNación".

La Ley General de HidrocarburosDecreto Ley Nº 10170 del año 1972,

Bancada ParlamentariaMovimiento al Socialismo - IPSP

Proyecto de Ley de Hidrocarburos



expresaba: "Art. 1º.- De conformidad alo dispuesto por la Constitución Políticadel Estado, los Yacimientos deHidrocarburos, cualquiera que sea elestado físico en que se encuentren oforma en que se presenten son deldominio directo, inalienable e impres-criptible del Estado", y el "Art. 40º.-Una vez iniciada la producción, el con-tratista está obligado a entregar aYacimientos Petrolíferos FiscalesBolivianos, la totalidad de los hidrocar-buros producidos, con la única excep-ción de lo volúmenes efectivamente uti-lizados en producir los mismos. Dichaentrega se efectuará en el lugar y bajolas condiciones de medición que seestipulen en el contrato".

La Ley 1194 de 1 de noviembre de 1990,expresaba: "Art. 1º. De conformidad a lodispuesto por la Constitución Políticadel Estado, en su Art. 139º losYacimientos de Hidrocarburos,cualquiera que sea el estado físico enque se encuentren o forma en que sepresenten son de dominio directo,inalienable e imprescriptible delEstado". Y el "Art. 41.- Una vez inicia-da la producción, el contratista estáobligado a entregar, en propiedad, aYacimientos Petrolíferos FiscalesBolivianos, la totalidad de los hidrocar-buros producidos, con la única excep-ción de los volúmenes efectivamente uti-lizados en producir los mismos. Dichaentrega se efectuará en el lugar y bajolas condiciones de medición que seestipulen en el Contrato".

Sin embargo, bajo la Presidencia deGonzalo Sánchez de Lozada, medianteDecreto Supremo No. 24806 del 4 deagosto de 1997, se entrega la propiedadde los hidrocarburos. Este DecretoSupremo en su Artículo Único aprueba elModelo de Contrato de RiesgoCompartido para Áreas de Exploración yExplotación, que en su cláusula terceraseñala: "Es facultar al TITULAR pararealizar actividades de Exploración,Explotación y Comercialización dehidrocarburos en el área de contratobajo los términos y condiciones de esteContrato, mediante el cual el TITULARadquiere el Derecho de Propiedad de laproducción que obtenga en boca depozo y de la disposición de la mismaconforme a las previsiones de la Ley deHidrocarburos".

Por todo lo anterior, se hace nece-sario restituir la propiedad de loshidrocarburos al dominio efectivo delEstado

c) Contenido del Proyecto

El presente Proyecto de Ley, está referi-do ante todo a la recuperación de lapropiedad del Estado sobre los RecursosHidrocarburíferos, la Refundación deYacimientos Petrolíferos FiscalesBolivianos, el Régimen Impositivo, deRegalías y Patentes, las Modalidades deEjecución, la Creación del Fondo deDesarrollo Productivo, y el Control,Fiscalización de la actividad hidrocar-burífera.



d) Justificación

La entrega de la propiedad de los hidro-carburos bolivianos a manos de lastransnacionales violentando la Constitu-ción Política del Estado, justifica lanecesidad nacional de Abrogar la Ley1689, la Ley 1731 y el Decreto SupremoNo. 24806, y reponer esta propiedad atuición directa, originaria del EstadoBoliviano.

e) Fundamentación

La Recuperación del Derecho depropiedad de los hidrocarburos, permitiráal Estado Boliviano emprender vías dedesarrollo económico a partir de la deter-minación y definición de una políticahidrocarburífera en el país.

Índice Estructural

Título I: Disposiciones generales

Capítulo I: Principios Generales

Capítulo II: Definiciones

Título II: Política Nacional de Hidrocar-buros

Capítulo I: Aspectos Generales

Capítulo II: Regulación y Fiscalización

Sección I: Órgano Regulador, Super-visor y Fiscalizador

Sección II: Unidad de Control yFiscalización

Capítulo III: Órgano Ejecutor YacimietosPetrolíferos Fiscales Bolivianos

Título III: Modalidades de Ejecución

Capítulo I: Ejecución Directa - Yacimien-tos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

Capítulo II: Ejecución por medio deContratos

Sección I: Contratos de Operación deExploración y Explotación con Socie-dades Privadas

Sección II: Contratos de Operación enExploración y Explotación con Socie-dades de Economía Mixta

Sección III: Contratos para Refi-nación, Transporte, Industrialización yComercialización

Capítulo III: Contratos de ServiciosHidrocarburíferos

Título IV: Régimen de Tributación yRetribución

Capítulo I: Regalías

Título VI: Industrialización del Gas



Título VII: Fondo de Desarrollo Productivo

Título VIII: Disposiciones transitorias

Disposiciones finales

Proyecto de Ley No....../03-04.

Por cuanto el Honorable CongresoNacional ha sancionado la siguienteLey:

Ley de Hidrocarburos

El Honorable Congreso Nacional

Decreta:

Título IDisposiciones generales

Capítulo IPrincipios generales

Artículo 1.- Los Recursos Naturales,por principio constitucional son dedominio originario del Estado, propiedadpública inviolable, inalienable e impres-criptible y su explotación debe tener comofin único el desarrollo integral y sus-tentable del país.

Artículo 2.- Por mandato de laConstitución Política del Estado, losyacimientos y los Recursos Naturales hidro-carburíferos, son de propiedad y dominiodirecto, inalienable e imprescriptible delEstado Boliviano. Ninguna concesión o con-trato, bajo ninguna forma, directa o indirec-

ta, tácita o expresa, podrá transferir total oparcialmente el derecho propietario origi-nario del Estado sobre los recursos naturaleshidrocarburíferos.

Artículo 3.- La actividad hidrocar-burífera es de orden básico y estratégico parael desarrollo del país, todas las actividadesde exploración, explotación, refinación,industrialización, transporte, comercializa-ción, y otras tienen el carácter de necesidadnacional y utilidad pública.

Artículo 4.- El Estado, a través de susórganos correspondientes, en ejercicio y res-guardo de su soberanía y su integridad políti-ca, económica y social, lleva adelante, con-trola, dirige y supervisa toda la actividadhidrocarburífera en el país. Estas actividadesdeberán desarrollarse conforme al principiode conservación y explotación racional delos reservorios.

Artículo 5.- Las personas naturales ojurídicas extranjeras no podrán realizaractividades hidrocarburíferas dentro de los50 kilómetros de las fronteras del país, salvoque constituyan sociedades mixtas con par-ticipación mayoritaria de YacimientosPetrolíferos Fiscales Bolivianos y previaautorización expresa declarada por Ley.

Capítulo IIDefiniciones

Artículo 6.- Para los fines de la presenteLey se adoptan las siguientes definiciones:



- Barril Compuesto (US$/Bbl): Es elvalor en dólares americanos del volu-men de un barril (159 litros) depetróleo fraccionado en derivados porel proceso de refinación -gasolinas,diesel, kerosén, fuel oil, gas licuado-que, al multiplicarse cada fracción de-cimal de los derivados por su precio deventa en moneda nacional, cuya sumaal dividirse por el tipo de cambio delboliviano, nos da el valor del BarrilCompuesto en Dólares Americanospor Barril (US$/Bbl). Este parámetroes útil para determinar el excedenteeconómico que se obtiene en unmomento dado.

- Boca de Pozo: Es el punto de salida delos hidrocarburos de los yacimientos ydonde se efectúa la medición de la pro-ducción.

- Campo Gasífero: Según el significadoindustrial es sinónimo de campo deextracción y se define como la unidadindustrial que desarrolla su actividad enel área de una o varias estructurasgasíferas.

- Campo: Un área de suelo debajo de lacual existen uno o más reservorios dehidrocarburos en una o más forma-ciones en la misma estructura o entidadgeológica.

- Comercialización: Todas las activi-dades relativas a la venta, trueque ocualquier forma de transferencia dehidrocarburos en su estado natural, pro-

ductos de refinación y subproductos delos mismos, productos industriales ypetroquímicos, incluyendo el almace-naje y distribución correspondiente aesta fase, por medios distintos al trans-porte por tuberías.

- Contrato de Asociación.- Es el tipo decontrato en que el riesgo en la etapaexploratoria, lo asume totalmente lacompañía asociada y en la etapa deexplotación se conforma una operaciónConjunta y la inversión, dirección yproducción son compartidas por elEstado y la asociada en las propor-ciones que se pacten.

- Contrato de Operación: Es el tipo decontrato en que el contratista aceptatomar a su cargo el financiamiento (delas operaciones y eventualmente el ser-vicio técnico), de un programa deexploración por cuenta de la compañía,su inversión le será reembolsada por losriesgos tomados, sólo en caso de des-cubrimiento; ya sea de la recuperaciónde una parte de la producción de costonulo o sea de un contrato de compra aprecio preferencial.

- Contrato de Servicios: Es el tipo decontrato celebrado con empresasnacionales o extranjeras, para la ejecu-ción de determinadas obras o servicios,por los cuales éstas últimas recibirán elpago en dinero.

- Conversión de Gas a Líquidos GTL:Es la conversión del gas natural por



procesos físico-químicos en productoslíquidos como gasolinas y diesel oilecológico.

- Cuenca Petrolera y Gasífera: Regióncerrada de la corteza terrestre afectadapor hundimientos de gran profundidad,de larga duración, de la cual están li-gadas las zonas de acumulación dehidrocarburos (petróleo y gas).

- Derivados: Productos y subproductosresultantes de los procesos de refi-nación, otros procesamientos e indus-trialización de los hidrocarburos.

- Descubrimiento Comercial: El des-cubrimiento de hidrocarburos que enopinión del Titular de un Contratosuscrito con Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos, justifica económi-camente el desarrollo y producción deun campo bajo los términos y condi-ciones del Contrato.

- Etano C=2: Es el componente delgas natural que constituye materiaprima básica para la industria petro-química.

- Exploración: El reconocimientogeológico de superficie, levantamientosaerofotogramétricos, satelitales, topo-gráficos, trabajos gravimétricos, mag-netométricos, sismológicos, geoquími-cas, perforación de pozos y cualquierotro trabajo tendente a determinar lasposibilidades petrolíferas o gasíferas deuna región.

- Explotación: La perforación de pozosde desarrollo, tendido de líneas derecolección, construcción de playas dealmacenaje, plantas y facilidades deseparación de fluidos de recuperaciónprimaria y en general, toda actividad enla superficie y en el subsuelo dedicada ala producción, recolección, separación yalmacenaje de hidrocarburos para lograrsu aprovechamiento óptimo.

- Gas Asociado: La fracción gaseosa dehidrocarburos que resulta de los proce-sos de separación de líquidos y gases enla producción de hidrocarburos.

- Gas Licuado de Petróleo. (GLP):Mezcla de propano y butano en dife-rentes proporciones, que puede encon-trarse en fase gaseosa o fase líquida. ElGLP producido (antes de Boca dePozo), en plantas de procesamiento yen plantas de refinamiento, será con-siderado como Derivado.

- Gas Natural Comprimido "GNC":Combustible destinado fundamental-mente para uso en las movilidades envez de gasolina o diesel oil.

- Gas Natural: Los hidrocarburos que encondiciones normales de temperatura ypresión se presentan en estado gaseoso.

- Hidrocarburos: Los compuestos decarbono e hidrógeno que se presentanen la naturaleza, ya sea en la superficieo en el subsuelo, cualquiera que sea suestado físico.



- Licuefacción: Es el proceso físicoLNG para convertir el Metano C1 enlíquido, bajo condiciones extremas detemperatura bajo cero.

- Metano C=1: Es el elemento gasíferoque tiene un carbono y que sirve fun-damentalmente como combustible.También sirve como materia primapara la elaboración de muchos(algunos) productos petroquímicos(entre los que se destacan elmetanol y el PVC).

- Necesidad Nacional: Obrar infalible-mente a favor y beneficio de los intere-ses de la nación.

- Parcela: La unidad de medida del áreadel contrato de exploración y explota-ción. Es una superficie cuadrada de2,500 hectáreas cuyos lados midencinco mil metros. Sus vértices superfi-ciales están determinados mediantecoordenadas de la Proyección Univer-sal y Transversal del Mercator (UTM)referidos al sistema geodésico interna-cional WGS 84. Cada parcela está iden-tificada por el número de la CartaGeográfica Nacional y por un sistemamatricial de cuadrículas petrolerasestablecido por el Ministerio de Minase Hidrocarburos.

- Petróleo: Los hidrocarburos que encondiciones normalizadas de tempe-ratura y presión se presentan en estadolíquido. Esta denominación abarca a lamezcla de hidrocarburos líquidos que se

obtengan en los procesos de separaciónde gas asociado o del condensado.

- Petroquímica Básica: Es la que, par-tiendo de los hidrocarburos gaseosos,efectúa una primera transformaciónquímica de estos procesos básicos, fun-damentalmente obteniéndose el amo-niaco, etileno, propileno, butileno quesirven de materia prima para la obten-ción de materias primas intermedias.

- Petroquímica Final: Es la transforma-ción de los productos de la petroquímicaintermedia mediante su transformacióncalorífica en productos de uso comúntales como tuberías, envases rígidos,envases flexibles, vestimentas, pinturas,llantas, abonos, fertilizantes, etc..

- Petroquímica Intermedia: Es laactividad de obtención de productosrequeridos para la elaboración de losproductos petroquímicos finales.

- Petroquímica: Es la transformaciónde los hidrocarburos mediante la sepa-ración de sus componentes básicosque son el metano, etano, propano,butano, pentano y superior utilizandoprocesos químicos de productos petro-químicos.

- Producción Fiscalizada: Los volú-menes de Hidrocarburos medidos enBoca de Pozo.

- Recuperación Mejorada: La apli-cación, en yacimientos agotados, de



sistemas sofisticados como combustiónin situ, inyección de polímeros pararomper tensiones superficiales delpetróleo y agua salada y otros métodospara recuperar hidrocarburos resi-duales.

- Recuperación Primaria: Correspondea la producción inicial de los hidrocar-buros con la energía natural y propiadel yacimiento.

- Recuperación Secundaria: La apli-cación, de métodos de extracción paramejorar la recuperación de los hidrocar-buros líquidos, donde se requiere inyectarenergía externa al propio yacimiento, enla capa productora, ya sea gas a alta pre-sión o agua en los flancos del yacimiento.Se complementa con fracturamiento yacidificación de la roca productora.

- Refinación: Los procesos que con-vierten los hidrocarburos de su estadonatural a productos genéricamentedenominados carburantes: combusti-bles líquidos o gaseosos, gasolina, naf-tas, kerosén, jet fuel, diesel oil, fuel oil,lubricantes, grasas, parafinas, asfaltos,solventes y los subproductos quegeneren dichos procesos.

- Regalías: Constituyen un precio por eluso y aprovechamiento de los recursosnaturales no renovables del Estado, yno constituye un tributo.

- Reservorio: Uno o varios estratos bajola superficie que estén produciendo o

sean capaces de producir hidrocar-buros, con un sistema común de pre-sión en toda su extensión.

- Retribución: Pago en dinero, realizadopor YPFB a las empresas, por las activi-dades realizadas, ya sea en exploración,explotación, transporte, refinación,industrialización o comercialización.

- Subparcela: Unidad de medida de áreaigual a media parcela.

- Termoeléctrica: Es la planta gene-radora de electricidad que utiliza hidro-carburos.

- Transporte: El conjunto de diversosmedios y facilidades auxiliares utilizadospara trasladar o conducir en forma ininte-rrumpida, por medio de tuberías de un lu-gar a otro, hidrocarburos o sus derivados.Para transportar los gases se denominangasoductos, para líquidos oleoductos ypara productos derivados poliductos.

- Trillón de Pies Cúbicos equivalentes:(Tera pies cúbicos equivalentes).-Volumen de pies cúbicos por diez eleva-do a la potencia doce. La conversión debarriles de petróleo a pies cúbicos de gasnatural se efectuará utilizando el factor de5,540 pies cúbicos de gas natural comoequivalentes a un barril de petróleo.

- Unidad de Trabajo: Se entiende porunidad de trabajo la obligación de trabajoen geología sísmica u otros métodos deinvestigación especificados en el contra-



to. Igualmente se asigna estas unidades detrabajo para la perforación exploratoria.

- Utilidad Pública: Conveniencia par-ticular para la colectividad.

- Yacimiento: Es el cuerpo de petróleo o gas oambas cosas, que se da dentro de un reservorioúnico y bajo un mismo sistema de presión.

- Yacimientos Petrolíferos FiscalesBolivianos (YPFB): Es una instituciónestatal con autarquía e integrada queopera en las diferentes etapas de laactividad hidrocarburífera, a través de lacual el Estado implementa su políticahidrocarburífera en coformidad a lo dis-puesto en la última parte del Art. 139º dela Constitución Política del Estado.

- Zonas No Tradicionales: Son aquellassobre las que no hay suficiente conoci-miento geológico-geofísico pero sí presen-tan bolsones aislados de hidrocarburos.

- Zonas Tradicionales: Son las que cuentancon vasta información geológica y geofísi-ca y existencia de yacimientos petrolíferoso gasíferos en producción comercial.

Título IIPolítica Nacional de Hidrocarburos

Capítulo IAspectos Generales

Artículo 7.- El aprovechamiento de loshidrocarburos deberá responder a una

Política Nacional de Hidrocarburos, defini-da por el Estado en función a los altosintereses nacionales y promoción deldesarrollo integral del país con plenaautodeterminación.

Artículo 8.- El Estado determina laPolítica Nacional de Hidrocarburos, en elmarco de los Planes Nacionales deDesarrollo Económico, Social y Político dela República. El Poder Ejecutivo presentaráa consideración del Legislativo su propues-ta estructurada a través de Planes Quinque-nales, que después de ser ampliamentedebatidos, en consulta con la población, se-rán aprobados. El Poder Ejecutivo quedaencargado de su ejecución a través delMinisterio de Minas e Hidrocarburos comoorganismo regulador, supervisor y fisca-lizador, y a través de YPFB como ente eje-cutor.

Artículo 9.- Constituyen objetivos ge-nerales de la Política Nacional deHidrocarburos:

I. Exploración, explotación, industria-lización, comercialización, transporte yexportación con valor agregado.

II. Ejercer el control y la dirección efec-tiva, por parte del Estado, de la actividadhidrocarburífera en resguardo de la sobe-ranía política y económica de laRepública.

III. Generar recursos económicos parasustentar y fortalecer un proceso sostenidode desarrollo económico y social de la



República, con miras a superar la actualestructura económica dependiente.

IV. Garantizar a corto, mediano y largoplazo la autosuficiencia energética del paísy la satisfacción adecuada de las crecientesnecesidades nacionales de hidrocarburos.

V. Establecer y fortalecer a YPFB comola empresa estatal encargada de ejecutarla Política Nacional de Hidrocarburos,para garantizar el aprovechamientosoberano de la industria hidrocarburífera.

VI. Garantizar y fomentar el aprove-chamiento racional de los hidrocarburosen beneficio económico del conjunto dela nación boliviana, a lo largo y ancho delpaís, abasteciendo con prioridad a lasnecesidades internas del país.

VII. Redimensionar la posición del país enel contexto regional y mundial a través depolíticas adecuadas de industrialización,comercialización y exportación de loshidrocarburos y sus derivados, en benefi-cio de los objetivos estratégicos del país.

Capítulo IIRegulación y Fiscalización

Sección IÓrgano Regulador,Supervisor y Fiscalizador

Artículo 10.- El Ministerio de Minas eHidrocarburos regulará, supervisará y fis-

calizará las actividades del sector de hidro-carburos. Para tal efecto, se establecen lassiguientes atribuciones:

I. Elaborar en coordinación con YPFB laPolítica Nacional de Hidrocarburos y losPlanes de Desarrollo Sostenible a largoplazo.

II. Hacer seguimiento de la PolíticaNacional de Hidrocarburos y de losPlanes y Programas de Desarrollo delargo plazo, así como aprobar los proyec-tos de ejecución presentados por YPFB.

III. Regular y normar todos los aspectosnecesarios para la adecuada implemen-tación de la presente Ley y la ejecuciónde la Política Nacional de Hidrocarburos

IV. Supervisar el cumplimiento de dis-posiciones legales y normas en materiade hidrocarburos por parte de Yacimien-tos Petrolíferos Fiscales Bolivianos y/olas empresas contratistas y de servicioshidrocarburíferos.

V. Fiscalizar las actividades de YPFB,el cumplimiento de los Contratos deOperación y la participación de Yaci-mientos Petrolíferos Fiscales Bolivianosen Sociedades de Economía Mixta, a tra-vés de la Unidad de Fiscalización.

VI. Establecer un registro de las empre-sas contratistas, de las Sociedades deEconomía Mixta y de las empresas deServicios Hidrocarburíferos del país, asícomo de los correspondientes Contratos,



y aprobar las licencias de funcionamien-to necesarias.

VII. Determinar los precios de los hidro-carburos en boca de pozo para el pago delas Regalías y Retribuciones de acuerdo alas normas establecidas en la presenteLey.

VIII. Estudiar, analizar y proponer losprecios de los derivados para el consumointerno. Estos precios serán determina-dos mediante Decreto Supremo de acuer-do a los requerimientos de la políticaeconómica nacional.

IX. Elaborar y proporcionar informacióncon relación a los aspectos técnicos,económicos, financieros y jurídicos bajolos principios de transparencia y veraci-dad, que deberán ser difundidos a travésde los medios de comunicacióndisponibles.

X. Formular y ejecutar políticas depreservación de los ecosistemas, en coor-dinación con el ministerio correspon-diente, y en el marco de la Ley del MedioAmbiente, para evitar y controlar la con-taminación derivada de la actividadpetrolera.

Sección IIUnidad de Control y Fiscalización

Artículo 11.- Se crea la Unidad deControl y Fiscalización como órgano

nacional competente para el sector hidrocar-burífero de carácter transversal y autárquico,con participación de representantes de orga-nizaciones e instituciones sociales quedeberán cumplir una efectiva labor de con-trol social, para el efecto, el Poder Ejecutivoemitirá la reglamentación correspondientemediante Decreto Supremo.

Artículo 12.- La estructura administrati-va y operativa de la Unidad de Control yFiscalización estará compuesta por la:

I. Dirección Nacional de Control yFiscalización de la Producción;

II. Dirección Nacional de Control yFiscalización de Regalías y RégimenTributario en coordinación con el Servi-cio de Impuestos Nacionales.

III. Dirección Nacional de Control yFiscalización de Inversión y Contratos.

Artículo 13.- Son atribuciones de lasDirecciones Nacionales, establecidas en elArtículo 12 de la presente Ley:

I. Controlar y fiscalizar adecuadamentelas actividades de su área de competencia.

II. Elevar un informe bimestral ante laUnidad de Control y Fiscalización.

III. Presentar Informe Semestral ante elHonorable Congreso Nacional.

Artículo 14.- Se determina para fines deControl y Fiscalización de la actividad hidro-



carburífera en el país la clasificación delsujeto activo y sujeto pasivo.

I. Sujeto activo es la autoridad y fun-cionario que en representación delEstado realiza la labor de control y fis-calización.

II. Sujeto pasivo es la persona natural y/ojurídica que tiene la obligación decumplir las disposiciones legales y nor-mativas en vigencia.

Artículo 15.- El sujeto activo y sujetopasivo son responsables por las faltas quecometieran, debiendo ser sancionadosconforme a la Ley No. 1178 de 20 de juliode 1990. Cuando la comisión de la faltasea dolosa el infractor será sometido asanción penal de acuerdo a las previsionesestablecidas en la Ley No. 1768 de 11 demarzo de 1987.

Capítulo IIIÓrgano Ejecutor

Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos

Artículo 16.- YPFB, como ente ejecutorde la Política Nacional de Hidrocarburos, anombre y en representación del EstadoBoliviano, tiene la responsabilidad de ejecu-tar y dirigir todas las actividades de explo-ración, explotación, refinación, transporte,industrialización y comercialización de loshidrocarburos en el país y en el exterior.

Artículo 17.- Para garantizar la con-tinuidad y desarrollo de sus actividades y supotenciamiento en el marco de la PolíticaNacional de Hidrocarburos, YPFB financia-rá sus actividades de:

I. La retribución que obtenga por susactividades de exploración y explotación,sea directamente o a través de los corres-pondientes Contratos de Operación.

II. Las utilidades que obtenga de susactividades de refinación, transporte,industrialización y comercialización, seade forma directa o a través de los corres-pondientes Contratos.

III. Las utilidades que obtenga de suparticipación en Sociedades de Econo-mía Mixta en las diferentes actividadesdel sector de hidrocarburos.

Artículo 18.- YPFB, a nombre y en re-presentación del Estado, detentará lapropiedad de los hidrocarburos en todas lasfases de la cadena industrial hasta elmomento en que se realice su comercia-lización. Una vez monetizado el valor delos hidrocarburos, YPFB procederá a latransferencia de estos recursos a losDepartamentos productores y no produc-tores, al Fondo de Desarrollo Productivo y alas empresas contratistas participantes sicorresponde, conforme al Artículo 53 de lapresente Ley.

Artículo 19.- Para la ejecución decualquiera de las fases descritas, Yacimien-tos Petrolíferos Fiscales Bolivianos deberá



contar con la aceptación de las comunidadesy pueblos originarios de las zonas deoperación a las que se refieran, previaaclaración de los beneficios directos querecibirán dichas zonas y de las condiciones depreservación del medio ambiente necesarias eimprescindibles, concordante con el pará-grafo II del Artículo 62 de la presente Ley.

Título IIIModalidades de Ejecución

Capítulo IEjecución Directa - YacimientosPetrolíferos Fiscales Bolivianos

Artículo 20.- Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos está facultada para eje-cutar por sí misma todas las actividades de laindustria de hidrocarburos, sin másrestricción que lo establecido por laConstitución Política del Estado y las leyes yreglamentos vigentes.

Artículo 21.- Cuando YPFB ejecutadirectamente las actividades hidrocarburí-feras, como empresa autárquica, está obliga-da a cumplir todas las disposiciones legalesvigentes.

Artículo 22.- YPFB tendrá una UnidadOperativa correspondiente a cada una de lasfases de la actividad hidrocarburífera, de-biendo contar cada una de ellas con su propiacontabilidad y administración, para estable-cer sus respectivos niveles de rentabilidad,eficiencia y competitividad.

Capítulo IIEjecución por medio de Contratos

Artículo 23.- Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos podrá ejecutar una ovarias fases de la actividad hidrocarburíferapor medio de terceros, a través de Contratoscon personas jurídicas, nacionales o extran-jeras, privadas o mixtas, cuando así conven-ga al interés nacional, en cumplimiento de laPolítica de Nacional de Hidrocarburos delEstado. Para cada caso se convocará a li-citación pública internacional.

Artículo 24.- El contratista ejecutará consus propios medios y por su exclusiva cuen-ta y riesgo, a nombre y en representación deYacimientos Petrolíferos Fiscales Boli-vianos, bajo su tuición, las operaciones co-rrespondientes a alguna de las fases deexploración, explotación, transporte, refi-nación, industrialización o comercialización,dentro del área materia del contrato, bajo elsistema de retribución a que se refiere la pre-sente Ley.

Artículo 25.- Los Contratos deberán seraprobados por Ley, como lo establece el Art.59º, inciso 5° de la Constitución Política delEstado, y serán licitados y firmados porYPFB a nombre y en representación delEstado Boliviano.

Artículo 26.- Las empresas nacionales oextranjeras, privadas o mixtas, que operen enel rubro están sometidas a las leyes boli-vianas, lo mismo que a las autoridades, tri-bunales y jueces de la República. Ningunaempresa nacional, extranjera, privada o



mixta podrá acudir a tribunal o arbitrajealguno de origen extranjero, debiendo renun-ciar a toda reclamación diplomática. Lasdiferencias entre las partes que no pudieranser resueltas de común acuerdo, seránsometidas a la jurisdicción boliviana y única-mente las discrepancias de orden técnicopodrán ser dirimidas mediante arbitrajenacional, de acuerdo a lo establecido en loscontratos correspondientes.

Artículo 27.- Toda persona jurídica quecelebre Contratos con Yacimientos Petrolí-feros Fiscales Bolivianos estará obligada a:

I. Constituir domicilio en el país y desig-nar representante legal con sujeción alCódigo de Comercio.

II. Prestar garantía suficiente decumplimiento de contrato, aceptada porYacimientos Petrolíferos FiscalesBolivianos. Esta garantía puede ser dadapor la casa matriz.

III. Proporcionar a YacimientosPetrolíferos Fiscales Bolivianos, toda lainformación técnica y económica queobtenga como consecuencia de la ejecu-ción del contrato, además de la informa-ción obtenida sobre la existencia deriquezas mineras, hídricas y otras.

IV. No facilitar a terceros ninguna infor-mación o documentos, ni revelar secretosindustriales que se refieran a Yacimien-tos Petrolíferos Fiscales Bolivianos y asus actividades, si no es con autorizaciónexpresa, específica y por escrito de esta

entidad, bajo pena de Resolución deContrato; Excepto que la misma esté deconformidad a lo establecido por el Art.70° de la Constitución Política delEstado.

V. Emplear personal boliviano, de con-formidad a lo establecido por la LeyGeneral del Trabajo y disposicioneslegales conexas, desarrollar acuerdos conuniversidades bolivianas para llevar ade-lante trabajos de investigación.

VI. Someterse y adoptar todas lasnormas y procedimientos que esta-blezca la autoridad competente, paragarantizar la seguridad industrial yevitar la contaminación del medioambiente y la alteración del equilibrioecológico en las áreas de contrato y detransporte.

Artículo 28.- Aquellas personas quedesempeñen funciones en el Ministerio deMinas e Hidrocarburos, en YacimientosPetrolíferos Fiscales Bolivianos, o en susempresas dependientes, el cónyuge, los her-manos y los ascendientes y descendientes enprimer grado, no podrán ser socios ni direc-tivos de empresas que celebren cualquiertipo de contrato con Yacimientos Petrolífe-ros Fiscales Bolivianos.

Artículo 29.- El contratista no podrá sub-rogar o transferir total o parcialmente susobligaciones y derechos contractuales, salvoconsentimiento expreso por escrito dado porYacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianosy aprobado mediante Ley.



Artículo 30.- Los contratos estipuladosbajo las prescripciones de esta Ley incorpo-rarán necesariamente, bajo pena de nulidad,cláusulas de seguridad que establezcan lascausas de desvinculación contractual, asícomo el régimen de resarcimiento de daños yperjuicios por incumplimiento de las obliga-ciones contraídas.

Sección IContratos de Operación en Exploración yExplotación con Sociedades Privadas

Artículo 31.- El área objeto del contratoconsistirá en una extensión superficial nomayor a 250.000 hectáreas (100 parcelas) enla zona tradicional y no mayor a 750.000hectáreas (300 parcelas) en la zona no tradi-cional, sin solución de continuidad.

Artículo 32.- El plazo máximo de duraciónde todo contrato de operación será de 30 años,computable a partir de la fecha de suscripción.

Artículo 33.- Dentro de los primeroscinco años de vigencia del contrato, conside-rados de exploración, el contratista está obli-gado a cumplir un programa sin interrupciónde prospección, de acuerdo a las unidades detrabajo comprometidas. Podrá otorgársele unaampliación de exploración de dos años en lazona tradicional y cuatro en la no tradicional.La extensión del período de exploración nomodificará la duración del contrato.

Artículo 34.- Concluido el períodoexploratorio, o en un lapso menor a opción

del contratista, éste seleccionará el área deexplotación. El área seleccionada podrá con-tener uno o varios yacimientos, los mismospodrán o no tener solución de continuidad.

Artículo 35.- El contratista que hubieradescubierto un yacimiento en la zona no tradi-cional tiene 12 meses para declararlo comer-cial y 36 meses para iniciar la producción.

Artículo 36.- Si el contratista, antes dehaber cumplido parcial o totalmente las obli-gaciones contractuales del período explo-ratorio, decidiese no continuar el contrato, osi vencido el período exploratorio no hubiesecumplido parte o la totalidad de las obliga-ciones contractuales, pagará a YacimientosPetrolíferos Fiscales Bolivianos el montocorrespondiente a los trabajos programadosy no realizados de acuerdo a las estipula-ciones del contrato.

Artículo 37.- Cuando se proceda a la re-solución de cualquiera de los Contratos deOperación previstos en esta Ley, por con-clusión del plazo convenido o por incumpli-miento del contratista, el contratista devol-verá a Yacimientos Petrolíferos FiscalesBolivianos, el área de Contrato y le entregará,sin costo alguno, la totalidad de las instala-ciones de los pozos, plantas, redes derecolección y equipos, herramientas, maqui-narias, instalaciones y demás muebles e in-muebles que hubieren sido adquiridos o cons-truidos para los fines del contrato y que elcontratista tenga dentro del área de contrato.

Los contratistas no podrán enajenar,gravar o retirar en el curso del contrato, parte



alguna de los bienes arriba mencionados, sinautorización del Ministerio de Minas eHidrocarburos. La negligencia, el descuido yel dolo en la conservación de los bienesreferidos en dichos numerales, que sonpropiedad virtual del Estado, acarrearánresponsabilidad civil y penal de acuerdo conlas leyes.

Artículo 38.- Una vez iniciada la pro-ducción, el contratista está obligado a entre-gar en propiedad a Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos, la totalidad de los hidro-carburos producidos, con la única excepciónde los volúmenes efectivamente utilizadosen producir los mismos. Dicha entrega seefectuará en el lugar y bajo las condicionesde medición estipuladas en el contrato.

Artículo 39.- Las operaciones de explo-ración y subsiguiente explotación del con-tratista serán supervisadas por una Junta deControl integrada por tres representantes deYPFB y tres del contratista. Esta Juntacomenzará a funcionar tan pronto como sesuscriba el contrato y de acuerdo a lo estipu-lado por el mismo.

Artículo 40.- Las atribuciones de laJunta de Control serán básicamente las si-guientes:

I. Aprobar todos los presupuestos y pro-gramas de trabajo contenidos en el PlanAnual de actividades.

II. Acordar los métodos y procedimien-tos a ser empleados por el contratista parael eficaz desarrollo de las operaciones.

III. Formular las recomendaciones quefueren convenientes con relación almanejo económico y financiero de lasoperaciones.

IV. Controlar el cumplimiento de todaslas disposiciones legales y reglamentariasen vigencia así como la correcta apli-cación del sistema contable, de uso obli-gatorio para los contratistas y comple-mento de las auditorias técnicas, eco-nómicas, financieras y medioambientales.

Artículo 41.- En el caso de Contratos deOperación para el desarrollo y explotaciónde campos descubiertos previamente, elContrato pertinente deberá establecer lacompensación a YPFB por los gastos deexploración realizados con anterioridad.

Sección IIContratos de Operación en Exploración yExplotación con Sociedades de EconomíaMixta

Artículo 42.- Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos podrá realizar las fasesde exploración y/o explotación de la indus-tria de hidrocarburos, en forma conjunta conterceros, constituyendo Sociedades deEconomía Mixta. En este caso, dichasSociedades deberán firmar los correspon-dientes Contratos de Operación con YPFB,gozando de todos los derechos y obliga-ciones del contratista y cumpliendo con todolo establecido para el caso en el Título III,Capítulo II, Sección I de la presente Ley.



Artículo 43.- Las partes determinaráncuál de los socios asume la función de ope-rador, que estará a cargo de la GerenciaGeneral y de la correspondiente estructuraoperativa y funcional. A ese efecto seestablecerá un Acuerdo de Operación, queregirá y normará en detalle los derechos yobligaciones de los asociados, el rela-cionamiento entre ellos y el manejo conjun-to de las operaciones técnicas, económicas,financieras y otras.

Artículo 44.- En los casos en que YPFBtenga campos descubiertos y/o desarrolladosy requiera asociarse para desarrollar yexplotar los primeros o llevar adelante opera-ciones de recuperación mejorada en lossegundos, la Sociedad de Economía Mixtadeberá establecer la compensación a YPFBpor la parte que le corresponda a los gastosde exploración y otros, realizados conanterioridad.

Artículo 45.- En los casos en que seadeclarado comercial un descubrimiento enel marco de un Contrato de Operación envigencia, YPFB podrá ejercer su opciónpara asociarse, en cuyo caso deberá rembol-sar al Contratista, la cuota parte de los cos-tos directos de exploración y/o explotaciónefectuados por el Contratista. Estos costosno incluyen soporte administrativo ni técni-co de la casa matriz, ni oficinas centralesdel contratista. (Se sugiere pasar el artículoa la sección previa, ya que YPFB ya estáasociada en la modalidad de economíamixta).

Sección IIIContratos para Refinación, Transporte,Industrialización y Comercialización

Artículo 46.- YPFB podrá suscribirContratos para la ejecución de las fases derefinación, industrialización, comercia-lización y transporte.

Artículo 47.- YPFB podrá, si fuesenecesario y conveniente, constituirSociedades de Economía Mixta con per-sonas jurídicas, nacionales o extranjeras,para la ejecución de estas fases. Lasociedad constituida deberá a su vezsuscribir el correspondiente contrato conYPFB y cumplir con lo establecido para elcaso en la presente Ley.

Artículo 48.- Cuando se dé la resolucióndel contrato, por el término del plazo con-venido o incumplimiento del Contratista, enlas fases de refinación, industrialización,transporte o comercialización, el contratistadeberá entregar a Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos sin costo y en buen esta-do de conservación, las propiedades, maqui-narias, instalaciones y equipos y demásbienes que hubieren sido adquiridos a losfines del contrato. Durante los diez últimosaños del plazo de un contrato, YacimientosPetrolíferos Fiscales Bolivianos podrá con-venir con el contratista inversiones con for-mas especiales de depreciación, y el pago dela parte no depreciada, al término del plazodel contrato



Capítulo IIIContratos de Servicios Hidrocarburíferos

Artículo 49.- Contrato de ServiciosHidrocarburíferos, es aquel por el cual YPFBo el Contratista, estipula con un tercero laprestación de un determinado servicio o la eje-cución de una obra específica de índole técni-ca especializada. Las contrataciones de estosservicios se efectuarán de acuerdo a las dis-posiciones legales vigentes y reglamentacióndel Ministerio de Minas e Hidrocarburos.

Los Contratos de Servicios Hidrocar-buríferos no se refieren a la ejecución deninguna de las fases de la industria petroleray sólo podrán cubrir tareas específicas deesas fases.

Artículo 50.- Los contratos suscritosbajo las prescripciones de esta Ley, estipu-larán necesariamente, bajo pena de nulidad,cláusulas de seguridad estableciendo losmotivos de desvinculación contractual, asícomo el régimen de resarcimiento de daños yperjuicios por incumplimiento de las obliga-ciones contraídas, a favor de YPFB.

Artículo 51.- El contratista de servicioshidrocarburíferos deberá cumplir los requisi-tos:

1) Fijar domicilio en el país.

2) Proveer Servicios Tecnológicos nodisponibles en el país.

3) Prestar garantía suficiente de cumpli-miento de contrato, aceptada por

Yacimientos Petrolíferos FiscalesBolivianos. Esta garantía puede serdada por la casa matriz.

Artículo 52.- YPFB y sus contratistasutilizarán, preferentemente, los servicios deempresas nacionales.

Título IVRégimen de Tributación yRetribución

Capítulo I Regalías

Artículo 53.- Toda la producción brutade hidrocarburos en boca de pozo estarásujeta a la siguiente distribución de regalías:

a) En el caso en que YPFB realice todas lasactividades por cuenta propia, el pagode regalías estará sujeto al siguientedetalle:

I. Regalía Departamental a los departa-mentos productores equivalente alcatorce por ciento (14%).

II. Regalía Departamental Compensato-ria, para los departamentos no produc-tores de Beni, Pando, Oruro, Potosí y LaPaz, del diez por ciento (10%), corres-pondiéndoles una alícuota del 2% a cadauno de ellos.

III. Regalía Nacional para el TesoroGeneral de la Nación del diez por cien-



to (10%), destinado a la inversión pro-ductiva.

IV. Regalía Nacional Productiva,equivalente al veinte por ciento (20%),destinada al Fondo de DesarrolloProductivo.

V. Regalía Nacional equivalente alcuarenta y seis por ciento (46%) destina-da a YPFB

b) En el caso que la explotación se realicebajo la modalidad de contrato deoperación, las regalías estarán sujetas alsiguiente detalle:

I. Regalía Departamental a los departa-mentos productores equivalente alcatorce por ciento (14%).

II. Regalía Departamental Compensato-ria, para los departamentos no produc-tores de Beni, Pando, Oruro, Potosí y LaPaz, del diez por ciento (10%), corres-pondiéndoles una alícuota del 2% a cadauno de ellos.

III. Regalía Nacional para el TesoroGeneral de la Nación del seis por ciento(6%), destinado a la inversión produc-tiva.

IV. Regalía Nacional Productiva, equiva-lente al diez por ciento (10%), destinadaal Fondo de Desarrollo Productivo.

V. Regalía Nacional equivalente al diezpor ciento (10%) para YPFB.

c) Los hidrocarburos destinados a suindustrialización en el país, que con-templen la petroquímica básica yfases superiores, pagaran las regalíasestablecidas en los incisos I), II), yIV), del Artículo 53 inciso (b) de lapresente Ley, la misma que será cer-tificada por la Unidad de Control yFiscalización creada por la presenteLey.

Capítulo IIPatentes

Artículo 54.- YPFB y/o las empresascontratistas pagarán las patentes establecidasen la presente Ley, por las áreas sujetas acontratos de operación para exploración yexplotación de hidrocarburos. Las patentesse pagarán anualmente y por adelantado.

Articulo 55.- Si el área de un contrato deoperación para la exploración y explotaciónde hidrocarburos, se reduce por renunciatotal o parcial, las patentes pagadas se con-solidan a favor del Estado.

Articulo 56.- Los Contratos deOperación firmados por YPFB, para laexploración y explotación de hidrocarburos,en las áreas calificadas como tradicionales,se pagarán en moneda nacional de Bs.200,00 por hectárea, y en las áreas no tradi-cionales Bs. 150,00 por hectárea, en amboscasos con mantenimiento de valor conformea lo establecido en la Ley No. 2434 de 21 dediciembre de 2002.



Capítulo IIIRégimen Tributario

Artículo 57.- YPFB, las empresas con-tratistas y las empresas de servicio de opera-ciones hidrocarburíferas están sujetas al sistematributario en vigencia establecida en la Ley 843(Texto Ordenado) de 20 de mayo de 1986.

Artículo 58.- Se sustituye el texto delArtículo 51 de la Ley No. 843 (TextoOrdenado) de la siguiente manera: "Cuandose paguen rentas de fuente boliviana a bene-ficiarios del exterior, se presumirá sin admi-tir prueba en contrario, que la utilidad netagravada será equivalente al cien por ciento(100%) del monto total pagado o remesado.Quienes paguen o remesen dichos conceptosa beneficiarios del exterior, deberán cancelarcon carácter de pago único y definitivo, latasa de veinticinco por ciento (25%) de lautilidad neta gravada presunta".

Artículo 59.- (Exención del impuesto a lastransacciones). Se modifica el inciso j) delArtículo 76, de la Ley No. 843 (TextoOrdenado) referido a la exención de Impuestoa las Transacciones de la siguiente manera:

a) La compra-venta de minerales y me-tales en el mercado interno.

Capítulo IVRetribuciones

Artículo 60.- Para los contratos deoperación en explotación, la empresa con-

tratista tendrá la retribución en dinero que sehaya convenido de la producción bruta en bocade pozo hasta una máximo del 50%, comoúnico pago de las operaciones realizadas y elporcentaje restante quedará como beneficiopara YPFB, la misma que sé efectivizará cuan-do la producción se haya monetizado.

Artículo 61.- La tasa de retribución paralas actividades de transporte, refinación,industrialización y comercialización comoúnico pago por las actividades realizadas seráncanceladas una vez que la producción se hayamonetizado y fijadas de la siguiente manera:

a) En caso de que YPFB realice de formadirecta esta actividad, la UnidadOperativa correspondiente fijará latasa de retribución correspondiente.

b) En caso de que se realice a través deContratos, la tasa de retribución seráfijada en el mismo, establecida porYPFB.

Título VUso del Suelo y del Subsuelo

Capítulo ÚnicoUso del Suelo y del Subsuelo y Regímenesde Expropiación y Servidumbres

Artículo 62.-

I. Las asignaciones hidrocarburíferas,por referirse esencialmente a trabajos en el



subsuelo, no afectarán en general a los dere-chos del propietario del suelo. Empero, sedeclara de utilidad pública la expropiaciónde la propiedad pública o privada y la consti-tución de servidumbres, cuando la naturalezade los trabajos de la industria de los hidro-carburos así lo exija. Para tal caso se deberáseguir los trámites y procedimientos estable-cidos por la Ley de Expropiación y deberácancelarse la correspondiente indemniza-ción.

II. La actividad hidrocarburífera queinvolucre a Territorios Indígenas, TierrasComunitarias de Origen, y las diferentesNaciones Originarias deberán dar estrictocumplimiento al Convenio 169 de laOrganización Internacional del Trabajo,refrendada a través de la Ley No. 1257 de 11de julio de 1991.

Título VIIndustrialización del Gas

Capítulo Único

Artículo 63.- Se declara de prioridadnacional la instalación de Plantas deSeparación, la industria petroquímica y otrasplantas de industrialización del gas naturalen áreas estratégicas del país.

Artículo 64.- En el marco de la PolíticaNacional de Hidrocarburos, se deberán con-siderar prioritariamente Planes Quinquenalespara el desarrollo e industrialización del gasnatural, con proyectos específicos orientados

a satisfacer el mercado interno y disponer deexcedentes destinados a la exportación amercados regionales y mundiales. Para talfin, se debe crear el Consejo Nacional dePlanificación de Energía e Hidrocarburos,dependiente del Ministerio de Minas eHidrocarburos. El poder ejecutivo quedaencargado de reglamentar la composición,atribuciones y funciones del mismo, me-diante Decreto Supremo.

Artículo 65.- YPFB constituirá unaUnidad especializada para la ejecución ydesarrollo de los Planes referidos a laIndustrialización del gas natural.

Título VIIFondo de Desarrollo Productivo

Capítulo Único

Artículo 66.- Se crea el Fondo deDesarrollo Productivo, entidad autárquica,con los siguientes objetivos:

1) Poner al servicio de la sociedad losrecursos económicos generados porla explotación y comercialización delos hidrocarburos y otros recursosque la Ley le asigne.

2) Reactivar el aparato productivonacional a través de inversiones.

3) Que adecuen el proceso productivonacional a los requerimientos ynecesidades de la población.



4) Que permitan la plena utilización dela capacidad instalada, la mejora de laproductividad, eficiencia y rentabili-dad de las unidades productivas.

5) Que garanticen y amplíen el merca-do interno para la producción na-cional.

6) Que dinamicen, apoyen, desarrollenla fuerza intelectual científica, labo-ral, creativa y productiva del puebloboliviano.

7) Que preserven el capital financiero ygaranticen su rápida reinversión.

Artículo 67.- Corresponderán al Fondode Desarrollo Productivo los ingresos prove-nientes de la Regalía Nacional Productivafijada en el inc. e) del Artículo 53 de la pre-sente Ley.

Artículo 68.- Para el logro de sus obje-tivos, el Fondo de Desarrollo Productivoinvertirá sus recursos en empresasnacionales públicas o mixta estratégicas;para cuyo efecto el Poder Ejecutivoreglamentará mediante Decreto Supremo.

Artículo 69.- El Directorio del Fondo deDesarrollo Productivo estará integrado porrepresentantes del Poder Ejecutivo, la COB,la CSUTCB, la Confederación deEmpresarios de Bolivia, sectores socialesorganizados y representativos con PersoneríaJurídica, Colegios de Profesionales de carác-ter nacional.

Artículo 70.- El Fondo de DesarrolloProductivo será normado por Ley expresa,que deberá ser sancionada a los 60 días de lapromulgación de la presente Ley.

Título VIIIDisposiciones Transitorias

Capítulo Único

Primera.- Se dispone que YPFB, dentrode un plazo de 120 días a partir de la pro-mulgación de la presente Ley, revise casopor caso, todos y cada uno de los Contratosbajo la modalidad de Riesgo Compartido,suscritos con empresas privadas que esténoperando, para que se definan los mecanis-mos de su progresiva y paulatina ade-cuación bajo las prescripciones de la pre-sente Ley.

Segunda.- Se establece la creación deuna Comisión Nacional Auditora, conforma-da por cinco (5) miembros, elegidos por dostercios de votos en el Congreso Nacional,encargada de realizar auditorías especialesen las áreas financiera, operativa, jurídica,ambiental y técnica de las empresas petro-leras resultantes del llamado proceso de"capitalización" y del proceso de privati-zación, con el objeto de establecer elcumplimiento de las normas legales en ac-tual vigencia. La Comisión NacionalAuditora presentará el informe final alHonorable Congreso Nacional en un plazono mayor a 180 días.



Disposiciones finales

Primera.- Se suprime la palabra"hidrocarburos" de los Artículos 1º y 15ºde la Ley Nº1600, Ley del Sistema deRegulación Sectorial de 28 de octubre de1994.

Segunda.- Se abroga la Ley Nº1689de la Ley de Hidrocarburos del 30 deabril de 1996, el Decreto SupremoN°24806 de 4 de agosto de 1997 y todaslas disposiciones legales contrarias a lapresente Ley y a la Constitución Políticadel Estado.

Tercera.- Se abroga la Ley Nº1731 de 25de noviembre de 1996.

Cuarta.- Se derogan los Artículos 51ºbis., 108º, 109º, 110º, 111º, 112º, 113º, 114ºde la Ley 843 de 20 de mayo de 1986.

Quinta.- Se derogan los Artículos 6º y elInc. j) del Artículo 4º de la Ley Nº2493 de 4de agosto de 2003.

Sexta.- El Poder Ejecutivo procederá,mediante Decreto Supremo, a reglamentar lapresente Ley.

Remítase al Poder Ejecutivo, para finesconstitucionales.

Es dada en la Sala de Sesiones delHonorable Congreso Nacional, a los........días del mes de enero de dos mil cuatro años.



Capitulo 1Disposiciones fundamentales

Sección IRégimen jurídico de propiedad de loshidrocarburos

Artículo 1. De conformidad con el artícu-lo 139° de la Constitución política del Estado,los yacimientos de hidrocarburos, cualquierasea el estado físico en que se encuentren o laforma en que se presenten, son del dominiodirecto, inalienable e imprescriptible delEstado, por consiguiente ninguna concesióno contrato podrá transferir la propiedad de losyacimientos de hidrocarburos.

Artículo 2. De acuerdo a lo dispuesto enel artículo 141° de la Constitución Políticadel Estado, el aprovechamiento de los hidro-carburos debe responder a los altos interesesnacionales y promover el desarrollo integraldel país, dentro del marco de una políticahidrocarburífera soberana.

Sección IIDel ámbito de la Ley de Hidrocarburos

Artículo 3. Todo lo relativo a la explo-ración, explotación, refinación, industria-

lización, transporte, almacenamiento, comer-cialización, conservación de los hidrocar-buros, así como lo referente a los productosrefinados y a las obras que la realización deestas actividades requiera, se rige por la pre-sente Ley.

Artículo 4. El Estado determina la políti-ca en materia de hidrocarburos coordinán-dola con los planes nacionales de desarrollo.Los principios básicos y normas generales detales políticas energéticas son fijados por elConsejo Nacional de Energía e Hidrocar-buros quien supervisa la industria hidrocar-burífera y a la de sus derivados.

Sección IIIDe la competencia de la empresa estatal

Artículo 5. Se dispone la refundación deYacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos(YPFB) como la representante legal delEstado que estará sujeta a una estructuraciónempresarial moderna y a un régimen deautarquía administrativa, subordinada alPoder Ejecutivo mediante el Ministerio deEnergía e Hidrocarburos, al ConsejoNacional de Energía e Hidrocarburos y,finalmente, al control de las organizacionessociales.

Propuesta de Ley de Hidrocarburospresentado por la Coordinadora deDefensa y Recuperación del Gas

Cochabamba, enero de 2004



a) El Ministerio de Energía e Hidrocar-buros regulará, supervisará y fiscalizarálas actividades del sector de hidrocar-buros.

b) El Consejo Nacional de Energía eHidrocarburos coordinará y planificarála Política Nacional de Hidrocarburosde acuerdo con los planes de desarrollonacional anual y quinquenal.

c) El control de las organizacionessociales se expresará a través de su par-ticipación directa en el Directorio deYPFB.

Artículo 6. YPFB podrá convenir consujeción a la presente Ley y la legislaciónjurídica comercial de la nación, la conforma-ción de sociedades de economía mixtas, con-tratos de operaciones y servicios, con empre-sas nacionales y/o extranjeras, estatales y/oprivadas u otros, para el desarrollo y/o ejecu-ción de proyectos específicos relacionadoscon el transporte, industrialización y comer-cialización de los hidrocarburos y sus deriva-dos dentro del territorio nacional.

Artículo 7. YPFB podrá contratar los ser-vicios técnicos que demande la ejecución decualquiera de sus tareas de exploración, ex-plotación, refinación e industrialización, bajola expresa demostración de utilidad y conve-niencia económica para el Estado. Estos con-tratos serán de conocimiento público.

Artículo 8. YPFB podrá crear empresasde exclusiva propiedad del Estado en lasáreas de: a) exploración y explotación, b)

refinación y comercialización, c) petro-química básica y, d) GTL, y cumplir lasactividades establecidas en esta Ley y adop-tar para ellas las formas jurídicas que con-sidere convenientes.

Capitulo IIDe las actividadesrelativas a los hidrocarburos

Sección IDisposiciones generales

Artículo 9. Las actividades hidrocar-buríferas desarrolladas dentro de los 50kilómetros de las fronteras, se regirán por lodispuesto en el artículo 25° de laConstitución Política del Estado. Y para elcaso de la instalación de sociedades deeconomía mixta que contemple la partici-pación de empresas y/o personas extranjeras,sólo YPFB podrá crearlas y dirigirlas conparticipación mayoritaria, ya sea en plantasde petroquímica, fertilizantes, termoeléctri-cas y otros, previa la aprobación de una Leyexpresa.

Artículo 10. Las actividades a las cualesse refiere la presente Ley, así como las obrasque su realización requiera, se declaran denecesidad nacional y de utilidad pública y deinterés social.

Artículo 11. Constituye objetivo generalde la presente Ley la recuperación y dominiode los hidrocarburos para beneficio de losbolivianos, superando la estructura económi-ca dependiente, abasteciendo con prioridad



al mercado interno con productos a preciosaccesibles, exportando preferentemente pro-ductos con valor agregado, creando la indus-tria petroquímica y afirmando la soberaníapolítica y económica de la República.

Artículo 12. Las actividades reguladaspor la presente Ley estarán dirigidas afomentar el desarrollo integral, orgánico ysostenido del país en tres etapas claramentedefinidas, sin ser las mismas excluyentes,pero sí prioritarias de acuerdo a lo siguiente:

En una primera fase, aprovechando yhaciendo uso racional de los hidrocarburosen la industria, en la agroindustria, en eltransporte, en las redes de distribución domi-ciliaria, y en la generación termoeléctrica enterritorio nacional.

En una segunda fase, implementando laindustrialización del gas para obtener pro-ductos de mayor valor agregado como ser: eldiesel sintético, el DME (sustituto del GLP)y el MTO que se refiere a la petroquímicamoderna.

En una tercera etapa, la exportaciónde los excedentes de nuestras reservas encalidad de energía eléctrica y otros deriva-dos.

Se precautelará el uso racional del recur-so y a la preservación del medio ambiente. Atal fin se promoverá el fortalecimiento delsector productivo nacional y la transforma-ción en el país de materias primas prove-nientes de los hidrocarburos, así como laincorporación de tecnologías avanzadas.

Artículo 13. El Consejo Nacional deEnergía e Hidrocarburos es el órgano encar-gado de la formulación, regulación y planifi-cación de las políticas en materia de hidro-carburos, función rectora que comprende lorelativo al desarrollo, conservación,aprovechamiento y control de dichos recur-sos.

Artículo 14. El Ministerio de Energía eHidrocarburos es el órgano nacional compe-tente en todo lo relacionado con la adminis-tración de los hidrocarburos; en consecuen-cia, tiene la facultad de inspeccionar los tra-bajos y actividades inherentes a los mismos,así como de fiscalizar las operaciones relati-vas a impuestos, tasas o contribuciones yrevisar las contabilidades respectivas.

Sección IIDe las actividades primarias

Artículo 15. A los efectos de esta Ley, lasactividades relativas a la exploración deyacimientos de hidrocarburos comprendidosen esta Ley, la extracción de ellos en estadonatural, así como el transporte y almace-namiento iniciales, se denominan actividadesprimarias.

Sección IIIDe las actividades derefinación y comercialización

Artículo 16. Las actividades relativas adestilación, purificación y transformación delos hidrocarburos naturales comprendidos en



esta Ley, realizadas con el propósito deañadir valor a dichas sustancias y la comer-cialización de los productos obtenidos, con-figuran actividades de refinación, industria-lización y comercialización, serán realizadaspor YPFB, de acuerdo a las disposiciones dela presente Ley.

Artículo 17. Las refinerías a ser cons-truidas deberán responder a un plan nacionaly estar vinculadas a proyectos específicos,aprobados por el Consejo Nacional deEnergía e Hidrocarburos.

Capitulo IIIEjecución de la políticade hidrocarburos

Sección IDisposiciones generales

Artículo 18. Se asigna a YPFB, de acuer-do al artículo 139° de la ConstituciónPolítica del Estado, las siguientes respon-sabilidades:

a) Exploración en todo el territorionacional,

b) Explotación de hidrocarburos,

c) Transporte, refinación y comercia-lización.

Estas actividades podrá efectuarlas por sío mediante contratos de operación y/osociedades de economía mixta con empre-sas petroleras nacionales o extranjeras, de

conformidad a lo dispuesto en la presenteLey.

Artículo 19. Las empresas que suscribancontratos en virtud de la presente Ley, gozande la garantía del Estado para la libredisponibilidad de sus divisas provenientes desus ingresos de exportación. Asimismo, elEstado garantiza la libre convertibilidad desus ingresos por las ventas a YPFB y a ter-ceros.

Artículo 20. Queda abolido el régimende concesiones en materia de hidrocarburos.Se asigna a YPFB la exploración y subsi-guiente explotación de los hidrocarburos detodo el territorio nacional, de modo racionaly sostenible, aprovechando los recursospetrolíferos de acuerdo a una planificaciónestratégica del Estado nacional.

Artículo 21. La eficiencia empresarial deYPFB deberá posibilitar costos razonablesde producción, los cuales se reflejarán, prio-ritariamente, en precios finales bajos de susderivados para el consumidor boliviano y enla generación de excedentes monetarios parael erario nacional y utilidades para la expan-sión del ente petrolero estatal.

Artículo 22. Cuando así convenga alinterés nacional y en cumplimiento de lapolítica de hidrocarburos del Estado, YPFBpodrá ejecutar una o varias fases de laoperación petrolera por medio de terceros, ocontratar servicios petroleros especializadospara ejecutar ciertos proyectos específicos oparte de los mismos. La ejecución de dichasfases podrá efectuarse por medio de con-



tratos de operación, contratos de sociedad deeconomía mixta o contratos de serviciospetroleros. Dichos contratos podrán ser fir-mados con personas naturales o jurídicas,nacionales o extranjeras, de derecho públicoo privado.

Artículo 23. Toda persona jurídica quecelebre contratos de operación o desociedades de economía mixta con YPFBestará obligada a:

a) Constituir domicilio en el país y desig-nar representante legal con sujeción alCódigo de Comercio Nacional.

b) Prestar garantía suficiente de cumpli-miento de contrato, aceptada porYPFB. Esta garantía puede ser dadapor la casa matriz.

c) Proporcionar a YPFB toda la informa-ción técnica y económica que obtengacomo consecuencia de la ejecución delcontrato, especialmente en lo referente alas fases de exploración y explotación.

d) No facilitar a terceros ninguna infor-mación o documentos, ni revelar secre-tos industriales referidos a YPFB y susactividades, si no es con autorizaciónexpresa de esta entidad, bajo pena dedisolución del contrato.

e) Emplear personal boliviano, de con-formidad a lo establecido por la LeyGeneral del Trabajo y disposicioneslegales conexas, cumpliendo el régimende seguridad social vigente en Bolivia.

f) Adoptar medidas de seguridad indus-trial, cumpliendo las disposiciones ynormas nacionales e internacionalesvigentes.

g) Someterse y adoptar todas las normas yprocedimientos establecidos por la Ley1333 sobre medio ambiente y la autori-dad competente.

Sección IIDe la participación delcapital nacional y la utilizaciónde bienes y servicios nacionales

Artículo 24. El Ministerio de Energía eHidrocarburos adoptará medidas que pro-picien la formación de capital nacional paraestimular la creación y consolidación deempresas operadoras, de servicios, de fabri-cación y suministro de bienes de origennacional para las actividades previstas enesta Ley. En tal sentido, el Estado y lasempresas deberán incorporar en sus procesosde contratación, la participación de empresasde capital nacional en condiciones tales quese asegure el uso óptimo y efectivo debienes, servicios y recursos humanos y capi-tal de origen boliviano.

Artículo 25. Las empresas para ejerceractividades relacionadas a la cadena pro-ductiva hidrocarburífera, deberán obtenerlicencias del Ministerio de Energía eHidrocarburos, previa la calificacióncorrespondiente del proyecto y conforme alo establecido por esta Ley y sus reglamen-tos.



Capitulo IVDel ejercicio de las actividadesprimarias

Sección IDe la forma y condiciones para realizar lasactividades primarias

Artículo 26. Las actividades primarias,indicadas en el artículo 15º de la presenteLey, serán realizadas por YPFB mediantesus propias empresas, contratos de operacióny de servicio o también a través desociedades de economía mixta.

Artículo 27. El Ministerio de Energía eHidrocarburos delimitará las áreas geográfi-cas a ser concesionadas bajo contratos deoperación.

Sección IIContratos de operación

Artículo 28. Contrato de operación esaquel por el cuál el contratista ejecutará consus propios medios y por su exclusiva cuen-ta y riesgo, a nombre y representación deYPFB las operaciones correspondientes a lasfases de exploración y/o explotación dentrodel área materia del contrato, bajo el sistemade regalías, impuestos y demás formas detributación establecidas por la presente Leyen caso de ingresar a la fase de explotación.

Artículo 29. Una vez descontados losvolúmenes correspondientes a las regalías yparticipaciones, YPFB entregará el saldo dela producción al contratista, volumen repre-sentativo de la retribución estipulada en el

contrato. Esta retribución neta constituye elúnico pago al contratista por sus opera-ciones; en el respectivo contrato deberá indi-carse claramente, en forma literal y numéri-ca, el porcentaje fijado -respecto del total dela producción- para cubrir la retribuciónreferida.

Artículo 30. YPFB será el beneficiariodel saldo de hidrocarburos resultantesdespués de retener los impuestos y regalíasdel total de la producción y de la entrega dela retribución neta al contratista. Dicho saldoes libre de costos, los cuales serán asumidospor el contratista.

Artículo 31. Las operaciones de explo-ración y subsiguiente explotación del con-tratista, serán supervisadas y fiscalizadas porYPFB cuya labor comenzará a funcionar atiempo de suscribirse el contrato y de acuer-do a lo estipulado en el mismo.

Sección IIISociedades de economía mixta

Artículo 32. Contrato de Sociedad deEconomía Mixta es aquel por el cual YPFBpodrá cumplir las fases de exploración y/oexplotación en forma conjunta con terceros.La participación de YPFB se efectuará a solaopción y voluntad, en el desarrollo de undescubrimiento petrolero declarado comer-cial por el contratista, gozando de los dere-chos y obligaciones de éste.

Artículo 33. El contrato de sociedad deeconomía mixta deberá establecer clara-



mente la participación en los volúmenes deproducción de cada una de las partes. YPFB,en el carácter de socio, aportará con losrecursos que más le convenga, su alícuotaparte de las inversiones y costos correspon-dientes en la etapa de explotación.

Artículo 34. La comercialización externade gas natural será realizada por YPFB quepodrá efectuarla con participación de uno ovarios socios, nacionales o extranjeros, perosolo después de satisfacer los requerimientosdel mercado interno y cuando así convenga alos intereses del país, y previa aprobación delMinisterio de Energía e Hidrocarburos.

Artículo 35. YPFB también podrá cons-tituir sociedades de economía mixta con per-sonas naturales y/o jurídicas, nacionales oextranjeras, para la ejecución de las fases derefinación, industrialización, comercia-lización y transporte. Estos contratosincluirán los acuerdos de operación y pro-cedimiento de contabilidad necesarios ydeberán ser aprobados mediante DecretoSupremo.

Sección IVContratos de servicios hidrocarburíferos

Artículo 36. Contrato de ServiciosHidrocarburíferos, es aquel por el cual YPFBo el contratista, estipula con un tercero laprestación de un determinado servicio o laejecución de una obra específica de índoletécnica especializada. Las contrataciones deestos servicios se efectuarán de acuerdo a lasdisposiciones legales vigentes y reglamen-

tación del Ministerio de Minas eHidrocarburos.

Artículo 37. Los contratos suscritos bajolas prescripciones de esta Ley, estipularánnecesariamente, bajo pena de nulidad,cláusulas de seguridad estableciendo losmotivos de desvinculación contractual, asícomo el régimen de resarcimiento de daños yperjuicios por incumplimiento de las obliga-ciones contraídas, a favor de YPFB.

Artículo 38. El contratista de servicioshidrocarburíferos deberá cumplir los requisitos:

1) Fijar domicilio en el país.

2) Proveer Servicios Tecnológicos nodisponibles en el país.

3) Prestar garantía suficiente de cumpli-miento de contrato, aceptada porYacimientos Petrolíferos FiscalesBolivianos. Esta garantía puede serdada por la casa matriz.

Artículo 39. YPFB y sus contratistas uti-lizarán, preferentemente, los servicios deempresas nacionales.

Capítulo VEl gas en el desarrollo nacional

Sección IConsumo interno, domiciliario y vehicular

Artículo 40. Se declara de necesidadnacional y de utilidad publica, la insta-



lación y comercialización de las redes dedistribución domiciliaria de Gas Natural,en todas las ciudades y localidades,urbanas y rurales de nuestro país, para locual el Ministerio de Energía eHidrocarburos y YPFB establecerán unreglamento especial de incentivos paratoda la cadena de actividades relacionadas,incluyendo la importación de insumos parala instalación de redes de servicio domici-liario de GN.

Artículo 41. El Estado y YPFB, en susplanes de desarrollo de los próximos 10años, deberá planificar y ejecutar proyectosde masificación del uso doméstico del GN, aobjeto de abastecer el 85% de las viviendasdel país.

Artículo 42. El Estado deberá incentivara nivel nacional su consumo, vía la sustitu-ción paulatina de los carburantes líquidosutilizados en el parque automotor, especial-mente en el transporte público terrestre, otor-gando facilidades y liberación de impuestosde los implementos mecánicos para el cam-bio de matriz energética.

Sección IIDe la utilización del gas en la siderurgia yel desarrollo industrial

Artículo 43. Para la explotación de losyacimientos de hierro y la implementaciónde la siderurgia nacional, el Estado, medianteYPFB, proveerá GN de conformidad alartículo 51, inciso c), y en volúmenes sufi-cientes para la explotación de minerales de

hierro y su exportación en gran escala como"fierro esponja".

Artículo 44. Durante el próximo dece-nio, el Estado establecerá para el GN pre-cios de promoción para el fomento denuevas industrias nacionales: termoeléctri-cas, construcción y otras industriasestratégicas.

Capítulo VIUso del suelo y del subsuelo yregímenes de expropiación yservidumbres

Sección IOcupación temporal, expropiación yservidumbres

Artículo 45. Las personas autorizadaspara ejercer las actividades de exploración,extracción, recolección, transporte y almace-namiento iniciales, procesamiento y refi-nación de los hidrocarburos naturales, ten-drán el derecho de solicitar la ocupacióntemporal o la expropiación de bienes,respetando el patrimonio cultural de lascomunidades indígenas y las normas sobreconservación del medio ambiente en actualvigencia.

Sección IIDe los procedimientos

Artículo 46. Las concesiones petro-leras, por referirse esencialmente a trabajosen el subsuelo, no afectarán a los derechosdel propietario del suelo. Empero, cuando



por necesidades de la industria hidrocar-burífera e industrias anexas se precise uti-lizar el suelo, mediante el derecho deservidumbre, ésta tendrá preeminenciasobre cualquier derecho preexistente de ter-ceros, relacionados con el suelo encuestión. La servidumbre estará sujeta aindemnización conforme a Ley deExpropiación.

Artículo 47. Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos, cuando sea necesariopara sus actividades hidrocarburíferas, podrá:

a) Expropiar terrenos de particulares yocupar gratuitamente terrenos fiscales.Si en cualquiera de dichos terrenosexistieran mejoras realizadas por par-ticulares, se procederá a la indem-nización correspondiente. Tratándosede terrenos urbanos y rurales de parti-culares, habrá lugar a indemnizaciónpor expropiación, aunque noexistieren mejoras.

b) Utilizar todos los materiales y elemen-tos que se encuentren en el área dondese ejecuten las obras, indemnizando alos particulares que sufran perjuicioeconómico comprobado.

c) Ocupar un ancho máximo de veinticin-co metros a lo largo de las líneas de susoleoductos, poliductos y gasoductos,pudiendo distribuirse esta extensión aambos lados de la línea o ubicarse enuno solo, según las necesidades, de-biendo procederse en todo caso a laindemnización correspondiente.

Artículo 48. El régimen de expropiacióny constitución de servidumbres establecidoen los artículos anteriores, comprende a lospredios urbanos y rurales y a sus dependen-cias inmediatas. Excepto ecosistemasfrágiles, reservas ecológicas e hídricas,zonas de patrimonio cultural y arqueológico,santuarios indígenas y cementerios, y otrasde bien colectivo.

Artículo 49. En la fijación de la indem-nización por concepto de expropiación o porconstitución de servidumbres se tomará encuenta, para una compensación total o par-cial, los beneficios recibidos por el propie-tario afectado con motivo de los trabajoshidrocarburíferos y la plusvalía de lapropiedad como consecuencia de los mismos.

Artículo 50. Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos será la encargada depagar o de hacer pagar a sus subcontratistasla indemnización correspondiente.

Capítulo VIIDel régimen de regalías y tributos

Sección I De las regalías

Artículo 51. Toda la producción bruta dehidrocarburos en boca de pozo estará sujeta ala siguiente distribución de regalías:

a) En el caso en que realice todas lasactividades por cuenta propia, el pagode regalías estará sujeto al siguientedetalle:



I. Regalía Departamental a los depar-tamentos productores equivalenteal catorce por ciento (14%).

II. Regalía Departamental Compen-satoria, para los departamentos noproductores de Beni, Pando, Oruro,Potosí y La Paz, del diez por ciento(10%), correspondiéndoles unaalícuota del 2% a cada uno de ellos.

III.Regalía Nacional para el TesoroGeneral de la Nación del diez porciento (10%), destinado a la inver-sión productiva.

IV.Regalía Nacional Productiva,equivalente al veinte por ciento(20%), destinada al Fondo deDesarrollo Productivo.

V. Regalía Nacional equivalente alcuarenta y seis por ciento (46%)destinada a YPFB.

b) En el caso en que la explotación serealice bajo la modalidad de contratode operación, las regalías estarán suje-tas al siguiente detalle:

I. Regalía Departamental a los depar-tamentos productores equivalenteal catorce por ciento (14%).

II. Regalía Departamental Compen-satoria, para los departamentos noproductores de Beni, Pando,Oruro, Potosí y La Paz del diezpor ciento (10%), correspondién-

doles una alícuota del 2% a cadauno de ellos.

III.Regalía Nacional para el TesoroGeneral de la Nación del seis porciento (6%), destinado a la inver-sión productiva.

IV.Regalía Nacional Productiva,equivalente al diez por ciento(10%), destinada al Fondo deDesarrollo Productivo.

V. Regalía Nacional equivalente aldiez por ciento (10%) para YPFB.

c) Los hidrocarburos destinados a suindustrialización en el país, que con-templen la petroquímica básica y fasessuperiores, pagarán las regalías estable-cidas en los incisos I), II), y IV), delArtículo 51 inciso (b) de la presenteLey, la misma que será certificada porla Unidad de Control y Fiscalizacióncreada por la presente Ley.

Artículo 52. Sin perjuicio de lo que enmateria impositiva establezcan otras leyesnacionales, las empresas que realicen activi-dades hidrocarburíferas se regirán a loestablecido por la Ley Impositiva 843 y susactualizaciones.

Sección IIPara los derivados

Artículo 53. La producción de deriva-dos, estará también sujeta a la LeyImpositiva 843 y sus posibles enmiendas.



Capítulo VIIIFiscalización y regulacióndel sector de hidrocarburos

Sección IForma y condiciones

Artículo 54. Se elimina la Superinten-dencia de Hidrocarburos, transfiriéndose suinfraestructura de fiscalización y archivos alMinisterio de Minas e Hidrocarburos yYPFB. Ésta última asumirá el control y laadministración de la producción petrolera.

Artículo 55. El Ministerio de Minas eHidrocarburos normará y fiscalizará lasactividades del sector de hidrocarburos pormedio de la Dirección General de Hidrocar-buros. Para el efecto, son atribuciones delMinisterio de Minas e Hidrocarburos:

a) Establecer los precios de los hidrocar-buros y sus derivados para el consumointerno mediante ResoluciónMinisterial, precios que consideraráncostos de producción calculados enaplicación del Reglamento Contable.Determinar los precios de los deriva-dos para ese mismo mercado de acuer-do al Reglamento de precios.

b) Establecer las tarifas de transporte poroleoductos, gasoductos y poliductosmediante Resolución ministerial.

Artículo 56. Las atribuciones señaladasdeben estar en correspondencia con las fa-cultades concedidas a preservando su autar-quía e independencia económica del TGN.

Capítulo IXIndustrialización del gas

Sección IPetroquímica

Artículo 57. Por la importancia de estaindustria para el desarrollo del país, se declarade prioridad nacional la instalación de la indus-tria petroquímica en áreas estratégicas del país.

Artículo 58. El Ministerio de Minas eHidrocarburos y formularán planes quinque-nales de desarrollo petroquímico nacional,con proyectos específicos orientados al mer-cado interno y externo.

Artículo 59. Considerando la necesidad deldesarrollo de la industria petroquímica nacionaly la complejidad de ésta, YPFB podrá asociar-se con empresas privadas extranjeras mediantela constitución de sociedades de economíamixta y, en otros casos, actuará directamentecon la licencia de patente, si corresponde.

Artículo 60. Las empresas dedicadas aprocesos de industrialización hidrocarburíferaestarán exentas de pagar los impuestos deimportación de bienes de capital y serviciosvinculados a la actividad y otros gravámenesal Servicio Nacional de Impuestos, por el lapsode cinco años a partir de su puesta en marcha.

Sección IIGas natural transformado a líquido (GTL)

Artículo 61. El potencial de gas naturalexistente y por descubrirse, impone la



necesidad de la formulación de una PolíticaEnergética de mediano y largo plazo, basadoen el estudio de la Prospectiva del Mercadode Gas Natural en Bolivia, el cual tienda acumplir el logro de los objetivos de desarro-llo económico, acorde con el mandato cons-titucional del artículo 133° que a la letradice: "El régimen propenderá al fortale-cimiento de la independencia nacional y eldesarrollo del país mediante la defensa y elaprovechamiento de los recursos naturales yhumanos en resguardo de la seguridad delEstado y en procura del bienestar del puebloboliviano".

Capitulo XDisposiciones transitorias

Sección IReadecuación de los contratos de riesgocompartido a la presente Ley

Artículo 62. Los contratos de riesgocompartido, de administración y deaccionistas registrados legalmente y publica-dos en la Gaceta Oficial y aquellos deprestación de servicios especiales que se ha-llan en la ejecución de su fase de explo-ración, se sujetarán a la presente Ley en todolo concerniente al pago de regalías, tasasimpositivas y porcentajes de participación enfavor del TGN y YPFB, y otros tal comoestablece la presente Ley.

Artículo 63. Los contratos de riesgocompartido en ejecución que hubiesen pasa-do al período de explotación, serán conver-tidos en contratos de operación o sociedades

mixtas sujetándose a los alcances de la pre-sente Ley, dentro de un plazo máximo denoventa días.

Artículo 64. Las refinerías de petróleoexistentes deberán conformar sociedades deeconomía mixta con YPFB, para la industria-lización de los hidrocarburos.

Artículo 65. Las personas naturales y/ojurídicas, nacionales y extranjeras, dedicadasactualmente a la industria hidrocarburífera,deben sujetarse a las disposiciones de la pre-sente Ley, para lo cual presentarán a YPFBdentro de los tres meses posteriores a suvigencia, una solicitud de adaptación en laforma y composición de los documentosacorde con su respectivo reglamento.

Artículo 66. Los contratos petroleros deriesgo compartido convenidos antes de lavigencia de la presente Ley, deberán ajus-tarse a sus prescripciones en un plazo de tresmeses.

Artículo 67. Consecuentemente, los con-tratos de riesgo compartido, de administracióny de suscripción de acciones convenidos porYPFB y las empresas Amoco, ConsorcioPluspetrol, Pérez Companc-YPF y Enron-Shell. Bajo la vigencia de la Ley de Capitali-zación Nº 1544 y la Ley de Hidrocarburos Nº1689 quedan sujetos a revisión y adecuaciónconforme a las normas contenidas en la pre-sente Ley de Hidrocarburos.

Artículo 68. Se dispone la creación deuna Comisión Nacional de Auditoria, encar-gada de realizar la revisión de las inversiones



realizadas por las empresas capitalizadorasdel sector de hidrocarburos, y efectuar elperitaje técnico para establecer la cantidad dereservas descubiertas por dichas empresas,para lo cual se deberán abrogar el D.S. 24504de 21 de febrero de 1997. Esta Comisiónestará facultada para contratar empresasespecializadas en peritajes petroleros.

Artículo 69. Al tenor de la presente Ley deHidrocarburos, los contratos de riesgo com-partido suscritos por YPFB con las empresasChaco y Andina deberán readecuarse a lamodalidad de Sociedad de Economía Mixta uotra contemplada en la presente Ley.

Artículo 70. Las actividades de explo-ración y explotación, así como cualquiera deaquellas que realicen otras actividades hidro-carburíferas, deben cumplir con todas lasnormas y los requisitos legales y reglamentossobre la protección ambiental y la recu-peración de los recursos naturales, conformea la Ley 1333 y la reglamentación ambientalpara el sector de hidrocarburos.

Disposición derogatoria

Única. Por ser anticonstitucionales yhaber sido orientadas a favorecer el interésde las transnacionales en desmedro delinterés del pueblo boliviano se derogan lasleyes y disposiciones conexas que legislan elsector hidrocarburífero nacional desde el año1996, entre las cuales están la Ley deHidrocarburos No. 1689 de 30 de abril de1996; la Ley No. 1371, de Reclasificación decampos del 26 de junio de 1996; el DecretoSupremo No. 24806 del 4 agosto de 1997 ycualesquiera otras disposiciones vinculadas aéstas.

Se determina la exclusión completa delSector Hidrocarburos tanto de la Ley 1544de Capitalización como de la Ley 1600,promulgada el 28 de octubre de 1994 o Leydel Sistema Regulación Sectorial(SIRESE) y cualquier otra que contengatérminos contrarios con lo estipulado en lapresente Ley General de Hidrocarburos dela Nación.



Exposición de motivos

La aguda crisis económica social que ago-bia a la nación boliviana es el producto de laaplicación de la globalización neoliberal en suversión más extrema, que implicó la elimi-nación del Estado Nación con sus atributos desoberanía sobre sus recursos naturales, rectore impulsor de la economía nacional, partici-pación directa en sectores estratégicos a travésde sus empresas estatales, protector del traba-jo y de la seguridad social.

Este proceso antinacional, regresivo ydesindustrializador fue instalado en agostode 1985 y desarrolló su fase depredadoracon la "capitalización-privatización" de lasempresas estatales en el anterior gobierno deSánchez de Lozada (GSL) entre 1993 y1997, transfiriendo el importante excedenteeconómico que generaban, hacia las transna-cionales. Especialmente grave fue el des-mantelamiento de la estatal petrolera YPFBy la enajenación de sus considerables reser-vas de hidrocarburos al conjuro de la ley dehidrocarburos N° 1689, ley de esencia neo-colonial que institucionaliza un régimen deexplotación "africana" ya inexistente en elmundo. El resultado fue la descapitalizacióndel propio Estado, el nulo crecimientoeconómico y mayor subdesarrollo social.

El actual gobierno, segundo mandato deGSL, al empeñarse en continuar con el mo-

delo neoliberal, no tiene ninguna posibilidadde resolver los múltiples y serios problemascreados por el propio modelo, que agudizó lapobreza, el desempleo y la marginaciónsocial. La deuda externa y la interna sumanmás de 6.500 millones de dólares y el déficitfiscal anual supera el 8.5% del PIB haciendoinviable el financiamiento del PresupuestoNacional por los organismos internacionales.Al pretender reducir el déficit fiscal por lacruel vía de la reducción de los ya miserablessalarios, el pueblo junto con la base social dela policía salió a las calles en una enérgicaprotesta, la cual fue reprimida por el ejércitodando lugar a derramamiento de sangre yluto. Ante la magnitud de la protesta popularel gobierno tuvo que retirar su proyecto,empero las fuerzas vivas insisten en lanecesidad del cambio radical de la políticaeconómica neoliberal y la recuperación delprincipal recurso natural que son los hidro-carburos.

Por las razones anteriores, el COMITÉDE DEFENSA DEL PATRIMONIONACIONAL, DE LA SOBERANIA YDIGNIDAD -CODEPANAL-, postula laurgencia de la recuperación de los hidrocar-buros al amparo de los mandatos de laConstitución Política del Estado, los cualesson terminantes en sus artículos 132° al 145°.A ese efecto se impone la promulgación deuna nueva Ley de Hidrocarburos que reivin-dique los mandatos referidos, la misma que

Comité de Defensa del Patrimonio Nacional, de la Soberanía y Dignidad

Proyecto de Ley de Hidrocarburos



ha sido formulada por CODEPANAL toman-do en cuenta los siguientes parámetros fun-damentales.

a) Devolver al Estado boliviano aquellosatributos constitucionales concordantescon "…tomar la dirección superiorde la economía…" (Art. 141°), en estecaso, de la economía hidrocar-burífera.

b) Restablecer la presencia de YPFB comoentidad integrada y autárquica (Art.139°).

c) Determinar el aprovechamiento máximoracional del excedente económico en be-neficio de la Nación y del pueblo boli-viano, mediante una tributación equili-brada y la aplicación de una política deprecios razonablemente bajos para coad-yuvar al desarrollo de la economíanacional y favorecer a la canasta fami-liar.

d) Regular la participación privada extran-jera a través de contratos suscritos conYPFB, en representación del Estado,bajo las modalidades de contratos deOperación y la constitución de empresasde Economía Mixta, primando el princi-pio de que la producción obtenida es dela Nación y debe ser entregada por elcontratista en boca de pozo a la em-presa estatal, la cual retribuirá a lacontratista con un porcentaje de la pro-ducción pactada en el contrato. La par-ticipación para la Nación bolivianaestará entre el 60 y 75 por ciento.

e) Fiscalizar las operaciones del contratistaen todas las instancias, debiéndoseaplicar obligatoriamente el RégimenContable Petrolero para determinar cos-tos y utilidades con el objeto de garanti-zar el pago del 25% sobre las utilidades.Este documento posibilitará también, elcálculo del costo unitario de produccióndel petróleo y del gas.

f) Obligar a YPFB a formular planesestratégicos y anuales para todo el sec-tor hidrocarburífero con énfasis en lapetroquímica y en el desarrollo de losprocesos de conversión del gas enpetróleo sintético, abriendo mercadosexternos para los derivados y fraccioneslíquidas a obtenerse en ese proyecto.

g) En el capítulo de Disposiciones Tran-sitorias se diseña una estrategia parares-tablecer a YPFB como ente produc-tivo de inmediato, mediante la devolu-ción de su patrimonio empresarial alrecuperar sus acciones serie "A" en loscontratos, de "capitalización" de lasconcesiones CHACO, ANDINA yTRANSREDES. Se firmarían contratosde Sociedad de Economía Mixta anu-lando los actuales contratos de riesgocompartido.

A continuación se presenta un resumendel proyecto de la Ley de Hidrocarburos, lamisma que se compone de 123 artículosagrupados en ocho Títulos, que se comple-menta con el Régimen Contable Petrolero.En el Resumen se transcriben los artículosque hacen la esencia de la ley.



Régimen jurídico de la propiedadde los hidrocarburos. NecesidadNacional

Artículo 1º. De conformidad con elartículo 139° de la Constitución Política delEstado, los yacimientos de hidrocarburos,cualquiera sea el estado físico en que seencuentren o formas en que se presenten, sondel dominio directo, inalienable e impres-criptible del Estado, por consiguiente ningu-na concesión o contrato podrá transferir lapropiedad de los yacimientos de hidrocar-buros.

Artículo 2º. De acuerdo a lo dispuestoen el artículo 141° de la ConstituciónPolítica del Estado, el aprovechamiento delos hidrocarburos debe responder a los altosintereses nacionales y promover el desarro-llo integral del país, dentro del marco deuna política hidrocarburífera soberana, con-ducida por un Estado de plena autodetermi-nación.

Artículo 3º. El Estado determina lapolítica en materia de hidrocarburoscoordinándola con los planes nacionales dedesarrollo. Los principios básicos y normasgenerales que rigen la política energética sonfijados y aplicados a través del Ministerio deenergía e hidrocarburos, quien supervisa a laindustria hidrocarburífera y a la de susderivados, asegurando que ellas desenvuel-

van sus operaciones cumpliendo sus pres-cripciones.

Artículo 5º. La industria hidrocarburíferase constituye en el factor básico y estratégicopara el desarrollo del país, todas las activi-dades de: exploración, explotación, refinación,industrialización, transporte, comercializacióny otras están revestidas del carácter de necesi-dad nacional y de utilidad pública.

Artículo 6º. Constituye objetivo generalde la presente Ley la recuperación y dominiode los hidrocarburos para beneficio de losbolivianos, superando la estructura económi-ca dependiente, abasteciendo con prioridadal mercado interno con productos a preciosaccesibles, exportando preferentemente pro-ductos acabados con valor agregado, creandola industria petroquímica y afirmando lasoberanía política y económica de laRepública.

Ejecución de la políticade hidrocarburos

Artículo 9º. Se asigna a YacimientosPetrolíferos Fiscales Bolivianos YPFB, deacuerdo al artículo 139° de la ConstituciónPolítica del Estado -CPE-, las siguientesresponsabilidades:

a) La exploración en todo el territorionacional,

Resumen

Ley de Hidrocarburos y Petroquímica



b) la subsiguiente explotación de hidrocar-buros,

c) las fases de transporte, refinación y co-mercialización.

Estas actividades podrá efectuarlas por sío mediante contratos de operación y/osociedades de economía mixta con empresaspetroleras nacionales o extranjeras, de con-formidad a lo dispuesto en la presente Ley.

Artículo 15º. Queda abolido el régimende concesiones en materia de hidrocarburos.Se asigna a Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos la exploración y sub-siguiente explotación de los hidrocarburosde todo el territorio nacional y el racional ysostenido aprovechamiento de los recursospetrolíferos de acuerdo a la planificaciónestratégica del Gobierno nacional.

Artículo 20° La eficiencia empresarialde YPFB deberá posibilitar costos razo-nables de producción, los cuales se refle-jarán, prioritariamente, en precios finalesbajos de sus derivados para el consumidorboliviano y en la generación de importantesexcedentes monetarios para el erarionacional y utilidades valiosas para la expan-sión del ente petrolero estatal.

Artículo 24º. Cuando así convenga alinterés nacional y en cumplimiento de lapolítica de hidrocarburos del Estado,Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianospodrá ejecutar una o varias fases de laoperación petrolera por medio de terceros, ocontratar servicios petroleros especializados,

para ciertos proyectos específicos o parte delos mismos. La ejecución de dichas fasespodrá efectuarse por medio de contratos deoperación, contratos de sociedad deeconomía mixta o contratos de serviciospetroleros. Dichos contratos podrán ser fir-mados con personas naturales o jurídicas,nacionales o extranjeras, de derecho públicoo privado.

Artículo 26º. Toda persona jurídica quecelebre contratos de operación o de socie-dades de economía mixta con YacimientosPetrolíferos Fiscales Bolivianos, estará obli-gada a:

b) Renunciar a toda reclamación por víadiplomática.

c) Someterse y adoptar todas las normas yprocedimientos establecidos por laautoridad competente, para evitar la con-taminación del medio ambiente y laalteración del equilibrio ecológico en lasáreas de contrato y de transporte.

Contrato de operación

Artículo 28º. Contrato de operación esaquel por el cual el contratista ejecutará consus propios medios y por su exclusiva cuen-ta y riesgo, a nombre y representación deYacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivia-nos, las operaciones correspondientes a lasfases de exploración y/o explotación dentrodel área materia del contrato, bajo el sistemade regalías, impuestos y demás formas detributación establecidas por la presente Leyen caso de ingresar a la fase de explotación.



Yacimientos Petrolíferos Fiscales Boli-vianos, no estará obligada a efectuar inver-sión alguna y no asumirá ningún riesgo oresponsabilidad en las inversiones o resul-tados relacionados con el contrato, debien-do ser exclusivamente el contratista quiénsoporte la totalidad de los capitales, insta-laciones, equipos y materiales, personal,tecnología y otros elementos requeridospara el fiel y estricto cumplimiento delcontrato.

Artículo 39°. Una vez descontados losvolúmenes correspondientes a los impuestosy regalías, YPFB entregará el saldo de laproducción al contratista, volumen represen-tativo de la retribución estipulada en el con-trato. Esta retribución neta constituye elúnico pago al contratista por sus opera-ciones; en el respectivo contrato deberá indi-carse claramente, en forma literal y numéri-ca, el porcentaje fijado -respecto del total dela producción- para cubrir la retribuciónreferida.

Artículo 40°. YPFB será el beneficiariodel saldo de hidrocarburos resultantesdespués de retener los impuestos y regalíasdel total de la producción y de la entrega dela retribución neta al contratista. Dicho saldoes libre de costos, los cuales serán asumidospor el contratista.

Articulo 41°. El contratista podrá dispo-ner libremente -para exportación- de losvolúmenes de hidrocarburos que le corres-ponden por retribución neta de acuerdo alcontrato y determinados físicamente porYPFB en boca de pozo, con la única excep-

ción de abastecer el mercado interno cuandoasí lo determine el Ministro de hidrocar-buros, en las proporciones, lugar y preciosfijados al efecto.

Artículo 42°. Las operaciones de explo-ración y subsiguiente explotación del con-tratista serán supervisadas por una Junta decontrol integrada por tres representantes deYPFB y tres del contratista. Esta Juntacomenzará a funcionar tan pronto como sesuscriba el contrato y de acuerdo a lo estipu-lado en el mismo.

Contrato de sociedad de economíamixta

Artículo 53º. Contrato de Sociedad deEconomía Mixta es aquel por el cual YPFBpodrá realizar las etapas de exploración y/oexplotación en forma conjunta con terceros.La participación de YPFB se efectuará a solaopción y voluntad, en el desarrollo de undescubrimiento petrolero declarado comer-cial por el contratista, gozando de los dere-chos y obligaciones de éste, siempre y cuan-do el contrato tuviera la figura de Contratode operación con opción para YPFB de par-ticipar como asociado aplicando la forma deeconomía mixta.

Artículo 55º. El contrato de sociedad deeconomía mixta deberá establecer clara-mente la participación en los volúmenes deproducción de cada una de las partes. YPFBen el carácter de socio, aportará en dinero oen especie, su alícuota parte de las inver-siones y costos correspondientes en la etapade explotación.



Artículo 58º. La comercialización exter-na de gas natural será realizada porYacimientos Petrolíferos Fiscales Boli-vianos, sin embargo, cuando así convenga alos intereses del país, YPFB podrá efectuarlacon participación del socio contratista previaaprobación del Ministerio de Energía eHidrocarburos, pero sólo después de satis-facer los requerimientos del mercado inter-no.

Artículo 63° Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos también podrá constituirempresas mixtas con personas naturales y/ojurídicas nacionales o extranjeras para la eje-cución de las fases de refinación, industria-lización, comercialización y transporte.Estos contratos incluirán los acuerdos deoperación y procedimientos de contabilidadnecesarios y deberán ser aprobados median-te Decreto Supremo.

Tributación

Artículo 68º. La producción de hidrocar-buros estará sujeta a la siguiente tributación:

a) Regalía a los departamentos productoresequivalente al once por ciento (11%) de laproducción bruta de los hidrocarburos enboca de pozo, que se calculará para el pagode regalías al departamento productor.

b) Regalía departamental compensatoria deluno por ciento (1%) de la producciónbruta de los hidrocarburos medidos enboca de pozo, pagadera a los departa-mentos de Beni y Pando, en la propor-ción de 2/3 para Beni y 1/3 para Pando.

c) Impuesto nacional del treinta y ocho porciento (38%) de la producción bruta delos hidrocarburos en boca de pozo para elTesoro General de la Nación

Artículo 71º. La producción de hidrocar-buros correspondiente tanto a los contratistasbajo contratos de operación como a lassociedades de economía mixta, estará sujetaal pago del impuesto a las utilidades delveinte y cinco por ciento (25%) sobre la uti-lidad bruta, el importe de dicho impuesto seentregará al Tesoro General de la Nación.

Artículo 73°. La remisión de utilidadesal exterior, por parte de los contratistas o delos socios en las empresas de economíamixta, se gravará con un impuesto del 12,5%.

Artículo 76°. Las fases de refinación,industrialización, comercialización y trans-porte serán realizadas directamente porYacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianosy están sujetas a un régimen tributario que seaplica -en el caso de los derivados delpetróleo-, al precio final de cada derivado enel punto de expendio o sea, en la boquilla delsurtidor o en la válvula de salida del tanquede comercialización, según sea el productovendido al consumidor final.

Artículo 77º. El régimen tributario paralos derivados comprende:

Impuesto al valor agregado -IVA- deltrece por ciento, 13%.

Impuesto a las transacciones -IT- del trespor ciento, 3%.



Impuesto a los derivados del veintiochopor ciento, 28%, aplicado en forma glo-bal a la salida de la refinería, al precio delbarril compuesto.

Los impuestos IVA - IT se calcularán acostos exrefinerías y al transporte, separada-mente, de acuerdo al Reglamento de precios.

Artículo 80º. Las exportaciones depetróleo, gas natural, sus derivados y subpro-ductos quedan exentos de todo impuesto.

Artículo 81°. Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos, las empresas con con-tratos de operación y las sociedades deeconomía mixta, están obligadas al pago delos aportes al seguro social y otras cargassobre las remuneraciones establecidas ennormas legales vigentes.

Fiscalización

Artículo 82º. Se elimina la Superinten-dencia de Hidrocarburos, transfiriéndose suinfraestructura de fiscalización y archivos alMinisterio de Hidrocarburos y YPFB. Yaci-mientos Petrolíferos Fiscales Bolivianosasumirán el control y la administración de laproducción petrolera. Los funcionarioscesantes de la Superintendencia de Hidro-carburos pueden acogerse a la jubilación oingresar a YPFB, de justificarse su incorpo-ración, y siempre que no se encuentren den-tro de los impedimentos señalados por Ley.

Artículo 83º. El Ministerio de Energía eHidrocarburos normará y fiscalizará lasactividades del sector de hidrocarburos por

medio de la Dirección General de Hidrocar-buros. Para el efecto, son atribuciones delMinisterio de Energía e Hidrocarburos (entreotras):

h) Establecer los precios de los hidrocar-buros y sus derivados para el consumointerno mediante Resolución Ministerial,precios que considerarán costos de pro-ducción calculados en aplicación delReglamento Contable. Determinar losprecios de los derivados para ese mismomercado de acuerdo al Reglamento deprecios.

I) Establecer las tarifas de transporte poroleoductos, gasoductos y poliductosmediante Resolución Ministerial.

Artículo 84º. Las atribuciones señaladasdeben estar en correspondencia con las fa-cultades concedidas a YPFB preservando suautarquía e independencia económica delTGN.

Artículo 85º. Las asignaciones petro-líferas, por referirse esencialmente a traba-jos en el subsuelo, no afectarán a los dere-chos del propietario del suelo. Empero,cuando por necesidades de la industria dehidrocarburos se precise utilizar el suelo,mediante el derecho de servidumbre, éstatendrá preeminencia sobre cualquier dere-cho preexistente de terceros, relacionadoscon el suelo en cuestión. La servidumbreestará sujeta a indemnización conforme aLey. Cuando se trate de la ocupación detierras fiscales sin mejoras, no habrá lugar aindemnización.



Industrialización del gas.Petroquímica

Artículo 92º. Por la importancia de estaindustria para el desarrollo del país, sedeclara de prioridad nacional la instalaciónde la industria petroquímica en áreasestratégicas del país.

Artículo 93º. El Ministerio de Hidrocar-buros y Yacimientos Petrolíferos FiscalesBolivianos formularán planes quinquenalesde desarrollo petroquímico nacional, conproyectos específicos orientados a satisfa-cer el mercado interno de productos petro-químicos esenciales y disponer de exce-dentes destinados a la exportación de mer-cados regionales y del área americana engeneral.

Artículo 94º. Considerando la necesidaddel desarrollo de la industria petroquímicanacional y la complejidad de ésta, YPFBpodrá, en algunos casos, asociarse conempresas privadas extranjeras mediante laconstitución de sociedades de economíamixta y, en otros casos, actuará directamentecon la licencia de patente, si corresponde. Sedeberá incorporar las tecnologías más actua-lizadas en la formulación y ejecución de losproyectos, en sus procesos de elaboración eimplantación de instalaciones, preservandoel medio ambiente y la biodiversidad.

Artículo 95º. Las empresas dedicadas aldesarrollo petroquímico estarán exentas depagar los impuestos de importación debienes y servicios y otros gravámenes alServicio Nacional de Impuestos, por el lapso

de cinco años a partir de su puesta en mar-cha.

Gas natural líquido LNG y trans-formado a petróleo sintético GTL

Artículo 97º. El potencial de gas naturalexistente y el por descubrirse, impone lanecesidad de la formulación de un Planmaestro de mediano y largo plazo, el cualtienda a cumplir el logro de los objetivos dedesarrollo económico, acorde con el manda-to constitucional del artículo 133° que a laletra dice: "El régimen propenderá al for-talecimiento de la independencia nacional yel desarrollo del país mediante la defensa yel aprovechamiento de los recursos naturalesy humanos en resguardo de la seguridad delEstado y en procura del bienestar del puebloboliviano".

Artículo 98º. Consiguientemente el PlanMaestro debe investigar, detectar y proponerlos mercados, tanto regionales como los deallende los mares para el gas natural boli-viano como energético, con sus cualidadesfavorables de limpio y no contaminante. Enesa dirección se debe alentar:

a) El uso de procesos no tradicionales detransporte en fase líquida como LNG.

b) El uso de procesos de transformación afase líquida como GTL.

c) La creación de incentivos fiscales y otrosadministrativos.

d) Motivar acciones de articulación de las



empresas productoras del gas con lasinteresadas en el desarrollo de estosproyectos

Artículo 99º. YPFB, como ente produc-tivo, debe jugar un papel importante en estosnuevos proyectos: LGN y GTL. En unaprimera etapa, puede constituir, como socio,sociedades de economía mixta con empresasprivadas -nacionales o extranjeras-, dentrode las cuales YPFB aportaría con gas naturalcomo materia prima y fungiría como agentede retención de los impuestos y regalías, através de la retención de los volúmenes físi-cos de hidrocarburos correspondientes alpago de esa tributación.

Disposiciones transitorias.Readecuación de los contratos deriesgo compartido a la presenteLey

Artículo 104º. Los contratos de riesgocompartido, de administración y deaccionistas registrados legalmente y publica-dos en la Gaceta oficial y aquellos deprestación de servicios especiales que se ha-llan en la ejecución de su fase de explo-ración, se sujetarán a la presente Ley -a par-tir del momento de su vigencia- en todo loconcerniente al pago de regalías, tasasimpositivas y porcentajes de participación enfavor de Yacimientos Petrolíferos FiscalesBolivianos y el Tesoro General de la Nación,así como la rendición de cuentas respecto delos dividendos que las empresas petrolerascapitalizadoras transfieren al Fondo de capi-talización colectiva para el pago delBonosol.

Artículo 105º. Los contratos de riesgocompartido en ejecución, que no hubiesenpasado al período de explotación, serán con-vertidos en contratos de operación osociedades mixtas sujetándose a los alcancesde la presente Ley, dentro de un plazo máxi-mo de seis meses.

Artículo 106º. Las refinerías de ValleHermoso en Cochabamba, y Palmasola enSanta Cruz, privatizadas ilegalmente en con-tra de la Ley de adquisiciones de bienes delEstado, deberán volver al dominio de YPFB.Se negociarán las condiciones de transferen-cia.

Artículo 107º. La refinería WalterMontenegro ubicada en Sucre volverá a lapropiedad y administración de YPFB, lomismo el Sistema logístico de distribución ycomercialización de productos.

Artículo 108º. Las personas naturalesy/o jurídicas, nacionales y extranjeras, dedi-cadas actualmente a la industria hidrocar-burífera, deben sujetarse a las disposicionesde la presente Ley de hidrocarburos, para locual presentarán a YPFB dentro de los tresmeses posteriores a su vigencia, una solici-tud de adaptación en la forma y composiciónde los documentos acorde con su respectivoreglamento.

Artículo 114º. Los contratos petrolerosde riesgo compartido convenidos antes de lavigencia de la presente Ley deben ajustarse asus prescripciones en un plazo de seis meses.En caso contrario se procederá a su can-celación.



Artículo 115º. Consecuentemente, loscontratos de riesgo compartido, de adminis-tración y de suscripción de acciones con-venidos por YPFB y las empresas Amoco,Consorcio Pluspetrol, Pérez Companc -YPF y Enron-Shell, bajo la vigencia de laLey de Capitalización Nº 1544 y la Ley deHidrocarburos Nº 1689, quedan sujetos arevisión y adecuación conforme a las nor-mas contenidas en la presente Ley deHidrocarburos.

Artículo 116°. Las acciones de la serie"A", constituyentes del aporte de YPFBpara la constitución de sociedades anónimascon las empresas privadas extranjerascitadas en el anterior artículo, amparan losactivos y los derechos de propiedad inicialde YPFB. Esas acciones transferidas a losbolivianos mayores de edad al 31 dediciembre de 1995 y entregadas en custodiaa las Administradoras de fondos de pen-siones (AFP's), serán rescatadas mediantedisposición legal y devueltas a YPFB. Alrecuperar YPFB esas acciones serie "A", lasmismas pasarán a constituir el aporte decapital constitutivo de la empresa estatalYPFB -en un 50 %- dentro de una sociedadde economía mixta formada con las empre-sas capitalizadoras antes citadas.

Artículo 117°. La devolución de lasacciones serie "A" a YPFB implica larestitución automática al dominio deYPFB de las reservas "vivas" de petróleoy del gas natural transferidas a costo ceroa las empresas Chaco y Andina el 5 dediciembre de 1996, las cuales alcanzabanal 1° de enero del 2001, según el Boletín

de YPFB residual, a 110 millones debarriles de petróleo y a 4,4 billones(1.012) de pies cúbicos de gas o sea,sufrieron una disminución del 33% y 26%,respectivamente, respecto de losvolúmenes transferidos en la fecha anteri-ormente mencionada.

Artículo 118°. Al tenor de la presenteLey de Hidrocarburos, los contratos de ries-go compartido suscritos por YPFB con lasempresas Chaco y Andina deberán reade-cuarse a la modalidad de Sociedad deEconomía Mixta o quedan nulos y sin efec-to, debiendo procederse al cierre de susoperaciones previa elaboración del balance,estado de resultados, cumplimiento de lasobligaciones tributarias, realización deauditorias contables, financieras y técnicas,verificación del estado de reservas de hidro-carburos para establecer el grado de cumpli-miento del contrato establecido en el nume-ral 7.1.3 del Contrato de suscripción deacciones respectivo.

Artículo 119º. Antes del cierre y can-celación del contrato de riesgo compartidocon la empresa Transredes, conformedispone esta Ley, debe procederse a la ca-lificación y pago en favor de YPFB -y delos particulares afectados- por los daños yperjuicios ocasionados al medio ambientey a los ciudadanos damnificados por el de-rrame de petróleo en el Río Desaguadero,sin perjuicio de proseguirse con lasacciones penales, civiles o administrativasemergentes del manejo negligente e irres-ponsable del oleoducto de exportación aArica.



Artículo 120º. Los contratos de riesgocompartido suscritos con posterioridad al 5de diciembre de 1996, referidos a otrasáreas de YPFB en las zonas subandinas y lallanura chaqueña -las cuales contaban coninvalorable investigación geológica y depozos descubridores de gas- deberán serreconvertidos en contratos de operaciónconcediéndoles una participación del seten-ta por ciento ( 70% ) de la producción enboca de pozo, participación sujeta al pagode los impuestos y regalías como norma lapresente Ley.

Artículo 121º. Alternativamente a lo dis-puesto en el artículo precedente, los con-tratos de riesgo compartido podrán ser con-vertidos en contratos de sociedad deeconomía mixta, asegurando una partici-pación del 50% en favor de YPFB. Cualquierreconocimiento de la inversión realizada porla empresa privada será negociado con-siderando la existencia de un costo de inves-tigación exploratoria realizado con anteriori-dad por YPFB el cual debe ser reembolsado,dado que los concesionarios fueron benefi-ciados a costo cero sin ninguna inversión desu parte.

Artículo 122°. Las disposiciones tran-sitorias serán aplicadas a las empresas capi-talizadas, a las de contratación modalidadriesgo compartido conforme a la Ley deHidrocarburos N° 1689 y a aquellos con-tratos derivados del proceso de privati-zación del patrimonio de YPFB en el sectorde los hidrocarburos; enfatizándose la im-posición de esta medida por razones deseguridad nacional y con base en la funciónsocial de los hidrocarburos, tal como loprescribe la Constitución Política delEstado.

Artículo 123º. Los complejos petro-químicos comprenderán la petroquímicabásica, la intermedia y la final, siendo lasáreas estratégicas para su instalación:

a) Puerto Suárez - Puerto Bush, Santa Cruz;

b) Yacuiba y zona sur del Chaco tarijeño y

c) Ciudad de El Alto, La Paz, en la zonaindustrial.

Se limitarán y declararán zonas francasen cada una de esas localidades.



EtilenoAcetilenoPropilenoButilenoButadienoAmoníacoBTXCiclohexanoGas de síntesisMezcla de aromáticos medianosy pesados (no combustibles)Parafinas lineales(C10 - C22)Acido NítricoPentaeritriolSolventes CloradosEtanolaminasMelaminaParationes (Eetil y Metil)Malation.

Nylon G DodecilbencenoAlquilbenceno LinealEpiclorhidrinaPoliacrilonitriloPVCSBR y látexCaucho PolibutadienoCaucho de NitriloDMTPoliéster para FibrasFormaldehidoAnhídrido MaleicoAnhídrido PlálicoMalationManebZinebTDIParanitrofenolAcido BenzoicoEtilenglicolPropilenglicolPoliglicolesAlquilfenolesBisfenol A

PRODUCTOS BÁSICOSANEXO I

PRODUCTOS FINALESANEXO II



La nueva Ley de hidrocarburos establece,en la etapa de producción de petróleo y gas, unrégimen de tributación para las compañíassujetas a contrato consistente en pagos deregalías e impuestos a favor de la Nación sobrela base de la producción física obtenida, ya seade petróleo o de gas. Igualmente, se establece:

Un sistema de información y control desu Plan de inversiones y de su Programaoperativo anual.

El seguimiento a la exploración, a la per-foración de pozos y a la producción decampos mediante la Junta de control esta-blecida en la misma Ley de hidrocarburos.

La aplicación por parte de las empresas,del Régimen contable petrolero, a objetode determinar los costos de produccióndel petróleo y del gas; la presentación delos balances y el estado de resultados, asícomo el de pérdidas y ganancias, paraaplicar el impuesto a las utilidades afavor del Estado.

La Ley de Hidrocarburos establece laparticipación privada en la prospección yproducción de hidrocarburos a través de dosformas de contratación:

1) El contrato de operación y

2) la sociedad de economía mixta.

En el primer caso, contrato de operación:

La compañía suscribe el contrato respec-tivo con YPFB -quien actúa en repre-sentación del Estado boliviano-

La compañía asume el costo y riesgo delas labores prospectivas así como todaslas inversiones subsiguientes de per-foración y producción, al haber declaradoel descubrimiento comercialmenteexplotable.

Se fija una participación en la produccióna favor de la compañía, de la cual deberádeducirse la proporción correspondientea la tributación. La parte complemen-taria de la producción queda en beneficiode YPFB sujeta al pago de la tributaciónrespectiva.

La compañía se obliga a entregar toda laproducción en boca de pozo a YPFBquien, a su vez, entregará a la compañíala participación en la producción pactadaen el contrato.

Régimen Contablepara la Industria PetroleraInstrumento de FiscalizaciónDeterminación del Costo de Producción

Comité de Defensa del Patrimonio Nacional, de la Soberanía y Dignidad



En la sociedad de economía mixta, YPFBy la compañía establecerán en el contratolas participaciones accionarias acordadasmutuamente, así como las responsabili-dades y beneficios que correspondan.También definirán el estilo y forma de laadministración de la sociedad. El pago dela tributación de la compañía asociadapodrá ser en especie o en dinero, según lodetermine el Estado.

La tributación petrolera contempla lossiguientes pagos:

a) Regalía a los departamentos productoresequivalente al once por ciento (11%) dela producción bruta de los hidrocarburosen boca de pozo, que se calculará para elpago de regalías al departamento produc-tor.

b) Regalía departamental compensatoria deluno por ciento (1%) de la producciónbruta de los hidrocarburos medidos enboca de pozo, pagadera a los departa-mentos de Beni y Pando, en la propor-ción de 2/3 para Beni y 1/3 para Pando.

c) Impuesto nacional del treinta y ocho porciento (38%) de la producción bruta delos hidrocarburos en boca pozo para elTesoro General de la Nación.

d) Impuesto a las utilidades del veinticinco

por ciento (25%) sobre la utilidad bruta,el importe de dicho impuesto se entregaráal Tesoro General de la Nación; impo-nible a la utilidad bruta registrada en cadagestión anual, calculada aplicando lasnormas contables usadas en la industriapetrolera y las contenidas en el presenteRégimen contable.

e) La remisión de utilidades al exterior, porparte de los contratistas o de los socios enlas empresas de economía mixta, segravará con un impuesto del 12,5%.

De acuerdo al Código de comercioexiste la obligación de llevar una contabili-dad adecuada a la naturaleza, importancia yorganización de la empresa y, en el casoparticular de la industria petrolera en elrubro de exploración, perforación de pozos,producción de hidrocarburos y su trans-porte, se requiere establecer una normativaespecial dada la complejidad de las opera-ciones y, con mayor razón, el interés eco-nómico de la nación.

Consiguientemente, se ha visto la conve-niencia de formular un Régimen Contable deuso petrolero, el cual debe ser de aplicaciónobligatoria por parte de todas las empresasprivadas que operan en el país en explo-ración, perforación, producción y transportepor ductos, así como también por la propiaempresa estatal YPFB.



Para el cálculo del costode producción

Artículo 1°. Las empresas petroleras,para el cálculo del costo de producción,dividirán el ejercicio contable de sus activi-dades en los períodos de Pre-producción y deProducción de conformidad con las disposi-ciones de este documento.

Artículo 2°. El período de Pre-pro-ducción se inicia en el momento en el cuallas compañías petroleras inscriban sus con-tratos en los Registros de comercio y de laDirección de hidrocarburos; terminarácuando el Ministerio de Hidrocarburosapruebe el inicio de la producción comer-cial propuesta por la compañía.

Artículo 3°. Todas las inversiones y cos-tos detallados a continuación -realizados eneste período de Pre-producción- deberán seramortizados por el método de Unidad de pro-ducción.

a) Gastos topográficos, aerofotogramétricos,sismología, magnetometría y gravimetría.

b) Mantenimiento de equipos de explo-ración y de campamentos provisionales yservicios de alimentación y salud.

c) Gastos de aviación y transporte de per-sonal, equipo y materiales.

d) Derechos superficiales, de uso de aguas yprimas de entrada al período de explo-ración.

e) Primas y compensaciones por protecciónal medio ambiente de acuerdo a leyrespectiva.

f) Construcción de vías de acceso para per-foración de pozos exploratorios y de lapropia planchada.

g) Construcción de pistas de aviación cer-canas a la ubicación de pozos explorato-rios.

h) Costos de perforación, tangibles e intan-gibles:

• Costo de perforación con equipospropios.

• Servicios especializados propios opor contrato. Registros geofísicos delos pozos.

• Tubería pozo (casing y de producción)árbol de navidad y otros materiales.

• Lodos, cemento, químicos, serviciode laboratorio.

• Armado y desarmado del equipo deperforación. Traslado del equipo.

Régimen Contable PetroleroInstrumento de Fiscalización


172 Artículo Primero

• Seguro de equipo.

• Perforación por contrato.

i) Plantas de producción, baterías y almace-naje. Plantas de bombeo y de compre-sión. Tuberías de descarga y sistema derecolección.

j) Costo de pruebas de producción y man-tenimiento de plantas de almacenaje depetróleo.

k) Oleoductos, gasoductos, estaciones debombeo e instalaciones de medición.

l) Valores de la depreciación acumulada devehículos, equipo transporte pesado,tractores, plantas energía eléctrica, otrasinstalaciones, hasta el inicio de la pro-ducción comercial.

m) Montos de inversiones de otros rubrosinclusive de obras en proceso de cons-trucción.

n) Gastos en adquisiciones de terrenos,expropiaciones y servidumbre.

o) Gastos administrativos en general. Servi-cios técnicos.

p) Gastos de consultoría técnica especiali-zada. Servicio de auditoría-contabi-lidad.

q) Otros gastos no especificados anterior-mente pero reconocidos mediante con-sulta al Ministerio de Hidrocarburos.

Artículo 4°. En el Período de Producciónlas compañías clasificarán sus costos y gas-tos en:

a) Costos de extracción.

b) Gastos de operación.

c) La suma de costos de extracción + gastosde operación constituye el COSTO DEPRODUCCIÓN.

a) Los costos de extracción se clasifican en:

- Costos directos.

- Costos indirectos.

Costos directos:

Salarios y servicios sociales.

Apoyo técnico-administrativo.

Geología, geofísica y geoquímica.

Diseño de ingeniería general.

Reacondicionamiento de pozos.

Recuperación secundaria.

Mantenimiento de equipos e instala-ciones.

Mantenimiento de caminos y pistas deaviación.

Servicios técnicos.



Costos de transporte.

Seguros industriales.

Material de consumo.

Costos indirectos:

Costos de supervisión técnico-adminis-trativa.

Amortización por Unidad de pro-ducción:

• Inversiones en pre-producción.

• Intangibles de perforación en pre-producción.

• Inversiones en recuperación secun-daria - mejorada.

• Construcción de carreteras en el áreadel contrato.

Amortización en Diez años línearecta:

• Inversiones en perforación de pozosproductivos en el área de exploración.

• Costos geológicos-geofísicos en elárea de exploración.

• Inversiones de perforación en áreasdevueltas.

• Pozos secos en el área de explo-ración.

Depreciación: Alícuota de los Activosde acuerdo a tabla.

• Pozos secos en campos en desa-rrollo.

• Costos de operación de las plantas deproceso.

• Mantenimiento de carreteras tron-cales y de aeropuertos.

• Costos de Transporte fuera del áreade contrato.

b) Los gastos de operación se clasificanen:

Gastos administrativos generales en lasede.

Gastos financieros.

Movilización de la administraciónsuperior.

Depreciación de edificios, equipos, ofi-cinas y medios de transporte.

Seguro sobre bienes, equipos y admi-nistración general.

Artículo 5°. Definiciones:

Amortización por unidad de pro-ducción. Es el cociente obtenido al dividirun costo o gasto en dólares entre la reservade hidrocarburos (calculada ésta en barrilesde petróleo equivalente).



Se denomina reserva de hidrocarburos enBarriles de Petróleo Equivalente-BEQ-,cuando se adicionan las reservas de gascuantificadas en pies cúbicos, previamentetransformadas en barriles mediante sus va-lores calóricos respectivos, a la reserva delíquidos lo que proporciona la reserva totalde hidrocarburos en BEQ.

Reservas de hidrocarburos de unyacimiento: Es la cuantificación o certifi-cación determinada por métodos volumétri-cos o utilizando métodos indirectos. En estosúltimos se usan los parámetros adecuados dela ingeniería de reservorios los cuales, a suvez, se ajustan por un factor de "recu-peración", dependiente de las condicionesfísicas del propio depósito, de laspropiedades de la roca recipiente, de la natu-raleza de los hidrocarburos y de las cargas depresión del yacimiento. Las unidades demedida dependen del sistema de unidad uti-lizado y pueden ser metros cúbicos para elpetróleo y el gas (m3) en el sistema decimalo, en el sistema inglés, barriles de petróleo(BP) para los líquidos y millar de pies cúbi-cos (103 pies3) para el gas. (Las reservas degas se cuantifican en billones, trillones depies cúbicos )

Amortización en línea recta: Significaque la inversión o el gasto (sin considerarintereses) se amortiza en montos iguales endeterminado número de años, por ejemplo,diez años, norma ampliamente utilizada. Porejemplo:

Inversión = 70´000.000 $; Tiempo = 10 años

Amortización en línea recta anual = 7'000.000 $

Depreciación de activos: Un bien decapital determinado -equipos, plantasindustriales, vehículos, útiles de oficina,etc.- se va "depreciando" con el paso de losaños, es decir va "perdiendo valor (mone-tario)". Esa pérdida de valor se debe a dosrazones: El desgaste material por el uso y laobsolescencia.

Desgaste material por el uso (Desgastefísico). Es el desgaste normal de todo bienmaterial por el uso. A medida que se va des-gastando un equipo o maquinaria, va dismi-nuyendo paulatinamente su capacidad defuncionamiento -generalmente en una rela-ción directa con el desgaste-.

Obsolescencia (Desgaste moral). Des-valorización anticipada de los bienes delactivo fijo -o bienes de capital- como conse-cuencia de la aparición de nuevas máquinasy equipos, más modernos, que hacen del fun-cionamiento de las antiguas una actividadantieconómica.

Amortización por depreciación. Laamortización por depreciación consiste endestinar anualmente un monto de dineroequivalente a la depreciación e irlo acumu-lando en un fondo de reposición de activospara, como el nombre del fondo indica,reponer el bien en cuestión, al final de suvida económica útil. Dicho en otras palabras,la amortización por depreciación tiende a larecuperación de la inversión en bienes decapital.

Vida útil (VU). La vida útil de unamaquinaria o equipo comprende al tiempodurante el cual dicha maquinaria o equipo



puede funcionar o, dicho en otras palabras,puede ser usado(a), así sea en condicionesprecarias. No se lo considera para cálculoscontables.

Vida económica útil (VEU). La vidaeconómica útil de una maquinaria o equipocomprende al tiempo durante el cual dichamaquinaria o equipo puede funcionar rin-diendo beneficios económicos netos. Toda

maquinaria o equipo requiere para su fun-cionamiento mantenimiento preventivo (mp)y correctivo (mc). Con el desgaste físico porel uso de una maquinaria o equipo los costosde mantenimiento van subiendo año tras año.La vida económica útil concluye cuando lasuma de los costos de mantenimiento pre-ventivo y correctivo son mayores a los be-neficios proporcionados por la máquina oequipo considerado.

El concepto de la vida económica útil ylos cálculos relacionados con él se aplicantambién al caso del desgaste moral u obsoles-cencia. El final de la vida económica útil porobsolescencia, se da cuando aparece en elmercado una máquina o equipo que producelos mismos bienes a menor costo unitario.

Para cálculos contables se utilizará la

siguiente tabla de depreciación (años deVEU) de los bienes de capital más impor-tantes en la industria petrolera:

Fondo de reposición de activos. Lasamortizaciones anuales por depreciacióndeben ser depositadas en este fondo parareponer el bien de capital o recuperar lainversión al final de su vida económica útil.

Fin de la vida económica útil e (Gmp + Gmc)n BnGmp æ Gastos en el mantenimiento preventivo.Gmc æ Gastos en el mantenimiento correctivo.B æ Beneficios obtenidos por el funcionamiento de la maquinaria o equipo.n æ año de comparación.

Maquinaria y equipos de taller mecánico, tornería, etc. Plantas de producción, batería y tanques de almacenamientoOleoductos, gasoductos, bombas y centrífugas, medidoresPlantas de absorción de gas y similaresPlantas de transformación de gas a líquidos tipo GTEquipos de perforación y reacondicionamiento de pozosEquipo pesado, tractores, grúas y camionesEquipos de prospección geológica y geofísicaTransporte liviano, camionetas, jeeps.Equipamiento de oficinas

20151515151212858

C O N C E P T O AÑOS DE VEU



Ejemplo demostrativo de aplicacióndel Régimen Contable:

A título ilustrativo se presenta una apli-cación simplificada del Régimen contable aun caso supuesto (simulado), semejante aldel yacimiento Margarita situado en el

Bloque Caipipendi de la Zona Subandina,Tarija.

Al existir un plan de exportación de gasnatural (seco) de 30 millones de metros cúbi-cos por día (30 x 106 m3/día), la reserva podráabastecer por 24 años.

Reservas certificadas de un yacimiento de "condensado de gas" 13,42 Billones de piescúbicos de gas natural æ 13,42 x 1012 pies3

Relación Gas/Petróleo = 44500 o sea por cada 44500 pies cúbicos de gas hay 1 bar-ril de petróleo.

Desglose: Reservas de gas seco: 12.35 Trillones de pies cúbicos por encogimientoal extraerse el petróleo-condensado, gasolina natural y el gas licuado 12,35 Trillonesde pies cúbicos æ 12,35 x 1012 pies3

En términos de BTU:1 barril = 5,4 millones de BTUs

æ La energía calorífica de un barril equivale a1 barril = 5,4 x 10& BTU 5,4 MMBTUs

Millar de pies cúbicos = 1,045 MMBTUsæ La energía calorífica de un millar de pies cúbicos

103 pies3 = 1,045 x 106 BTU equivale a 1,045MM BTUs.

1 barril petroleo 5,4 x 10& BTU -------------- -------------- ------------- =5,167 Mpc de gas por barril

1 millar de pies cúbicos 1,045 x 106 BTU

Reservas certificadas de un yacimiento de gas 13.42 TpcDescomposición: Reservas gas seco (factor encogimiento 0.92) 12.35 Tpca) Reservas gas seco convertidas en BEQ 2390.17 MM BEQ b) Reservas petróleo-condensado 301.57 MM Bls.c) Reservas gas licuable LPG (1.77 Kg/Mpc) 260.79 MM Bls.

T O T A L RESERVAS en BEQ 2952.53 MM BEQAplicando Factor de Recuperación = 0.75 2214.40 MM BEQ



Aplicación del régimen contable

1. La inversión de 705.00 MM$us se con-sidera de pre-producción.

2. Suponiendo un valor de 30 MM$us (30 x106 $us), que corresponden a Depre-ciación acumulada en promedio en cinco,años o sea 6.0 MM$ por año.

3. El costo Pre-Producción será de 675MM$ y cuya amortización al 8% deinterés, en plazo de 12 años es de 88.63MM$ año; o sea que el total sería de1.063.56 MM$. Este monto divididoentre el total de la producción de gas na-tural y los líquidos a producir en los 24años. 9.2625 Tr.pc- da el Indice deAmortización por unidad deproducción=0.1148$/Mpc

4. Los costos directos de extracción y loscostos operativos, en este caso, los calcu-lamos aproximadamente asumiendo un3.5 % de la Inversión inicial (Dato porexperiencia) o sea 24.67 MM4 por año.

5. Por tanto, el costo de producción de unaño inicial de 30 MMm3D de gas naturaly 3 MMm3D de líquidos: será la sumaen Millones dolares de los costos indirec-tos de depreciación: 6.0 más los de amor-

tización 48.84 (33.0 MMm3D x Indiceamortizacion); más costos directos deextracción y operativos de 24,67 o seaun Total de 79,52.

6. El costo Unitario en $/Mpc de gas natu-ral será: Costo Total Producción divididoen Volumen total de gas y líquidos enTr.pc año.

O sea: Costo Unitario del Gas = 79.52$ MM / 425.43 Tr.pc. = 0.1869 $/ Mpc.

7. Costo Unitario del Barril petróleo y líqui-dos = 0,1869 x 5.167 = 0.966 $/Bl.

8. ¿A cúanto asciende la utilidad de la compañía?

8.1. Precio del Gas seco.

Se toma para este ejemplo, el precioestablecido en el contrato con PETRO-BRAS regulado por una fórmula, precioque varia conforme varian los precios defuel oil fijados en la fórmula. En elprimer semestre del 2002 se tuvo unpromedio de 1.473 $/Mpc en Rio Grande,y que lo aplicaremos en este ejempo.Para tener el precio en boca pozo. Hayque deducir la tarifa estampilla de 0.22$/Mpc., o sea, que el precio boca pozoserá 1.253 $/Mpc.

Inversiones de exploración y desarrollo del campo Margarita en MM$us (106 $us).a) Exploración geológica-geofísica 20.0 b) Perforación exploratoria: 3 pozos a 25 MM$ p/pozo 75.0c) Perforación desarrollo: 15 pozos a 18 MM$ p/pozo 270.0 365.0d) Instalaciones producción: ductos, plantas: 0.8 *365 = 292.0 Imprevistos 48.0

TOTAL INVERSIONES 705.0



8.2 Balance Total.

Considerando ingresos por venta del

gas seco al precio antes citado (caso Brasil),del petróleo-condensado a 20 $/Bl. y delgas licuado al actual precio de 2.1 Bs/kilo.

vGas seco 30 MMm3D x 1.253$/Mpc = 484.60

v Petróleo condensado 8691 Miles Blsa20$/Bl = 173.82

v Gaslicuado LPG 7359.81MilesBlsa24.81$/Bls = 182.59

TOTAL INGRESOS 805.16

INGRESOS EN MM$año

v Regalías 12% = 96.62v Participación 6% = 48.31v Costo Producción calculado anteriormente = 72.28v Over Head (15%) = 10.81

TOTAL EGRESOS 228.04

Utilidad Bruta = 581.12Impuesto 25% (Ft.incertidumbre-0.33) = 97.33Utilidad Neta = 483.79Impuesto 12.5% Remision exteriorincert 33%) = 19.96 Utilidad Disponible Consorcio = 463.83

TOTAL UTILIDAD COMPAÑÍA = 464.64 (57.71 %)

TOTAL NACIÓN c/impto 25% vulnerado y remisión utilidadesTGN = 165.60 (20.57%)REGALIAS = 96.62 (12.0 %)

TOTAL NACIÓN sin impuesto 25% (sin fiscalización)TGN = 68.27 (8.48%)REGALIAS = 96.62 (12.0%)

EGRESOS EN MM$año



Los actuales proyectos y perspectivas deexportación de gas natural parecen abrir unnuevo ciclo en la economía boliviana, con lasobvias expectativas sociales de desarrollo ysuperación de la pobreza. Sin embargo, abun-dantes y sólidos elementos de juicio revelan elinminente desenlace de este nuevo ciclo enuna nueva y gran frustración nacional, prolon-gando el trágico sino histórico de despojo ydependencia bajo el que transcurrieron losanteriores ciclos económicos basados, comoeste, en la extracción y exportación de mate-rias primas; como ocurrió con la plata, lagoma, el estaño y el petróleo. En efecto, lascondiciones económicas, institucionales y ju-rídicas en las que se pretende ampliar la ex-portación de gas natural, hacen prever razona-blemente que, en el mediano y largo plazo, elagotamiento de gran parte de las reservas degas habrá redituado importantes beneficios alas empresas transnacionales operadoras delnegocio y a sus empleados y servidores boli-vianos, pero el país no habrá logrado unsostenido y sustancial crecimiento económico,la pobreza de la gran mayoría de su poblaciónno habrá disminuido significativamente, y susya minadas posibilidades de autodetermi-nación habrán sido aún más afectadas.

Las condiciones que anuncian el fracasonacional en la explotación de los hidrocar-

buros, están dadas en la base institucional ynormativa que las reformas neoliberales hancreado en el sector, y en el marco de éstas,centralmente en la desapropiación de los hi-drocarburos que el Estado boliviano ha sufri-do. Es en la pérdida de la propiedad real delEstado sobre los hidrocarburos que se gene-ran, directa e indirectamente, el conjunto deadversidades para el interés nacional que im-ponen las nuevas condiciones de explotaciónde estos recursos. Incluso aspectos secunda-rios y de relativa simplicidad técnica como latributación, resultan difícilmente controlablesen función del interés nacional sin la efectivapropiedad estatal de los hidrocarburos.

Dando sustancia a su condición de uno delos países con mayor apertura económica en elmundo, las reformas de libre mercado enBolivia han ejecutado una privatización globaly radical de los hidrocarburos, como no haocurrido probablemente en ningún otro paísdel tercer mundo por muy inexorable y totali-zadora que se quiera ver a la globalización,excepción hecha, ciertamente, de la quebradaArgentina. La privatización boliviana de loshidrocarburos ha sido aplicada mediante dosmecanismos básicos: la “capitalización” deYPFB y la restitución del modelo concesionalcomo exclusiva relación de contratación paratodas las actividades hidrocarburíferas.

Restituyamos los Hidrocarburos al Patrimonio Nacional

Alejandro Almaraz 1

* Extractado de la revista Artículo Primero N° 12 de CEJIS “Gas para todos los Bolivianos”, publicado en marzo de 2003.1 Abogado, Consultor de CENDA (Centro de Comunicación y Desarrollo Andino). Ex Director Ejecutivo del CEJIS.



La privatización de YPFB

Por medio del primero de estos mecanis-mos, se ha transferido al dominio privado,expresado en la titularidad accionaria de lassociedades anónimas emergentes del proce-so, la totalidad de bienes pertenecientes hastaentonces a YPFB y los derechos exclusivosde explotación de las reservas explotadas porla empresa estatal. Las empresas transna-cionales intervinientes como socios “capita-lizadores”, en tanto propietarios de la ma-yoría accionaria y beneficiarios de especialesventajas contractuales, reñidas con la legali-dad mercantil vigente, como la que les ase-gura la mayoría en los directorios a medianoplazo y la que limita las atribuciones de laminoría en los mismos, han adquirido unaholgada y unilateral capacidad de controlsobre las empresas así privatizadas.

En cuanto a las acciones que en el dis-curso capitalizador tenían que ser la mitaddel paquete accionario y “devolverse enpropiedad a los bolivianos”, ni son la mitadni han sido entregadas a la propiedad de losbolivianos. Estas acciones que representanalgo menos del 50% de los respectivospaquetes accionarios debido a la entrega dealgunas acciones a los trabajadores deYPFB, de acuerdo a la legalidad del propioproceso de capitalización debieron trans-ferirse al patrimonio de Fondos de Pensionescuya función sería el cumplimiento de losbeneficios sociales de la capitalización. Noobstante, al no haberse creado jamás talesfondos de pensiones como personas jurídicassusceptibles de poseer un patrimonio, dichasacciones constituyen hoy un patrimonio ile-

galmente detentado por las AFPs, que segúnla misma Ley de Capitalización sólo tienenla atribución de administrar los inexistentesfondos de pensiones. La representación quelas AFPs ejercen en los directorios de lasSociedades Anónimas emergentes de la ca-pitalización, está abismalmente distante deprecautelar efectivamente el interés nacional,no sólo porque las AFPs son también empre-sas transnacionales obviamente carentes deidentificación y compromiso con el mismo,sino también porque el propio marco norma-tivo contractual en el que se han constituidotales sociedades, restringe expresamente suintervención en los directorios a una garanti-zada minoría cuyas únicas atribuciones sonla observación de los procedimientos conta-bles y de la ejecución de los montos de inver-sión comprometidos por los socios capita-lizadores.

El destino oscuramente previsto en elintrincado esquema de la capitalización, paralas acciones “de los bolivianos” irregular-mente detentadas por las AFPs, es el de sutransferencia gradual a los operadores priva-dos. Para justificar esta segunda fase privati-zadora y darle “contenido social” global-mente a la capitalización, se ha ideado unsiniestro mecanismo afianzado en la emo-tividad social y en las desesperadas urgen-cias de la pobreza: los beneficios sociales dela capitalización. En efecto, no hay mejorjustificativo para la enajenación del patrimo-nio nacional que el pago de prestacionesmonetarias a un determinado sector de lapoblación. Así, además de sustentar las pre-tensiones sociales discursivas, se crea unescudo social para la reforma, pues los desti-



natarios de esas prestaciones, probablementedesesperados por la pobreza como la granmayoría de la población, respaldarán el pro-ceso en su conjunto, en defensa de sus dere-chos adquiridos dentro de este. Pero resultaaún mucho mejor, en este propósito, si elsector destinatario es por naturaleza transito-rio, como ocurre efectivamente con un grupoetáreo que percibe sus prestaciones en lavejez y en la muerte, y cuya desapariciónsupondrá la desaparición de las obligacionessociales del proceso privatizador. De estemodo, con la muerte del último beneficiariode la capitalización, las AFPs habrán termi-nado de “monetizar” las acciones del Fondode Capitalización Colectiva y las empresasque un día fueron del Estado boliviano serán,total e inapelablemente, propiedad del capi-tal extranjero. En tiempos de boga del con-cepto de la sostenibilidad en la economía y eldesarrollo, este uso del capital nacional enmanos de las AFPs es insostenible por defi-nición, porque su propia razón de ser es ladesaparición en el tiempo de ese capitalnacional. Como es propio de la intransparen-cia que ha caracterizado integralmente alproceso de capitalización, este propósito deprivatización gradual no ha sido claramentereconocido ni desmentido por las voces ofi-ciales, pero en todo caso, la Ley de Pen-siones lo permite y la reciente inversión delFondo de Capitalización Individual en elFondo de Capitalización Colectiva represen-ta un significativo paso en esa dirección.

Por lo demás, si se toma en cuenta que, acambio de la obtención de la propiedad ma-yoritaria de las empresas, las transnacionalescapitalizadoras sólo han tenido que compro-

meter determinados volúmenes de inversiónen las empresas que pasaban a ser suyas, yque la tributación que vienen realizando lasdel sector hidrocarburos, hasta ahora no haigualado siquiera los volúmenes de las trans-ferencias que YPFB efectuaba al TGN antesde su capitalización, resulta que el únicobeneficio directo que el pueblo boliviano haobtenido de la privatización y desnaciona-lización de las empresas que a lo largo demás de medio siglo y con los mayores sacri-ficios ha construido para forjar la indepen-dencia y el bienestar de las futuras genera-ciones, es el pago de los últimos deseos y elsepelio de sus ancianos. No podría conce-birse un designio más cruel para la derrotanacional.

La privatización de las reservas dehidrocarburos

Si la capitalización de YPFB fue elmecanismo de privatización de la industriafiscal de los hidrocarburos, la adopción de lanueva Ley de Hidrocarburos y particular-mente la restitución en ella del antiguo mo-delo concesional como único medio legalpara el desarrollo de la industria, constituyeel mecanismo de privatización total de lasreservas hidrocarburíferas del país.

El influjo privatizador como una de las orientaciones fundamentales de la globa-lización, ha llegado a la industria de los hidro-carburos en el mundo entero, y en el mundoentero ha promovido políticas de apertura deesta industria a la inversión extranjera, en dis-tinto grado y modalidad. Sin embargo, vienesiendo común entre los países del tercer



mundo que dicha apertura no implique ladesaparición de la intervención estatal directaen el desarrollo de la industria y, consiguien-temente, que se mantenga el único medio deapropiación real de los hidrocarburos porparte de esos Estados. Sucede pues que lalarga y dramática historia de las inversionestransnacionales en los hidrocarburos del ter-cer mundo, ha gestado con sangre la funda-mental enseñanza que la mera proclamaciónjurídica y formal de la propiedad nacionalsobre los hidrocarburos, es absolutamenteintrascendente en la realidad si no genera laapropiación material de esos recursos, pues elefectivo control de la crecientemente comple-ja industria de los hidrocarburos, no puedelograrse desde las oficinas y exige, ineludi-blemente, un minucioso involucramientodirecto en el proceso productivo. El instru-mento operativo de esa apropiación material,empleado en todos aquellos países, ha sido laconstitución e intervención de las empresasestatales de los hidrocarburos, las mismasque, en general, han sido capaces de desarro-llar exitosamente la industria por si solas o enasociación con las empresas transnacionales,ejerciendo algún grado de control sobre estascuando a las mismas les ha correspondidoactuar como operadoras de los proyectos con-juntos. Téngase presente que varios de losmás importantes avances tecnológicos en laindustria de los hidrocarburos han sido logra-dos por empresas estatales, y que aún hoy,pasado ya el más fuerte influjo privatizadoren el sector, el 90% de las reservas mundialesde hidrocarburos está en poder de empresasestatales.

Sin embargo de todo lo anterior, la aper-tura de los hidrocarburos bolivianos operada

con la reciente reforma del sector, pasandopor alto la unánime enseñanza mundial y lapropia y dolorosa historia nacional de loshidrocarburos, ha abolido absoluta, formal yterminantemente toda posibilidad de inter-vención directa del Estado boliviano en elproceso productivo de los hidrocarburos y,consecuentemente, ha reservado en exclu-sividad la explotación e industrialización delos mismos a los operadores extranjeros.Este es el claro y directo sentido de las dis-posiciones centrales de la nueva Ley deHidrocarburos que establecen como único yforzoso medio legal para la exploración yexplotación, los contratos de riesgo compar-tido, y las concesiones administrativas parala refinación y transporte. Así, YPFB, yatransferida en su estructura productiva a lastransnacionales capitalizadoras, pierde todaposibilidad de recuperar su carácter empre-sarial, quedando reducida a una suerte desuperintendencia dedicada a la simple otor-gación de contratos concesionales, cuya eje-cución estará muy lejos de poder controlardesde los escritorios que le han quedadocomo único instrumento de acción.

Una trágica paradoja en el derecho comercial

Entre las curiosidades trágicas que abun-dan en la capitalización y la reforma del sec-tor hidrocarburos, merece destacarse demodo especial la adopción y regulación delos contratos de riesgo compartido, sentandouna singularísima paradoja en el derechocomercial y empresarial. La relación jurídi-ca que la nueva Ley de Hidrocarburos regu-la y designa como contrato de riesgo com-partido, es, substancialmente la tradicional



relación jurídica de la concesión minera,empleada también en materia petrolera, en lamayor parte del mundo, hasta la primeramitad del siglo XX . En síntesis, la relaciónde concesión se caracteriza por la otorgacióna los particulares concesionarios, por partedel Estado concedente, de amplios derechosexclusivos, con alcances básicamente simi-lares a los de propiedad, para explotar yaprovechar los recursos naturales objeto dela concesión, a cambio de un tributo oregalía, sin que el Estado concedente inter-venga de modo alguno en el respectivo pro-ceso productivo, limitándose, cuando más, aejercer un distante control externo a dichoproceso. La concesión, amparó histórica-mente el despojo de los recursos hidrocar-buríferos del tercer mundo a manos de lasempresas petroleras transnacionales.

El proceso de apropiación nacional de losestratégicos recursos hidrocarburíferos, ocu-rrido en casi todo el tercer mundo desde laprimera mitad del siglo XX y centrado en lacreación de las empresas estatales de loshidrocarburos, produjo una de sus transfor-maciones principales con la substitución del régimen legal de la concesión en el sector,por el de los contratos de operación y aso-ciación. En sustancia, estos nuevos contratosconsisten en la adopción de relaciones aso-ciativas inter-empresariales, por las que laspartes complementan sus recursos en eldesarrollo de proyectos conjuntos y se dis-tribuyen el producto obtenido. Las profundasdiferencias con el modelo de contrataciónconcesional, radican, fundamentalmente, enque los contratos de operación y asociaciónpermiten a las empresas estatales concurrirdirectamente al proceso productivo, y así,

obtener directamente parte de la renta hidro-carburífera para sus Estados y ejercer uncontrol directo y efectivo sobre las opera-ciones a cargo de las empresas extranjerascuando estas actúan como operadoras delcontrato. Los contratos de operación y aso-ciación en el campo hidrocarburífero, repre-sentan una de las formas más caracterizadasdel contrato de joint venture, y actualmentetienen amplia vigencia y funcionalidad engran parte del mundo, como instrumentosjurídicos para organizar y regular la inver-sión extranjera en términos compatibles conel interés, las estrategias y la participación delos Estados receptores.

La triste paradoja creada por la nuevaLey de Hidrocarburos, está en que los con-tratos de operación y asociación, típicas for-mas del contrato de joint venture existentesen nuestra legislación anterior, han sidosuprimidos y substituidos por la viejarelación concesional, designada con la tra-ducción de joint venture: riesgo compartido,con el agravante de establecerla como exclu-sivo medio legal para el desarrollo de lasfases productivas básicas de la exploración yla explotación, lo que supone, de modo prác-tico, entregar en exclusividad todas las reser-vas hidrocarburíferas a la inversión extran-jera y retroceder un siglo en la legislaciónnacional en la materia. Por lo demás, se con-firma así el falaz rostro eufemístico de lasreformas neoliberales en Bolivia: capita-lización por privatización, riesgo compartidopor concesión.

Las reformas neoliberales en Bolivia,cuyo componente de mayor impacto lo cons-tituye la privatización de los hidrocarburos,



han llevado al país a formar parte de los 10países del mundo con economías más libe-ralizadas. Sin embargo, es absolutamenteimprobable que algún otro de esos paíseshaya adquirido esa condición con tanta ile-gitimidad como Bolivia. En efecto, el proce-so de privatización de los hidrocarburos enBolivia está profundamente caracterizadopor su ilegalidad e ilegitimidad. Para impo-nerlo por sobre la natural y evidentedesaprobación ciudadana y contra los impor-tantes impedimentos constitucionales, susautores optaron por desplegar una monstruo-sa estrategia de engaño y silenciamiento.Para empezar, se negó el real contenido delas reformas, no sólo afirmando que no setrataba de una privatización, sino fundamen-tando su necesidad precisamente en la incon-veniencia de la privatización; para hacerincontestables sus engaños, se privó de infor-mación veraz y se enterró con mentiras a laopinión pública mediante la más discrecionale infame manipulación de los medios decomunicación social; para descabezar la pre-visible resistencia popular, se desplegó unagigantesca maquinaria de soborno, queincluyó desde la adjudicación de gasolineraspara los sindicalistas partidarios de una“Bolivia libre”, hasta el reparto de algunasmigajas de la tajada de las AFPs entre lasONGs ocupadas de “profundizar la ciu-dadanía”. Con la complacencia de un poderjudicial loteado y envilecido, la ConstituciónPolítica del Estado fue flagrante y escan-dalosamente violada, pues nadie mínima-mente honesto y en su sano juicio podríaafirmar que con la nueva Ley de Hidrocar-buros los hidrocarburos son del dominio di-recto del Estado como manda la Constitu-ción.

Propuesta de la COMUNAL

Empero, descabezada, desarticulada yamordazada, la resistencia nacional al despo-jo hidrocarburífero sí se alzó, y en determi-nados momentos logró pasar a la contraofen-siva propositiva, aunque la servidumbremediática la siguiera condenando al silencio.Este fue de manera especial el caso de lamovilización que varias organizaciones po-pulares agrupadas en la COMUNAL prota-gonizaron el año 2001. Parte de la ampliaplataforma de demandas de esta movi-lización, fue la aprobación de dos propuestasde reforma legal, formuladas por aquellasorganizaciones, relacionadas con el estra-tégico asunto de los hidrocarburos: La Leyde Restitución del Patrimonio Nacional enlas Empresas Capitalizadas, y la Ley deModificación de la Ley de Hidrocarburos.Las orientaciones fundamentales de esaspropuestas fueron, por un lado, el restable-cimiento de la legalidad vigente en las refor-mas aplicadas sobre las empresas estatalescapitalizadas y sobre la integridad de lasactividades hidrocarburíferas, y, por otro, larecuperación de la potestad del Estado boli-viano de intervenir directamente, comoestablece la CPE y es una atribución ejercidapor casi todos los Estados del mundo, en eldesarrollo de la estratégica industria de loshidrocarburos.

La disposición central de la propuestaLey de Restitución del Patrimonio Nacionalen las Empresas Capitalizadas, establece elretorno de las acciones irregularmente deten-tadas por las AFPs al patrimonio inalienablee indelegable del Estado boliviano. Con laespecial función de su custodia y adminis-



tración de las mismas, se dispone la confor-mación de una Comisión de Custodia, elegi-da por el voto de dos tercios del CongresoNacional, y cuyos miembros cumplan requi-sitos que garanticen la transparencia de susactos. Esta Comisión de Custodia, además dedesignar a los representantes de las accionesen cuestión en los respectivos Directorios delas Sociedades emergentes de la capita-lización y asumir responsabilidad sobre di-cha representación, tiene la atribución de re-visar todos los contratos del proceso de ca-pitalización y de evaluar su cumplimiento.La Comisión de Custodia, queda subordina-da al Congreso Nacional. Por último, sedispone que sea un referéndum el mecanis-mo para decidir sobre el destino de los divi-dendos generados por las acciones restituí-das al patrimonio del Estado, salvando elcaso de los hidrocarburos, en el que sonrestituídas al patrimonio de YPFB.

Por su parte, la propuesta de modifi-cación de la Ley de Hidrocarburos, resti-tuye a YPFB su condición de empresa,devolviéndole las facultades que le per-miten intervenir directamente en los proce-sos productivos de los hidrocarburos, yestablece nuevas condiciones de trans-parencia y autonomía para su instituciona-lidad. Asimismo, devuelve al país susreservas de hidrocarburos al suprimir elretrógrado régimen concesional de los con-tratos de riesgo compartido, disponiendocomplementariamente la rescisión de aque-llos que a la fecha no hayan entrado enoperaciones de explotación. Por último, seestablece una elevación uniforme en lasregalías aplicables a la producción dehidrocarburos.

Dadas las actuales circunstancias, en lasque el tema se sitúa en el centro de un inten-so conflicto social que enfrenta, por un lado,a las organizaciones populares enteradas yade la verdad que le fue sistemáticamentenegada a la ciudadanía y, por otro, a los ca-pitalizadores que han retornado al gobierno,desde donde, para defender su obra, a lamentira frente a toda la sociedad boliviana,han añadido el asesinato de campesinos enlas carreteras, resulta pertinente la repro-ducción íntegra y literal de estas breves pro-puestas. Con ello, se estaría aportando a laurgente búsqueda de propuestas que resuel-va el conflicto nacional suscitado en torno aldestino de los hidrocarburos, dentro la lega-lidad y de acuerdo a la voluntad ciudadana.Sólo así se evitará que sean el silencio, lamentira y la masacre los que lo resuelvan encontra del país.

Proyecto de Ley de Modificaciónde la Ley de Hidrocarburos

1. Quedan suprimidos los contratos de ries-go compartido para el desarrollo de acti-vidades en la industria de los hidrocar-buros. La Ley establecerá el nuevo régi-men de contratación para este sector.

2. Los contratos de riesgo compartido paraexploración y explotación de hidrocar-buros que hasta la fecha no se encuentrenen explotación, quedan rescindidos, de-biendo el Estado restituir a los contratis-tas los montos efectivos y debidamenteacreditados, de las inversiones efec-tuadas. Previamente a que el Estado resti-tuya los gastos de los contratistas, estosentregarán a YPFB los resultados, sufi-



cientemente documentados, de sus traba-jos exploratorios.

Quedan exceptuados de la presente dis-posición, aquellos contratos cuya ejecuciónresulte indispensable para satisfacer laexportación de gas natural al Brasil en losvolúmenes comprometidos al corto plazo.

3. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Boli-vianos, como entidad autárquica del Es-tado boliviano, queda facultada paradesarrollar, de manera directa, todas lasfases de la producción, transporte y co-mercialización de los hidrocarburos, den-tro y fuera de Bolivia.

4. El Presidente de YPFB, será elegido porel voto de dos tercios del CongresoNacional, y durará en sus funciones ellapso de 5 años.

5. El Directorio de YPFB, estará compuestopor 7 Directores, de los cuales, 2 serándesignados por el Presidente de laRepública, 2 serán elegidos por el votofavorable de dos tercios de la HonorableCámara de Diputados, y 3 serán elegidos,por simple mayoría, en elección univer-sal y directa.

6. Quedan congelados en los nivelesactuales, los precios de los hidrocarburosproducidos en Bolivia, en el mercadointerno.

7. La Regalía Nacional Complementariacreada por el artículo 51 de la Ley 1689,será aplicable a toda la producción de

hidrocarburos en el país y queda estable-cida en el 21% del valor de la producciónfiscalizada.

Proyecto de Ley de Restitucióndel Patrimonio Nacional enlas Empresas Capitalizadas

1. Se restituye al patrimonio del EstadoBoliviano, las acciones de las sociedadesanónimas emergentes del proceso de ca-pitalización, a las que se refieren losartículos seis y siete de la Ley deCapitalización. Dichas acciones consti-tuyen patrimonio inalienable, inembar-gable e imprescriptible del Estado Boli-viano, su tenencia y administración nopodrán ser transferidas, cedidas ni dele-gadas a personas particulares bajo ningúnconcepto ni figura jurídica, ni podrán serhipotecadas ni gravadas de manera algu-na.

2. Las acciones a las que se refiere el artícu-lo anterior, pasarán a custodia de unaComisión de Custodia conformada porcinco ciudadanos bolivianos elegidosexpresamente para el efecto por el votode por lo menos dos tercios del Hono-rable Congreso Nacional. Los ciudada-nos elegidos para integrar la indicada co-misión, deberán cumplir los siguientesrequisitos:

a. Ser ciudadanos bolivianos mayoresde edad.

b. No tener deudas pendientes con elEstado Boliviano, y no haber sido



procesados por la vía coactiva-fiscalni por la vía penal por delitos contrael patrimonio público.

c. No tener vinculación alguna, nihaberla tenido desde el año 1984, seade carácter comercial, laboral, políti-ca o de amistad personal con lassociedades comerciales capitalizado-ras de las sociedades anónimas capi-talizadas, las sociedades matrices alas que puedan estar vinculadas, sussocios ni sus funcionarios de cual-quier nivel.

d. No haber sido autoridad pública nifuncionario del Estado durante las 4últimas gestiones de gobierno, con lasola excepción de la cátedra universi-taria.

En el caso de las sociedades emergentesdel proceso de capitalización de YPFB, lasacciones a las que se refiere esta Ley seránrestituidas por la Comisión de Custodia alpatrimonio de YPFB a título gratuito, unavez que esta entidad sea reorganizada deacuerdo a lo establecido por la Ley Modi-ficatoria de la Ley de Hidrocarburos.

3. Los miembros de la indicada Comisiónde Custodia, durarán en sus funciones unperiodo de cuatro años a partir de su elec-ción por el Honorable CongresoNacional.

4. La elección de los miembros de laComisión de Custodia, deberá realizarseen el plazo de 20 días computables a par-

tir de la promulgación de la presente Ley,y deberá ser ratificada por el voto de porlo menos dos tercios del HonorableCongreso Nacional elegido el año 2002,dentro su primera legislatura. Los miem-bros de la Comisión que no sean ratifica-dos, serán reemplazados por el CongresoNacional mediante el mismo procedi-miento de elección.

5. La Comisión de Custodia a la que serefiere el artículo anterior, tendrá laatribución y responsabilidad de elegir ydesignar, por el voto unánime de susmiembros y por un período de tres años,a los representantes de las acciones bajosu custodia, en todos los Directorios delas sociedades capitalizadas. Dichos re-presentantes, deberán reunir los mismosrequisitos que los miembros de laComisión de Custodia.

6. La representación de las acciones resti-tuídas mediante la presente Ley al patri-monio nacional, en las sociedades capi-talizadas, constituirá no menos de lamitad de los directorios de estas, y todoslos miembros de dichos directorios ten-drán los mismos derechos y atribuciones.Las atribuciones de los indicados directo-rios, no podrán ser inferiores a las actual-mente establecidas.

7. El ejercicio de la representación de lasacciones restituidas al patrimonio nacio-nal en los directorios de la sociedadescapitalizadas, está subordinado a la Co-misión de Custodia. Los representantesde dichas acciones, deberán informar



regular y detalladamente a la Comisiónde Custodia sobre todos los asuntos rela-tivos a las sociedades capitalizadas, yestán obligados a cumplir los mandatosque la Comisión de Custodia lesencomiende cumplir en el ejercicio de larepresentación a su cargo.

8. La Comisión de Custodia, brindarásemestralmente un informe al CongresoNacional, dando cuenta detallada delcumplimiento de sus funciones, del ejer-cicio de las representaciones de lasacciones restituídas al patrimonionacional en las sociedades capitalizadasy de la situación de éstas. Dichos infor-mes, tendrán carácter público y deberánser publicados inextenso en el diario demayor difusión a nivel nacional.

9. La Comisión de Custodia queda encarga-da de revisar todos los contratos de capi-talización, y de verificar y evaluar sucumplimiento hasta la fecha, en el plazode 60 días computables a partir de su de-signación. Para este fin, las sociedadescapitalizadas y todos los organismospúblicos quedan obligados a entregar a laComisión de Custodia, toda la informa-ción que ésta les requiera.

Una vez cumplido el plazo establecidopara el efecto, la Comisión de Custodia

brindará informe detallado al CongresoNacional sobre los resultados de la laborseñalada en el presente artículo. Dichoinforme deberá publicarse inextenso en eldiario de mayor difusión a nivel nacional.

10. Se declaran nulos todos los contratossuscritos entre el Estado Boliviano y lasAdministradoras de Fondos de Pensiones(AFPs) por ser contrarios al ordenamientolegal vigente. Los derechos y obligacionesgenerados por tales contratos quedanextinguidos, sin que sea exigible compen-sación o resarcimiento de daño algunoentre las partes que los suscribieron.

11. El Poder Ejecutivo someterá a referén-dum, a realizarse en el plazo de 60 días apartir de la promulgación de la presenteLey, el destino que deba darse a los divi-dendos correspondientes a las accionesrestituidas al patrimonio nacional en lasociedades capitalizadas. Los poderes delEstado cumplirán en forma inmediata lavoluntad ciudadana que se exprese en elreferéndum.

12. Las labores de la Comisión de Custodia,y de los representantes en los directoriosde las sociedades capitalizadas que estadesigne, serán financiadas de forma sufi-ciente y oportuna por el Tesoro Generalde Nación.



La Consulta en el Convenio 169 de la OIT

El Convenio 169 de la OIT, además dereconocer los derechos de los pueblos indí-genas a su identidad cultural, a sus territoriosy recursos naturales y a la autonomía,establece la obligación de los Gobiernos deconsultar las medidas administrativas y le-gislativas que puedan afectarlos.

La consulta, a la vez que un derechoderivado del derecho a la autonomía, es unmecanismo para proteger los derechos cul-turales y territoriales, especialmente cuandose trata de ejecutar obras o proyectos o pro-gramas de desarrollo que puedan afectardirectamente a las comunidades y a sus terri-torios (carreteras, hidroeléctricas, ductos,etc.) y cuando se pretenden explotar recursosnaturales existentes en sus tierras, específica-mente recursos no renovables o del subsuelo,pues sobre los recursos renovables las comu-nidades gozan del derecho exclusivo a suaprovechamiento.

El Convenio 169, en sus artículos 6 y 15,establece los elementos básicos para la rea-lización de las consultas:

a. La consulta es obligatoria cada vezque se pretendan adoptar medidasadministrativas o legislativas quepuedan afectar directamente a lospueblos y comunidades indígenas yoriginarias, sus derechos o las tierrasque ocupan y utilizan para sus activi-dades tradicionales y de subsistencia,así no cuenten aún con títulos depropiedad ni se encuentren en procesode titulación.

b. Debe hacerse antes de autorizar oemprender los proyectos

c. Debe hacerse a través de las institu-ciones representativas de las comu-nidades

d. Debe realizarse por procedimientosapropiados, de acuerdo con las circuns-tancias de las comunidades

e. Debe efectuarse de buena fe

f. Tiene como finalidad la de determinarsi los intereses de los pueblos seríanperjudicados y en qué medida.

Propuesta de Reglamentode Consulta y Concertacióncon Pueblos y Comunidades Indígenas

Ana Cecilia Betancur J.*

* Abogada. Se desempeñó como asesora del CEJIS desde julio de 1999 hasta diciembre de 2003 en su calidad de Cooperante delServicio Holandés de Cooperación al Desarrollo - SNV



g. El objeto de la consulta es llegar aacuerdos entre el Gobierno y las comu-nidades sobre las medidas o proyectospropuestos

h. Se debe determinar la participación enbeneficios a favor de las comunidadesy las indemnizaciones por los dañosque puedan sufrir.

Adicionalmente, el Convenio estableceque antes de emprender cualquier medida oproyecto de desarrollo, se deben efectuar estu-dios en cooperación con las comunidades conel fin de determinar la incidencia social, espi-ritual y cultural y sobre el medio ambiente delos proyectos que se pretende ejecutar y quelos resultados de los estudios deben conside-rarse como los criterios fundamentales para laejecución de los proyectos.

Según lo anterior, la consulta debe tenercomo eje el análisis de impactos específicossobre los pueblos indígenas de la obra oproyecto que se pretende ejecutar y, conse-cuentemente, su conveniencia o inconve-niencia, siendo necesario admitir que sepuede llegar a la conclusión que un determi-nado proyecto no se debe realizar porquecausa daños graves a la integridad de lascomunidades, que no son susceptibles dereparación alguna. En caso de aprobarse laobra o proyecto, durante la consulta se debendefinir las condiciones para su ejecución, lasmedidas necesarias para evitar, corregir, mi-tigar o reparar los daños que pueda ocasio-nar y definir la participación de las comu-nidades en los beneficios que genere elproyecto.

Es por esto que se puede sostener sinlugar a equívocos que la consulta es elmecanismo más eficaz para la protección delos derechos indígenas, y, en tal medida,constituye un derecho fundamental en símisma.

La manera cómo ha de hacerse la consul-ta, los estudios que se deben realizar en cadacaso, las actividades que se consideren nece-sarias de acuerdo con las características ycircunstancias de las comunidades, los tiem-pos que va a durar el proceso y los costos queesto demanda, deben ser objeto de un primerproceso de negociación entre las comu-nidades afectadas y el Gobierno y éste debegarantizar los recursos económicos necesa-rios para realizar todo el proceso.

Propuesta deReglamento de las organizaciones

En el país no se ha dado adecuadocumplimiento a esta normativa y regular-mente los proyectos son definidos o aproba-dos por el Estado sin mayores considera-ciones sobre las afectaciones a los pueblosindígenas. A las comunidades afectadas,principalmente con proyectos hidrocar-buríferos, a lo sumo se les han pagado in-demnizaciones a través del financiamientode Planes de Desarrollo Indígena (PDI),pero no se han realizado consultas efecti-vas, las comunidades afectadas no hantomado parte en las decisiones y, menosaún, se han evaluado a profundidad losimpactos económicos, sociales y culturalesque tales proyectos les causan, los cuales



son objeto de sucesivas reclamaciones. Espor esto que las organizaciones del Oriente,han comenzado a reclamar la aplicación deeste derecho fundamental y han aprobadouna propuesta de reglamento, la cual fuepresentada formalmente al Gobiernonacional durante la marcha indígena ycampesina realizada en junio de 2000, ha-biendo asumido éste el compromiso deanalizar y concertar con las organizacionesdicho reglamento.

Con motivo de la Marcha por laAsamblea Constituyente que realizaron con-juntamente campesinos e indígenas delOriente en mayo de 2002, y que se unió conlas marchas iniciadas días más tarde por lospueblos originarios del Altiplano, las orga-nizaciones volvieron a reclamar laaprobación del reglamento de consulta. Enesta oportunidad, mientras la gran movi-lización se acercaba a la sede de Gobierno,las organizaciones conformaron unapequeña comisión para adelantar diálogoscon el Gobierno en los diferentes temas de laplataforma de demandas, entre ellos elreglamento de consulta. La comisión sereunió con representantes gubernamentalesdurante varios días, y salvo en un artículo, sehabía llegado a un texto de consenso para laaprobación del reglamento de consulta. Sinembargo, el último día, los voceros guberna-mentales presentaron una propuesta dereglamento que modificaba gran parte deltexto que se había consensuado durante losdías anteriores. Ese mismo día, los diálogosde las organizaciones con el Gobierno serompieron y sólo se reanudaron en las horasde la noche pero sólo sobre la demanda prin-

cipal de la marcha, la Asamblea Constitu-yente, quedando los temas de la plataformade tierras para una posterior negociación,que nunca se dio.

La propuesta de reglamento de consultaque se incluye a continuación, ha sidopreparada a partir de las disposiciones delConvenio 169 de la OIT arriba men-cionadas, confrontadas con la legislaciónnacional sectorial (Ley de Hidrocarburos,Código de Minería, Ley de MedioAmbiente y otras), previa revisión de lasexperiencias de negociación de las organi-zaciones indígenas del Oriente con motivode proyectos hidrocarburíferos en sus terri-torios y sobre la base de experiencias enotros países del continente, específicamentelos casos de los pueblos U'wa y EmberáKatío en Colombia frente a un proyecto deexploración petrolera y la construcción deuna central hidroeléctrica en sus respectivosterritorios, casos en los que diferentes pro-nunciamientos de la Corte Constitucionalestablecieron los alcances y finalidades delderecho a la consulta de los pueblos indíge-nas (Sentencias de Tutela SU-039/97 yT-652/98 de la Corte Constitucional deColombia).

El reglamento propuesto por las organi-zaciones contempla todos los casos en que sedebe realizar la consulta, los principios ge-nerales que deben orientar el proceso y lasetapas que éste debe cumplir, los temas queson objeto de consulta y la forma cómodeben adoptarse las decisiones, establecien-do diferencias de acuerdo con la medida oproyecto de que se trate.



Perspectivas

La consulta sigue siendo un tema pen-diente. Su aplicación, en los términosestablecidos en el Convenio 169 de la OIT,seguirá siendo motivo de reclamación de lasorganizaciones en las esferas nacionales einternacionales, pues el incumplimiento detal obligación genera responsabilidad para elEstado por la vulneración de los derechosfundamentales de los pueblos indígenas ypor incumplimiento del Convenio de la OIT.De hecho, esta organización multilateral yase pronunció sobre el tema de la consulta apropósito del otorgamiento de concesionesforestales sobrepuestas con tierras indígenasy en esa oportunidad instó al Gobierno aaplicar plenamente el artículo 15 delConvenio 169 y realizar las consultas encada caso concreto que se afecten sus tierras,así como realizar estudios de impacto am-biental, cultural, social, y espiritual conjunta-mente con los pueblos afectados, antes deautorizar actividades de exploración yexplotación de recursos naturales en áreastradicionalmente ocupadas por éstos; aestablecer procedimientos adecuados de con-sulta que deben llevarse a cabo antes de ini-ciar cualquier actividad de prospección y deexplotación de los recursos naturales, y ainformar sobre los avances en la realizaciónde las consultas, la participación en benefi-cios y la recepción de indemnizaciones equi-tativas (Recomendaciones aprobadas por elConsejo de Administración en su 274ªReunión, Ginebra, marzo de 1999).

Dado que el Gobierno de Bolivia está enmora de dar cumplimiento a las recomenda-

ciones mencionadas, la adopción delreglamento propuesto por las organizacionesresulta en estos momentos no solo oportunasino necesaria, ahora que está en proyecciónla modificación de la Ley de Hidrocarburos.Pero es necesario tener en cuenta que la con-sulta no es un tema exclusivo de hidrocar-buros o minería, sino que, como se dijoantes, es un mecanismo para la protección delos derechos fundamentales de los pueblos ycomunidades indígenas. Como tal, debedefinirse un procedimiento y unas condi-ciones para su realización, aplicables entodos los casos en que sea procedente, talcomo se aplican las garantías constitu-cionales. Hay que evitar una reglamentaciónsectorializada, como lo propuso el Gobiernodurante los diálogos realizados en junio de2002 con motivo de la marcha por laAsamblea Constituyente, porque los dere-chos indígenas son los mismos frente aproyectos de infraestructura, hidrocarburos,minería o programas de desarrollo social, eigual todos éstos pueden afectar gravementela integridad de los pueblos y comunidades.

Por último, no está de más advertir que elhecho de que la legislación sectorial noestablezca procedimientos específicos parala realización de la consulta, y a pesar de queno exista un reglamento específico en lamateria, no exonera al Gobierno de su obli-gación de realizarla. Las disposiciones delConvenio 169, por referirse a derechos fun-damentales de los pueblos indígenas, son deaplicación directa y, por tanto, la falta dereglamento no excusa su aplicación ni eximede responsabilidad al Gobierno. Ante laausencia de éste, la consulta debe realizarse



de común acuerdo con los pueblos y comu-nidades afectadas, siempre respetando losprincipios y requisitos establecidos en elConvenio. La omisión de cualquiera de éstosda lugar a un Amparo Constitucional y areclamación contra el Estado tanto ante laOIT como ante la Comisión Interamericana

de Derechos Humanos porque se trata de laprotección de los derechos colectivos de quegozan los indígenas como pueblos cultural-mente diferentes.

Santa Cruz de la Sierra, diciembre de2003

Decreto Supremo No.

Proyecto de Reglamento de Consulta,Participación y Concertación

Presidente de la República

Considerando:

Que Bolivia es parte del Convenio 169 dela Organización Internacional del Trabajo,ratificado por medio de Ley 1257 del 11 dejulio de 1991.

Que dicho Convenio establece que lospueblos interesados deberán tener derecho adecidir sus propias prioridades en lo queatañe al proceso de desarrollo.

Que los gobiernos deberán tomar medi-das, en cooperación con los pueblos interesa-dos, para proteger y preservar el medioambiente de los territorios que habitan.

Que dicho Convenio dispone a los go-biernos signatarios del mismo la obligaciónde consultar a los pueblos interesados, me-

diante procedimientos apropiados y en par-ticular a través de sus instituciones represen-tativas, cada vez que se prevean medidas le-gislativas o administrativas susceptibles deafectarles directamente.

Que dichas consultas deberán efectuarsede buena fe y de una manera apropiada a lascircunstancias, con la finalidad de llegar aacuerdos o lograr el consentimiento acercade las medidas propuestas.

Que el Convenio 169 establece que losgobiernos deberán velar porque siempreque haya lugar, se efectúen estudios, encooperación con los pueblos interesados, afin de evaluar la incidencia social, espiri-tual y cultural y sobre el medio ambienteque las actividades de desarrollo previstaspuedan tener sobre esos pueblos y que losresultados de estos estudios deberán serconsiderados como criterios fundamentales



para la ejecución de las actividades men-cionadas.

Que dicho Convenio dispone que losderechos de los pueblos interesados a losrecursos naturales existentes en sus tierrascomprenden los derechos de participar en lautilización, administración y conservaciónde los recursos, los cuales deberán prote-gerse especialmente y que, en caso de quepertenezca al Estado la propiedad de los mi-nerales o de los recursos del subsuelo, losgobiernos deberán establecer o mantenerprocedimientos con miras a consultar a lospueblos interesados a fin de determinar si losintereses de esos pueblos serían perjudica-dos, y en qué medida, antes de emprender oautorizar cualquier programa de prospeccióno explotación; y, que los pueblos interesadosdeberán participar siempre que sea posibleen los beneficios que reporten tales activi-dades y percibir una indemnización equitati-va por cualquier daño que puedan sufrircomo resultado de esas actividades.

Que el Consejo de Administración de laO.I.T. en su 274ª sesión en marzo de 1999,con motivo de una reclamación formal pre-sentada por la Central Obrera Boliviana ylos pueblos indígenas de Bolivia,recomendó al Gobierno boliviano queaplique plenamente el artículo 15 delConvenio 169 de la OIT y que considereestablecer consultas en cada caso concreto,en especial cuando aquéllas afectan a exten-siones de tierras indígenas, así como estu-dios de impacto ambiental, cultural, social yespiritual, conjuntamente con los pueblosconcernidos, antes de autorizar actividades

de exploración y explotación de los recur-sos naturales en áreas tradicionalmente ocu-padas por pueblos indígenas.

Que las organizaciones y comunidadesindígenas vienen solicitando al Gobierno lareglamentación del proceso de consulta deacuerdo con lo establecido en el Convenio169 de la OIT para el caso de operacioneshidrocarburíferas, mineras y otros proyectosque los puedan afectar.

Que es necesario disponer de unreglamento adecuado para el cabal cumpli-miento del Convenio 169 de la OIT en loreferido al derecho de los pueblos indígenasa ser consultados cada vez que se preveanmedidas y proyectos que los puedan afectar.

El Consejo de Ministros

Decreta:

Capítulo IDisposiciones Generales

Artículo 1. Objeto.- El presente Decretorige el proceso de consulta, participación yconcertación con los pueblos y comunidadesindígenas y originarias de que trata elConvenio 169 de la O.I.T., ratificado por laLey 1257 del 11 de julio de 1999.

Artículo 2. Ámbito de Aplicación.- Elproceso de consulta se efectuará de maneraobligatoria cada vez que se prevean medidasadministrativas o legislativas susceptibles deafectar directamente a los pueblos y comu-nidades indígenas y originarias, sus derechos



o las tierras que ocupan y utilizan para susactividades tradicionales y de subsistencia,y, en particular, en los siguientes casos:

1. Cuando se proyecte la ejecución deprogramas de prospección, explotacióny transporte de recursos naturales no re-novables en sus Tierras Comunitariasde Origen, debidamente reconocidas oen proceso de titulación; o sobre lastierras que tradicionalmente ocupan ysobre las que no estén exclusivamenteocupadas por ellos pero a las que hayantenido tradicionalmente acceso para susactividades tradicionales y de subsis-tencia, aunque no estén debidamentereconocidas ni se encuentren en proce-so de titulación.

2. Cuando se proyecte la construcción deobras públicas y otras inversiones deutilidad pública calificadas por Ley,que afecten las tierras a que se refiereel inciso anterior.

3. Cuando se proyecte la ejecución deprogramas o proyectos de desarrollosusceptibles de afectar a los pueblos ycomunidades indígenas y originarias.

4. Cuando se proyecte la ejecución deprogramas de investigación, cualquieraque sea su objeto, relacionados con lospueblos y comunidades indígenas yoriginarias o con las tierras que ocupano utilizan para sus actividades tradi-cionales y de subsistencia o los recur-sos naturales y de biodiversidad exis-tentes en ellas.

5. Cuando se proyecte la emisión de nor-mas reglamentarias y disposicionestécnicas o administrativas relativas alos procedimientos de titulación de lasTierras Comunitarias de Origen o atrámites relacionados con las tierrasque ocupan y utilizan para sus activi-dades tradicionales y de subsistencia ydemás trámites administrativos que lespuedan afectar.

6. Cuando se formulen proyectos de Leyy de ordenanzas municipales, en temasrelacionados con los pueblos y comu-nidades indígena y originarias, susderechos y las tierras que ocupan y uti-lizan para sus actividades tradicionalesy de subsistencia, o los puedan afectardirectamente.

Artículo 3. Oportunidad.- En todos loscasos la consulta se realizará previamente ala aprobación de las medidas o proyectos yserá condición necesaria para ello. En casode que no se realizare la consulta obligatoria,la medida o proyecto será inaplicable en loque pueda afectar a los pueblos y comu-nidades indígenas y originarias, sus derechoso las tierras de su propiedad y las que ocupany utilizan para sus actividades tradicionales yde subsistencia y dará lugar al recurso deAmparo de que trata el Artículo 19º de laConstitución Política del Estado y los fun-cionarios y autoridades responsables, seránpasibles de las sanciones de Ley.

Artículo 4. Autoridad Competente.-Serán responsables de la ejecución del pro-ceso de consulta, las autoridades represen-



tativas de los órganos o institucionesresponsables de las medidas o proyectos deque trata el presente Decreto Supremo y laautoridad ambiental competente, en sucaso.

Artículo 5. Representación.- Los proce-sos de consulta de que trata el presenteDecreto se realizarán con las instancias re-presentativas de los pueblos y comunidadesindígenas y originarias. Son instancias repre-sentativas las autoridades comunales, losdesignados en la dirección de las centrales ysubcentrales, organizaciones regionales yorganización nacional a que se encuentrenafiliadas las comunidades y los líderes queautónomamente designen las comunidadespara los efectos.

Artículo 6. Participación.- En los proce-sos de consulta que se adelanten en ejecucióndel presente Decreto podrán participar elDefensor del Pueblo, el Ministerio Público einstituciones civiles y personas que invitenlas comunidades y sus instancias representa-tivas.

Capítulo IIPrincipios

Artículo 7. Principios Rectores.- Laconsulta de que trata el presente Decreto sellevará a cabo de buena fe y con la finalidadde llegar a acuerdo entre la autoridad com-petente y las instancias representativas delos pueblos y comunidades indígenas yoriginarias, y se regirá por los siguientesprincipios:

Transparencia: Las autoridades, lasinstancias representativas de las comu-nidades y las demás personas e institucionesque intervengan en los procesos de consultapondrán a disposición de las partes toda lainformación de que dispongan relativa a lamedida o proyecto de que se trate. Lasautoridades están en la obligación de poner adisposición de las partes toda la informaciónque requieran, en el plazo no mayor a 10 díasde presentada la solicitud.

Autonomía: Los pueblos y comunidadesy sus instancias representativas, gozarán deoportunidades y espacios para el análisis delos asuntos de que se trate y el Gobierno o lasautoridades se abstendrán de interferir en losmismos y de promover, incentivar o forzarlas decisiones internas.

Adecuada información y asesoría. Lospueblos y comunidades tienen derecho aproveerse de la información que considerennecesaria para la adopción de sus decisionespor fuentes externas a sus comunidades y alas instancias oficiales y contar con laasesoría especializada que requieran para suadecuada participación en el proceso de con-sulta. Las autoridades y demás instancias seabstendrán de restringir la intervención delos técnicos y asesores de los pueblos ycomunidades.

Integralidad. Los asuntos objeto de con-sulta serán analizados en los diferentesalcances y efectos que puedan producir y enlos que los pueblos y comunidades consi-deren pertinente. En caso de que fuere nece-sario, las autoridades competentes diferentes



de las responsables del proceso de consulta,participarán en la consulta para los asuntosde su competencia.

Participación. Las comunidades de basetienen derecho a participar activamente entodo el proceso, a recibir la informaciónoportuna y de manera adecuada a sus circuns-tancias y a participar en la adopción de todaslas decisiones.

Unidad: El proceso de consulta se ade-lantará de manera unificada para todos lospueblos y comunidades involucrados y sesuscribirá un acuerdo que los contemple atodos. Las diferencias que se presenten entrecomunidades u organizaciones o al interiorde éstas serán resueltas internamente y si nose lograren consensos se adoptarán las deci-siones parciales, siempre que no se trate detemas o aspectos que afecten o puedan afec-tar al conjunto. En estos casos, las decisionesse adoptarán por la mayoría.

1. Artículo 8. Decisiones.- Las deci-siones se adoptarán por consenso. Encaso de diferencias entre los pueblos ycomunidades y las autoridades respon-sables de la consulta, la medida de quese trate no podrá ser adoptada, aproba-da o ejecutada hasta tanto se resuelvala causa por autoridad judicial o tri-bunal competente quienes adoptaránlas decisiones considerando como cri-terios fundamentales los resultados delos estudios realizados y las propuestasde los pueblos y comunidades, previodictamen técnico especializado e inde-pendiente.

Capítulo IIIProcedimiento General

Artículo 9. Reunión preliminar.- Laautoridad responsable remitirá a las instan-cias representativas de los pueblos y comu-nidades de que se trate, comunicación anun-ciando la medida que se proyecta, anexandocopia, si la hubiere, sus antecedentes y todala información de que disponga relacionadacon el tema. En la comunicación la autoridadcompetente señalará fecha y hora para larealización de una reunión preliminar, la quese llevará a cabo en no menos de 20 díashábiles contados a partir de la fecha de suremisión, en el centro poblado que definanlas comunidades.

La reunión preliminar tendrá por obje-to informar a las comunidades y sus instan-cias representativas del acto, medida oproyecto que se pretende realizar y sedefinirán de común acuerdo los plazospara la presentación, por parte de lascomunidades, de la propuesta para la rea-lización del proceso de consulta interna yconcertación con la autoridad o autori-dades responsables.

Artículo 10. Propuesta de Consulta.-En el término definido en la reunión preli-minar, las comunidades remitirán a la o lasautoridades competentes, una propuestaescrita donde se especifiquen las actividadescomunitarias, talleres, reuniones y asambleasque requieren realizar para la consulta inter-na, la asesoría que requieren para los efectos,el tiempo de duración del proceso de consul-ta interna y los costos que demandan para la



cabal ejecución del proceso. El proyectocontendrá además las actividades que se pro-ponen para la concertación con las autori-dades y las fechas y la sede en que éstasdeban llevarse a cabo.

Artículo 11. Concertación y Financia-ción.- Recibida la propuesta, la autoridad com-petente, en el término de cinco (5) días hábiles,enviará sus observaciones y la propuesta definanciación, anexando copia del convenio ocontrato que se requiera suscribir para su eje-cución. El Gobierno dispondrá de los recursossuficientes para correr con todos los gastos quedemande la ejecución del proceso de consultay concertación, con cargo a los costos delproyecto, obra o actividad de que se trate.

Artículo 12. Etapas.- El proceso de con-sulta interna y concertación con la o lasautoridades, deberá contemplar como míni-mo las siguientes etapas:

1. Preparación. Durante esta etapa lascomunidades definirán autónoma-mente la contratación de los profesio-nales que por la especificidad de laobra o proyecto se requieran, ademásde las asesorías en las áreas jurídica yde las ciencias sociales y económicas,y los líderes que designen las organiza-ciones y comunidades. Se adelantará elacopio, sistematización y análisis deinformación disponible sobre la obra oproyecto, los impactos y sus medidasde prevención, corrección o miti-gación, así como todo lo relativo a lospueblos y comunidades afectadasdirecta e indirectamente.

2. Estudios. Se realizarán los estudiosque ordene la ley y si ya se hubierenrealizado, se actualizarán y comple-mentarán según se requieran para laplena identificación de impactos am-bientales y afectaciones sociales,económicas y culturales para las comu-nidades.

3. Difusión. Se realizarán las actividadescomunitarias previstas para la socia-lización de los impactos y afectacionescon una cobertura a todas las comu-nidades afectadas directamente y lamayor parte posible de las comu-nidades afectadas de manera indirecta.Durante esta etapa las comunidades debase presentarán sus inquietudes, pro-puestas y criterios preliminares acercadel proyecto y las medidas que sedeban concertar.

4. Sistematización y formulación depropuestas. La información previadisponible, los estudios complementa-rios, si los hubiere, y los análisis,reflexiones y propuestas preliminaresde las comunidades serán sistematiza-dos en orden a la fundamentación desus propuestas. Se formularán y ajus-tarán técnicamente las propuestas quehubieren presentado preliminarmentelas comunidades.

5. Validación. La información sistemati-zada y las propuestas técnicamenteelaboradas serán sometidas a consi-deración en asambleas garantizando laadecuada representación de las comu-



nidades afectadas. Se definirán a su vezlos delegados de las comunidades einstancias representativas que tendrán lavocería en las reuniones de concertacióncon la o las autoridades competentes ylos mecanismos para la validación delos acuerdos a que se arribare.

6. Reuniones de concertación. Se reali-zarán entre los voceros de las comu-nidades y sus instancias representativasy la o las autoridades competentes en lasede y fechas acordadas previamente.De todas las reuniones se dejarámemoria escrita dejando constancia delos acuerdos preliminares y puntos dedisenso.

7. Validación de Acuerdos. De las reu-niones de concertación y los acuerdos aque se hubiere llegado se informará alas comunidades para su validaciónantes de que sean suscritos por sus re-presentantes.

Artículo 13. Duración.- El proceso deconsulta interna y concertación tendrá unaduración no menor a seis meses, contados apartir de la entrega del primer desembolsopara comenzar la ejecución del proceso deconsulta interna.

Capitulo IVObras, Proyectos y Explotación deRecursos Naturales No Renovables

Artículo 14. Normas aplicables.-Cuando se trate de programas de

prospección o explotación de recursos natu-rales no renovables, obras públicas y otrasinversiones de utilidad pública calificadaspor Ley, se aplicarán las disposiciones delpresente Decreto en concordancia con losprocedimientos y disposiciones pertinentesde la Ley del Medio Ambiente, la Ley deHidrocarburos y el Código de Minería y, enlo que sean aplicables, sus respectivosreglamentos.

Artículo 15. Evaluación de ImpactosAmbientales.- Los proyectos de exploracióny explotación de recursos naturales no reno-vables, la construcción de obras públicas y deredes y sistemas de transmisión o distribuciónde energía, hidrocarburos y minerales, que sepretendan implementar en los territorios indí-genas o afecten a éstos o a los pueblos ycomunidades indígenas y originarias, se con-sideran en la categoría 1 para efectos de lo dis-puesto en el artículo 25 de la Ley 1333 delMedio Ambiente y sus normas reglamen-tarias, sin que sea necesario la aplicación de lametodología de Identificación de ImpactosAmbientales de la Ficha Ambiental, a travésdel Procedimiento Computarizado de Evalua-ción de Impactos Ambientales.

Artículo 16. Estudio de Evaluación deImpactos Ambientales.- Los Estudios deEvaluación de Impactos Ambientales inclui-rán el análisis de impactos sociales,económicos y culturales sobre los pueblos ycomunidades en cada una de las etapas deejecución del proyecto, y las propuestas demedidas de prevención, mitigación,corrección y compensación así como las in-demnizaciones a que haya lugar por los



daños no compensables y por el uso delterritorio. Igualmente contendrá la propuestade participación en beneficios que genere elproyecto, obra o actividad.

Previo a la iniciación de los Estudios deEvaluación de Impactos Ambientales y losdemás que se requieran, se concertará con lascomunidades a través de sus instancias re-presentativas, los aspectos que éstos debencontener, la metodología, las actividades ylos tiempos en los que se realizarán.

Artículo 17. Procedimiento.- Una vezpresentados los estudios, la autoridad secto-rial competente remitirá, dentro de los tresdías hábiles siguientes, una copia a cada unade las instancias representativas de las comu-nidades afectadas, adjuntando la propuestade convenio y de transferencia de recursoseconómicos para la iniciación del proceso deconsulta interna, de conformidad con lo dis-puesto en el capítulo precedente.

Artículo 18. Consulta Interna.- Lascomunidades, a través de sus instancias re-presentativas, adelantarán el proceso de con-sulta interna, sujetándose a las actividades,plazos y costos de que trata el Artículo 11ºdel presente Decreto, estipulados con laautoridad competente.

Artículo 19. Informe Final.- Una vezcumplida la consulta interna, la instanciaresponsable presentará a la autoridad respon-sable de la obra, proyecto o actividad y a laautoridad ambiental competente, un informefinal que contenga:

1. Las observaciones y propuestas de modi-ficación y complementaciones al Estudio

2. Las propuestas de condiciones para laejecución del proyecto u obra

3. La propuesta de planes de prevención,mitigación y corrección de los impac-tos sociales, económicos y culturales;de reparación, compensación o indem-nización por los daños no compen-sables y contraprestaciones por el usodel territorio, o la aceptación expresade las propuestas contenidas en elEstudio.

4. La propuesta de participación en benefi-cios que genere el proyecto, obra oactividad, o la aceptación expresa de laspropuestas contenidas en el Estudio.

5. Una memoria escrita de las a activi-dades realizadas.

Artículo 20. Reuniones de con-certación.- La autoridad responsable de laobra o proyecto, una vez recibido el informefinal con carácter previo a los trámites de quetratan los artículos 75º y siguientes del Re-glamento para la Prevención y ControlAmbiental, convocarán a las instancias re-presentativas de las comunidades a lasreuniones de concertación a que se refiere elartículo 11º del presente Decreto de acuerdocon el cronograma establecido. La autoridadremitirá copia del informe a la Defensoríadel Pueblo y al Ministerio Público y los con-vocará a las reuniones definidas.



Las reuniones se llevarán a cabo en laciudad capital de Departamento más cercanaa los sitios de asiento de las comunidadesafectadas.

En las reuniones participarán, además delas partes mencionadas en el primer párrafode este artículo, las instituciones, profesio-nales y técnicos que las comunidades o susinstancias representativas consideren nece-sarias para la presentación, análisis y dis-cusión de las propuestas.

El orden del día será fijado de comúnacuerdo entre las partes y contendrá la reso-lución de todos los puntos presentados porlas comunidades en el informe final. De la olas reuniones se levantarán memoriasescritas en las que se dejarán constancia delos acuerdos parciales obtenidos y los puntosde disenso.

Si se lograre un acuerdo, al final se le-vantará un Acta especificando cada uno delos acuerdos y la manera como éstos habránde cumplirse.

Artículo 21. Declaratoria de ImpactoAmbiental.- Una vez logrados los acuerdosentre las comunidades y las autoridades, laautoridad ambiental competente procederá aemitir la Declaratoria de Impacto Ambientalo, si así se lo exigieren los acuerdos a que sellegare con las comunidades, comunicará alRepresentante Legal las aclaraciones, com-plementaciones o enmiendas que se requi-rieren y se dará trámite a lo dispuesto por losartículos 76º y siguientes del Reglamentopara la Prevención y Control Ambiental.

En todo caso, la autoridad ambientalcompetente no podrá dictar la Declaratoriade Impacto Ambiental mientras no se decumplimiento a todos los puntos acordadoscon las comunidades.

Artículo 22. Tribunal de Arbitraje.-En caso de que no se lograre acuerdo entrelas autoridades y las comunidades, en elplazo improrrogable de 10 días hábiles, lasautoridades competentes convocarán unTribunal de Arbitraje el que estará integradopor un designado por las autoridades compe-tentes, un designado por las comunidadesafectadas y un tercero designado por...

El Tribunal de Arbitraje emitirá sudecisión en el término improrrogable de 30días, término durante el cual podrá, si lo con-sidera conveniente, escuchar a las partes enaudiencia. Para su decisión el Tribunaltomará en debida consideración las normaslegales aplicables y los derechos constitu-ciones y legales de los pueblos indígenas.

Una vez hubiere proyectado decisión, elTribunal la remitirá a la Defensoría delPueblo para que esta se pronuncie en el tér-mino de cinco días hábiles. Si el dictamenfuere favorable, el Tribunal pronunciará sudecisión. Si el dictamen no fuere favorable,el Tribunal revisará su decisión de acuerdocon las observaciones emitidas por laDefensoría del Pueblo y, pronunciará sudecisión en el término de los cinco días sub-siguientes.

La decisión del Tribunal de Arbitraje senotificará a las autoridades competentes y a



las instancias representativas de las comu-nidades al día siguiente de su adopción. Ladecisión será de obligatorio cumplimientopara las autoridades. La autoridad ambientalcompetente, una vez notificada, emitirá laDeclaratoria de Impacto Ambiental, incorpo-rando en ella todos los aspectos objeto dedecisión por el Tribunal.

Artículo 23. Recursos.- Contra laDeclaratoria de Impacto Ambiental, proce-den los recursos de ley ante las autoridadesjurisdiccionales competentes, los que sepodrán interponer por las instancias repre-sentativas de las comunidades o por elDefensor del Pueblo en los términos y conlos requisitos que exige la Ley.

Artículo 24. Efectos.- Admitido que seael recurso, éste se tramitará con efecto sus-pensivo. La obra, proyecto o actividad nopodrá iniciarse hasta tanto se pronuncie sen-tencia definitiva.

Capítulo VProgramas o Proyectos de Desarrollo

Artículo 25. Programas y Proyectosde Desarrollo.- Previo a la formulación deprogramas o proyectos de desarrollo queinvolucren a los pueblos y comunidadesindígenas y originarias, la o las autoridadescompetentes, comunicarán por escrito a lasinstancias representativas de las comu-nidades acerca de los objetivos, criteriosgenerales y presupuesto que se tienen parasu formulación, con indicación del tiempoprevisto para su aprobación, que no deberá

ser menor a ocho meses, con el fin de queéstas analicen, definan y elaboren suspropias propuestas en lo que les corres-ponde.

Artículo 26. Propuesta de ConsultaInterna.- En el término de un mes, contadoa partir del recibo de la comunicación, lascomunidades remitirán a la o las autoridadescompetentes, el proyecto a que se refiere elArtículo 10 del presente Decreto. Las activi-dades para la consulta interna incluirán unaetapa de diagnóstico preliminar que serviráde fundamento para la formulación de laspropuestas.

Artículo 27. Consulta Interna.-Concluida la consulta interna y enviadas laspropuestas formuladas por las comunidades,de conformidad con lo dispuesto en elnumeral 1 del Artículo 7 del Convenio 169de la OIT ratificado por Ley 1257, las pro-puestas de las comunidades deberán ser con-sideradas en su totalidad en el proyecto oprograma a ejecutarse, en lo que afecte direc-tamente a éstas.

Artículo 28. Reuniones deConcertación.- Las propuestas relativas aafectaciones indirectas que impliquen losplanes o programas de desarrollo previstosserán concertadas entre las comunidades y lao las autoridades competentes de acuerdocon el procedimiento previsto en los artícu-los 10 y siguientes del presente Decreto.También serán objeto de concertación lasmedidas para la aplicación o ejecución y elseguimiento y evaluación de los planes yprogramas.



Artículo 29. Desacuerdo.- En caso deque no se llegare a algún acuerdo con relacióna los temas previstos en el artículo precedente,la o las autoridades adoptarán las decisionespara lo cual tendrán como criterios fundamen-tales los resultados de los estudios que hayanrealizado las comunidades durante el procesode consulta interna u otras instituciones oinstancias con su participación, y garantizaránla participación adecuada de las comunidadesen la aplicación, seguimiento y evaluación delos programas o proyectos.

Artículo 30. Seguimiento yEvaluación.- Periódicamente la o las autori-dades responsables de los programas oproyectos, se reunirán con las comunidadesafectadas a efectos de verificar que las medi-das previstas se estén aplicando correcta-mente y en caso negativo, definir de comúnacuerdo las medidas necesarias para sucorrección, ajuste o adecuación. En caso deque se detecte que los programas no estánsiendo aplicados correctamente se sus-penderá su ejecución hasta cuando seadopten las medidas acordadas para sucorrección o adecuación. Si en el términoque se determine no han sido implemen-tadas, el programa o proyecto se suspenderádefinitivamente.

Capitulo VIProyectos de Investigación

Artículo 31. Programas y Proyectosde Investigación.- En el caso de proyec-tos de investigación a desarrollarse conuno o más pueblos o comunidades indíge-

nas u originarias o en los territorios queposeen o desarrollan sus actividades tradi-cionales o de subsistencia, las comu-nidades tendrán derecho a decidir su eje-cución.

Artículo 32. Consulta.- La instituciónresponsable enviará comunicación a lasinstancias representativas de las comu-nidades anexando copia del proyecto en elque consten los objetivos, metodología,actividades, costos y tiempo de duración. Lascomunidades en el término señalado en elartículo 10 del presente Decreto Supremo,enviarán la propuesta de actividades arealizar para el análisis y la consulta internacon sus respectivos costos, indicando laasesoría profesional acorde con el tema obje-to de investigación. La consulta internadeberá comprender, a lo menos, un taller encada una de las comunidades involucradas yuno más con delegados de todas las comu-nidades y las instancias representativas deéstas.

Las comunidades en la consulta internadefinirán si el proyecto se ejecuta o no en loque tiene que ver con los temas y aspectosque les involucran. Igualmente podrán pro-poner modificaciones a los objetivos, meto-dología y actividades previstas a fin degarantizar su adecuada participación entodas las etapas de ejecución y las demáscondiciones que consideren pertinentes oque exijan disposiciones legales oreglamentarias para salvaguardar sus dere-chos sobre los saberes y conocimientostradicionales y sobre la biodiversidad en susterritorios.



La ejecución de los proyectos de investi-gación incluirá la realización de actividadescomunitarias en cada etapa del proceso a finde informar a las comunidades los avances yresultados de la investigación, el análisis ysolución de las dificultades y problemas quese identifiquen y para presentar, analizar yvalidar los resultados y conclusiones de lainvestigación antes de que sean aprobadoscomo definitivos.

La decisión de las comunidades será deobligatorio acatamiento para la instituciónresponsable de la investigación.

Artículo 33. Derechos de Autor.- Lasinvestigaciones que se realicen sobre cono-cimientos y prácticas culturales o tradicio-nales o que involucren a éstos, sólo podrápublicarse si las comunidades hubieren vali-dado sus resultados e informe final. La insti-tución y/o los investigadores responsablesreconocerán a las comunidades y pueblosinvolucrados los derechos que les correspon-dan de acuerdo con las leyes que rigen lamateria.

Artículo 34. Marcas y Patentes.- Losconocimientos tradicionales asociados a labiodiversidad y a los recursos genéticos,otros conocimientos, símbolos y demásrepresentativos de las culturas indígenas uoriginarias o producto de su tradición, nopodrán ser patentados. Las institucionescompetentes, de oficio o a petición de parte ode la Defensoría del Pueblo, se abstendrán deautorizar cualquier registro y, en caso de quelos hubieren autorizado, ordenarán su can-celación inmediata.

Capítulo VIINormas Reglamentarias y DisposicionesTécnicas o Administrativas

Artículo 35. Ámbito de aplicación.-Los Decretos y Resoluciones Supremas,cualquier clase de norma reglamentaria decarácter general y disposiciones técnicas oadministrativas relativas a los derechos indí-genas y su aplicación, serán consultadas através de las organizaciones de carácternacional y regional. El Gobierno nacional ola autoridad competente, comunicará a lasorganizaciones respectivas la intención onecesidad de expedir la disposición, y remi-tirá copia del borrador de acto o reglamento.

Artículo 36. Consulta.- El Gobierno o lainstancia responsable del proyecto dispondráde los recursos necesarios para la realizaciónde las actividades de consulta interna segúnpropuesta presentada por las organizaciones.La consulta interna deberá incluir, cuandomenos, la realización de dos eventos porcada organización de carácter regional y unaasamblea consultiva de carácter nacional.

Artículo 37. Concertación.- Culminadala consulta interna, las instancias respon-sables remitirán a la o las autoridades com-petentes, las propuestas elaboradas duranteel proceso o sus observaciones y modifica-ciones a la propuesta gubernamental y unavez recibidas, en el término de cinco (5) días,la autoridad competente convocará a lasreuniones de concertación.

Artículo 38. Acuerdos.- Los acuerdosque se lograren en las reuniones de con-



certación serán de obligatorio cumplimientopara las autoridades competentes. En el casode que se lograre acuerdo en todos los pun-tos, la autoridad expedirá el Decreto,Resolución o disposición de que se trate en eltérmino improrrogable de quince (15) días.

En caso de que la disposición consensua-da no fuere expedida durante el plazo previs-to en este artículo, la norma de superior jerar-quía que se pretende reglamentar será aplica-da directamente bajo la interpretación másfavorable a las comunidades.

La autoridad competente para expedir ladisposición concertada y la encargada de laejecución del procedimiento o asunto de quese trate, serán responsables por elincumplimiento de lo previsto en los pará-grafos precedentes y se harán acreedoras alas sanciones dispuestas por la Ley para elcaso de incumplimiento de sus funciones.

Artículo 39. Disensos.- Si en lasreuniones de concertación no se lograreningún acuerdo o éstos sólo fueren parciales,la autoridad competente podrá emitir las nor-mas o disposiciones de que se trate previodictamen favorable de la Defensoría delPueblo. En todo caso, los pueblos y comu-nidades indígenas y originarias y laDefensoría del Pueblo, podrán interponer losrecursos de Ley, en cuyo caso la aplicaciónde la disposición de que se trate quedará ensuspenso mientras se dicta sentencia definiti-va.

Artículo 40. Otras InstanciasConsultivas.- En caso de creación por Ley o

Decreto Supremo de instancias consultivasde carácter sectorial, las disposiciones pre-vistas en el presente Decreto para la consul-ta interna serán aplicables previo a la convo-catoria de las instancias correspondientes, yrige para los acuerdos a que se llegue endichas instancias lo dispuesto en el Artículo38. En cuanto a los disensos será aplicable lodispuesto en el Artículo 39, pero sólo en loque afecte directamente a los pueblos ycomunidades indígenas y originarias.

Capítulo VIIIProyectos de Ley yde Ordenanzas Municipales

Artículo 41. Consulta y Concertación.-En los casos de proyectos de Ley o deOrdenanzas Municipales susceptibles deafectar a los pueblos o comunidades indíge-nas y originarias, se aplicarán las disposi-ciones sobre consulta interna previstas en elCapítulo anterior.

Será obligatorio para el GobiernoNacional y para los Alcaldes Municipales,en los proyectos de Ley o de OrdenanzaMunicipal que presenten para suaprobación a las respectivas corporaciones,la incorporación de los acuerdos a quehubieren llegado con las comunidades y, enescrito anexo o en la exposición demotivos, los puntos en los que no sehubieren logrado acuerdos.

Artículo 42. Debate y aprobación delos Proyectos de Ley y de OrdenanzasMunicipales.- Durante el trámite de los



proyectos a que se refiere el presente capí-tulo, y antes de su aprobación, las comi-siones encargadas de su debate yaprobación, escucharán en AudienciaPública a las organizaciones representativasde los pueblos y comunidades indígenas yoriginarias para que presenten y funda-menten sus propuestas y al Defensor delPueblo. La audiencia se convocará con nomenos de treinta (30) días de antelación yen ella podrán participar además, los dele-gados de las instituciones públicas compe-tentes en la materia de que se trata y las pri-vadas que sean acreditadas por las organi-zaciones representativas de los pueblos ycomunidades. La plenaria también podrá, silo considera conveniente, convocar a nuevaaudiencia para mejor resolver.

Artículo 43. Recursos.- El no cumplim-iento de las disposiciones precedentes serácausal de anulación de las disposiciones sus-ceptibles de afectar a los pueblos y comu-nidades indígenas de la respectiva Ley uOrdenanza Municipal.

En el caso de aprobación de disposicionesabiertamente contrarias a las disposicionesconstitucionales sobre derechos de los pue-blos y comunidades indígenas y originarias, ylos especiales consagrados en el Convenio169 de la O.I.T., ratificado por la Ley 1257 del11 de julio de 1999, además de los recursos deLey, procederá el recurso de amparo, el cualpodrá ser presentado directamente por lascomunidades o sus instancias representativaso por la Defensoría del Pueblo.

CAPÍTULO

El Gas y los Mercados

Area Hidrocarburos/CEDIB - Francesco Zaratti S.

Exportación de Gas Bolivianoa Estados Unidos

Reservas y Mercados del Gas Natural Boliviano

3



¿Oportunidad o amenaza para la economía boliviana?

Desde hace meses, el tema que concentrala atención de la opinión pública nacional esla venta de gas boliviano a Estados Unidos.¿Quién no habla de la venta del gas aEE.UU.?

Mientras el gobierno saliente prometía el“negocio del siglo” para el país, oficialmentese presentaron cuadros desoladores: los in-gresos por la venta del gas serían inferiores alos $us 50 millones por año.

El gobierno del MNR, artífice de la actual política energética, ha pedido tresmeses para estudiar la conveniencia delproyecto y definir el puerto de exportación.Este tiempo de espera se justifica, según lasdeclaraciones oficiales, por la falta de unestudio serio e independiente sobre los be-neficios del proyecto.

Aunque esta actitud da la impresión deque el negocio esta momentáneamente con-gelado las empresas interesadas en la ventadel gas a EEUU, Pacific LNG y Sempra,avanzan en sus acciones como si ya estuvierafirmado el contrato: han licitado la cons-truc-ción de buques metaneros y han encargado ala empresa norteamericana “Bechtel” (ex-socia mayoritaria de Aguas del Tunari que

viene enjuiciando al país por $us 25 mi-llones) la licitación para la construcción delgasoducto que transportará el gas desde elcampo Margarita en Tarija hasta un puertochileno. Mas fue una sorpresa el hecho queel gobierno boliviano intente contratar aINTEC, una empresa vinculada a Bechtel yBritish Petroleum, para que se encargue derealizar el estudio “imparcial” que necesita elgobierno para establecer si conviene o no alpaís este proyecto.

En respuesta a la falta de transparencia einformación sobre las gestiones del gobiernocon las empresas petroleras que conformanPacific LNG, el CEDIB presenta este breveestudio como un aporte al esclarecimiento dela cuestión.

La información expuesta goza del respal-do respectivo de otras investigaciones, publi-caciones en la prensa nacional y documentosoficiales del Estado boliviano.

I. Marco general de los megaproyectoshidrocarburíferos en Bolivia

Para analizar las razones que motivan alas empresas transnacionales a comprometersus recursos en un emprendimiento como esel de exportar gas boliviano a EE.UU. serequiere explicar históricamente las condi-ciones económicas y jurídicas vigentes en el

Exportación de Gas Boliviano a EE.UU.Area Hidrocarburos-CEDIB*

* Institución especializada en sistematización e investigación de temas sociales. Extractado de la revista Artículo Primero N° 12 de CEJIS“Gas para todos los Bolivianos”, publicado en marzo de 2003.



país que hacen posible los denominados“megaproyectos” hidrocarburíferos.

En Bolivia, en los últimos años, productode las reformas operadas en el sector de loshidrocarburos se han empezado a desarro-llar varios megaproyectos destinados a inten-sificar la explotación y exportación de gasnatural y petróleo, el proyecto de expor-tación de gas a EE.UU. es uno de los variosmegaproyectos gasíferos1.

El incremento de estos emprendimientosse debe a la reestructuración del sector,donde ha jugado un papel importantísimo laprivatización de la empresa estatal depetróleo boliviana (YPFB) y la creación delnuevo marco legal establecido por la nuevaLey de Hidrocarburos. Creemos que estasson las principales razones que explican elpor qué las transnacionales petroleras hanincrementado sus operaciones en Bolivia ycómo se interesan en exportar el gas boli-viano inclusive hasta los EE.UU. tomando encuenta la gran distancia que separa al país delnorte de Tarija.

1. La capitalización de YPFB: La inva-sión de las transnacionales petroleras

En términos estrictamente financieros lacapitalización de una empresa es normal yhasta necesaria2. La particularidad del caso

boliviano es que la capitalización fue eldenominativo que se dio al proceso de priva-tización las principales empresas estatales3.La capitalización fue una medida que seplanteó como una necesidad para que lasempresas estatales mejorasen, sin embargoterminó por entregar las empresas estatales aconsorcios transnacionales con resultadosadversos para la economía nacional. Bajo elnombre de capitalización se encubrió un pro-ceso a plazos de privatización de las empre-sas estatales bolivianas para favorecer a lasgrandes empresas transnacionales.

2. El triángulo energético y la nueva política energética en Bolivia

Con el propósito de privatizar la empresaYacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos(YPFB), el gobierno del MovimientoNacionalista Revolucionario (MNR) 1993-1997 planteó la política del “trianguloenergético” que señalaba los pasos estratégi-cos que se debían dar en esa dirección.

El triángulo energético estaba compuestopor tres políticas que debían implementarseen el sector. Por un lado se planteó la capi-talización de YPFB, es decir entregar a laadministración privada el control de lasoperaciones petroleras en territorio bolivianoy dejar que el Estado pase a ser un agenteregulador de las mismas. Para hacer efectivo

1 Los megaproyectos en desarrollo son los siguientes: exportación degas al Brasil, exportación de gas termoeléctrica de Cuiabá, el proyec-to de ampliación del gasoducto Yabong (Gasoducto Yacuiba RíoGrande),el proyecto Gasyrg (gasoducto paralelo al Yabong) y laexportación de gas a EE.UU.

2 Tómese el caso que a una empresa carezca de capital para conti-nuar sus operaciones o simplemente crecer, los dueños buscarannuevos accionistas que capitalicen la empresa, es decir que aportenel capital necesario. Al tratarse de un proceso normal, no es la capi-talización, así en abstracto lo que está en discusión. Lo que está en

cuestión es el sentido que en Bolivia se le dio a la capitalización, los"socios" que aportarían con capitales nuevos, en los hechos termi-naron haciéndose propietarios de las empresas estatales. No fuenunca capitalización sino privatización. Osvaldo Calle: Proceso decapitalización en el sector hidrocarburos. Revista CDAN Nº 28. 2000.

3 La empresas bolivianas que fueron capitalizadas son las siguientes: Empresa Nacional de Telecomunicaciones (ENTEL),Empresa Nacional de Ferrocarriles (ENFE), Lloyd Aéreo Boliviano(LAB), Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), y YacimientosPetrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)



este proceso, una segunda política del trián-gulo fue el establecimiento de un nuevomarco legal que actúe en concordancia con lacapitalización, esto se llevaría adelante mo-dificando la Ley de Hidrocarburos. Final-mente, el triángulo estableció como una desus metas la exportación de gas natural alBrasil, para comenzar el proceso de consoli-dación de Bolivia como centro energético deAmérica Latina, inaugurando con la expor-tación de gas al Brasil un ciclo de expor-tación intensiva de gas y petróleo como ma-teria prima.

En medio de masivas protestas sociales,YPFB fue capitalizada en 1997, siendo pre-viamente la empresa dividida en tresunidades: dos de exploración y producciónde hidrocarburos y una de transporte. Lasunidades de exploración, perforación y pro-ducción de YPFB fueron “capitalizadas” porla “Petrolera Andina”, un consorcio formadopor las empresas argentinas -españolas Pe-rez Companc, Plus Petrol y Repsol- YPF, porun lado y por la “Petrolera Chaco”, formadapor la empresa norteamericana Amoco, sub-sidiaria de Exxon Mobil. La unidad de trans-porte, que consignaba la totalidad de los duc-tos, poliductos y oleoductos del país, fuecapitalizada por Transredes, un consorcioformado por las empresas Enron (Esta-dounidense) y Shell de Holanda (ver anexo 1cuadro capitalización de YPFB). Quedaron,por ese entonces, en manos de YPFB resi-

dual las unidades de refinación, distribucióny comercialización. Posteriormente en 1999,en el gobierno de Hugo Banzer, la unidad deRefinación fue privatizada por la EmpresaBoliviana de Refinación conformada porPetrobras de Brasil y Perez Companc deArgentina.

Los capitalizadores de YPFB se compro-metieron a invertir la suma de 834.9 millonesde dólares en 8 años (suma que se dice equi-valente al valor en libros de YPFB)4. Conello se hicieron dueños del 50% de la nuevaempresa capitalizada. De acuerdo al contratofirmado, estas inversiones las deciden yplanifican ellos mismos, y pueden hacerlasdonde mejor convenga a sus intereses, inclu-so en el exterior.

El triangulo energético impulsó unanueva política energética en Bolivia cuyascaracterísticas pueden resumirse de la siguiente manera:

1.- Las transnacionales petroleras tomaron elcontrol del sector hidrocarburifero boli-viano en sus distintas fases: exploración,explotación, transporte, comercializacióny distribución de gas y petróleo. Tan sólocomo ejemplo esta el caso de la explo-ración y explotación de hidrocarburosdonde además de los contratos de la ca-pitalización suscritos con Andina yChaco, YPFB suscribió hasta diciembre

4 Reconocidos investigadores bolivianos consideran que deli-beradamente no se realizó una real valoración de YPFB al momen-to de la capitalización. Cuestionan el hecho de que siendo YPFBuna empresa que en promedio entregaba al Estado boliviano cercade 400 millones de dólares, en la valoración en libros y para capi-talizar la empresa tan sólo se pidiese por ella 341 millones. Seobserva, por otro lado, el hecho de que en el valor en libros no sehaya tomado en cuenta como parte de los activos las reservas degas y petróleo descubiertas por YPFB. Algunos estudiosos del

tema creen que se desvalorizó a propósito la empresa estatal delpetróleo para hacer que la capitalización parezca un éxito, puesfrente al monto total que se pidió para capitalizar YPFB (341millones) se obtuvo, como promesas de inversión, 800 millones dedólares, es decir más de dos veces lo que se pidió. Por otro lado secree que la desvalorización se hizo para entregar a precio de rega-lo esta empresa a las transnacionales. Véase el articulo de PabloRamos: Los recursos hidrocarburiferos en la economía boliviana.Revista CDAN. Nº 28. 2000.



5 Fuente: Carlos Villegas. Privatización de la Industria del Petróleoen Bolivia. 2002.6 Marcia Morales, Manuel Morales: Tríptico. La Capitalización deYPFB. Mayo de 2001.

7 La Ley de Hidrocarburos (1689) aprobada el 30 de abril de 1996y el Decreto 24419 que aprueba reglamentos de la Ley deHidrocarburos, reglamentos de hidrocarburos existentes y nuevosdiferencia:

"Hidrocarburos existentes" reservorios en producción al 30Abril de 1996: pagan 50% de impuestos; "Hidrocarburos nuevos" hidrocarburos descubiertos luego dela promulgación de la Ley de Hidrocarburos. pagan solo 18% deimpuestosFuente: Ley de Hidrocarburos y Decretos reglamentarios

8 Dr. René Rocabado Alcocer y Clte. Gildo Angulo. Revista CDAN.Nº 28. 2000.

de 2001, 84 contratos de riesgo compar-tido con distintas transnacionales5. Basteseñalar que el único sector que hasta lafecha no ha sido privatizado es el de lasredes domiciliarías de gas natural, excep-tuando el mismo todo el sector está con-trolado por las petroleras extranjeras.

2.- La entrega completa de las empresas delsector hidrocarburifero boliviano, esdecir la entrega de los bienes inmueblesy la tecnología, supuso también la entre-ga de las reservas de petróleo y gas. Enningún momento durante el proceso decapitalización y después del mismo setomó en cuenta como parte de los activosde la empresa las enormes reservas queterminaron por entregarse como unregalo a las transnacionales. Al respectoun estudio6 indica que con la capita-lización de YPFB “se les entregó adi-cionalmente y sin ningún costo, 148 milmillones de dólares en reservas probadasde gas y petróleo. Esto significa 178 ve-ces el monto que los capitalizadores secomprometieron a invertir en las empre-sas”. (ver anexo 1 cuadro 2 camposreclasificados)

3.- Para muchos investigadores la medidamás ventajosa aprobada en favor de lastransnacionales, que es un pilar esencialde la nueva política hidrocarburífera

boliviana, está referida a la reclasifi-cación de campos. Esta medida, que seincorpora como un incentivo a la inver-sión en el sector, se dispuso con las mo-dificaciones a la nueva Ley deHidrocarburos (1689) aprobada el 30 deabril de 1996. Dicha Ley y el DecretoSupremo Nº 24419, que aprueba losreglamentos de la Ley de Hidrocarburos,disponen la distinción entre camposnuevos y campos existentes que son:campos existentes, son los reservoriosque están en producción a la fecha de laLey de Hidrocarburos, certificadas al 30de abril de 1996 por empresas especia-lizadas; y campos nuevos, son todos loshidrocarburos no contenidos en la defini-ción de campos existentes, y que seandescubiertos luego de la promulgación dela Ley de Hidrocarburos7.

En los hechos esta distinción ha rebajadoel impuesto a las transnacionales; de 50%que pagaba YPFB, a 18% para los hidrocar-buros que se explotan en los denominadoscampos “nuevos”. Se ha evidenciado quemuchos de los campos denominados nuevosestaban ya descubiertos o en producción,antes de la promulgación de esta ley.También y a raíz de esta reclasificación, va-rios investigadores han logrado estimar, lasperdidas para Bolivia en cerca de 500 mi-llones de dólares anuales8, inclusive un



cáculo oficial del Gobierno de AcciónDemocrática Nacionalista (ADN) 1997-2002ha señalado que las perdidas para Boliviaproducto de las modificaciones hechas a laLey de Hidrocarburos han hecho que elEstado boliviano pierda hasta el 2001 $us.3.152 millones9.

II. El proyecto de exportación de gas boliviano a EE.UU

El proyecto de exportación de gas naturalboliviano a los mercados de Norteamérica(México y Estados Unidos) se enmarca en elcontexto de la capitalización de YPFB y lanueva Ley de Hidrocarburos. Es decir queson esas condiciones las que determinan lasreglas del negocio impulsado por las petro-leras y los dos últimos gobiernos. En parti-cular para este negocio las condiciones sonlas siguientes:

El Estado boliviano por concepto deimpuestos y regalías apenas resulta bene-ficiado con 18% en los campos declarados“nuevos” y 50% en los campos “existen-tes” del total explotado por las petroleras.Además de un impuesto de 25% a las uti-lidades que pueda reportar el negocio.

Las empresas petroleras informan loque quieren a la Superintendencia deHidrocarburos y a YPFB. En loshechos el negocio de exportación degas natural es un negocio entre priva-dos: un consorcio interesado en venderel gas natural de los campos que tiene

en su poder en Bolivia y empresas quequieren comprar este energético enNorteamérica.

1. El consorcio

Para la exportación de gas natural aMéxico y Estados Unidos, en el mes de juniode 2001, se conformó el consorcio PACIFICLNG constituido por las transnacionalespetroleras Repsol - YPF, British Gas (BG) yPanamerican Energy subsidiaria de BritishPetroleum. Las tres transnacionales partici-pan del negocio debido a que son socias yoperan el bloque Caipipendi, en el departa-mento de Tarija.

Estas empresas son socias del campoMargarita que se encuentra dentro delBloque Caipipendi en los siguientes por-centajes: Maxus (Repsol YPF) 37.5%,British Gas con 37.5% y PanamericanEnergy con 25%10. La empresa operadora deeste campo es la empresa Repsol a través dela empresa Maxus Bolivia.

2. Las reservas del Campo Margarita

Las empresas miembros del consorcioPACIFIC LNG son adjudicatarias del mayoryacimiento hidrocarburifero en Bolivia, elcampo Margarita que posee 13,42 trillonesde pies cúbicos de gas natural y 303.48 mi-llones de barriles de petróleo. Estas cifrascorresponden a la certificación de reservas al1 de enero del 2001, realizada por la consul-tora de Goldyer and Mac Naughton

9 Ministerio de Desarrollo Económico 2001.10 Ministerio de Desarrollo Económico. Política de Estado sobre la uti-

lización del gas natural. julio de 2002. y La Prensa 12 de Diciembre de2001



La historia del campo Margarita comien-za con el descubrimiento del pozo MargaritaX-I en 1998, a partir de esa fecha se rea-lizaron una serie de ensayos de producción ynuevas perforaciones. Los reservorios deMargarita fueron encontrados en los nivelesde Huamampampa, Icla y Santa Rosa (LaPrensa 22 de Mayo de 2001).

3. El proyecto

La propuesta original, que el consorcioPACIFIC LNG presentó al gobierno boli-viano en junio de 2001 es la siguiente:

Construir un gasoducto en línea rectaentre el campo Margarita que se encuen-tra en Tarija Bolivia y el Puerto deMejillones en Chile.

En Chile el gas natural se transportaría auna planta de licuefacción en la costamarítima donde será transformado enGas Natural Licuado.

Este Gas Natural Licuado se cargará auna flota de tres buques que se encar-garán de transportarlos por el océanopacífico hacia las costas de México y losEstados Unidos.

En Estados Unidos en una planta seráconvertido nuevamente en Gas Natural.

Empresas norteamericanas se encargarande distribuir el gas para su consumo.

El consorcio estima que en total elproyecto comprometería una inversión

de aproximadamente 5.000 a 7.000 millones de dólares y que podría culmi-narse a mediados del año 2005.

Estiman que sólo la construcción delgasoducto (de 42 pulgadas de diámetro)desde el departamento de Tarija hasta elpuerto de Mejillones tendría un costoaproximado de $us 1.000 millones.Monto que seria financiado por latransnacional Repsol YPF

Entre las proyecciones del consorcio secuenta la venta diaria de por lo menos 30millones de metros cúbicos de gas a losEstados Unidos.

4. Reservas y mercados: el discurso del pasado gobierno

El ex-Ministro de Desarrollo Econó-mico, Carlos Kempff, afirmaba que nuestropotencial gasífero hacia necesario encontrarmercados lo más pronto posible para el gasnatural. Insistia en presentar a Bolivia comoun país rico en gas natural, pero que no cuen-ta con mercados donde venderlo. Los datosen los que se apoyaba el mencionadoMinistro son los siguientes:

Bolivia posee en reservas certificadas degas natural (probadas y probables) 52,3 TCF,mientras que la demanda al Brasil (en 20años), es tan sólo de 7,9 TCF; la demanda deCuiabá (en 20 años) es de 1,2 TCF; la deman-da interna es de 1,4 TCF. Por lo que en con-junto el mercado que consumirá nuestro gasnatural en 20 años apenas alcanzaría a cubrir10,5 TCF, es decir un 20% del total de reser-



vas certificadas de gas natural que tieneactualmente Bolivia. Las reservas dispo-nibles, sin mercado, sumarían a 41,8 TCF. Ensíntesis, según el ex Ministro de DesarrolloEconómico Carlos Kempff, “la relación reser-va mercado es de 760 años, 80% de las reser-vas certificadas no tienen mercado”.

Como resultado de este análisis forzado ymecánico el gobierno de ADN justificó supolítica energética que consistía en venderrápido, barato y sólo como materia primanuestro gas natural. Por eso es que el discur-so del pasado gobierno se esforzaba porexplicar la necesidad de “monetarizar lasreservas de gas”.

Sin embargo llama la atención cómo elanterior y el actual gobierno no dan a cono-cer el detalle de quiénes controlan estasreservas y modalidad de tributación a las queestán sujetos los campos desde donde seexporta y se piensa exportar gas natural.

Se dice, por ejemplo, que Bolivia tiene 52TCF de reservas certificadas de gas natural,lo que no se aclara es que este volumen estácompuesto por reservas probadas y probablescuyo detalle es el siguiente: Del total de lasreservas de gas natural sólo 27,3 TCF sonprobadas, mientras que 24,9 TCF son sóloprobables. Entonces tenemos mucho gasprobado, pero no lo suficiente como para nopensar en nuestro futuro primero, pues notenemos tanto gas como para regalarlo.

Por otro lado lo que no se aclara esquiénes son propietarios, en los hechos, deese gas. De acuerdo al informe anual de 2001

de YPFB todas las reservas de gas probadasestaban en manos de empresas transnacio-nales.

Finalmente, es fundamental entender quedel total de reservas probadas que poseeBolivia, 27,3 TCF, el 5,8 por ciento es exis-tente y el 94,2 por ciento nuevo. Vale decirque casi todas las reservas probadas de gasnatural que tenemos son reservas conside-radas “nuevas” sujetas a la tributación mí-nima de 18%.

5. Puerto chileno: unaimposición de las petroleras

En Bolivia al conocerse que el consorcioPACIFIC LNG se inclina por instalar la plan-ta de licuefacción del gas natural en las costaschilenas y no en las peruanas, se desató undebate en la opinión pública que cuestiona laincapacidad del gobierno boliviano paraintroducir en las negociaciones con Chile lareivindicación marítima para Bolivia.

Según los estudios de factibilidad yrentabilidad del proyecto realizados por elconsorcio, el gasoducto a construirse entre elCampo Margarita en Tarija y el puerto Meji-llones en Chile tendría una distancia de 780kilómetros y costaría alrededor de 1.000 mi-llones de dólares. Mientras un gasoducto entreel puerto Chileno de Iquique y Tarija en Boli-via tendría una distancia de 860 kilómetros, entanto que un gasoducto entre el puertoperuano de Ilo alcanzaría los 950 kilómetros.El consorcio estima que el precio del proyec-to subiría entre 150 y 200 millones de dólarespor cada 80 kilómetros de tubería adicional.



Las empresas argumentan el incrementoen el costo del proyecto, sin embargo elmismo presidente Gonzalo Sánchez deLozada informó que no se había realizadoningún estudio independiente quedemostrara lo que las empresas decían. Másal contrario crecen los informes que dancuenta de millonarios intereses que sejugarían en Chile, razón por la que lasempresas se inclinan por ese país.

Al respecto, el boletín informativoEnergy Press indica que la empresa TotalFina, interesada en formar parte del consor-cio Pacific LNG, negocia para transportar elgas a Chile. Esta empresa que actualmentecontrola el Gasoducto “GAS ANDES” , queentrega gas argentino a Santiago de Chile, endeclaraciones a “El Diario Financiero” deChile indicó que prefiere el puerto chileno deMejillones para la exportación de gas boli-viano a Norteamérica. Esto parece indicarque la decisión sobre el puerto de expor-tación realmente está relacionada con fuertesinversiones de las empresas partes del con-sorcio Pacific en Chile y Argentina11.

6. ¿Quién gana con este negocio?

En las actuales circunstancias, definidaspor las reformas en el sector petrolero boli-viano, la participación del Estado dentro delproyecto Pacific LNG y los beneficios que deél pueden obtener son pocos e insuficientes.

Primero el Estado boliviano sólo parti-cipa como Estado beneficiario a través de losimpuestos y a lo sumo como un gestor, que

ayuda diplomáticamente a las petroleras anegociar con otros países de la región inclui-dos en el proyecto. Los impuestos que le co-rresponderían a los bolivianos son muybajos, apenas llegan al 18% porque elCampo Margarita es considerado un campocon hidrocarburos “Nuevos”.

Analizando la propuesta que el consorciotiene para los precios en boca de pozo (de0,70 centavos de dólar por millar de piescúbicos de gas natural a explotarse ), la par-ticipación del Estado boliviano se reduciríaaún más, debido a que de los 0,70 centavosde dólar que llegaría a costar el millar de piescúbicos menos de 0,20 centavos de dólar sequedaría en Bolivia. Lo que en los hechostransforma la venta en un regalo y subven-ción a los mercados de Norteamérica, dondeel precio del millar de pies cúbicos de gasnatural oscila entre 2,5 y 4 dólares. Precioque en sí mismo es 30% más bajo que el dela venta de gas boliviano al Brasil que es de$us 1,20 el millar de pies cúbicos12.

7. La actitud del nuevo gobierno.

El gobierno entrante desde el principiomanifestó desconocer cualquier negociaciónprevia y más aún declaró que el anterior go-bierno no había realizado ningún estudio téc-nico propio que diera mayores elementospara que se tomen decisiones acerca delproyecto. En ese sentido el gobierno pidiótres meses para “tomar una decisión que con-venga a Bolivia”, en este tiempo realiza-ríaun estudio independiente que estudie la con-veniencia de la exportación de gas para

11 Energy Press boletín marzo de 2002. 12 Fuente: YPFB. Memoria Anual 2000.



Bolivia, debido a que los únicos estudios queexistían hasta entonces habían sido hechospor las transnacionales. Al mismo tiempo elgobierno prometió consultar al pueblocualquier posible decisión sobre el puerto deexportación. También el discurso del nuevogobierno declaraba que subiría los impuestosy endurecería el sistema de control a lastransnacionales petroleras quienes habríanencontrado mecanismos para no pagar alEstado lo que deberían.

Mientras este fue el discurso del gobiernoal iniciar su gestión, pocos meses después senota un cambio de discurso. Primero afirmanque no consultará al pueblo ninguna decisiónsobre la exportación del gas. Acerca del estu-dio independiente que advierta si conviene ono la exportación del gas, inicialmente elgobierno contrató a INTEC, una empresatransnacional vinculada a Repsol - YPF,socia de British Petroleum, Bechtel (Aguas

del Tunari) y otras empresas interesadas en laexportación del gas boliviano por puertoschilenos, que por sus vinculaciones con lasempresas comprometidas en el negocio noestaba en condiciones de realizar un estudioimparcial, las denuncias de medios de comu-nicación frenaron esta decisión del gobierno.Finalmente sobre los impuestos y el control alas petroleras los voceros del gobierno hanaclarado que no subirán los impuestos a laspetroleras, ni alterarán la normativa del sectorpetrolero, lo único que se hará es tener algode control, para que las empresas petrolerasinformen lo que realmente están ganando13.

En general se ha mantenido la actitud delanterior gobierno en sentido de no hacerpúblicas las negociaciones con las empresaspetroleras, todo se ha mantenido en secreto yno hay ninguna muestra de parte del gobier-no en sentido de transparentar la toma decualquier decisión sobre el tema.

13 Los Tiempos, La Prensa, La Razón 30 de Octubre de 2002.

Cuadros anexos

Proceso de Capitalización de YPFB

Unidad Empresa Adjudicadas País de origen

Exploración yProducción

Empresa petroleraAndina SAM

Repsol -YPF Plus PetrolPerez Companc

Argentina España

Exploración yProducción

Empresa petroleraChaco SAM

Amoco Estados Unidos

Transportes Transredes SAM Enron Shell Estados UnidosHolanda

Fuente: Elaboración propia con base en datos de Revista CDAN. Nº 28 .2000.



14 En el cuadro se consignan algunos de los casos más denun-ciados como el campo San Alberto, uno de los mayores en reser-vas de gas natural de Bolivia, que aún siendo descubierto variosaños antes de la promulgación de la Ley de Hidrocarburos fueclasificado como campo nuevo, gracias a lo cual hoy por concep-to de su explotación las transnacionales petroleras sólo tributanal Estado boliviano 18% sobre el total.

15 El 28 de Abril de 1996 (4 días antes de promulgarse la Ley dehidrocarburos) el gobierno entregó a Petrobrás el campo SanAlberto en contrato de riesgo compartido. Petrobras sólo tuvoque perforar 46 metros más el pozo SAL X-9 Para (re)descubrirloy tributar ahora sólo 18%.

Campos descubiertos antes de la promulgación de la Ley de Hidrocarburos 14

Campo Año DepartamentoBermejo 1924 TarijaCaranda 1960 Santa CruzColpa 1962 Santa CruzPalmar 1964 Santa CruzLa Peña 1965 Santa CruzBulo Bulo 1964 CochabambaSan Alberto 1966 TarijaYapacani 1968 Santa CruzPorvenir 1978 ChuquisacaVuelta Grande 1978 ChuquisacaSan Roque 1981 TarijaH. Suarez R. 1982 Santa CruzCascabel 1985 Santa CruzSirari 1985 Santa cruzCarrasco 1991 CochabambaTundy 1992 Santa CruzSurubi 1992 CochabambaPatujusal 1993 Santa CruzLos Cusis 1994 Santa CruzFuente: Elaboración propia con datos de: “ Mayoría ciu-dadana”, año 1,#1. Santa Cruz. También HernánLópez Murillo: Buscando Petróleo en Bolivia. 2000.

De los 20 campos que se muestran en el cuadro, lamayoría fueron descubiertos por YPFB y otros porempresas extranjeras pero todos antes de la promul-gación de la Ley de Hidrocarburos, es decir que deforma irregular fueron clasificados como camposnuevos cuando en realidad fueron existentes, ahoraestos 20 campos sólo erogan al tesoro general de lanación 18 por ciento en lugar de 50% como ocurrecon los campos denominados existentes. Por ejemploel campo San Alberto, considerado el segundo campomás grande de Bolivia, fue descubierto en 1960 porYPFB, desde ese entonces se han perforado 8 pozosque demostraban la potencialidad del campo, así porejemplo en 1990 se descubrió el campo SAL X-9 queprobó la seguridad de descubrir nuevas y mayoresreservas15. Pese a ello se clasifico a este campocomo nuevo para luego ser adjudicado a Petrobras.



Reservas y Mercados del Gas Natural Boliviano1

Francesco Zaratti S. 2

1 Artículo recibido en Noviembre de 20032 F.Z. es Físico y dirige el Laboratorio de Física de la Atmósfera de la

UMSA. / [email protected] / Ha escrito, junto a Fernando RomeroMoreno, “El Gas Natural en Bolivia: una visión general”, Ceprolai (2002).

Este artículo es una revisión y actua-lización de una anterior reflexión que apare-ció en la Revista "Artículo Primero" No. 12,Marzo 2003, aunque su redacción corres-pondió a algunos meses antes de la fecha dela publicación. Además de la presentacióntécnica de las reservas de Gas Natural enBolivia y su alcance en el contexto mundialy regional, se analiza la situación actual delproyecto de exportación de Gas NaturalLíquido (LNG) al mercado del Norte(California y México).

Las reservas

Ante la oportunidad de exportar el GasNatural (GN) boliviano es posible identificardos posiciones extremas: por un lado los quepiensan que esas reservas no son relevantes yuna eventual venta al mercado del Norte nosdejaría sin recursos energéticos en pocosaños, y, por el otro, los que creen que esasmismas reservas deben ser comercializadas(monetizadas, en términos técnicos) para noperder oportunidades de mercados y de ciclode energía. En otras palabras, para losprimeros si se vende el GN dejamos sinenergía limpia y barata a las futuras genera-ciones; para los segundos, si no lo vendemos,nos quedamos sin saber qué hacer con el gas.

Huelga aclarar que en el primer grupo estánlos que se oponen a la venta del GN al mer-cado del Norte y, en el segundo grupo, mili-tan los paladines del Consorcio.

Ambas posiciones son equivocadas en elfondo, aunque cada una tiene algo de verdad.

Empezaré por la segunda. Una frase quese escucha a menudo es: "cuidado que nospase con el GN lo mismo que nos pasó con elLitio", seguramente con referencia al frustra-do contrato de explotación del Salar de Uyunicon la multinacional LITHCO, durante lapresidencia de Jaime Paz Zamora. Ahorabien, al margen que realmente con la LITH-CO no pasó nada, debido a la saturación delmercado internacional de ese metal, hechoque hubiera comportado un estancamiento dela explotación del Salar de Uyuni, al igualque le ha tocado a su "sustituto" argentino(Salar del Hombre Muerto), es bueno aclararque el uso del GN es mucho más complejo yamplio que el de un simple recurso mineral.

Recordamos que, por Gas Natural, seentiende básicamente el gas Metano (CH4)asociado con pequeñas cantidades de otroshidrocarburos (Etano, Butano, Propano,Pentano, etc.). Ahora bien, el GN es fuente



de energía primaria (se quema y producecalor y energía), fuente de energía secun-daria (produce, en las plantas termoeléctri-cas, energía eléctrica que puede ser trans-portada a gran distancia) y es también mate-ria prima para las diferentes cadenas petro-químicas. Ese múltiple uso bastaría de por sípara convencernos que el GN no es un recur-so "a la moda" o fácilmente reemplazable,sino que tiene, y va a seguir teniendo pormuchos decenios más, un porcentaje signi-ficativo del consumo energético mundial.

Por otro lado, mirando a los análisisinternacionales más serios sobre perspecti-vas del mercado mundial de la energía, sellega a las siguientes conclusiones:

El GN es la fuente energética que hatenido mayor crecimiento en los últimos25 años, al haberse doblado su consumo

Se prevé que el consumo de GN volveráa duplicarse en los próximos 20 años aescala mundial.

Se prevé que el consumo de GN se tripli-cará en los países en desarrollo en lospróximos 20 años.

Las previsiones están basadas en laspropiedades del GN que lo hacen preferible asu mayor competidor, el petróleo. En efecto,las propiedades que hacen el GN preferibleal petróleo son:

Es abundante: ya que sólo el 10% de lasreservas mundiales se ha consumido,contra el 25% del crudo;

Es barato: a paridad de contenidoenergético el GN cuesta aproximada-mente la cuarta parte del petróleo (unbarril de petróleo es energéticamenteequivalente a 4 millares de pies cúbicos,o Mcf);

Es menos contaminante: el GN no con-tiene sustancias contaminantes comoplomo, óxido de nitrógeno o de azufre,como la gasolina). Sin embargo, aunqueen un 60% menos que el petróleo, laquema de GN también contribuye alcalentamiento global, ya que libera CO2 ala atmósfera;

Es más cómodo: una vez que el GN llegaa los centros de consumo, se distribuyemediante redes domiciliarias, al igual queel agua o la electricidad:

Adicionalmente, los cambios climáticosque afectan a todas las regiones del planeta,inducen a disminuir la dependencia de laproducción de energía eléctrica de las plantashidroeléctricas. La forma más económica yeficiente de hacerlo es mediante termoeléc-tricas, de manera que no debe de extrañarque una gran parte del GN se consuma en lageneración termoeléctrica.

Por todas esas razones, aún tomando encuenta el crecimiento de nuevas fuentes deenergía ecológicamente más limpias (comoel Hidrógeno, que a su vez se produce a par-tir del metano), el GN tendrá un nichoimportante y creciente en el mercadoenergético mundial en lo que resta del sigloXXI, por lo menos.



La otra opinión de que las reservas deBolivia son insuficientes para encararnuevos proyectos de venta, tampoco tienemucho asidero. En efecto, sobre las reservasbolivianas, certificadas en 55 Tcf el año2003, podemos afirmar que, si bien son mod-estas a escala internacional (Rusia tiene 1700Tcf, Qatar ha incrementado sus reservas en120 Tcf en un solo año), tienen no obstantegran significación a escala regional. Encuanto a reservas de GN, Bolivia es, en elcontinente americano, el cuarto país, detrásde los EE.UU., Canadá y Venezuela, con lasalvedad que las reservas de Bolivia, a difer-encia de las de Venezuela, son "libres", o seano asociadas con petróleo, hecho que hacemás económico su aprovechamiento. Portanto, Bolivia puede ser considerada laprimera potencia gasífera de Sudamérica.Para tener una idea de las dimensiones de lasreservas bolivianas, éstas hubiesen servidopara abastecer todo el consumo mundial delaño 1980, o dos años del consumo actual delos EE.UU.

Las reservas actuales de Bolivia han sidoya en parte comprometidas: con el contratode venta al Brasil, con el suministro para ter-moeléctricas (en Brasil y en territorionacional), con el nuevo contrato de venta a laArgentina y con proyectos de petroquímica

que entrarán en producción en los próximosaños.

Ahora bien, si añadimos a todos esosproyectos el muy reducido consumonacional, aún asumiendo una tasa de cre-cimiento optimista del 4% anual, se llegaríaa comprometer como máximo, en los si-guientes 20 años (una unidad de medida uni-versal para esos cálculos) 14.7 Tcf, de loscuales sólo el 31% corresponde al consumonacional. Eso significa que, honrando todoslos compromisos, tenemos GN para con-sumo interno para más de 100 años. Comoreferencia, el tiempo de vida media de lasreservas mundiales (o sea, el cociente reser-vas/producción) es de 90 años.

El argumento que a veces se escucha de quesólo habría que considerar las reservasprobadas (P1), que alcanzan a 28.7 Tcf, y no asílas probables (P2), es cierto a medias, en cuan-to para fines contractuales lo que vale son lasreservas certificadas (P1 + P2) y, además, lastécnicas de certificación modernas tienen már-genes de error muy reducidos, como demuestrala misma evolución de las reservas de Boliviaen los últimos años. Por otro lado es significati-vo que las reservas posibles (P3 = 24 Tcf) seanestimadas para Bolivia en el mismo orden demagnitud de las probables (P2=26.2 Tcf)

Cuadro 1Reservas de Gas Natural (TCF)

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Ahora bien, ¿cuál sería el impacto deemprender nuevos proyectos como el LNG?

Desde un punto de vista cuantitativo, setrata de un proyecto múltiple que, en su com-pleta expansión, prevé una explotación de 40MMm3/d para la exportación a los EE.UU.(24 MMm3/d) y para proyectos industrialesen el puerto (16 MMm3/d). A lo largo de los20 años del proyecto se llegaría a exportar10.3 Tcf, que, sumados a los 14.7 Tcf yacomprometidos, hacen 25 Tcf, menos que lasactuales reservas probadas. Por tanto, técni-camente es posible encarar nuevos proyec-tos.

Adicionalmente, hay que considerar quela posibilidad de explorar y hallar nuevasreservas depende de la apertura de nuevosmercados o nuevos usos del GN, debido a loscostos que tiene la actividad petrolera.

Como conclusión general sobre elalcance de las reservas del GN boliviano, esposible afirmar que:

Somos gigantes frente al mercado interno

Somos grandes en el ámbito regional

Somos enanos en el contexto interna-cional

Adicionalmente habría que mencionarque la explotación del GN es condición nece-saria para la explotación de los líquidos aso-ciados. Campos como Margarita e Itaú soninteresantes no sólo por el elevado contenidode GN, sino por la existencia de cantidadessignificativas de líquidos, un promedio de 30mil barriles de petróleo por año durante 20años, y cantidades similares de Gas Licuadode Petróleo (GLP) que, obviamente, tienenun valor mayor en el mercado internacional.

Para terminar esta primera parte delartículo, es útil recordar algunos hechos rela-cionados con el transporte del GN. Para dis-tancias modestas el GN se transporta me-diante gasoductos, pero para grandes distan-cias y grandes volúmenes la forma más con-venientes es como LNG (Gas Natural Lí-quido). El LNG es metano casi puro, enfriadoa 164º C bajo cero y a presión normal y tienela gran ventaja de ocupar un volumen 600veces menor que el GN. Se transporta en bar-cos metaneros, cuya capacidad actual llega alas 70 mil toneladas de LNG. Eso explica quesu comercio represente el 25% de GN que

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Gráfico N° 1



cruza fronteras y su uso, como forma de trans-porte, se esté incrementando vertiginosamen-te. Actualmente las únicas plantas produc-toras de LNG al sur de los EE.UU. están enTrinidad Tobago, operadas por el ConsorcioAtlantic LNG, hermano gemelo del consorcioPacific LNG que pretende exportar LNGboliviano a California y México.

Los mercados

Dividiré el análisis de los mercados parael GN boliviano en tres grupos, cada uno deellos en la realidad actual y en las perspecti-vas futuras.

a) Mercado interno. Es muy reducido encomparación a las reservas que tieneBolivia. Hasta el presente el uso internodel GN abarca al consumo doméstico pri-mario (gas domiciliario), industria y ter-moeléctricas. El consumo total del año

2000 de estos tres sectores no llega a 40Bcf (40 109 pies cúbicos) Además, segúnel consumo doméstico primario es casiinsignificante. A esa tasa, en 25 años seconsumiría 1 TCF, o sea 2% de todas lasreservas. Las razones de este rezagoenergético deben ser vistas en la defi-ciente infraestructura de transporte y dis-tribución y en el elevado costo de lasconexiones domiciliarias. Afortunada-mente, el incremento del número deconexiones domiciliarias está siendoencarado con prioridad y urgencia por elactual gobierno. Aún así, el GN represen-ta actualmente el 26% de la tortaenergética del país, muy por detrás de loshidrocarburos líquidos. Previsiones opti-mistas de un crecimiento del 4% anual,en el supuesto de ejecutar todos losproyectos en carpeta para el GN, podríanincrementar el consumo interno hasta4.4 Tcf en los próximos 20 años.

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Matriz energética de la región

Cuadro N°2

Cuadro N° 3



b) Mercado regional. Es principalmente elCono Sur. Actualmente Bolivia exportaGN a Brasil y, en menor medida, a laArgentina. El monto total del GN compro-metido es de 40 MMM3/d, lo que equivalea 0.5 Tcf/año. Para los próximos 20 años

estarían comprometidos sólo 10.3 Tcf. Eslógico, por tanto, examinar las perspecti-vas del mercado del Cono Sur. Para esoanalizamos las matrices energéticas de losprincipales países de la región, Brasil,Argentina y Chile, junto con la de Bolivia

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Mercados seguros del GN boliviano (Próximos 20 años)Mercado Volumen /MMm3/d DesdeBrasil 30,0 2003Ciuabá 7,0 2004Argentina 2,5 2002Industrial / Residencial 4,8 2001Termoelectricas 9,6 2003Petroquimica 3,0 2006Total 56.9

Brasil. Según el Cuadro 4, Brasil tieneuna fuerte dependencia de la energíahidroeléctrica, seguida por los hidrocar-buros líquidos, mientras el GN (mayor-mente para alimentar termoeléctricas)está bastante rezagado. Ahora bien, laenergía hidroeléctrica, si bien representauna forma barata y renovable de producirelectricidad, sin embargo depende fuerte-mente del ciclo de las lluvias. Debido alcambio climático que afecta al planeta,los ciclos de lluvias se han vuelto irregu-

lares, obligando a racionar la energíaeléctrica y a diversificar las fuentes degeneración, con energías no tradicionales(biomasa, solar, eólica), la nuclear (queya alcanzó el 2% de la torta), pero sobretodo GN. Este es, aparentemente, el planque ha emprendido Brasil y que conllevauna tajada más grande del GN en su tortaenergética. Las previsiones de los exper-tos son que el consumo de GN del Brasil,a pesar de la reticencia inicial del nuevogobierno de Lula, pasará de 122 a 269

Cuadro N° 4

Cuadro N° 5



MMm3/d entre el 2000 y el 2010. Ahorabien, la producción interna de GN delBrasil es insuficiente (sus reservasprobadas son apenas 8 Tcf) de maneraque la importación es ineludible. En esteescenario Bolivia está aventajada por ladistancia a los centros de consumo y lainfraestructura de transporte ya construi-da. Alternativas al GN boliviano seríanArgentina, que ya exporta al Brasil, y elLNG de ultramar (Venezuela, TrinidadTobago, Argelia, Emiratos, etc.). Con-siderando el mayor costo del LNG, laexistencia de una red moderna de gaso-ductos y las probables dificultadesfuturas de Argentina en la exportación deGN, el mercado del Brasil aparece comoel más atractivo para Bolivia.

Argentina. La matriz energética deArgentina, seguimos con el Cuadro 4, esmuy diferente de la brasileña y se puededefinir la más compleja, en cuanto afuentes de energía. Argentina es sin dudael país más "gasificado" del continente ydepende del GN casi en un 50% de suconsumo energético. Este hecho pre-supone una elevada producción y reser-vas ingentes. Desafortunadamente paraese país, las reservas de GN no hantenido un incremento sustancial en losúltimos años, fruto de la escasa inversiónen exploración, los bajos incentivos delmercado interno y el aprovechamientointensivo de los campos tradicionales.Con reservas probadas de 27.5 Tcf y unaproducción de 1.6 Tcf por año, las reser-vas de Argentina tendrían una vida útil de17 años. Consecuentemente las exporta-

ciones de GN, a Chile y Brasil, serían lasprimeras en tener restricciones, lo quepodría abrir más los mercados de lospaíses vecinos para Bolivia.

Chile. La matriz energética de Chile(siempre mirando el Cuadro 4) está do-minada, al igual que la boliviana, por loshidrocarburos líquidos, aunque mantieneun importante porcentaje de carbón, conlas consecuencias de contaminaciónambiental que tiene ese combustible.Chile tiene urgente necesidad de incre-mentar la tajada gasífera de su tortaenergética. Ese país posee pequeñasreservas de GN en el extremo sur, lo quehace muy difícil su explotación, de modoque el consumo de ese energético se basaen la importación de Argentina.Considerando las posibles restriccionesde la exportación gasífera desdeArgentina, Chile deberá buscar fuentesalternativas para el GN, alternativas que,al igual que el Brasil, pasan principal-mente por el gas natural boliviano.Algunas noticias de prensa, en torno auna posible importación de LNG desdeArgelia, deben ser tomadas en el contex-to de la controversia del puerto para elGN boliviano. Ahora bien, a criterio dequien escribe, no se debe descartar apriori la venta de GN a Chile, aunque,por los antecedentes históricos, los con-tratos, acuerdos y convenios interna-cionales, deberán ser redactados con lamayor claridad y detalle posible, a no serque, en unos años más, el gasoducto aChile se vuelva el "río Margarita", ¡un ríobinacional de gas y petróleo!



En conclusión, el mercado regional esmuy favorable para Bolivia y el auge previs-to para la exportación de GN a la región estáen la siguiente década. Estimativamente, esemercado requerirá, para esa fecha, más de100 MMm3/d del GN boliviano, cuatroveces más de lo que se piensa vender a losEE.UU.

c) Mercado de ultramar. Las ingentesreservas de GN del país, la urgencia delas compañías dueñas de los campos demonetizar las reservas halladas, lasnecesidades de Bolivia y las expectativasde regalías del Departamento de Tarija,han llevado a estudiar y encaminar elproyecto LNG (PLNG) para la venta de24 MMm3/d de GN a California, y posi-blemente México, bajo forma de LNG.Por otro lado, de todos los Estadosnorteamericanos, California es el quemayor déficit energético tiene, déficitque, parcialmente, espera ser cubiertocon GN importado bajo forma de LNG.Como han puesto en luz diferentes estu-dios, el mercado californiano es intere-sante por los volúmenes que puede com-prar, pero es también muy competitivo.Es muy difícil pensar en ese proyecto conelevados precios en boca de pozo, debidoal alto costo del transporte. Un estudiodel Banco Mundial muestra que la opciónboliviana es competitiva con países máslejanos (Indonesia, Malasia, Australia),mientras el precio de venta en Californiano supere los 3.3 $/MMBtu, lo quecorresponde a un precio máximo en bocade pozo de 0.85 $/MMBtu, aunque en larealidad el precio será menor para tener

alejada la competencia. Ahora bien, con-siderando que Bolivia recauda de laexportación de GN principalmente através de las regalías (18% del precio enboca de pozo), y que los demásimpuestos son más probables que proba-dos, el PLNG no resulta muy atractivodesde el punto de vista de los interesesnacionales, por lo menos mientras sereduzca a una mera exportación de mate-ria prima. Sin embargo, como analizare-mos a continuación, hay ciertosresquicios que podrían volver benefi-cioso ese proyecto para el país.Adicionalmente el PLNG aparece comoun negocio extremadamente complejo,ya que involucra a cuatro países (más unoque saldrá descartado); muchas com-pañías, dos puertos, dos complejos indus-triales, 1000 km de gasoductos y eldesarrollo del más grande campogasífero de Bolivia (Campo Margarita).

¿Es conveniente el proyecto LNG?

En el contexto de la evolución de losmercados regionales del GN, es justo pre-guntarse si el PLNG es beneficioso paraBolivia. Hay poderosas razones a favor yválidos argumentos en contra en los dosplatillos de la balanza. Sin duda el PLNG,por lo analizado líneas arriba, no es un asun-to de vida o muerte para el país, sino unaoportunidad y como tal hay que analizarlo.

Las razones a favor han sido men-cionadas: hay reservas suficientes e inuti-lizadas para encarar ese proyecto; hay quebuscar más compradores para no depender



de uno solo; hay urgencia de Tarija de recibiringresos y transitar por la senda del desarro-llo regional al igual que lo hicieron en elpasado otros departamentos petroleros; hayla posibilidad de extraer, junto al GN, intere-santes volúmenes de líquidos para consumointerno y para la exportación; existe la posi-bilidad de explorar exitosamente nuevoscampos y, por último, hay que dar una mues-tra de seriedad como Estado ante las inver-siones extranjeras en el área de los hidrocar-buros.

Sin embargo hay también buenas razonespara oponerse al PLNG, por lo menos en laforma en que ha sido presentado: los ingre-sos seguros del TGN son mínimos (± 60M$/año); la inversión del proyecto en el paístiene impacto intrascendente; el monopoliodel consorcio Pacific LNG dificulta la fisca-lización; se mantiene la vulnerabilidad delpaís para fiscalizar y, sobre todo, se repite lahistoria sin fin de exportar recursos no reno-vables, como materia prima, a cambio dedivisas que se esfuman.

Ahora bien, ¿es posible imaginar condi-ciones que vuelvan bueno para el país, unproyecto pensado para favorecer únicamenteintereses de las multinacionales dueñas, en lapráctica, del GN boliviano?

¿Cuáles serían entonces esas condicionesmínimas? Por razones de espacio, me limi-taré a enumerarlas, siendo así que cada unade ellas requiere de una profundización:

1. Concebir el proyecto como proyecto "deEstado", y por tanto consensuado, políti-

ca y socialmente, en términos de aporteal desarrollo sostenible y no como unamera venta de un recurso no renovable acambio de tributos e impuestos;

2. Un proyecto bueno, debe serlo paratodos. Por eso es imprescindible la par-ticipación (minoritaria, pero significati-va) del Estado, a través de YPFB, en elproyecto con el fin de tener utilidades,fiscalizar costos y adquirir información yexperiencia en el manejo de grandesnegocios;

3. La inversión en Bolivia útil (el gas debellegar a los centros de consumo delAltiplano), con miras a proyectos futu-ros;

4. El enclave portuario, o zona económicaespecial, debe tener un régimen de casi-soberanía, que permita vender el GN noen "boca de pozo" sino "en boca de puer-to", o sea, sentando la soberanía nacionaldesde el sub-suelo hasta el embarque delrecurso.

5. El enclave debe estar fácilmente conecta-do a los polos de desarrollo del occidente(bajo ese punto de vista la opción Meji-llones debe ser descartada de entrada);

6. Debe asegurarse un plan claro de inver-siones y emprendimientos industriales enel enclave portuario;

7. Es necesario reformar la Ley deHidrocarburos en el sentido de facilitar lainserción de YPFB en los emprendimien-



tos hidrocarburíferos, asegurar un preciomínimo del GN en boca de pozo, normarla separación en el territorio nacional delcontenido energético útil del GN, mejo-rar el sistema impositivo. Esas reformaspueden y deben ser hechas sin dañar laseguridad jurídica del país, en lo posiblede manera consensuada con todos losactores.

8. Asegurar el uso transparente de los recur-sos en función del desarrollo del país,consensuando la creación de fondos deinversión básicamente para mejorar lainfraestructura caminera, con miras a loscorredores bioceánicos, y para el saltotecnológico de la educación y de laindustria competitiva.

Una mirada al futuro

El proyecto LNG ha conocido en los últi-mos dos años muchas idas y venidas.Aparentemente el tiempo para tomar deci-siones se acaba. Lo peor que le puede pasaral proyecto es reducir su discusión en torno ala elección del puerto de salida, descuidandotodas las otras características que lo volve-rían novedoso y útil para el país.

Hay dos peligros que se ciernen sobre elproyecto: uno interno y el otro externo. Elinterno es la polarización. El externo la com-petencia. Es necesario retomar la cordura yno utilizar el GN para otros fines que nos seanun beneficio real y sostenible para Bolivia.

La discusión interna, si bien ha logradosocializar el tema en el ámbito de diferentes

sectores de la población, carece, a mi crite-rio, de un objetivo claro que es convertir alproyecto LNG en un proyecto de Estado.Para eso, más que confrontar posiciones, hayque ponerse de acuerdo sobre la utilizaciónde los beneficios que el proyecto traerá alpaís, en términos económicos (regalías,impuestos, utilidades), en términos de desa-rrollo (enclave marítimo, infraestructuracaminera, salto tecnológico) y en términospolíticos (revisión de la Ley de Hidrocar-buros, reconstrucción de YPFB, institu-ciones nacionales técnicas para diseñarestrategias energéticas de mediano y largoalcance).

La campaña de información, persuasióny consulta que está llevando a cabo el gobier-no debería, en esa línea, mostrar hechos con-cretos que quiten de la mente de la opiniónpública y de los expertos, las dudas sobre elalcance del proyecto en bien de todos losbolivianos y no de las élites de siempre. Si laintención es polarizar la discusión entrebuenos y malos, patriotas y vende patria, ofi-cialistas y opositores, Bolivia saldrá perdien-do. Si, al contrario, se busca hallar consensosen torno a principios y acciones concretasrelativas al proyecto LNG, el futuro no sólodel proyecto, sino de la política energética deBolivia estará asegurado independiente-mente de los gobiernos de turno. Un aporte,modesto pero coherente, a esta última líneade acción ha venido del planteamiento delGrupo Gas de Prisma (PULSO, 28/3/03).

El segundo aspecto, la competencia inter-nacional, no debe ser despreciado. Perder elmercado de California no es sólo perder una



batalla comercial es perder también unabatalla de credibilidad en un mercado donde,lo repetimos incansablemente, somosenanos, relativamente a los grandes produc-tores, lo que significa debilitarnos inclusiveen el ámbito del mercado regional, como nosestá mostrando últimamente la renego-ciación del contrato de venta de GN alBrasil.

Conclusiones

El proyecto LNG ha desnudado a un paíscarente de una estrategia a mediano y largoplazo en el campo energético y que impro-visa su política en ese vital sector de laeconomía. Hace falta, y con urgencia, consti-tuir órganos técnicos, multidisciplinarios eindependientes del poder político-partidistapara que analicen el papel de Bolivia en elmercado de la energía y propongan alternati-vas al poder político y a la sociedad.

La discusión suscitada en torno alproyecto, además de contribuir desfavorable-mente al medio ambiente por la cantidad depapel e insumos utilizados, ha mostrado lafalta de credibilidad de diferentes sectoresgubernamentales y empresariales, que lasmillonarias campañas mediáticas de

"seducción" no lograrán ocultar, a menosque se muestren resultados y propuestasconcretas y beneficiosas para el país.

En esta contribución hemos queridomostrar algunas verdades y romper algunosmitos en torno al Gas Natural.

Las reservas de Bolivia son modestas aescala mundial, pero importantes en elámbito regional, que es dónde hay que mirarprioritariamente para las exportacionesfuturas.

El Proyecto de exportación de LNG esuna oportunidad más que una necesidad, demanera que su realización debería estar suje-ta a condiciones mínimas de interés nacionalque impliquen un salto de calidad en el de-sarrollo del país.

Finalmente la complejidad del PLNG estan elevada y la oportunidad que presenta tanfrágil, que para su implementación se requieredel concurso de profesionales de las más va-riadas áreas del conocimiento y de un consen-so nacional que abarque, al mismo tiempo,una revisión profunda de la legislación petro-lera actualmente vigente, en beneficio de lasoberanía nacional sobre sus recursos.

CAPÍTULO 4

Propuestas deIndustralización

FIERE Bolivia - Hugo del Granado y Francesco Zaratti - Luis F. Vincenti, Edwin Monroy, Rolando Campen

Propuestas de Industralización del GasBoliviano a Gran Escala

La Industrailización del Gas:¿Mito o Realidad?

Consenso Nacional por la Industrialización del Gas:Una Propuesta Imprescindible

para Nuestro Desarrollo



1 Industrialización del gas comobase para el desarrollo del país

1.1 Introducción

A partir de la urgente necesidad de encon-trar alternativas viables y con amplia perspec-tiva en lo que al sector petrolero se refiere, ungrupo de profesionales de diversas especiali-dades (ingenieros petroleros, ingenieros geó-logos, ingenieros electrónicos, economistas,administradores de empresa, abogados, médi-cos, ejecutivos empresariales y otros) hemosdecidido formar FIERE BOLIVIA, Funda-ción para la Industrialización Energética y elResguardo Ecológico de Bolivia, la mismaque persigue principalmente el objetivo depromover la industrialización del gas, despuésde haber comprobado que dicho proceso, de lamanera en que está planteado, vendrá endirecto beneficio del país.

En este sentido hemos hecho conocer lospostulados de nuestra Fundación, y envia-mos, a varias personalidades y centros deopinión, una presentación que resumía losobjetivos que perseguimos y la visión decómo el marco energético del mundo, eldesarrollo de la tecnología para procesar elgas, y las grandes cantidades del mismo ennuestro territorio, abren una gran oportu-

nidad para Bolivia, pues ello puede permitirla exportación a gran escala de productosenergéticos y petroquímicos que se hacen enbase al gas natural.

Ahora, superados los momentos críticos deestos últimos días, el Gobierno ha abierto eldebate sobre tan importante tema. Sin embargo,el mismo parte en medio de mucha confusión,en la calle, en las instituciones y en la poblaciónen general, todo esto difundido a través de losmedios de comunicación, situación muy peli-grosa dada la importancia que el asunto tienepara el presente y el futuro de Bolivia.

Podrán enterarse del planteamiento totalvisitando nuestro sitio de Internethttp://www.fierebolivia.ifrance.com

Partimos de los siguientes puntos:

a) Existe nueva tecnología que permiteobtener diesel, gasolina, grasas, aceitesespeciales, metanol, urea y olefinas(plásticos) a partir del principal compo-nente del gas natural (90%): el metano.

b) Para la mayoría de esos productos existenmercados gigantescos en el mundo, yesos mercados seguirán creciendo en elfuturo previsible.

1 Fundación para la Industria Energética y Resguardo Ecológico de Bolivia

Propuesta de Industrializacióndel Gas Boliviano a Gran Escala

FIERE Bolivia1



c) La nueva tecnología está probada y escomercialmente viable, tal y como sedemuestra por la instalación de plantas envarias partes del mundo.

d) Lo anterior, junto a nuestro gas relativa-mente barato, puede permitir la indus-trialización a gran escala del gas boli-viano.

e) Si se realiza la industrialización del gasen territorio boliviano dejaría grandes be-neficios directos para el país (empleo,transferencia de tecnología, efecto multi-plicador,…).

f) La industrialización puede generar tresveces más ingresos por impuestos para elEstado.

g) Las inversiones son posibles si se preparauna política de incentivos fiscales y si sebrinda seguridad jurídica.

Las movilizaciones y trágicos sucesos delos últimos días dieron la vuelta al mundo,mostrando una imagen al país no propiciapara la inversión, pero ese efecto fue contrar-restado por la forma cómo se eligió al nuevoPresidente, y por el contenido de su discurso.Se mostró al mundo madurez civil ydemocrática. El nuevo Presidente ha convo-cado a la construcción de una nueva Boliviamás justa, equitativa y respetuosa de susleyes, y ella puede darse sólo en el marco deun desarrollo sostenible e ininterrumpido.

El gas natural, sin contradicción con suexportación limitada, definitivamente es la

base para un desarrollo sostenible robusto yseguro en el país. El mundo está cambiandohacia un rumbo que nos abre un enormepotencial para exportar grandes cantidades, ypor largo tiempo, productos derivados delgas. Nos hemos propuesto, con la experien-cia y dedicación de cada uno de nuestros pro-fesionales, aportar con estudios, ideas, einformación en el marco general de nuestrosobjetivos.

Finalmente, creemos que nuestrosplanteamientos pueden contribuir al con-senso y a la mejor definición del rumboque se debe tomar en materia energética yecológica, en consonancia con los organis-mos por ley llamados a tomar esas defini-ciones.

1.2 La Propuesta

No cabe duda que la mayor parte de losproductos fundamentales del desarrollo dela economía mundial en este siglo son pro-ductos provenientes de los hidrocarburoslíquidos y gaseosos, es decir, materia prima,combustibles, productos petroquímicos yelectricidad. Sin embargo, son los com-bustibles y los productos petroquímicos losque muestran un crecimiento acelerado dela demanda.

Asimismo, el siglo vive la concienciade que no puede haber desarrollo sinresponsabilidad, de manera que el resguar-do de los sistemas ecológicos, y el mejo-ramiento del medio ambiente se han con-vertido en el referente de todo desarrollohumano.



Estando Bolivia ubicada en el centro delsubcontinente, aun a pesar de su condiciónmediterránea, la disponibilidad de ductos paralíquidos, con acceso a ambas costas, le con-fiere una posición privilegiada con relación alos países sudamericanos, en el transporte y laexportación de productos energéticos. Lasposibilidades que tiene como país productorde materia prima petrolera, y de productosprocesados a partir de esa materia prima, sonenormes, pues 47% de su territorio cuenta conpotencial de contener reservas.

Asimismo, el país cuenta con regionesubérrimas, por una parte, y con microclimasdelicados, por otra; siendo privilegiado, por sucondición de divortia aquarum del continente,como una de las reservas de sistemas ecológi-cos estables y de una riqueza especialísima encuanto a biodiversidad y cultura se refiere.

1.3 FIERE Bolivia

En este sentido, la fundación FIEREBOLIVIA, después de realizados los estu-dios técnicos pertinentes, está conciente deque el desarrollo de la industria energéticabrinda la oportunidad histórica que el paístiene para lograr sus objetivos de insertarsecon personalidad y recursos en el conciertode la integración sudamericana. Esto permi-tirá lograr un futuro auspicioso para nuestroshijos. FIERE BOLIVIA ve la necesidad deque tal desarrollo de la industria energéticase lleve a cabo en completa armonía con lapreservación del medio ambiente, el entornonatural y el bienestar social.

Así, la fundación FIERE BOLIVIA buscará:

Propiciar el desarrollo de la industriaenergética, a través de la conversión del gasnatural en líquidos de baja contaminación,refinación del crudo, generación de energíaeléctrica y la mejor utilización de fuentesalternativas de energía, para satisfacer plena-mente la demanda interna y la exportación desus productos finales.

Velar para que el proceso de industria-lización aporte la mayor cantidad de benefi-cios para el país mediante la reacción encadena de la economía, desarrollo de la edu-cación superior, incremento de fuentes detrabajo y, en definitiva, mejorando la calidadde vida de los bolivianos.

Monitorear el desarrollo sostenible de laindustria energética y la industrialización delgas y el petróleo en armonía con la preser-vación del medio ambiente y las reservasecológicas.

Con este propósito procurará que el paísprovea el marco de seguridad jurídica y losincentivos que atraigan capitales con el finde establecer una industria energética sóliday estable. Cabildeando, promocionando ypreparando los estudios que para esta empre-sa sean convenientes.

Recurrirá a los profesionales idóneos,altamente capacitados y especialistas en lasáreas involucradas, para contar con un equipoque le permita no solamente avanzar hacia losobjetivos trazados, sino prestar consultoríassobre todos los temas que involucren suactividad, permitiendo la difusión de suexperticia a todos los interesados.



Y, finalmente, podrá asumir tareas deasesoramiento, representatividad de organi-zaciones o del país, a nivel técnico en lasáreas que le competen, energía y ecología,cuando el Gobierno de Bolivia u otras orga-nizaciones lo soliciten.

Cabe, además, destacar que la presentepropuesta de FIERE BOLIVIA ha sido com-pilada y procesada por sus miembros, uti-lizando como base un trabajo del Ing. LuisCarlos Kinn F., presentado a principios deseptiembre en la UPSA (Diplomado deIngeniería del Petróleo y Gas Natural). Laborque la Fundación ha encontrado enriquece-dora para sus cimentaciones.

1.4 Industrialización delgas natural: Una decisión crucial

El escenario del sector hidrocarburíferoen Bolivia nos muestra grandes reservas degas sin utilización mientras sufre la fuga dedivisas por la importación de líquidos quedebilita la economía nacional.

La presente propuesta surge de ladisponibilidad actual de tecnología de puntapara procesos de industrialización. Esta tec-nología aplicada a las grandes reservas degas, atraerá capitales para la instalación delas diversas industrias que, a través de lapetroquímica, produzcan bienes con valoragregado a gran escala, destinado a satisfa-cer las necesidades internas y principalmentea la exportación a mercados abiertos.

Para este propósito será de gran valorasimilar las experiencias exitosas de otros

países, como es el caso de Trinidad yTobago, que en su momento tomaron ladecisión por la industrialización del gas conresultados claramente satisfactorios.

El 47% del territorio boliviano cuentacon potenciales reservas hidrocarburíferas,

aunque actualmente sus reservas están con-centradas en sólo el 4% del territorio. Las

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reservas alcanzaban a fines del 2002 a 54.9tcf, de los cuales 48 tcf se encuentran enTarija, representando el 86% de las mismas,con los campos Margarita, Itaú, San Alberto,San Antonio y Madrejones. La principalexplotación de gas se realiza en los camposSan Alberto y San Antonio desde donde seenvía el gas al Brasil. La posibilidad deexportar gas natural a los Estados Unidos,mediante el proceso de enfriamiento LNG enun puerto del Pacífico, está basando susexpectativas exclusivamente en el campoMargarita.

Sin embargo, existen reservas poten-ciales en los departamentos de Pando, Beni,La Paz, Cochabamba, Santa Cruz, Chuqui-saca y aún más en Tarija. Si no se han des-cubierto más hidrocarburos es porque laactividad exploratoria se ha detenido al nohaber nuevos mercados para el gas natural.

Con la apertura de grandes mercadosresultantes de la industrialización del gas agran escala se reiniciará la exploración, per-mitiendo el descubrimiento de importantesreservas de petróleo también en los otrosdepartamentos.

El gas natural está compuesto de 90% demetano. Los otros componentes sonmenores, así, el etano 5%, el propano 2%, elbutano 1%, y otros más pesados el 2%.

Con la tecnología tradicional, la únicaopción para el metano es transportarlo comomateria prima a través de grandes y costososductos, o enfriarlo para enviarlo como LNGpor vía marítima, en barcos de gran calado.

El etano es útil para la petroquímica, en suforma convencional (se verá luego que tam-bién se puede hacer petroquímica a partir delmetano), pero como es un componente muyreducido en el gas natural requiere grandescantidades de gas para hacer factible suindustrialización. Mientras que el propano yel butano son transportados como GLP.

Gracias a las nuevas tecnologías podemostransformar el metano, mayor componentedel gas natural, en diesel, DME, y vía lapetroquímica moderna, en olefinas, metanol,amoniaco, fibras, goma sintética y otros.

Aunque todos estos productos sonfactibles, los que presentan mayor rentabili-dad en la actualidad, por contar con merca-dos abiertos y una demanda creciente ysostenida, son el diesel, DME y olefinas(petroquímica).

La obtención de estos productos líquidos,además de introducir alto valor agregado,minimiza la relación precio/transporte, pre-senta un cuadro de ingresos muy convenientepara el Estado y produce una cadena de mul-tiplicación con un impacto grande en laeconomía y el desarrollo del país.

El diesel sintético proveniente del gas esun combustible de tal calidad que el factorde contaminación durante el proceso decombustión, muy bajo, cumple con lasrestricciones ambientales actuales y previs-tas de los Estados más rigurosos del plane-ta. Esta cualidad le da, además de la fuertedemanda en el mundo, una alta competitivi-dad.



El DME es un excelente sustituto del gaslicuado (GLP), cuyos mercados son enormesy crecientes, además de ser utilizado con efi-ciencia en turbinas para la producción deenergía eléctrica.

El MTO es un proceso que permiteobtener olefinas, los principales productos dela petroquímica y materia base para la pro-ducción de plásticos, a partir del metano. Elalto valor de estos productos y su demandacreciente, están favorecidos por la estabili-dad de los precios del gas, inmune a lainestabilidad de los precios del crudo, suinsumo tradicional.

1.5 Los productosindustrializados y sus mercados

La demanda mundial de estos productoses enorme. El consumo de diesel demandará25 millones de barriles por día en el año2010, después de un crecimiento sostenidodel 2% anual. El gas licuado en el Japóndemandaba, en el año 2000, más de 14

millones de toneladas, mientras que las olefi-nas demandarán 265 millones de toneladasde etileno y propileno para el año 2015,duplicando la demanda de 2002.

Sin embargo, no es solamente el escenariomundial el que presenta un cuadro tan atracti-vo para los exportadores, sino también elescenario sudamericano. Chile requiere laimportación de 250.000 bpd de crudo, y esconocido su problema de contaminaciónambiental. Asimismo, se estima que Brasiltendrá el año 2010 un déficit de refinación de860 mil bpd. El consumo de diesel en losEstados fronterizos de Rondonia, Matogrossodo Sul, Matogrosso y Goias, alcanza a120.000 bpd. Por otra parte la necesidad degas licuado hace que el Brasil importe desdelos países del Medio Oriente 2 millones detoneladas año. Además de la demanda cre-ciente de olefinas para su industria de plásti-cos.

Con la exportación de solamente 100.000bpd, de diesel sintético, se generarían ingre-sos estimados en 1.200 millones de dólaresanuales.

1.6 Validez de la tecnología

Existe la tecnología probada para pro-ducir diesel sintético a partir del gas, que estásiendo usada por mucho tiempo en el mundo.Con la nueva tecnología los costos de pro-ducción continúan bajando considerable-mente haciendo este proceso más eficiente yasequible. Las inversiones para las nuevasgrandes plantas en Nigeria y en Qatar pre-sentan índices de $25.000 y $20.000 dólares

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por barril respectivamente. Asimismo, eltiempo de implantación del proyecto se hareducido a 30 meses de programación. Laproducción instalada por SASOL enSudáfrica, con una historia de 45 años, es de160.000 bpd, Mossgas, también enSudáfrica, tiene una capacidad instalada de2.500 bpd desde hace 11 años, mientras queShell, en Malasia produce 15.000 bpd desdehace 8 años. Actualmente se están instalandoplantas en diversas partes del mundo,destacándose la planta que está levantando elJoint Venture Sasol-Chevron en Qatar.

1.7 Países del tercer mundo quedecidieron industrializar el gas

Se destaca el ejemplo de Trinidad yTobago que, a pesar de su condición de paísdel tercer mundo, 5.128 km2 y 1.200.000habitantes, luego de tomar la decisión deindustrializar su gas, se vio beneficiado porla exportación de productos con valor agre-gado y la multiplicación de su economía.

Durante 1973, Trinidad y Tobago, habíaaumentado los ingresos por la venta depetróleo de forma considerable, convirtién-dose en el tercer exportador de crudo delhemisferio occidental; a pesar de eso, a prin-

cipios de 1975, tenía una tasa de desempleosuperior al 17% y la inflación se elevaba al23%. En marzo y abril de ese mismo año, lashuelgas laborales en las industrias delpetróleo y del azúcar, y los paros solidariosde los trabajadores de los sectores del trans-porte y eléctrico, paralizaron la economía, locual supuso unas pérdidas aproximadas de200 millones de dólares.

Sin embargo, gracias a la decisión deindustrialización, actualmente es el primerexportador de amoniaco y metanol delmundo, además de la producción directa dehierro reducido, placas de acero, barras y unanueva planta de HBI/DRI de escala mundial,sin ser productor de la materia prima, yactualmente está en proceso de implementaruna planta de GTL con la compañía Shell.Así, al reducir el porcentaje de exportaciónde materia prima, incrementó la capacidadde compra per capita de sus habitantes, conla visión de alcanzar, hasta el año 2020, a lospaíses más industrializados.

1.8 Políticas y estrategias viablespara lograr el objetivo

Para lograr la industrialización men-cionada el Estado Boliviano debe aplicar unapolítica energética integral que propicie laindustrialización del gas. Esta política deberápartir de la elaboración de un sistema regula-torio que atraiga la inversión y garantice laestabilidad impositiva.

En este sentido, es necesario identificarincentivos fiscales establecidos por otrospaíses, como el caso de exención fiscal por 5

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años para refinerías nuevas a instalarse entre1997 y 2003 en la India, con lo cual dichopaís consiguió solucionar su falta de capaci-dad en plantas de refinación. Incentivos si-milares generarían las condiciones fiscales,no solamente de atracción de capitalesextranjeros sino una mayor participación dela industria y capitales bolivianos.

La exención del IVA a la importación debienes de capital, ya aplicada a los materialesy plantas para el gasoducto a Brasil, será unfactor saludable para la implementación delas plantas de industrialización del gas natu-ral. Esto no es que disminuya los ingresosdel Estado, sino que los posibilita, pues si nose rebaja, es posible que la planta no se haga.Hay otros países que, beneficiándose delvalor agregado, dan condiciones de rentabi-lidad controlada a este tipo de inversiones.De la misma manera la eliminación de la ta-rifa estampilla para proyectos de industria-lización del gas en boca de pozo, será otroimportante incentivo para la atracción deinversiones extranjeras.

La Estabilidad Jurídica es un requisito indis-pensable para garantizar la factibilidad y susten-tabilidad de los proyectos de inversión para laindustrialización del gas (Ver Ley de Conveniosde Estabilidad Jurídica en Chile y Perú).

Paralelamente, se deben priorizar laspolíticas socio ambientales, desarrollandoaltos estándares socio ambientales de cons-trucción y operación que garanticen la reduc-ción y resolución de conflictos, bajen loscostos de contingencia, y constituyan laclave para el éxito a largo plazo.

Estas políticas deberán incluir planes demanejo socios ambientales adecuados para lafase de construcción, planes para el controlde emisiones y desechos basado en avanza-dos estándares internacionales y el desarro-llo de una matriz coherente de las relacionescon la comunidad y la sociedad.

Finalmente, sostenemos que, paraaprovechar la coyuntura histórica de la eco-nomía del gas, es necesario definir en formaconsensuada una Política Energética Inte-gral, basada en la industrialización del gas,para estructurar un desarrollo sostenible yuna disminución de la pobreza en Bolivia.

2 El siglo XXI: La era de gas y delos productos derivados del gas

Durante el siglo XXI continuará elaumento del consumo de petróleo, sinembargo aumentarán las medidas para dis-minuir la contaminación que produce lacombustión de los productos del petróleo.

Es de considerar que existe un mercadomasivo y creciente para productos delpetróleo (principalmente diesel y gasolina)en los países vecinos; en EEUU, Europa y

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Asia, pero el mundo ha entendido que elcambio climático es principalmente produci-do por la combustión de combustibles fósiles(diesel, gasolina, carbón,..) Así que, mientrasse desarrollan las energías alternativas, el gasy sus productos derivados serán los com-bustibles de transición, pues producen menosCO2 (anhídrido carbónico)

Por otra parte, la demanda de productospetroquímicos aumenta cada vez más: porcada 1% con que crece la economía mundial,dicha demanda aumenta 2% (es decir, másuso de plásticos, y resinas, en electrodomésti-cos, electrónica, vehículos, construcción, etc.)

2.1 El cambio tecnológico

Las modernas tecnologías para industria-lizar el gas natural ya están siendo rentables,gracias a la economía de escala, pues bajanlos costos cuando aumenta el tamaño; y elaumento de la eficiencia, es decir, se estálogrando mayor porcentaje de transforma-ción final.

Lo anterior permite, en el caso de loscombustibles, producir, a partir del gas, losmismos productos que se obtienen a partirdel petróleo (diesel, gasolina,..) , y aún otrosmás (metanol, DME,..). Dichos productostendrán un mejor posicionamiento de merca-do, pues contaminan mucho menos.

Estos productos no son experimentales.Son tecnológicamente probados. Lo queimpedía su producción en masa, hasta muyrecientemente, era el hecho de que su pro-ducción no era rentable.

Asimismo, en el caso de los productospetroquímicos, se está dando un cambio fun-damental. Esta industria, tradicionalmente sebasaba en dos materias primas:

El etano (un producto que constituye unapequeña parte del gas) y las naftas de refi-nerías, las cuales son "cortadas" (craqueo).

Como las grandes refinerías están princi-palmente en los países desarrollados (impor-tan petróleo y ahí lo procesan), la petro-química está concentrada en dichos países.Esto significa costos de operación elevados.

Con la nueva tecnología, ahora es posiblehacer petroquímica a partir del metano,mucho más abundante que el etano, dándoleuna nueva dimensión a esta industria.Brindando mayor estabilidad - pues, en esteproceso, ya no depende mucho del precio delpetróleo, y mayor competitividad, pues suscostos resultan menores. Uno de los puntosmás importantes es que ya no necesita estarcerca de las refinerías o cerca del mercado.Se instalan cerca de la fuente de la materiaprima, es decir, cerca del pozo de gas sinmercado, de bajo costo, como es el caso delgas de Bolivia.

2.2 Iniciando una nueva eraenergética

Es importante anotar que existen impor-tantes cambios en el sector energéticomundial:

Las reservas de gas van en franco aumen-to; las de petróleo dejan de crecer.



A nivel mundial existe una tendencia aluso de combustibles con menos contami-nantes: una paulatina transición desdepetróleo hacia el gas.

Se está dando una innovación tecnológicacontínua para aumentar la eficiencia delos procesos para industrializar el gas.

Lo anterior está causando un granaumento en el uso del gas, y de sus deriva-dos, en todos los sectores: En la generaciónde electricidad y calor, en el uso como com-bustible para transporte y en la elaboraciónde productos Químicos y Petroquímicos

De manera que el siglo XXI, será unmundo movido principalmente por el gas ypor los productos derivados del gas.

En la historia se ha pasado por diferentes"eras" energéticas, siempre tendiendo a com-bustibles más eficientes y más limpios.

En este siglo se está iniciando la "era del gas".

Así, es de resaltar que en el Siglo XXIhabrán mejores oportunidades de mercado

para los productos derivados del gas que paralos derivados del petróleo.

Pues, sin lugar a dudas, la actividadhumana, y la economía mundial, necesitanenergía para poder existir. Y es muy claroque las principales fuentes de energía en elsiglo XXI seguirán siendo los hidrocarburos.

En este sentido, las necesidades mun-diales de productos provenientes del petróleoy del gas crecerán aún más en el futuro pre-visible. En este contexto, los países que notienen suficientes reservas de hidrocarburos,necesitan asegurar las fuentes de suministrode los mismos; de lo contrario, su existenciaestaría en peligro. De tal manera que es unasunto de seguridad nacional para paísescomo EEUU, la mayoría de los paíseseuropeos y del Sud Este Asiático, especial-mente China, Korea, Japón y Taiwan

3 El gas natural

El gas natural es un combustible maravi-lloso. Produce muy baja contaminación y,allí donde existe en abundancia, es clara-mente competitivo con otros combustibles.Sin embargo, su gran desventaja, en contra-posición al petróleo u otros combustibleslíquidos, es que no es fácilmente almace-nable o transportable, generalmente sus cos-tos de desarrollo e infraestructura son ma-yores que para el petróleo, y es el mercado elque domina la cadena del negocio.

Ante tal situación, los proyectos de gasnecesitan estar muy integrados a los proyec-tos del mercado para que puedan tener unaexplotación rentable.

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¿Pero qué es el gas natural y cuáles sonsus principales usos?

3.1 La energía del metano

La máxima de Lavoisier, "Nada sepierde, todo se transforma", es la que rige,naturalmente, principalmente cuando habla-mos de energía. Vale, además acotar, que elhidrógeno es el elemento más abundante enel universo. El sol, por ejemplo, está forma-do por hidrógeno, el cual se transforma per-manentemente en helio. Esa transformaciónlibera la energía que une a las partículas quecomponen el hidrógeno: esa es la energía quesentimos como luz y calor.

En la tierra, cuando quemamos gas ogasolina o diesel, lo que sucede es que losátomos de hidrógenos se desprenden de losátomos de carbono: de esa manera la energíaque mantenía juntos a esos átomos se libera,y es el calor y la luz que sentimos. Y esa esprecisamente la energía que da el GLP en lacocina o el diesel en el carro.

También esa es la energía que se trans-forma en electricidad, al quemarse el metanoen las turbinas de generación.

3.2 El transporte de la energía

Cabe, entonces, hacerse la pregunta,¿Qué mantiene unidos a los átomos en unamolécula? La respuesta es, claro, la energía.

De manera que cuando llevamos elmetano o el diesel a los mercados, llevamoshidrógenos y carbonos unidos por enlaces deenergía. Ya sea que llevemos esa energía al

mercado en forma de metano o en otras for-mas, el objetivo es el mismo: llevar laenergía contenida en los enlaces.

La gasolina, el diesel, el kerosén, el jetfuel, los aceites, tienen estructuras similaresa las del gas: átomos de carbonos rodeadospor átomos de hidrógeno, sólo que son cade-nas más largas.

Es muy evidente que si transportamosproductos con cadenas largas estaremostransportando más energía por molécula. Yel mercado paga por esto.

3.3 Industrialización del gas

Se entiende por industrializar el gas na-tural el hecho de transformar químicamenteel gas en otros productos de mayor valoragregado.

El gas natural se puede industrializar dediversas maneras. Las principales son:

1. Procesar el gas para producir fertilizantes,

2. Procesar el gas para producir energíaeléctrica,

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3. Procesar el gas para producir metanol,

4. Procesar el gas para producir electrici-dad,

5. Procesar el gas para la reducción directadel mineral de hierro (Ej. Mutun),

6. Procesar el etano del gas para producirolefinas (plásticos) mediante la petro-química convencional

7. Procesar el metano del gas para producirolefinas (plásticos) mediante la petro-química de nueva tecnología

8. Procesar el gas para producir diesel

9. Procesar el gas para producir DME: unsustituto del GLP

3.4 Industrializacióndel gas natural boliviano

A Bolivia le debe interesar principal-mente el poder industrializar lo que mástiene: el metano. Así se puede transformar lamayor cantidad de gas en productos demayor valor agregado, más fáciles de mane-jar, de transportar y de almacenar, pues sonlíquidos o sólidos. De esta manera se con-sigue condensar la energía contenida en elmetano, y bajar el costo de su transporte a losmercados mundiales.

Se ilustra que, a partir del metano, losproductos que se pueden obtener son:

Diesel, gasolinas: moléculas más largas,uniendo varias moléculas de metano.

Metanol, DME, olefinas - mediante pro-cesos más conocidos como "petroquimi-ca": se logran moléculas más complejas,usando el gas como materia prima.

3.5 Gas a líquidos

El proceso de transformar el gas en li-quido, es un proceso que transforma el gasnatural en una forma más fácil de trans-portar. Pero, en realidad esa operaciónenvuelve varias opciones. Pudiendoestablecerse:

1. Un proceso físico (baja temperatura oalta presión), ejemplo el LNG: un enfria-miento a - 162 C, donde la molécula demetano no sufre cambios.



2. Un proceso químico: la industrializacióndel gas natural, donde las moléculas demetano se transforman en otro producto.

Como son los casos de:

Proceso Fischer-Tropsch: el metano setransforma en diesel.

Proceso de oxigenación: el metano setransforma en metanol.

Petroquímica: el metano (o el etano) setransforma en plásticos.

3.6 Tecnología GTL: Dos grandesramas de industrialización

Primero el metano se transforma enmonóxido de carbono e hidrógeno (llamadosyngas). Luego hay dos opciones :

Rama 1: Vía F-T , para luego obtenermoléculas largas de combustibles como eldiesel.

Rama 2: Vía oxigenación, se obtiene unamolécula de metano con un oxigeno incorpo-rado: metanol. Luego otros productos.

3.7 Los costos de latecnología han bajado

La industrialización ahora es posibleporque los costos de la tecnología han dis-minuido.

Con la industrialización del gas estásucediendo lo mismo que sucedió con elLNG desde 1969: al aumentar la demanda de

nuevas plantas, se dio una continua mejoraen la eficiencia y una continua reducción enlos costos. El nivel actual de costos es un40% del valor inicial.

3.8 La industrialización del futuro

De las opciones que se tienen para elfuturo, la del hidrógeno como fuente princi-pal de energía es la más grande, mediantelas celdas de energía, o "fuel cells" eningles. Y eso también es buena noticia paranuestro gas: según un estudio de laAmerican Petroleum Institute, la materiaprima más conveniente para extraerhidrógeno, es la nafta parafínica, la cual esuna cadena de carbonos e hidrógenos larga,sin conexiones laterales. Precisamente eltipo de nafta que se obtiene mediante elGTL: largas cadenas parafínicas. Lo quesignifica que también se podría exportar, engrandes cantidades, nafta parafínica en laera de energía del hidrógeno, para alimentarlos "fuel cells".

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El gas boliviano, al contrario de algunasopiniones, tiene valor para muchos años.

Bolivia puede, mediante la industria-lización del gas ahora, sentar las bases parala tecnología del futuro.

3.9 Estimado de inversiones ytiempos para industrializar el gas

Si en el lapso de un año se hacen los cam-bios necesarios en Bolivia, las plantas deindustrialización podrían iniciar sus opera-ciones casi simultáneamente con el LNG, esdecir, en el año 2007 o 2008. Sin embargo, elimpacto económico y social se produciríamucho antes al iniciarse la construcción delas plantas.

3.10.1 Estimados iniciales parauna gran planta de GTL (Diesel)en Bolivia

Proyecto GTL (diesel)

Inversión : 2427 millones de dólares

Capacidad: 100.000 BPD

Consumo de gas: 1.000 millones PCD

Reservas necesarias para 20 años: 6.7TCF (aproximadamente la misma que seconsidera en el proyecto de Pacific LNG)

Número de grandes plantas que puedeninstalarse en Bolivia: abierto, no está limita-do. El mercado mundial de diesel es tangrande que pueden operar en Bolivia variasplantas simultáneamente.

Como mínimo deberíamos ponernos unobjetivo de 5 plantas hasta el 2020, e incor-porar ese objetivo en la Política EnergéticaIntegral.

3.10.2 Estimados iniciales parauna planta petroquímica (basemetano) en Bolivia

Proyecto: Petroquímica, primera planta(basada en metano, no en etano)

Inversión: 1575 millones de dólares

Capacidad: 800.000 ton/año

400.000 ton/año de polietileno

400.000 ton/año de polipropileno

Consumo de gas: 227 millones de PCD

Reservas necesarias para 20 años: 1.5TCF

Número de grandes plantas a instalarse:abierto, no está limitado. El mercado mun-dial de olefinas es tan grande que puedenoperar en Bolivia varias plantas simultá-neamente. Como mínimo deberíamos poner-nos un objetivo de 3 plantas hasta el 2020, eincorporar ese objetivo en la PolíticaEnergética Integral.

3.10.3 Estimados iniciales parauna planta de DME en Bolivia

Proyecto DME, primera planta

Inversión : 560 millones de dólares



Capacidad: 7500 ton/día

Consumo de gas: 290 millones PCD

Reservas necesarias para 20 años: 1.9TCF

Número de grandes plantas a instalarse:abierto, no está limitado. El mercado mun-dial para DME (GLP y generación de energíaeléctrica) es tan grande que pueden instalarseen Bolivia varias plantas simultáneamente.Como mínimo deberíamos ponernos unobjetivo de 3 plantas hasta el 2020, e incor-porar ese objetivo en la Política EnergéticaIntegral.

4 Conclusiones y recomendaciones

El potencial uso y transformación de lasreservas de gas boliviano, mediante su indus-trialización, abre gigantescas posibilidadesde mercados (y de mayores beneficios) quetodas las opciones de exportación de gas jun-tas.

Se pueden instalar en Bolivia numerosasplantas para cada uno de esos productos, yaun así no se satura el mercado.

Para "sentir" mejor la gran importanciaque el mercado mundial puede tener paraBolivia, hay que revisar el enorme poten-cial gasífero de Bolivia. Se ha demostradoque tan sólo en Tarija, que ocupa el 4% delterritorio de Bolivia, y apenas un 8% delterritorio con potencial de hidrocarburos,se tienen 48 TCF de reservas. Siguiendo elSub-Andino, desde el Sur hacia el Norte yNoroeste, en otros Departamentos, como

Chuquisaca, Santa Cruz y Cochabamba,mientras se buscaba petróleo, también sedescubrió gas, aunque no se han exploradotodavía las zonas con mayor potencialgasífero. Existen en Chuquisaca campos yestructuras como el Ingre o Monteagudo;en Santa Cruz, Camiri, Tacobo, Caranda,Colpa, El Palmar, en Cochabamba,Bulo-Bulo, Carrasco, Lluviosa, en el Beni,Eva-Eva, o en La Paz como Tacuaral yLiquimuni, en las cuales ya se ha probadola existencia de reservas de gas o sonestructuras identificadas con alto potencialde contener gas en sus zonas más profun-das.

Saliendo de Bolivia, en el Perú, seencuentra Camisea, con sus 13 TCF de reser-vas, en el mismo lineamiento de las zonascon potencial gasífero de Bolivia. Si enTarija, con tan sólo el 8% del territorio conpotencial, ya se han probado 48 TCF, y con-siderando que se tienen aún dos grandesestructuras más, con alto potencial, en esedepartamento, ¿Cuántos TCF serán las reser-vas totales de Bolivia?. Responder que entre100 y 500 TCF no es desatinado, desde elpunto de vista técnico.

En base al análisis anterior, y tomandocomo 250 TCF las reservas de gas que puedatener Bolivia, si gran parte de esas reservas,mediante GTL, se convirtiesen a diesel,tomando una relación de 10.000 pies cúbicospor cada barril de diesel, teóricamente se ten-dría en Bolivia una "reserva" de diesel de:25.000.000.000 (veinticinco mil millones) debarriles de un diesel "ecológico", de muybaja contaminación, y de muy alta demanda,presente y futura, en países como EEUU,



China, Japón, Europa, Chile, Brasil. Preci-samente son países que necesitaran importarese diesel a futuro.

Bajo la óptica anterior, si Bolivia seprepara para la industrialización del gas, y daa conocer esa potencialidad de reservas -contodos los apoyos y estudios técnicos necesa-rios- sería lógico que Bolivia se convierta enun país de alto interés para los países listadosarriba, y así ellos, contrariamente a lasituación actual, más bien compitan me-diante la inversión en la industrialización delgas, y mediante la transferencia de tec-nología, para asegurar que Bolivia sea unsocio seguro que les provea energía limpiapor mucho tiempo.

Aunque suene muy pretencioso, un esce-nario similar es posible. Es difícil pero posi-ble.

4.1 Política energética integral

Para aprovechar la coyuntura histórica dela economía del gas, es necesario definir unaPolítica Energética Integral, basada en laindustrialización del gas, para estructurar undesarrollo sostenible y la disminución de lapobreza en Bolivia.

4.1.1 Principales factores para eldesarrollo de un país

El estadista Michael Porter, en su análi-sis de un grupo de los principales paísesdesarrollados, concluye que los principalesfactores para el desarrollo son los si-guientes:

1. La tecnología como línea de evolución.

2. Estructura de Estado con cierto nivel deorganización (Administrativa y Judicial).

3. Sector privado identificado con la com-petitividad tanto doméstica como inter-nacional.

4. Educación con factores altos y medios encuanto a calidad de profesores e in-fraestructura.

5. La Investigación y Desarrollo orientada alas mejoras tecnológicas en consonanciacon la evolución del sector privado.

6. Búsqueda de mercados internacionalespor parte del sector privado en competen-cia, pero con colaboración de los respec-tivos gobiernos.

4.1.2 La innovación comoactor para el desarrollosocial y competitivo

Michael Porter nos hace notar que "dentrode los múltiples factores que hoy en día sepueden estudiar para explicar y al mismotiempo diseñar vías de progreso en el mundoactual, la innovación es un tema que debe for-mar parte de la columna vertebral de cualquierproyecto de sociedad en sus diversas facetas."

Entonces, es necesario innovar en materiade política energética en Bolivia. Ya el Estadovio, que podía hacer para el gas. Ahora se debever que el gas puede hacer por Bolivia. Y porsupuesto, ayudar a ese cometido.



4.1.3 Política energética:Consideraciones

Existen países que, en condiciones simi-lares a Bolivia, (mucho gas y lejos de losmercados), basados en la innovación tec-nológica, ya han desarrollado una políti-ca energética integral y están industria-lizando gran parte de su gas (Qatar, T&T,Australia, Irán, Nigeria,..).

Es necesario un enfoque global, luegonacional, para el desarrollo de mercadospara el gas. No se debe sólo focalizar lasnecesidades del sector de hidrocarburos.

El sector industrial con base en el gas,orientado a la exportación, puede gene-rar, en gran escala:

• Fuentes de trabajo permanentes,

• Transferencia de tecnología,

• Mayores ingresos fiscales,

• Crecimiento de industrias auxiliares(siderurgia, metalmecánica, trans-porte, servicios varios,…)

Es imprescindible tomar conciencia de que:

La industrialización del gas es posiblepero demanda grandes montos de inver-sión. Sólo se hará realidad si hay inver-sión privada.

Bajo una relación de mutuo beneficio, elEstado debe permitir las ganancias

razonables y asegurar la seguridad de losinversores.

Tenemos que competir con otros paísespara traer esas inversiones a Bolivia.

Se debe identificar con cuales productos-y en cuales mercados y países-, se puedecompetir con productos de exportaciónelaborados a partir del gas, desde lascondiciones de Bolivia, teniendo encuenta la mediterraneidad y los costosaltos de transporte.

Se debe dar prioridad a los mercadosmundiales que permitan consumo masivode gas en plantas industriales en Bolivia

El Gobierno debe establecer el vinculoentre la política energética y la investi-gación, la innovación y la ciencia.

El sistema regulatorio e impositivovigente no fue elaborado con la perspec-tiva de la industrialización del gas. Esnecesario hacer ajustes para:

• Identificar y promover medidas quecontribuyan a perfeccionar un marcolegal atractivo para la inversión enproyectos de industrialización del gas,

• Identificar las tendencias de los proce-sos de inversión a nivel internacional yde las decisiones estratégicas de inver-sión de los actores internacionales.

• Identificar y eliminar barreras queobstaculicen la inversión en sectores



de interés para el desarrollo soste-nible del país.

• Generar las condiciones para unamayor participación de la industria ycapitales bolivianos en los proyectosde industrialización del gas.

4.2 Ejemplos de políticasenergéticas

La política energética que se propone lafundación FIERE BOLIVIA ya se ha imple-mentado exitosamente en otros países.

Trinidad & Tobago: Reducción rápida dela pobreza con base en el gas natural

Qatar: la "Capital Mundial del GTL"

Venezuela: "Plan Maestro de Desarrollodel Gas"

India: aceleración de la inversión.

Holanda: integración con la empresa privada

4.2.1 Trinidad & Tobago

Disminución rápida de la pobreza conbase en el gas natural: 20 años

En 1977, el Dr. Eric E. Williams, PrimerMinistro de Trinidad y Tobago, declaraba:

"…bendecidos como estamos con losrecursos de hidrocarburos, tenemos unaelección que hacer. Ha habido intentos depersuadirnos que la cosa más simple y fácil a

hacer, es exportar nuestro petróleo, exportarnuestro gas, no hacer nada más y recibir losingresos derivados de dichas exportaciones,y, si posible, vivir una vida de lujo, por lomenos por un periodo limitado de tiempo.Eso es lo que este Gobierno ha rechazadocompletamente, pues significa poner lanación entera en riesgo. Por el contrario,hemos tomado el que puede ser el caminomás difícil, y ese es aceptar el desafío deentrar al mundo del acero, aluminio,metanol, fertilizantes y petroquímica,aunque seamos pequeños y aún con nuestro(bajo) nivel de tecnología existente"

Y los resultados son innegables.

4.2.2 Política Energética enQatar: Otro ejemplo

El Ministro de Energía e Industria yPresidente de Qatar Petroleum dio la bien-venida a los delegados a 4ta ConferenciaInternacional de Petróleo, Gas yPetroquímica en Qatar - Oportunidades paraInvertir en Qatar", subrayando las actualesfortalezas de Qatar, cuya economía ha sido,y continúa a ser, una de las de mayor cre-cimiento en el mundo. "Es principalmentebasado en el sector de petróleo y gas", dijo."El nivel de desarrollo industrial y económi-co, sin precedentes en la región, es el resul-tado de la sabia estrategia implementada porel Emir Jeque Hamad..., para alcanzar la uti-lización óptima de los recursos naturales denuestro país, procediendo al desarrollo de lainfraestructura, mejorando el clima para lainversión privada, aumentando nuestra aper-tura para mejorar la economía de nuestro



país, e introduciendo los cambios de leynecesarios"

4.2.3 Irán: Plan Integral del GasIraní para 20 años

La empresa estatal iraní NationalIranian Oil Corporation NIOC contrató

estudios especializados en base a los cualesdiseñó la estrategia y plan de acción sobreel manejo del gas, para los subsiguientes 20años.

Breve introducción al Plan Integral delGas Iraní para 20 años.

El Instituto para los EstudiosInternacionales de Energía (IIES) fue desig-nado en 1996 por la Compañía NacionalIraniana de Petróleo (NIOC) para realizar elestudio del plan.

Basado en un programa proyectado, latarea ya mencionada se llevó a cabo usandolos servicios de 40 exportadoras especia-lizadas en los campos pertinentes en un lapsode 12 meses. Los resultados de la investi-

gación han sido publicados en cinco capítu-los distribuidos en 35 volúmenes (5.800páginas).

La lista a continuación muestra los princi-pales puntos de estudio sobre los cuales Iránse basó para establecer su plan de 20 años.

Primero se estudió el contexto global,luego el desarrollo tecnológico, después lapropia industria interna y las reservas. Sobreesas luces, se estableció el Plan Integral delGas para 20 años.

La atmósfera económica global (Tenden-cias e inclinaciones.)

Perspectiva de la energía mundial y ten-dencias para el 2020.

Potencialidades de la energía del petróleoy el carbón basado en fósiles.

Potencialidades de la energía del gasnatural basado en fósiles.

Potencialidades de las energías renova-bles y no basadas en fósiles.

Tendencia de la estructura del precio y el costoen portadores de energía y evaluación de laspolíticas de gas en países seleccionados.

Transformaciones y desarrollos tec-nológicos en el sector energético (pro-cedimientos y logros globales.)

Finanzas e inversión internacionales enel sector de petróleo y gas



Atmósfera y crecimiento de la economíanacional de Irán, su perspectiva futura(las opciones de crecimiento).

El estado de las industrias del petróleo yel gas iraní desde un punto de vista inter-nacional. Oportunidades y Desafíos.

Reservas de gas y plan de producción de20 años (dos volúmenes).

Gas, petróleo, condensados y plan deproducción de 20 años.

Otros recursos energéticos.

India: Aceleración de la inversión

Mediante la oferta de incentivos fiscalesa aplicarse durante un periodo limitado detiempo (exención fiscal por 5 años pararefinerías nuevas a instalarse entre 1997 y2003), India consiguió la inversión necesariaen el tiempo planificado.

"La India es un ejemplo de anticipaciónde inversiones en nuevas refinerías pormedio de exenciones fiscales. Hasta hacemuy poco, el país enfrentaba un gran déficitde derivados. En 1998, el gobierno decidióestimular las inversiones en nuevas refi-nerías ofreciendo exenciones fiscales porcinco años para los proyectos iniciadosdespués de 1998 y concluidos antes del2003.

Tales incentivos resultaron en tresnuevas refinerías, llevando a la India alautoabastecimiento. El factor decisivo para

el éxito fue el horizonte de tiempo del incen-tivo, claramente determinado y razonable-mente corto (cinco años) aliado a las ame-nazas de que los subsidios sería eliminadosen caso de que el proyecto no fuese conclui-do hasta el 2003. Además de eso, la políticaclaramente favorecía proyectos greenfield,sin ningún incentivo a las expansiones."

4.2.4 Holanda: el Estado en aso-ciación con la empresa privada

"Los beneficios económicos paraHolanda (provenientes del gas) han sido sus-tanciales. Por cada dólar proveniente de laproducción del gas, hay un efecto multipli-cador de 5 a 8 veces en la economía deHolanda. La llave del éxito fue la adopciónpor parte del Gobierno, de una estructurapara la industria del gas, que permitió alEstado y a las empresas privadas tomar parteen un desarrollo integrado. El año pasadoHolanda recibió 4 mil millones de dólaressolamente de las exportaciones de gas. Ensuma, es una amplia historia de éxitos. Unrecurso básico ha sido desarrollado de talmanera que son máximos los beneficios a laeconomía nacional.

4.3 Conclusiones sobrela necesidad de unapolítica energética integral

En Bolivia no existe una política energéti-ca que integre todos los sectores y todoslos temas que deben aportar a ella.

Gran parte de los países que tienengrandes reservas de gas ya han estableci-



do políticas energéticas integrales. Enbase a ella la industrialización del gasestá tomando un gran impulso en esospaíses.

El establecimiento de medidas y políticasque faciliten la industrialización del gasen Bolivia se debe dar cuanto antes, concarácter de prioridad nacional.

4.4 Cambios legales yregulatorios necesarios en Bolivia

La Ley de Hidrocarburos y el sistemaimpositivo existente tienen un espíritu deexportación de materias primas. Así que sehace necesario adaptar nuestras leyes yregulaciones para exportar productos convalor agregado.

Para aprovechar la gran oportunidad quese le presenta a Bolivia, el Poder Ejecutivo yel Poder Legislativo deben preparar al paíspara la industrialización del gas.

4.4.1 Necesidad dela inversión privada

La industrialización del gas requieregrandes montos de inversión, y, como es deconocimiento general, el Estado Bolivianono cuenta con esos montos; de esta manera,la industrialización del gas se debe hacer conbase en la inversión privada.

Sin embargo, la inversión privadanecesita, como requisitos básicos, lograr:

Seguridad jurídica

Ganancias

Así que, para atraer esa inversión, esnecesario encontrar, en primer término, losmecanismos que aseguren esos requisitos. Esdecir, un marco de seguridad a la inversión,y una ganancia justa, razonable y controlablepara el inversionista.

4.4.2 Criterio básico para lainversión: seguridad

Una de las alternativas más interesantespara lograr la seguridad jurídica es aquella enla que con base en una ley se puedan estable-cer contratos de estabilidad jurídica e imposi-tiva, avalados por el Banco Mundial, a travésdel MIGA (The Multilateral Investment Gua-rantee Agency), entre el Estado y el Inver-sionista.

Dichos contratos serían asegurados por elMIGA, dándole al inversionista la plenaseguridad a la inversión.

De esta manera, el factor conocido como"riesgo país" se reduce o se elimina. EnBolivia no existe dicha ley. De manera quees necesario promulgarla.

4.4.3 Reducción de costos para laindustrialización

En las condiciones actuales, la industria-lización del gas en Bolivia no es un negociomuy rentable. De modo que se deben fijarpolíticas para ayudar a que sus costos bajeny puedan ser más interesantes desde el puntode vista de retorno.



Medidas que se deben tomar:

1. No se debe aumentar las regalías parael gas que se usa en industrialización

Pues si ocurre un aumento de impuesto ala materia prima, los productores lotraspasarían al costo del gas a la entradade la planta.

El incremento del ingreso para el Estado,en la industrialización del gas, no vendrápor aumento de regalías; sino, y enmayor cantidad, por la recepción de otrosimpuestos (IVA, IT, IUE,…) y por elefecto multiplicador en otras industrias yservicios que alimentan a la industria delgas.

2. Se debe impulsar la fabricación localde partes y componentes de las plantasde industrialización

Esto, aparte de generar más fuentes de tra-bajo e ingresos para el Estado, permitiríaque el monto total de inversión sea menor.Y, considerando que uno de los compo-nentes más fuertes de la fabricación deplantas tiene que ver con el hierro, eldesarrollo de los yacimientos del Mutúnpuede aquí jugar un papel muy importante.

3. Se deben estudiar y definir ciertosincentivos fiscales

Para permitir que la inversión en indus-trialización se la realice en Bolivia, y quesea en corto plazo, se deben estudiar ydefinir ciertos incentivos fiscales, obser-

vando los resultados de la experiencia deotros países.

También se debe incentivar la transferen-cia de tecnología y el porcentaje de fabri-cación local en la construcción de lasplantas de industrialización.

4.4.4 Modificaciones jurídicas yregulatorias necesarias

En este sentido, los ajustes mínimosnecesarios son:

Ley de estabilidad jurídica y estabilidadimpositiva

La promulgación de un ley que permitaun contrato entre el inversionista y el Estadobrindando la seguridad al inversionista, enforma individual, de que, durante el periodoproductivo de su inversión, no se modifi-carán los impuestos; regalías o regulacionesque afecten el flujo económico previsto. Sise hacen cambios, el total impositivo se debemantener para la inversión especifica.

Aclaramos que esta ley ya existe enChile, Perú y Paraguay. De manera que setienen antecedentes y jurisprudencia quepueden ser aprovechados.

Es de apreciar que en Chile canalizóinversiones de más de 22.000 millones dedólares en 20 años, mientras que en Perúatrajo 12.000 millones de dólares en losúltimos 5 años. Para mayor informaciónel lector puede dirigirse ahttp://www.proinversion.gob.pe



De acuerdo a la jurisprudencia de esospaíses, el contrato entre el privado y elEstado puede ser asegurado en institucionescomo MIGA, AIG, etc. Permitiendo reducirel factor "riesgo país", con la consiguientemejora de las tasas de retorno.

2) Eliminación del IVA a la importaciónde equipos

Este impuesto a la importación deequipos para plantas de industrializacióndel gas natural encarece en un 13% elcosto de la inversión.

En nuestro país existe el precedentejurídico, pues cuando se construyó elgasoducto al Brasil, todas las tuberías yequipos fueron exentas de ese impuesto.Si en ese caso, que era inversión paraexportación de materia prima, se eliminóel IVA a la importación, ¿Por qué no a lasplantas para la industrialización del gas,que exportarán productos con valor agre-gado? La emisión de una ley en ese sen-tido sería, sin duda, un buen incentivopara los capitales dirigidos a estepropósito.

3) Eliminación de la tarifa estampilla detransporte del gas para proyectos deindustrialización del gas con la planta enboca de pozo.

Según la legislación vigente, aún si laplanta se instala en boca de pozo, debepagar tarifa estampilla de transporte,aunque no transporte el gas (0.41cts./MPC). Esto encarece en un 40% -

60% el precio del gas. Por lo tanto, sideseamos que los inversionistas prefieraninstalar la planta en nuestros pozos enlugar de hacerlo en el otro extremo delducto, en un país extranjero, será nece-sario eliminar la tarifa para aquellas plan-tas que se instalen en boca de pozo.

4) Menor costo de tarifa estampilla para elgas utilizado en plantas de industria-lización del gas que no estén ubicadas enboca de pozo.

Como referencia, hacemos notar que latarifa estampilla para el gas que se expor-ta a Brasil -para la misma distancia-,tiene menor valor que la tarifa estampillapara el gas que se consume en Bolivia.

5) Eliminación del intermediario para lacompra del gas para proyectos de indus-trialización.

Según la regulación vigente - salvo parageneración de energía eléctrica- se tieneque comprar el gas a un concesionario, locual encarece el precio del gas a la entra-da de la planta.

4.5 Conclusión

La economía mundial del gas y del losproductos derivados del gas; el desarrollo delas tecnología emergentes para industrializarel gas, y nuestras grandes reservas ponen aBolivia ante un desafío histórico, con unaventana de tiempo reducida: elegir odesechar una salida de la pobreza y mirarcon buena perspectiva el futuro, mediante la



industrialización del gas natural. Lo pode-mos lograr si se toma acción ahora.

5 El proyecto de GTL Qatar Shell

Las reservas naturales de gas de Qatarestán entre las más grandes del mundo.

En este sentido el gobierno de Qatar noha escatimado esfuerzos para ampliar lasfronteras de sus mercados. El año pasado sefirmó, como primer paso, un contrato conSasol para la construcción de una planta de34.000 barriles de diesel por día. Y la plan-ta que ahora se ha convenido construir conShell es cuatro veces más grande.Representando la aparición de una nuevaera de una tecnología de fundamentalimportancia para los exportadores de gasnatural y para los consumidores de com-bustible.

Para Shell se completa el hito que semarca desde la investigación y desarrollo delos catalizadores en sus laboratorios deAmsterdam, la operación de una planta pio-nera en Malasia, hasta los avances tecnológi-cos y experiencias de operación que lo habi-litan para escalar el proceso y bajar los cos-tos de competitividad.

La planta de GTL en Qatar de 140.000barriles por día será la más grande refineríade este tipo en el mundo.

El proyecto -que costará aproximada-mente 5.000 millones de dólares, puesincluye el desarrollo de campo - demandarárápidamente un alto rango de capacidades.

Existe una excelente visión del futuro deGTL; pues mientras los nuevos proyectos deLNG dependen del crecimiento de la deman-da de LNG, por el contrario la demandapotencial de refinados GTL es gigantesca.

No existe ninguna refinación tradicionalque contribuya a un futuro sustentable, puesúnicamente los combustibles limpios con unpapel vital en reducir las emisiones de motory que soporten los avances tecnológicos delos vehículos, aportan esa característica porel momento.

5.1 El proyecto Qatar Shell

Después de una mirada sobre el proyecto,se hablará sobre la tecnología GTL usada,resaltando la importancia de tener previa-mente probada esta tecnología en una escalacomercial en la planta Shell de refinadosGTL de Bintulu, Malasia. Finalmente seresaltará la dimensión del proyecto, algunosde los cambios ofrecidos y cómo estos seránenfrentados.

No es suficiente focalizar solamente losaspectos técnicos del proyecto. Se tiene queconsiderar, además, el revelar los principiosde desarrollo sostenible que la compañíaShell ha conseguido.

El proyecto Shell GTL en Qatar es unproyecto totalmente integrado con los proce-sos de upstream y dowsnstream, incluyendoel desarrollo en el área del Campo Norte paraproducir aproximadamente 1.600 millonesde pies cúbicos estándar de gas por díadurante la vida del proyecto.



El marco comercial del proyecto es unnuevo contrato de Desarrollo y Producciónque cubre no solamente el upstream; sinotambién los elementos downstream delproyecto.

Shell es inversionista en un 100% delproyecto.

La planta consistirá de instalacionesque tratarán el rico y agrio gas para pro-ducir GLP, condensado y, etano junto conel seco, dulce y magro gas para alimentarlos 140.000 barriles por día del procesoGTL. Además de los productos principales-nafta y gas oil- la planta producirá, tam-bién, -parafinas y lubricantes basados enpetróleo.

Será construida en dos fases. La primeraprevista para comienzos del 2009 y la segun-da después de dos años.

5.2 Offshore facilities

Los elementos offshore del proyectoestán directamente basados en conceptosbien conocidos y probados.

Cada fase del proyecto contará con unasimple plataforma de manantial automáticopara producción de gas. No tendrá equipo deprocesamiento y los fluidos serán transporta-dos a la costa a través de ductos multifase de28 pulgadas.

Los ductos será de acero carbonado asíque el control de corrosión es crítico.

5.3 Tratamiento Onshore del gas

Tan pronto como el gas se seque, lasunidades de tratamiento del gas removerán elsulfuro de hidrógeno, el mercaptan y algunosde los dióxidos de carbono. Un alto por-centaje del GLP será recobrado y la plantatambién ha sido diseñada para recobrar eletano. Habrá una unidad de recuperación delazufre, el azufre elemental granulado seráexportado a través de los productos comunesen el puerto de Ras Laffan. Finalmentehabrán unidades para establecer el tratamien-to de condensado recuperado de los ricospozos de gas.

5.4 El proceso GTL

El núcleo del proceso GTL consiste detres etapas básicas: la manufactura del syn-gas, la síntesis hidrocarburífera FischerTropsch (FT), y una sección de desarrollo deproductos líquidos. En todas estas áreas laplanta GTL Shell Qatar aplicará los procesospropietarios de Shell, probados a escalacomercial en Bintulu.

El Syngas es fabricado por el Proceso deGasificación de Shell (SGP), certificado, nocatalítico y altamente eficiente en losprocesos de oxidación parcial que fueron ini-cialmente desarrollados para la gasificacióndel petróleo en los sesentas.

Este es complementado con una "tec-nología abierta" Steam Metane Reformerpara alcanzar la deseada relación hidrógeno amonóxido de carbono para la síntesis.



El proceso de síntesis está basado en lasegunda generación de catalizador FT depropiedad de la Shell y que también ha sidoprobada en Bintulu. Así se obtiene latecnología reactor. El enfriador agua/vapor dereactor multitubular es un sistema bien enten-dido, bien descrito y fácilmente escalable.

Finalmente, la sección de desarrollo de losproductos líquidos utiliza un proceso de hidro-conversión. Esta tecnología de craqueo hidro-genado está basada en la amplia experiencia endiseño y operación de Shell en craqueo hidro-genado en las refinerías de petróleo. Para losprocesos de GTL se ha diseñado una catálisisespecial para las condiciones iniciales del pro-ceso de parafinado FT - subordinando altaselectividad a los productos destilados desea-dos y de muy alta estabilidad.

Los procesos de GTL también incluyendos unidades para producir productos espe-ciales.

Primero, parafinas normales en el rangode C10-C13, usadas como insumos para pro-ducción de detergentes de laboratorio. Asícomo la destilación de estos implica un pasode hidrogenación profunda, basados en laexperiencia Shell de diseño de unidades si-milares para fabricar solventes conven-cionales en la planta Bintulu.

Segundo, lubricantes basados enpetróleo, que incluyen otra vez destilación,así como el proceso catalítico de desparafi-nación, un proceso desarrollado a través denuestra experiencia en desparafinación delgasoil.

5.5 Escalando desde Bintulu

Bintulu es la única planta comercial de sutipo, usando la síntesis FT de baja tempe-ratura, para producir productos destilados dealta calidad. Fue autorizada en 1993. Lacapacidad original fue de 12.500 barriles pordía, basada en una simple cadena de confi-guraciones con una unidad separadora deaire a escala mundial. Pero ha sido incre-mentada para alcanzar los 14.700 barrilespor día en el 2005.

La planta de Bintulu aplica todos lospasos de los procedimientos y tecnologíasque se han indicado. ¿Cuál sería entonces elriesgo de escalar esta tecnología a 140.000barriles por día?

Simplemente, la respuesta es que no seha incrementado 10 veces, sino sustancial-mente menos. Una posición conservadora,tomando el menor riesgo.

Primero, la planta de Qatar será configu-rada en dos trenes de 70.000 barriles por día,cada uno. Y la separación de aire, gasifi-cación y síntesis para el núcleo del proceso



GTL de cada tren será configurado modular-mente.

Para la separación de aire y unidades desíntesis el escalamiento será de un modesto12 al 13%. La unidad de gasificaciónescalará 3,5 manejable a la luz de la expe-riencia de Shell, con escalamientos de estatecnología en factores de 7,5 desde su diseñooriginal. Para la sección de producción delíquidos, trenes individuales de 70.000barriles por día son aplicados, con el rangode referencia de estas tecnología aplicadas enrefinerías convencionales.

Es importante resaltar que la planta GTLde Qatar ha utilizado la experiencia de di-seño, arranque y operación de la plantaBintulu.

El viejo dicho "usted no sabe que es loque no sabe" fue ciertamente un hechodurante el arranque y las primeras opera-ciones de Bintulu. A la par que se probó eldiseño, la tecnología, la catálisis y el equipo,los procedimientos operacionales sedesarrollaron y se afinaron, de manera que elequipo operacional fue entrenado para mane-jar una planta compleja y altamente integra-da. La planta de Bintulu continúa jugandoun importante papel en las pruebas de losavances de GTL en escala comercial.

A pesar que inicialmente se tuvieron queenfrentar contratiempos en la operación deBintulu, se continuó el perfeccionamiento dela tecnología, equipo, procedimientos ygente brindando un muy alto nivel de desem-peño operacional. Está clasificada entre las

"mejores en su clase" en los procesamientosde gas e industrias petroquímicas, con unaconfiabilidad que excede el 99%.

Bintulu proveyó la confianza para avan-zar en la planta a escala mundial de Qatar.

5.6 Construyendo laplanta GTL de Qatar

La planta GTL Shell Qatar ha sido di-señada para ser establecida en la ciudadindustrial de Ras Laffan.

Contra el viento de la planta se hallanocho unidades separadoras de aire a escalamundial, cada una con capacidad de 3.600toneladas por día de oxígeno altamentepurificado. Adjunto a éstas, y altamenteintegradas a ellas, está el área de utilidadescon un sistema abarcador de vapor y poten-cia. Allí está el núcleo de la planta -el área deproceso de GTL con su gasificación modulary su sección de síntesis. Más allá, a favor delviento, está la planta de gas con el proceso ytratamiento de azufre del gas, y finalmentelos dispositivos para el tratamiento del aguay el área de almacenamiento.

Al desarrollar el diseño se han tomado encuenta no sólo factores tales como el vientopredominante, el flujo lógico del proceso, laoperabilidad y el mantenimiento, sino tam-bién la optimización de la construcción delas dos fases.

Este gran proyecto -tan grande comoalguna de las más grandes refinerías delmundo, Shell ya había construido anterior-



mente plantas de estas dimensiones- peroeste será de lejos el proyecto más grande deQatar.

La total magnitud del cometido sóloemerge realmente cuando se considera laperspectiva de su construcción. Las dimen-siones son impresionantes. El tamaño es de 1,6por 1,4 kilómetros, o 230 hectáreas, es decir,más grande que 450 campos de fútbol. Y los2.300 ítemes del equipamiento, tales comobombas, compresoras, columnas, y contene-dores, suman alrededor de 100.000 toneladas.

La significancia de 2.300 ítemes es claracuando usted piensa que las dos plantas deLNG que ahora operan en Ras Laffan tienensolamente la mitad de esos números deítemes entre ambas.

En términos logísticos quiere decir quehabrán mil quinientos millones de toneladasde carga que será transportada durante tresaños. En el pico, 25 barcos arribarán cadames, requiriendo 1.400 días del puerto alsitio. Hay 24 ítemes pesados que exceden las1.200 toneladas. Y se usará suficiente con-

creto como para construir cinco torres CN enToronto (las más altas del mundo.)

Hay algunos cambios significativos. Pero laShell sabe qué hacer. Es notablemente mane-jable aunque se requerirá planificar primera-mente los detalles, lo cual ya ha empezado.

Grandes dimensiones también son ha-lladas en otra área: la sección de proceso y uti-lidades. Es bien conocido que los dos núcleosdel proceso de GTL -la fabricación del syngasy la síntesis Fischer Tropsch- son altamenteexotérmicos. Esto produce bastante calor.

Pero qué significa cuando estos procesosson aplicados a una planta a escala mundial.De hecho el calor total que se liberará en laplanta de Qatar será del orden de 5 GW, elmismo que proviene de un complejo muygrande de energía eléctrica.

Esto producirá 8.000 toneladas de vaporpor hora -suficiente para generar la mitad dela demanda pico del verano para la electrici-dad de todo el Estado de Qatar. Sin embargo,en este caso, este es convertido en 800 MWde potencia directa en turbinas de vapor y300 MW de energía eléctrica.

Así, como se puede comprender, losingenieros de utilidades de una planta deGTL juegan un papel esencial. Y la inte-gración entre el proceso y las utilidades esesencial para alcanzar la eficiencia total.

Para la planta GTL Qatar Shell la soluciónóptima se ha encontrado en el esquema congeneración de vapor tanto en alta como a

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media presión. La alta presión de vapor nosaturado alcanza en el proceso de gasificaciónun super calentamiento en la sección de recu-peración de calor de las turbinas a gas, la cualtambién genera electricidad. Los más grandesimpulsores en la planta, las unidades compre-soras y separadoras de aire de 70 MW, sonconducidos directamente por condensación delos impulsores desde el vapor a media presiónusando condensadores enfriadores de aire.

Shell ha focalizado los cambios de escalaen las dimensiones de la construcción y eldiseño de las utilidades. Pero es importanteentender el rango de competencia y capaci-dad requeridos para construir y operar unaplanta de GTL integrada a escala mundial,incluyendo destrezas en fluidos, capacidadesen investigación y desarrollo básico de GTL,disciplinas de implementación de proyectos,y muchas otras diferente destrezas comer-ciales.

5.7 Creación de unproyecto sustentable

El desarrollo de la sustentabilidad quieredecir que se dirige la atención a las consi-deraciones sociales y ambientales, tantocomo a aquellas que le dan una robustarentabilidad. Simbolizado por el árbol Ps:Gente, Planeta y Rentabilidad.

Empecemos con la gente. ¿Cómo esteproyecto contribuirá a la sociedad Qatarí y aldesarrollo de sus talentos humanos?

Primero, la planta proveerá obviamenteabundante empleo, directo e indirecto. Alre-

dedor de 900 puestos serán necesarios inicial-mente para la fase de operaciones. Pero seapunta a reducir estos a 600 a raíz del mejo-ramiento de la eficiencia de las operaciones.

Al menos la mitad de esos 600 seránqatarís de acuerdo a las políticas delgobierno, así como a las prácticas normalesde Shell. En diferentes proyectos alrededordel mundo Shell ha demostrado la habilidadpara desarrollar rápidamente las destrezas yexperiencia en la gente local.

Mucho más, Shell ha hecho una muyespecífica contribución al desarrollo deltalento humano en Qatar a través de sucompromiso con la Fundación de Qatar"Parque de Ciencia y Tecnología.

Como un inquilino anclado en el parqueShell correrá varios programas en cuatro cen-tros principales, para investigación y desa-rrollo GTL, pruebas de catalizador, modelode reservorio subterráneo y entrenamiento yconsultoría. Este último basado fuertementeen nuestra experiencia con programas simi-lares en todo el Oriente Medio. Esto supondrála visión de hacer de Qatar un centro interna-cional de excelencia en la producción local yglobal de la propiedad intelectual.

Y tomando en cuenta el cuidado delplaneta. Este comienza con los acuerdosbásicos donde Shell aplicará la mayoría delas rigurosas normas qatarís, las normasinternacionales asignadas, o las normasmedioambientales, de salud y seguridad deShell, estándares en el diseño y operación deeste proyecto.



Un asunto particular en este respecto esel tratamiento del agua producida por el pro-ceso GTL -la cual genera químicamente 1.3toneladas de agua por cada tonelada de pro-ductos GTL-. Esta agua será tratada con unamuy alta especificación de manera que puedaser reciclada en el proceso. Los excedentesserán destinados a la irrigación de planta-ciones.

Considerando los grandes fluidos deenergía arriba nombrados, la eficienciaenergética es claramente una importante guíapara una planta de GTL. Los diseños de estaplanta se comparan, entonces, favorablemen-te con otros esquemas en la industria.

Sin embargo, la más grande contribuciónde la planta GTL al medioambiente es la pro-ducción de combustibles muy limpios quereducen demostrablemente las emisionescontaminantes.

Un estudio realizado por PriceWater-HouseCoopers compara el ciclo vital de lasemisiones, para productos de consumo de lasmismas "funcionalidades", tales como eltransporte, insumos químicos, etc, entre unsistema GTL y una refinería de petróleotradicional.

El estudio -realizado de acuerdo estricta-mente con los estándares ISO- muestra quelas emisiones contaminantes son conside-rablemente más bajas para GTL que para lasrefinerías. Las emisiones de dióxido de car-bón fueron comparables con las refinerías,pero había el potencial claro para mejorasadicionales por eficiencia más altas de plan-

ta de GTL, así como una más grande eficien-cia era alcanzada en los motores con com-bustibles GTL.

La Shell está trabajando con regulacionesde varios países y con la mayoría de los fa-bricantes de motores para explorar los be-neficios de los combustibles GTL como unamás efectiva manera, en costo, de mejorar lacalidad local del aire que otras alternativascomo el gas natural comprimido.

Los productos de GTL para el com-bustible de transporte producidos en Bintuloestán siendo utilizados -incluyendoYosemire Waters Trucks en California,Volkswagen en Berlín, y Daimler-Chrysleren Londres. Esto muestra que los com-bustibles GTL pueden ser usados sin modifi-cación en los vehículos y confirman, pues sehan verificado en todas partes, los beneficiostales como la reducción de emisiones con-taminantes y bajo nivel de ruido de losmotores.

Shell GTL está listo para contribuir areducir las emisiones de contaminación enTailandia donde Shell Pura Diesel -una mez-cla de GTL con diesel estándar- ha sido lan-zada el año pasado. El producto ha captura-do un significante porcentaje de la venta dediesel en las estaciones de servicios Shell.Un producto similar ha sido recientementeintroducido en Atenas y será el combustibleoficial para los juegos olímpicos de 2004.

Finalmente, se generan rentabilidadesrobustas. Algo que el proyecto GTL QatarShell ciertamente obtendrá, generando signi-



ficativos ingresos durante su vida. Esto seráequitativamente dividido con Qatar -comopropietario del recurso- y Shell como con-tratista bajo la DPSA. Se proveerán satisfac-torios retornos para ambas partes, en relacióna los riesgos involucrados, inclusive si losprecios del petróleo cayeran por debajo delos $20 el barril.

La perspectiva a largo plazo, tanto paraQatar como para Shell, es que este proyectoserá el escalón para nuevos y vibrantes nego-cios de GTL. Esto proveerá a Qatar con sig-nificativas nuevas oportunidades para co-mercializar sus vastas reservas de gas, com-plementando su línea de provisión vía LNG.Y brindará a Shell una posición líder en estenuevo e importante negocio en crecimiento.

6 La Tecnología MTO

Transformacióndel gas enolefinas

Las tecnologías de producción demetanol y syngas están alcanzando estupen-das economías de escala. Las plantas deproducción de metanol a escala mundialhan duplicado su tamaño comparadas conlas de apenas un par de años atrás y, espe-cialmente cuando se combina con los pre-cios del gas natural, procedente de lugaresremotos, estas plantas ofrecen sustancial-mente más bajos costos de producción quelas plantas ya existentes. Sin embargo,aunque el metanol puede ser transportadoeconómicamente desde áreas gasíferasremotas, la expectativa de crecimiento de lademanda de metanol para usos conven-cionales no soporta la construcción dedemasiadas nuevas plantas.

Mediante el proceso UOP/Hydro MTO,el metanol puede también ser económica-mente convertido en etileno y propileno,abriendo nuevas oportunidades para el usodel metanol. El etileno y el propileno puedenentonces ser usados para satisfacer la cre-ciente demanda del mercado de poli oleofi-nas, o ser usado en la producción de otrosderivados de las oleofinas. Las estrategias deáreas gasíferas remotas para MTO general-mente consideran tanto el transporte demetanol desde lugares alejados a países confuerte demanda de oleofinas como el trans-porte de aglomerados de polímeros desdeplantas de GTP (gas-to-polyoleofin) enlugares remotos.

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El proyecto indica que la tecnologíaUOP/Hydro MTO ha sido extensamenteprobada en una planta de prueba por la NorskHydro, completando así más de diez años dedesarrollo. El proceso MTO convierte elmetanol en etileno y propileno con cerca de80% de selectividad del carbón en una camafluidizada del reactor. La selectividad delcarbón alcanza 90% si los butanos están tam-bién contados como parte del estado del pro-ducto, y se esperan rendimientos más altosde etileno/propileno, como resultado de tra-bajos recientemente desarrollados.

La reacción primaria del MTO es:

El metanol pasa primero a través de unintermediario llamado dimetil éter (DME), yla reacción pasa a producir, más adelante,etileno y propileno más agua. También seproducen cantidades mucho más pequeñasde butano y otras más pesadas oleofinas.

Es de notar que el producto intermedioDME puede ser considerado ya un productofinal, desde el momento en que puede ser usado,por sus características moleculares (la cadenade la molécula tiene la misma estructura que elpropano), como sustituto del GLP, comoenergético directo para producir energía eléctri-ca y como combustible para el transporte.

La reacción del MTO es exotérmica.Carbón o hulla es acumulado en el cata-lizador y debe ser removido para mantener el

funcionamiento del catalizador, de maneraque en el proceso la hulla es removida porcombustión con el aire en un sistema rege-nerador de catalizador. Otros productosderivados incluyen muy pequeñas cantidadesde parafinas C1-C4, hidrógeno y COx.

El proceso utiliza un catalizador altamenteselectivo basado en SAPO-34 y un colador desilicoaluminofosfato, con un plantilla de unúnico poro de 3.8 Å de tamaño. El tamaño delporo controla el tamaño de las oleofinas queemergen de los poros del catalizador. Las ole-finas más largas son difuminadas fuera a unpromedio pausado. Las olefinas más cortaspredominan en el producto del reactor. En unaoperación típica, hasta 80% del metanol ali-mentado es convertido en etileno y propileno,con aproximadamente 10% de butano.

El proceso UOP/Hydro MTO ofrece unamplio rango de flexibilidad para alterar lascantidades relativas de los productos etileno ypropileno ajustando la rigurosidad de laoperación en el reactor, con más altas tempe-raturas se conduce a promedios más altos deC2=/C3=. El proceso de MTO puede ser dise-ñando para un promedio de etileno-propileno

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entre 0.75 a 1.35 o más. La producción totalde olefinas livianas (etileno más propileno)cambia levemente sobre este rango conrendimientos mayores alcanzados con más omenos igual cantidad de etileno y propileno,aproximadamente en rangos de 0.8 a 1.2. Estaenvoltura facilita el menor requerimiento demetanol, pero el promedio puede ser ajustadopara reflejar la demanda relativa del mercadoy los precios del etileno y el propileno.

El proceso UOP/Hydro MTO puede seroperado sobre metanol "crudo" o no destiladotanto como con metanol puro (Grado AA), ocon dimetil éter (DME). La opción de la can-tidad a alimentar generalmente depende de lasituación específica del proyecto porquepueden existir ventajas en cada caso.

El metanol alimentado es precalentado yentonces se introduce en el reactor. La con-versión de metanol en oleofinas requiere uncatalizador selectivo que opera a temperaturasque van de moderadas a altas. La reacción esexotérmica de manera que puede ser recupe-rado calor de la reacción. El carbón o la hullaacumulada en el catalizador requiere serremovido para mantener la actividad del cata-lizador; así que la hulla es removida por com-bustión con el aire en un sistema regeneradordel catalizador. El sistema de regenerador ycama fluidizada del reactor son perfectamenteadecuados para el proceso UOP/Hydro MTOporque permite remoción por calor y rege-neración continua del catalizador. El reactoropera en la fase de vapor a temperaturas quevarían entre 350° C (662° F) y 550° C (1022°F), y presiones entre 1 y 3 bar. Una corrientede resbalamiento (slipstream) del catalizador

es circulada por la cama fluidizada del reactorpara mantenerlo en alta actividad. La opera-ción del sistema del reactor es caracterizadapor un estado continuamente estable.

El efluente del reactor es enfriado y sofoca-do para separar el agua del gas del productoque fluye. El gas del producto es comprimido yentonces los oxigenados no convertidos sonrecuperados y regresados al reactor. El reactorprovee muy alta conversión de manera que nonecesita un largo reciclaje del fluido. Despuésde la sección de recuperación de oxigenados, elefluente es posteriormente procesado en la sec-ción de fraccionamiento y purificación pararemoverlo de contaminantes y separar los pro-ductos clave de los componentes de productosderivados. El etileno y el propileno son pro-ducidos como productos clasificados comopolímeros y enviados para su almacenamiento.

La planta de prueba de MTO de la quehabla el proyecto, es operada desde 1995 porel equipo de investigación de Norsk Hydroen Porsgrunn, Noruega. La planta, que con-siste en un reactor y generador totalmenteintegrados, ha sido operada a capacidadeshasta de 1 Tn de metanol por día. La plantaha demostrado con éxito todos sus objetivosusando metanol de fuentes comerciales. Laprueba también ha demostrado la remociónde los contaminantes de los efluentes delreactor y la adaptabilidad de los productospara aplicaciones de polimerización.

El catalizador MTO-100 ha sido desarro-llado comercialmente y rigurosamente proba-do en la planta de demostración y en plantaspiloto; habiendo sido sujeto, con éxito, a cien-



tos de ciclos de reacción y regeneración enreactores de cama fluidizada a escala de labo-ratorio y también a tratamiento de vapor. Elcatalizador ha mostrado una buena estabilidadante una desactivación irreversible.

El proceso diseñado ha sido totalmentedesarrollado y revisado. El reactor y lasección de regeneración está basado en unomuy cercano a los diseños comerciales delas camas de fluido y los tamaños del con-tenedor no exceden aquellos usados paraaplicaciones de grandes refinerías FCC; lassecciones de los productos recuperados ypurificados son muy similares a los diseñosde las plantas convencionales de etileno. Losestudios de optimización han sido completa-dos de manera de minimizar tanto los costosde los equipos como los costos de operación.Se han completado estudios preliminares deriesgo para tomar en consideración la seguri-dad. Detalles del estudio de factibilidad yestimaciones de costo ha sido completadocon independencia a la verificación de cos-tos de múltiples contratistas de EPC.

Basados en los extensos ensayos en la plantade prueba, pruebas de fabricación del catalizador,

y la experiencia con el diseño y la operación deequipos similares, el proceso UOP/Hydro MTO,según sus diseñadores, puede ser escalado a unacapacidad de más de un millón de toneladas deoleofinas livianas por año.

7 El DME

DME es un nuevo combustible limpioconocido como dimetil eter (DME), es un "mul-ticombustible" compuesto por un arre-glodiverso de materias primas tales como el gasnatural, carbón, petróleo, biomasa y plástico dedescarte. Este "multicombustible" es tambiénmultiuso, adecuado para un amplio rango deaplicaciones tales como calefacción, generaciónde energía eléctrica (turbinas a gas, calderos,diesel, celdas de combustible), combustible debaja contaminación y químicos. Promocionar eldesarrollo de DME, no es solamente contribuira la protección am-biental de que manera queincluya la reducción del volumen de partícu-las (PM) en el gas eyectado, sino también ayu-dar a fomentar la seguridad energética mediantela promoción de fuentes de energía.

El dimetil éter (DME) es el más simple éterexpresado por la fórmula química, CH3OH3.

DME es un líquido incoloro que hierve a-25,1 °C a presión atmosférica. La com-posición es químicamente estable. Lapresión de vapor saturada a 25 °C es 6,1atms., suficientemente baja como paraser licuado bajo esa presión.

Sus propiedades son similares al propano y elbutano, por lo tanto, el almacenaje y el manejo delas tecnologías por GLP son aplicables al DME.

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El DME es actualmente usado principal-mente como aerosol propulsor para pinturastipo atomizador, químicos agrícolas y cos-méticos. El Japón produce cerca de 10 miltoneladas por año de las cerca de 150 miltoneladas por año de producción mundial.

Anteriormente el DME fue usado comopropulsor para insecticidas, de manera queel DME fue examinado profundamentepara ver su toxicidad. El nivel de toxicidaddel DME ha sido hallada muy baja, menosque el metanol y comparable al del GLP.

El DME se descompone en la atmósfera envarias decenas de horas, consecuente-mente, se considera que el DME no es fac-tor para el efecto invernadero, ni con-tribuye a la reducción de la capa de ozono.

7.1 La fabricación del DME

El DME puede ser fabricado a partir demulti-insumos, similar a la producción delmetanol.

Es decir, a partir del gas natural, el car-bón, el petróleo, la biomasa, a través de laetapa de producción del Syngas, se transfor-ma en Metanol, del cual se obtiene el DME.Más eficiente el proceso Haldor Topsoe per-mite la transformación del Syngas en DMEen forma directa (HT Technology.)

7.2 Proyectos demega plantas de DME

El DME es ampliamente producido hoyen día: Proveedores actuales para el merca-do de propulsores, incluyendo a Akzo

Nobel, DuPont, y Mitsubishi GasChemicals.

Para la producción industrial del mañana,las futuras mega plantas incluirán la tec-nología Haldor Topsoe, Lurgi, ToyoEngineering, Mitsubishi Gas Chemicals,Kvaerner, Synetix, NKK, etc

7.3 Usos del DME

7.3.1 Combustible multipropósito

Generación de energía eléctrica ensustitución del gas natural

Aplicaciones domésticas en sustitucióndel GLP

Combustible diesel ideal

Precursor para aditivos de com-bustibles

Combustible para celdas de combustible(hidrógeno)

Precursor para la gasolina

Insumos químicos (olefinas)

7.3.2 Evaluación del DME comocombustible para el transporte (comocombustible sustituto del diesel)

Vehículo de prueba

El DME ha sido probado en los si-guientes artículos por un motor diesel sinmodificar excepto por una modificación



menor en el sistema de inyección de com-bustible.

7.3.2.1 Desempeño delmotor y expulsión de gas

En una prueba realizada con un camiónde dos toneladas comercialmente dispo-nible, se demostró lo siguiente:

No se generó hollín ni humo.

La ignición fue buena y el vehículocaminó silenciosamente.

La generación de NOx fue reducida en un20 a 30 por ciento en comparación con elcombustible diesel común sometido a lamisma presión de cilindros.

La propagación de la chispa en el cilindroes más rápida y el tiempo de combustión esmenor. Una alta eficiencia térmica puedeesperarse a causa de esto.

El DME ofrece un mejor desempeño ycalidad en el funcionamiento global delmotor y la transmisión (drivability) que elcombustible diesel común .

7.3.3 Evaluación del DMEcomo combustible doméstico

El DME es similar en características físi-cas al propano y al butano, componentesprincipales del GLP. En este sentido, ha sidoconfirmado que una cocina común, que uti-

liza el gas licuado como combustible, puedefuncionar con DME sin modificación alguna.

7.3.4 Evaluación del DMEcomo combustible para lageneración de energía eléctrica

El DME puede ser usado como com-bustible para la generación de energía eléc-trica. La General Electric ha probado inten-samente al DME y está lista para proveer almercado de turbinas comerciales alimen-tadas con DME.

A su vez, la Kawasaki Heavy Industries hadesarrollado un sistema de inyección paraturbinas a gas que permiten el uso del DMEcomo combustible líquido para las turbinas. ElDME se evapora en condiciones ambientales,hecho que hace dificultosa su combustión si unsistema complejo de inyección. KawasakiHeavy ha desarrollado el sistema de inyecciónque permite mantener al DME como líquidoen condiciones de temperatura ambientales,enfriando los tanques de alimentación pordebajo de la temperatura de vaporización delDME. Otras tecnologías usan un vaporizador yotros accesorios, de manera de estabilizar elDME en su forma gaseosa, haciendo más caroel sistema de combustión.

Esta técnica desarrollada por Kawasaki sim-plificaría el proceso. Kawasaki comercializarásus turbinas en el año 2006. Así, debido a lasimilitud entre el DME y el GLP, los provee-dores de DME proveerían ese combustible paralas instalaciones en actual operación.



1 Artículo presentado el mes de agosto de 20032 Hugo Del Granado y Francesco Zaratti son, respectivamente, ingeniero petrolero y físico. Ambos integran el Grupo Gas de Prisma.

La industrialización del gas:¿Mito o realidad?1

Hugo del Granado y Francesco Zaratti 2

Si realmente la oposición al tema de laexportación del gas natural (GN) a California yMéxico fuera el objetivo de los conflictos so-ciales y no sólo una bandera para aglutinar sec-tores con diferentes reivindicaciones, la llamadaguerra del gas debería terminar en una mesa dediscusión con argumentos racionales y no conpiedras y marchas, menos con balas y muertos.

Los eslóganes que se escuchan sonmuchos y contradictorios: unos dicen "nopor Chile", otros "que antes se expulsen a lastransnacionales", otros "que primero seatienda al mercado interno" o "que se incre-mente las regalías al 50%". Pero quien sabela consigna que más pega en la actualidad es"no hay que vender un recurso natural norenovable, sino industrializarlo para añadirlevalor, empleo y desarrollo para el país".

Nadie, con un mínimo de amor patrio y decompromiso con el desarrollo de Bolivia,debería oponerse a la tesis de aprovecharindustrialmente el gas, en lugar de comer-cializarlo como mera materia prima: la tristehistoria de la minería en Bolivia así lo deman-da. Pero en un país como el nuestro, propensoa los mitos, es necesario analizar con mentefría el significado y el alcance de unadeclaración como la mencionada. En efecto,como suele suceder, lo bien dicho no es nece-sariamente bien pensado. Veamos por qué.

Para empezar, de tomar en serio esa posi-ción, debería suspenderse la exportación delGN como materia prima a la Argentina yBrasil, porque eso es lo que buscan nuestrosvecinos -gas para generar energía termoeléc-trica- para cuyo fin no se requiere de darle algas ningún valor agregado.

Proyectos con base en el etano

Luego, se ha mencionado algunosproyectos de industrialización para agregarvalor al GN en Bolivia. Teniendo presente lacomposición promedio del GN de los cam-pos bolivianos (88% metano, 6% etano y 6%residuos hidrocarburiferos e inorgánicos),dividiremos esos proyectos en dos clases. Laprimera consiste en utilizar no el metano,sino los compuestos asociados, básicamenteetano, para emprender una industria petro-química en el país. Se ha aclarado que no esposible hacer eso sin antes extraer el gas delcampo, o sea sin tener un comprador delmetano. En efecto, se empieza separando, enel campo, los hidrocarburos líquidos ylicuables (o GLP) que sí tienen un valorenergético y comercial superior al GN.Luego, queda un gas que es básicamentemetano (en un 90%) y etano, de modo que, sise quiere utilizar el etano para la petroquími-ca, habrá que tener un destino para elmetano. De hecho el único proyecto de ese



tipo que cuenta con financiamiento y merca-do es el Proyecto Petroquímico binacionalpara la instalación de una planta de polie-tilenos de 600,000 toneladas/año de capaci-dad a ubicarse en Puerto Suárez, la cual uti-lizaría el excedente energético del gas expor-tado al Brasil. Se debe anotar sin embargo,que una planta de la capacidad señaladarequerirá de 768,000 toneladas/año de etanocomo materia prima y, habida cuenta que elGN de los grandes campos, como Margarita,San Alberto o Itau, contiene aproximada-mente 5.7 % molar de etano, el volumen degas del cual se extraerá el etano, tendría queser de 31.9 millones de metros cúbicos pordía (31.9 MMm3/d). Actualmente el Brasilcompra, por restricciones de su mercado yestructuras de política interna, menos de 14MMm3/d, un flujo totalmente insuficientepara proveer el volumen de etano requeridopor el complejo petroquímico.

En resumen, pensar en proyectos depetroquímica del etano sin exportar el GN escomo querer aprovechar el cuero sin antesmatar a la vaca.

Proyectos industrialescon base en el metano

La segunda clase de proyectos consisteen utilizar el propio metano para convertirloen electricidad (termoeléctricas) o en hidro-carburos sintéticos (el tan mentado proyectoGTL). En cuanto a las termoeléctricas,sucede que la actual capacidad hidroeléctricainstalada es superior a las necesidades delpaís existiendo una sobreoferta de energía,producto del bajo o nulo crecimientoeconómico del país. Por otro lado, la posibi-

lidad (remota) de exportar energía eléctricamerecería un artículo aparte.

Con respecto a los proyectos de transfor-mación del metano a hidrocarburos líquidos(GTL), el análisis es delicado. En efecto, sise piensa en una planta pequeña, eldesarrollo tecnológico actual sólo puede daralguna seguridad comercial para plantas dealrededor de 10 mil barriles por día (Bls/d)de capacidad. Es posible que el mercadointerno pueda absorber una producción dehasta 15 mil Bls/d de diesel sintético, reem-plazando al diesel "sucio" importado y en esesentido hay que avanzar, pero, si se piensa enplantas mayores, como de 50 mil o másBls/d, es prudente esperar que terminen losestudios de factibilidad de las empresas queestán pensando en esos proyectos y se conoz-can las exigencias que se pondrán al paíspara esa industrialización. De acuerdo a unestudio preparado por el Banco Mundial, unaplanta de 50,000 Bls/d para tener un retornodel 20 %, requiere que el gas natural tenga unprecio de 0.50 a 0.70 $us/MMBtu y que elprecio del crudo "natural" esté situado enalrededor de 22 $us/Bl. Un precio de crudomás bajo invibilizaría la producción delcrudo sintético. Ahora bien si se aplicara latarifa estampilla (0.41 $/Mcf) a ese valor,resultaría un precio en boca de pozo de 10 a30 centavos, cuando un precio de 80 cen-tavos del LNG nos hace dudar de la validezdel proyecto. Lo que nos hace desconfiar deesos proyectos es conocer que donde se losha realizado había razones poderosas parapasar por alto consideraciones de costoscomparativos: en la Alemania nazi, debido ala falta de líquidos y a la abundancia de GNholandés, y, más recientemente, en Sudáfrica



debido al embargo internacional de petróleopor el tema del "apartheid". En suma, si hayabundancia de gas, escasez de mercado yfalta de líquidos, ésa llega a ser la única ma-nera de monetizar ese recurso. Pero, afortu-nadamente, Bolivia tiene abundancia de gasy más de un comprador, sin tener, todavía,escasez de líquidos.

Se podría preguntar además, quién lle-varía a cabo el proyecto. Ciertamente no lasempresas proveedoras de la aún incierta tec-nología, las cuales sólo buscan vender susequipos. Asimismo, poco o nada interesadasen esos proyectos parecen estar las transna-cionales entendidas en negocios. En esascondiciones, ¿será el Estado quien lleve ade-lante esos proyectos, con el serio riesgo derepetir tristes experiencias de elefantes blan-cos, al calor de las buenas intenciones de"industrializar" los recursos naturales?¿Acaso Karachipampa no nos ha enseñadonada? Además, ¿con qué capitales se harían?Se ha insinuado que con el dinero de lasAFP, fruto de las aportaciones individuales.En ese caso no valdrían consultas ni referén-dum, sino la aceptación individual de cadaboliviano dueño de esos ahorros.

Una posible solución combinada, tantopara el proyecto petroquímico binacionalboliviano-brasilero como para el GTL, seríala sinergia de ambos proyectos haciendo queel GN que alimenta tanto a la planta de GTLcomo el gas de exportación al Brasil, sea pre-viamente des-etanizado. De esta manera seincrementará la cantidad de etano extraídoque servirá de materia prima al complejopetroquímico sin tener que exportar todo elgas seco que no puede absorber el Brasil y

dirigirlo más bien a la planta de GTL. Estetipo de soluciones requieren de estudiosdetallados, de consensos maduros y dereflexiones serias. Los proyectos de indus-trialización tienen tiempos de maduraciónprolongados y por esta y otras razones nopueden ser planteados como excluyentes oalternativos a los proyectos de exportaciónde gas natural. De ser así lo que efectiva-mente se estaría planteando es no hacer nadacon el gas, porque los cronogramas de tiem-po para estos proyectos están en el horizontedel año 2008 y el tiempo de decisiones parael proyecto de LNG no va más allá de lospróximos 3 o 4 meses.

Aspectos industrialesdel proyecto LNG

Finalmente, entre los proyectos posiblesestá también la producción de metanol, amo-nio y urea, cuyas economías de escala tienengrandes dimensiones, por lo que deben serplanteados en términos de abastecer merca-dos de ultramar, lo que lleva a considerar sulocalización en las costas del OcéanoPacífico. Nuevamente estamos en el puntode partida, los verdaderos caminos de laindustrialización del gas boliviano pasan poracercar el país al mar.

De hecho, lo paradójico de esta dis-cusión es que el proyecto LNG es unproyecto serio de industrialización del GN,en la medida en que prevé una planta paralicuar el gas -extrayendo el valor energéticoagregado-, una petroquímica del etano yotros productos, una refinería del petróleoque se va a extraer junto al gas natural-petróleo destinado a la exportación- y otros



emprendimientos que una hábil negociaciónen torno al enclave marítimo podría facili-tar, en beneficio del país cuyas leyes seaplican en el enclave. Si a los beneficioscolaterales que tiene el proyecto LNG, sesuma el ingreso de YPFB como socio del

Consorcio, no hay por dónde perderse: seestaría industrializando el GN en beneficiodel país, sin perjuicio ni exclusión de otrosemprendimientos industriales dimensiona-dos a la realidad del país, del mercado y delavance tecnológico.



Una Propuesta imprescindiblepara nuestro desarrollo

Para aportar al debate nacional sobre eldestino de nuestro gas y considerando lostrabajos presentados por distintos autores,algunos de los cuales fueron expuestos en elEncuentro Social Alternativo, así comoinvestigaciones, análisis y cálculos propiosrealizados, nuestro grupo de trabajo elaboróel siguiente resumen de análisis y propuestasque hoy sometemos a su consideración.

Constatamos que existen dos posicionescontrapuestas respecto a esta problemática:

- La que tradicionalmente han adoptadonuestras clases dominantes desde laépoca colonial y que se ha mantenidocasi invariable en nuestra vida republi-cana -salvo honrosos pero puntualesmomentos históricos- consiste en vernuestros recursos naturales (hidrocar-buros incluidos) apenas como unamercancía de donde deviene la lógica devenderlos no siempre en las mejorescondiciones ni al mejor postor. La apli-cación de esta lógica es la base de losdramáticos niveles de postergación,marginalidad, dependencia y pobreza a la

que se ha sometido nuestro país, sin lugara dudas, uno de los países latinoameri-canos proporcionalmente más ricos enrecursos naturales de Sudamérica.

- La otra posición representa un desafíohistórico de mayor elaboración, pero posi-ble y sobre todo imprescindible para sen-tar las bases de la construcción nacionalaprovechando los recursos humanos y na-turales disponibles en nuestro país. Ellaconsiste en ver al gas no como una mer-cancía sino como un estratégico recursonatural de valor creciente, sujeto a seraprovechado para la incorporación devalor agregado en el país y la exportaciónde productos derivados, contribuyendo ala solución de los principales problemassocioeconómicos de nuestro pueblo. Laaplicación de esta nueva lógica, constituyeuna esperanza real y a corto plazo quepuede movilizar al país y consagrarsecomo una auténtica vocación nacional.Obviamente, a ella nos subscribimos.

Por otra parte, dejamos también explícitanuestra convicción que estando vigentes las

Consenso Nacional por la Industrializacion del Gas:

Luis Fernando Vincenti1, Edwin Monroy2 y Rolando Campen3

1 Ing. Luis Fernando Vincenti, Ing. Civil, docente de la UniversidadAutónoma Gabriel René Moreno; e-mail: [email protected] Ing. Edwin Monroy, Ingeniero electrónico, gerente de MONELCO,

e-mail: [email protected] Ing. Rolando Campen, Ing. Químico, consultor;e-mail: [email protected]



libertades democráticas no será posibleninguna definición en la materia que norespete la voluntad popular expresadadurante las movilizaciones sociales de losúltimos meses. Así pues, existen también dosposibilidades al respecto:

- La primera, que los factores que controlanel poder político -fuertemente presionadose influenciados por los intereses transna-cionales- pretendan imponer la continui-dad de la política del gobierno anterior pa-ra exportar nuestro gas natural sin valoragregado en el país, lo cual nos coloca fren-te al serio riesgo de confrontaciones aúnpeores que las anteriores y de consecuen-cias imprevisibles -sin excluir la posibili-dad de ruptura del contexto democrático-pero que, probablemente terminen inviabi-lizando cualquier definición al respecto.

- La segunda, consiste en hacer de la defini-ción del destino de nuestro gas natural unespacio político de concertación nacional,sin exclusiones, para lograr consenso en eldiseño de una política de Estado en torno alaprovechamiento de nuestros recursos ener-géticos e hidrocarburíferos en función delas necesidades del desarrollo nacional ysocial, lo cual implica desechar el proyectode venta de gas natural y asumir el proyec-to de industrialización para la exportaciónde derivados al mercado mundial y la gene-ración de energía eléctrica para el abaste-cimiento nacional y de los países vecinos.

El presente trabajo asume, en amboscasos y por las razones que en él se funda-mentan, las dos segundas opciones.

En este orden, expresamos nuestra preo-cupación al constatar que el actual gobierno,en una lectura que a nuestro juicio no corres-ponde al espíritu del que emanó su mandato,ha designado una comisión de técnicos parala revisión de la Ley de Hidrocarburos, cons-tituida esencialmente por los operadores dela capitalización de YPFB. Este hecho serepite en la comisión que estudia la industria-lización del gas, también conformado porprofesionales adverso a la industrialización.Consideramos que tales designaciones noaportan a la necesaria concertación en lamateria, lo cual puede reavivar el sentimien-to de desconfianza de la sociedad civilrespecto a la gestión gubernamental.

Al respecto preocupa también que, sinhaber logrado una nueva visión en materiaenergética y hidrocarburífera y sin tenerdefinida la correspondiente política nacional,estemos partiendo de la discusión de lanueva Ley de Hidrocarburos que es apenasun instrumento que debería regular dichapolítica.

Antecedentes:

El pueblo boliviano ha sido testigo de undebilitamiento del Estado, que perdió el con-trol y la capacidad de planificación, gestión yfiscalización en cuanto a los recursos natu-rales. Los sectores estratégicos y la actividadeconómica en general, siguen siendo maneja-dos por una clase política cuya incapacidad ycorrupción se ha hecho cada vez más evidente.

Cada vez más, las leyes, políticas y medi-das concretas son elaboradas por organismos



y asesores extranjeros mediante recetas pre-fabricadas que no necesariamente respondena las especificidades del país y menos a lasexpectativas del pueblo boliviano. Por ejem-plo, la Ley General de Hidrocarburos vigentefue enviada varias veces en consulta a loscentros de poder antes de su consideración yaprobación en el pais.

El proyecto de venta de gas a EEUU estáclaramente elaborado desde el punto de vistade las necesidades del Estado de Californiapues analiza sus opciones en función de susintereses, dejando al gobierno boliviano eltriste papel de "vender" una propuesta que nisiquiera es considerada como un proyectoserio (solamente una opción más) por partedel supuesto comprador. El gobierno pre-sentó el proyecto de exportación de gas na-tural como si fuera "la única solución paraBolivia", obligando a sus técnicos a manipu-lar e inflar las cifras de los supuestos ingre-sos para el país. El desenlace de la nego-ciación de la compra de gas de EEUU aIndonesia, ha demostrado cómo se utilizó laalternativa de compra de nuestro gas apenascomo un elemento de presión para hacerbajar los precios de Indonesia.

La rebelión popular de octubre -"guerradel gas"- mostró una bronca acumulada encontra de la incapacidad, corrupción y abso-luta ausencia de conciencia social y nacionalde los gobernantes y la clase política,intuyendo además que se estaba rifando unode los últimos recursos naturales importantes.

Con la remoción de Sánchez de Lozadase cambió la coyuntura política y los tres ele-

mentos anunciados por el gobierno actual-Referéndum, Ley de hidrocarburos y Cons-tituyente- abren posibilidades de cambio.Para ello se requiere de propuestas claras yconcretas; puesto que es la misma clasepolítica que predomina en el parlamento ygobierno, por lo cual es muy probable quevolvamos a la situación anterior al mes deoctubre.

El desafío es grande puesto que la crisisque asfixia al país tiene muchas facetas; elcarácter autoritario excluyente del Estado y lafalta de visión nacional tienen raíces en losinicios de la República. Nos encontramos enun momento en que se hace evidente la invia-bilidad de las recetas neoliberales y a su vez elagotamiento de la lógica del Estado del 52.

El gas

Durante la última década se hizo evidenteque Bolivia tiene importantes reservas de gasnatural. Cincuenta y cuatro trillones de piescúbicos (54 TCF) de reservas, mayormenteen el departamento de Tarija, cantidad quepodría multiplicarse en caso de continuar laexploración en el resto del sub-andino.

El gas en su estado natural es energíadiluida. Una misma cantidad energética degas ocupa un volumen alrededor de 500veces más que el equivalente en petróleo, locual encarece en cinco veces su transporte;esto se agrava si las reservas se encuentran agran distancia de los centros de consumo.De los US 3,50 que Brasil paga por nuestrogas, más de US $2 se gastan en el transporte.En el caso del proyecto a EE.UU., del men-



cionado precio de venta por millar de piescúbicos más del 80% sería para pagar eltransporte.

Sin embargo, existe un interés creciente enel gas, puesto que las tecnologías para conver-tir gas en líquidos (diesel) y licuables (GLPsintético) ya son altamente competitivas y elgas boliviano -limpio por no estar contamina-do con azufre- constituye una materia primaideal para cualquier proceso de industria-lización así como para generar electricidad -tanto para el consumo interno como para laexportación- que es otra opción muy intere-sante por la existencia de mercados impor-tantes en algunos países limítrofes, su altarentabilidad y relativamente baja inversión.

Existe desinformación, intencionalmenteinducida por los promotores de la venta degas en bruto, respecto a que los procesos detransformación y petroquímicos únicamentepueden hacerse aprovechando el etano (pre-

sente en apenas el 5% de nuestro gas natu-ral). Sin embargo, desde hace muchos añosse desarrollan procesos que permitenaprovechar el metano (del que está com-puesto el gas natural en aproximadamente el95%) y por lo tanto la totalidad del gas esaprovechable según estos "nuevos" procesos,de los que existen plantas en producciónalgunas desde hace más de 40 años.Queremos resaltar al respecto el trabajo deinvestigación y difusión del Ing. Luis CarlosKinn y la Fundación FIERE (4).

Los mercados naturales para Bolivia sonlos países limítrofes: Brasil para diesel, GLPsintéticos y, electricidad; Chile para electri-cidad, diesel, GLP y, en caso de encontrarmás reservas, gas natural -por supuesto encondiciones diferentes a las supuestamentedestinadas para EEUU-.

La siguiente tabla muestra los proyectosa implementarse:

4 Fundación para la Industrialización Energética y Resguardo Ecológico

Capacidad Con. en 20años TCF

Con.D/MMPC

In. enMM$

Val.eq./MPC B/P

Val. eq.p/B Pet.

Ingres. an.MM$/año

Imp. y regalíasMM/año

Gas a diesel GTL

Gas a GLP/DME

Electricidad para esta-dos limítrofes en Brasil

Electricidad para Chile

Electricidad merca-do Interno

Petroquímica MTOGas a Brasil

Consumo interno (domi-ciliario, automotriz, etc.)

100.00 B/d

10.000 T/día

3.000 MW

1.000 MW

2.000 MW

15.000 T/día1.260 MMPC/día

420-1000MMPC/día

7,3

4

4,8

1,6

3,2

2,99,21

3-8

1000

548

658

219

438

3971262

420 a1000

2400

750

1500

500

1000

2200

3,30

3,30

4

4

3

3,301,15

18

18

23

23

17

198

1200

550

1000

350

500

500690

300

150

240

80

170

135125 a 345



El cuadro anterior demuestra que existela posibilidad cierta de industrializar el gasnatural en Bolivia, con inversiones menoresa las requeridas para el proyecto deexportación del gas natural y de rentabili-dad mucho mayor que ésta, opción queademás aporta a la generación de empleopermanente, fortalece y desarrolla la indus-tria nacional, mejora significativamente elflujo económico y de capitales que favoreceal Estado, incentiva a reiniciar las activi-dades de prospección y exploración yexplotación, etc. Además, contra lo quesostienen los voceros de las transnacionales,requiere de un tiempo menor para laoperación de la industrialización y reactiva laeconomía desde sus inicios, pues las plantasse construyen dentro del país.

El gas, aún cuando sea aprovechado enforma óptima, por si solo no resolverá losproblemas del país, sin embargo puede ser elpunto de arranque y el pilar inicial para unnuevo modelo de acumulación integrador yemancipador que promueva y genere valoragregado a pequeña, mediana y gran escala,a partir de los valiosos recursos humanos ynaturales con que cuenta el país.

En la situación boliviana, que dispone dereservas y tecnologías comprobadas ademásde mercados disponibles en los países veci-nos, suficientes para absorber la totalidad dederivados obtenidos a través de la industria-lización del gas, las inversiones requeridaspara la instalación de las plantas no tienen elcarácter de alto riesgo como es el caso en lasinversiones en la exploración petrolera. Estacaracterística facilita considerablemente el

acceso a un espectro amplio de capitales einversionistas, dadas las satisfactorias tasasde retorno de cada uno de estos proyectos.

Una tarea prioritaria del actual gobiernodebería consistir en la elaboración de cadauno de estos proyectos específicos incluyen-do su ingeniería financiera, su promoción anivel nacional e internacional, la obtenciónde los capitales requeridos y la facilitaciónde la constitución de empresas mixtas entrecapitales privados y públicos.

La nueva Ley de Hidrocarburos:Recuperación del gas, propiedad,planificación, gestión

La colonia española y casi todos los go-biernos posteriores han visto a Bolivia comoun país únicamente extractivo, proveedor dematerias primas. Por eso siempre han blo-queado su transformación: desde la manufac-tura hasta la industrialización. No es entoncesde sorprenderse que las actuales disposi-ciones legales e institucionales no favorezcandichas actividades, peor si se refiere a laexportación, y por eso generan trabas buro-cráticas difíciles de vencer -particularmentepara la pequeña industria- que en consecuen-cia no suele superar la informalidad y devieneen poca competitivad. Los programas de pro-moción de la cooperación internacional nopueden resolver este problema, puesto que labase de cualquier proceso de industria-lización debe fundarse en una política delEstado nacional, por el momento inexistente.

El gas tiene la potencialidad decatalizar y viabilizar un proyecto nacional



diferente que se base en la promoción deactividades que generen valor agregado anuestros recursos, crecimiento económicoy fuentes de trabajo permanentes, facilitainversiones y oportunidades empresa-riales.

Una vez definidas y consensuadas lasrespectivas políticas, corresponde reciéndefinir los instrumentos legales para suimplementación.

En la infracción de esta secuencia radicala mayor debilidad de la iniciativa guberna-mental que, sin disponer de la visión y lapolítica correspondientes, se ha lanzado aelaborar y presentar una nueva Ley deHidrocarburos carente de un objetivodefinido.

Nuestras observaciones puntuales a loscontenidos del proyecto de Ley deHidrocarburos, consisten en que:

Se refiere únicamente al gas natural en lalógica de la exportación en su estadobruto, postergando indefinidamente suindustrialización.

Considera únicamente la situación de losMegacampos, y excluye del tratamiento aotros campos menores.

Restringe el fortalecimiento de YPFBapenas como empresa coparticipante enla instalación de gas domiciliario y delGas Natural Vehicular (GNV), y nocomo empresa estatal con plenas compe-tencias en el sector.

No recupera la soberanía y propiedad de loshidrocarburos a favor del Estado boliviano.

Limita la concepción de soberanía en loshidrocarburos únicamente a nuestracapacidad para disponer de este recursoen el mercado interno, consignando sub-repticiamente su propiedad en favor delsector privado cuando se trata de suexportación.

El Impuesto Complementario a losHidrocarburos (ICH) no es en realidad unnuevo impuesto, sino apenas un nuevomecanismo de cobro por adelantado delImpuesto a las Utilidades, motivo por elcual no incrementará los ingresos fiscalescomo retóricamente se pretende.

Mantiene la actual clasificación de hidro-carburos en nuevos y existentes y com-plica los mecanismos de fiscalización,control y regulación.

Por ello, una vez definidas las políticasde su aprovechamiento, es de importanciaesencial definir los instrumentos legales einstitucionales pertinentes que viabilicen suimplementación.

A nuestro criterio, y con base en los obje-tivos antes señalados, los principales elementospara la nueva ley de hidrocarburos deben ser:

- Recuperación de la propiedad del gasLa elaboración de políticas relativas a losrecursos naturales del país y definir sudestino, formas y normas para suaprovechamiento son rol exclusivo del



Estado. Es totalmente inaceptable que estafacultad sea transferida a las empresaspetroleras transnacionales o al sector pri-vado en general. Por lo tanto la recu-peración de la propiedad del gas es deimportancia vital. No se necesita consultarcon las transnacionales ya que el patrimo-nio de los recursos naturales es de propie-dad exclusiva y soberana del Estado y sucesión gratuita tuvo lugar después de la"capitalización" de las empresas.

Como parte del proceso de recuperaciónde los hidrocarburos es imprescindible quela Nueva Ley de Hidrocarburos establezcaun precio (fair market value) de mercado alas reservas PROBADAS de petróleo y gasque se entregaron gratuitamente a las capi-talizadoras de YPFB durante el primergobierno de Sánchez de Lozada.

- Recuperación de la capacidad deplanificación, gestión y fiscalización

Es primordial que el país recupere ydesarrolle capacidad para planificar,elaborar e implementar políticas yproyectos, comercializar y fiscalizar lasactividades del sector, para lo cualrequiere una fuerte base institucional.

Este debe ser un nuevo YPFB GES-TION, con fundamentos institucionalessólidos y autonomía para evitar que seconvierta otra vez en un botín de los par-tidos políticos. Es importante evaluar ysacar conclusiones de las experienciaspasadas, en las cuales la corrupción cons-tituía un problema serio para el viejo

YPFB, no solamente en lo referido almanejo de fondos, sino también en elmanejo lesivo de información estratégicaacerca de campos y reservorios.

YPFB GESTION deberá tener como fun-ciones primordiales:

a) La planificación de proyectos de indus-trialización y comercialización de loshidrocarburos tomando en cuenta losintereses de la Nación.

b) Promover y buscar inversionistas formu-lando políticas que hagan atractivas lasinversiones en el país.

c) Fiscalizar todas las actividades deexplotación, comercialización e indus-trialización de los hidrocarburos.

d) Formular estrategias y niveles de tri-butación para las actividades de explo-tación, comercialización e industriali-zación de los hidrocarburos.

e) Fiscalizar las actividades contables yeconómico-financieras de TODAS lasempresas del ramo que tengan opera-ciones en territorio nacional.

- Recuperación de la capacidad nacionalempresarial

Esto se refiere tanto al sector estatalcomo privado.

Un nuevo YPFB EMPRESA, con carac-terísticas institucionales similares a YPFB GES-



TION, debe recuperar y proyectar la capacidadnacional en cuanto a exploración, explotación,transporte e industrialización, tanto en formaseparada en áreas estratégicas como socio deempresas privadas, nacionales y extranjeras.

YPFB EMPRESA deberá estar faculta-da a firmar:

a) Contratos de Operación,

b) Sociedades de economía mixta,

c) Establecer contratos de servicios paraprospección y exploración de hidrocarburos.

YPFB EMPRESA deberá estar facultadapara establecer condiciones de participacióntributaria y empresarial con la finalidad depromover la construcción de plantas/fabricasque le den valor agregado al petróleo/gas.

Resulta INCEPTABLE que la NuevaLey de Hidrocarburos que esta proponiendoel nuevo gobierno nacional, limite de hechola participación de YPFB solo a las activi-dades de (downstream) transporte, refinacióny comercialización, pues ello restringe lasoberanía del Estado para definir políticas dedesarrollo nacional.

- Implementación de un sistema imposi-tivo justo, simple y transparente

La experiencia nos demuestra que es difí-cil fiscalizar las ganancias de empresastransnacionales puesto que, por su caráctertransnacional, fácilmente pueden inflar odesinflar costos y hacer aparecer sus ganancias

en los países de su preferencia. Otro elementoes la fragilidad institucional de Bolivia, queposibilita que funcionarios del Estado entien-dan que "fiscalizar" significa cobrar coimas.Esto no quiere decir que no hay que mejorar yhacer transparente los sistemas de fisca-lización, más aún si se trata de las empresascapitalizadas. Sin embargo, no es aconsejableformular una política impositiva basada única-mente en la fiscalización de las ganancias.

Lo más conveniente para fiscalizarparece ser un sistema de regalías e impuestoscon base en la producción en boca de pozo.

El sistema impositivo/tributario para lasempresas que trabajan en la (upstream)exploración y explotación debe estar basadoen la producción en boca de pozo.

El sistema impositivo/tributario para lasempresas que trabajan en el (dowstream)transporte, refinación y comercializacióndebe estar basada: a) Volúmenes de trans-porte, b) Utilidades recibidas por los proce-sos de transporte, refinación y venta.

(Los impuestos por remesas al exteriordebe ser substituido por impuesto mayor alas utilidades, ya que las empresas eludeneste impuesto haciendo sus transaccionesbancarias en bancos extranjeros)

Según los técnicos consultados el 50%sumando regalías e impuestos directossería muy razonable para los campos exis-tentes (nuevos y viejos) dejando de ladoconstrucciones poco aplicables como elsurtax.



- Incentivar la exploración

La actual Ley de Hidrocarburosestablece que las empresas que obtienenconcesiones de exploración tienen queinvertir 300 millones de dólares por año enexploración. Sin embargo el gobierno deJorge Quiroga promulgó dos DecretosSupremos que las eximen de cumplir con

esta parte de la Ley hasta que comercialicenlo que han descubierto a la fecha. Estos dosdecretos deben ser derogados y así forzar alas transnacionales a renegociar sus con-tratos ilegales.

Solamente ha sido explorada unapequeña parte del sub-andino -donde haymayores posibilidades de encontrar hidrocar-

Impuestos generales no específicos para el sector hidrocarburífero

Antes de laCapitalización

Después de la Capitalización Propuestas Observaciones

RegalíasParticipaciones eimpuestos basa-dos en produccióna boca de pozo

53-31% 50%Hid. Nuevos 18%

Hid. Existente. 50%Todos los mega cam-pos fueron declara-

dos “nuevos”

Remisión deUtilidades al exte-rior

13.0% negociable12.5%mecanismos de fis-

calización

Impuestos espe-ciales a la Renta(Surtax)

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25% para empresa extrac-toras de recursos natu-rales. Es cobrado sobreuna utilidad aplicando

deducciones adicionales alde la renta normal.

No existen mecanis-mos de fiscalización

efectiva.

PatrimonioAlicuota va-riable según

tabla devalores

--------Alícuota variable según

tabla de valores

Impuesto a lasTransacciones

3.0% 3% para produc-tos finales

0% (petróleo y el gas estánexentos)

Impuesto al ValorAgregado 3.0% 13.0%13.0% Mercado InternoImpuesto a lasUtilidades de lasEmpresas

40% 25% negociable25%No existen mecanis-mos de fiscalización

efectiva

Regalías e impuestos:



buros- y es de importancia estratégica que sevuelva a incentivar la exploración:

- Generando un fondo de exploración conun porcentaje de las regalías a ser admi-nistrados por YPFB EMPRESA, quedebe tener un rol importante en las activi-dades de exploración.

- Desarrollando mercados para las reser-vas gasíferas actuales -mediante suindustrialización, etc- que los hace másatractivo para invertir en el sector tantopor parte del Estado como de empresasprivadas.

Acciones inmediatas respecto a la problemática energética

• Concertación nacional

Además que los sucesos de octubre pasa-do han dejado claro, entre otros aspectos, queel pueblo boliviano no está dispuesto a per-mitir decisiones inconsultas respecto al des-tino de nuestro gas, esta temática ofrece lagran oportunidad de convertirla en un espa-cio de concertación social y política, queresulta vital para el éxito del nuevo modelode desarrollo nacional que se puede lograr apartir de la industrialización del gas.

De ahí que se hace imprescindible cons-truir esos espacios, que bien podrían consis-tir en una cumbre política y social, dondeesté representada toda la sociedad civil, sinexclusiones de ningún tipo, ámbito en el cualse logre concertar dicha estrategia de desa-rrollo.

• Política nacional deenergía e hidrocarburos

Con carácter de la mayor urgencia, elministerio del ramo debe encarar la elabo-ración de la nueva política de nuestros recur-sos energéticos, haciendo de éstos uno de lospilares estratégicos para el desarrollonacional. Esta política debe regir el destinode nuestros recursos, tanto en lo relativo aluso interno como a la exportación de pro-ductos derivados de su industrialización poral menos los próximos 20 años.

Dicha política debe propender a la insta-lación de plantas productoras en todos losdepartamentos que el análisis técnico y eco-nómico lo permita, de manera de romper eltradicional modelo de concentración eco-nómica en los departamentos del eje troncal.

Mientras nuestras reservas probadas yprobables no sean significativamente incre-mentadas y en tanto los proyectos de indus-trialización no estén en funcionamiento,debemos evitar la exportación del gas naturalsin valor agregado nacional, como si setratara de una simple mercancía.

• Elaboración de proyectosde industrialización

Como antes fue indicado, dentro delmarco de la nueva política energética, elgobierno nacional deberá elaborar los diver-sos proyectos de industrialización del gasnatural dentro del territorio nacional, y ges-tionar dentro y fuera del país los recursosnecesarios para su implementación.



• Referéndum vinculante

Debemos concebir el referéndum nocomo un mero acto de urnas, sino como unauténtico proceso de consulta popular, quese inicia con la socialización de informa-ción seria, clara y transparente, prosiguecon la discusión sistemática y objetiva deltema por la sociedad civil y culmina,entonces sí, con la emisión en las urnas dela decisión ciudadana. Claro debe quedarademás, que la mayor riqueza de este pro-ceso radica en que la sociedad civil estéinformada al respecto y asuma la propiedadde los recursos naturales; solamente así semantendrá alerta y vigilante para evitaracciones dolosas de sus circunstancialesoperadores o administradores.

Al efecto el gobierno nacional tiene antesí la posibilidad de iniciar un proceso deinclusión social mediante la organización deeste proceso con vista a realizar el referén-dum vinculante en Abril o Mayo del presenteaño. Las prefecturas departamentales y sub-prefecturas provinciales pueden constituirse

en valiosos mecanismos que asuman estatarea que por otra parte permitirá disipartodas las dudas y susceptibilidades gene-radas a partir de la consultas que exclusiva-mente con las empresas petroleras vienedesarrollando el gobierno.. Con el propósitode poner en la discusión los aspectos defondo relativos al destino de nuestro gas na-tural, resulta indispensable que la primerapregunta de dicha consulta, el referéndumplantee disyuntivamente las opciones de"Exportar el gas natural como materiaprima" o "Industrializar el gas natural enBolivia", y luego de ellas, que "En caso deexportar el gas natural, elegir entre los puer-tos de … "

Este es el mayor desafío que confronta-mos todos los bolivianos: partidos políticos,gobierno y oposición, organizaciones cívicasy sindicales y, el pueblo en última instancia,estamos ante la imperiosa necesidad de con-certar una política nacional que puede repre-sentar un largo paso hacia la superación denuestras más urgentes necesidades. El go-bierno tiene la palabra.

Agradecemos los valiosos aportes de los ingenieros Luis Carlos Kinn y Víctor HugoSainz que tuvieron la gentileza de revisar el presente trabajo

CAPÍTULO 5

Hacia una PolíticaNacional de Hidrocarburos

Carlos F. Valverde B.

Gas Problema de Todos



“Hay quienes enturbian el agua paraque parezca profunda”, dice la sentenciapopular con mucha razón.

Escribir este documento ha insumidolargas reuniones y varias lecturas de una seriede documentos que, al referirse al mismotema en un mismo país, debían tener coinci-dencias en la mayoría de sus datos;lamentablemente no ha sido así vaya uno asaber por qué; seguramente, por hacerlo pare-cer más difícil de lo que es o, para que seansólo unos cuantos “especialistas” los quepuedan opinar acerca de él y sobre quienesgiren las consultas y las Consultorías.

No obstante los tropiezos de la falta deinformación, lo hicimos, sin la intenciónde convertirnos en Consultores ni de com-petir en un campo como este; simplementenos zambullimos en sus dificultades y tec-nicismos y lo escribimos con una visión yredacción coloquial, tratando de lograr elmejor entendimiento entre los ciudadanosque lo lean.

Lo hicimos de esta manera porque si bienentre quienes estudiamos el tema hay espe-cialistas en Gas y Petróleo y TemasImpositivos, así como en Comercio Exterior,creemos que la mejor manera de llegar a lagente es en un lenguaje no técnico.

¿Por qué estudiar y trabajar tanto?

Porque pretendemos contribuir a quenuestro país defina una Política Nacional delGas transversal y permanente que alcance acualquier gobierno. Si ello no fuera posible,creemos que debemos buscar tener al menosuna Agenda Nacional del Gas a la que cadaboliviano pueda acudir cuando le toquereferirse al tema, sea para opinar, sea paraestudiar, o, simplemente para informarse.

Los datos consignados en este documentoestán no sólo en los textos, libros, artículos,estudios y revistas especializadas que hemosconsultado, sino también en la informaciónque se logra por Internet. Las fuentes de dóndeprovienen los datos están claramente citadas,para que el lector las consulte si considera ne-cesario ampliar sus conocimientos sobre ellos.

Este es un aporte; no es ni pretende ser unrecetario de lo que se tiene que hacer en materiade Gas; tiene, eso si, el valor de decir, ordenar yesquematizar una serie de planteamientos ypropuestas con bases absolutamente comproba-bles y ciertas que, estamos seguros le haríanbien al país, si acaso se las ve con sentido deoportunidad y con algo de patriotismo.

Es del lector; puede ser usado en todo o enparte; en su reproducción puede citarse o no la

* Artículo elaborado en agosto de 2003** Analista, productor y conductor de los programas COMO SOMOS – COMO VENGA RADIO Clásica 107.1 - Activa TV Canal 31Cotas Cable

Gas Problema de Todos*

Carlos Federico Valverde Bravo **



fuente; eso no es lo importante, lo que importaes que sea útil; si lo reconocemos por ahí, entrelas líneas de algún artículo; en las palabras dealgún opinador, periodista, analista o político,sabremos que nuestro esfuerzo valió la pena.

Introducción

El gas natural en el mundo

La producción de gas el año 2,002 tuvoun nivel de 6,924.9 MMMCD, siendo losmayores productores Norteamérica (30.3%),

Europa del Este / (Ex URSS) y EuropaOccidental (39.1%), Asia Pacífico (11.9%)concentrando el 81.3% de la produccióntotal. El mayor productor son los países de lafederación rusa con el 22% de la producciónllegando a producir 1,523.5 MMMCD.

El año 2002, Bolivia produjo 15.57MMMCD1, lo que seria equivalente al0.224% de la producción mundial.

El consumo mundial el año 2002 alcanzóa 6,946.6 MMMCD siendo los principalesconsumidores Norteamérica (31.2%), Euro-

pa del Este y Europa Occidental (41.2%)Asia pacifico (13%) concentrado el 85.4%del consumo mundial. El mayor consumidores Estados Unidos con el 26.3% consumien-do 1,826.9 MMMCD.

Las reservas de gas natural (GN) proba-bas (P1) y probables (P2) en nuestro paíscrecieron en un 819% desde 1997, pasandode 5.7 TCF a 52.3 TCF2; si las comparamoscon las reservas mundiales probadas, que seestiman en unas 5,501.5 TCF, las reservasprobadas que tiene Bolivia 27.4 TCF, repre-

sentan sólo el 0.5 % de las reservas mundia-les; de manera tal que, se cae la idea de nues-tra posición de fuerza en el mercado mun-dial de la producción y comercialización delgas. Digamoslo claramente: Nuestras reser-vas no llegan siquiera al 1% como, equivo-cada y, tendenciosamente, afirman variasfuentes.

El GN es la fuente energética de mayorcrecimiento en los últimos años; en el perio-do 1980 a 2002 el consumo creció un 70%.Se prevé que éste se duplicará en los próxi-mos 20 años a escala mundial.

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1 MMMCD, millones de metros cúbicos por día2 1 Trillón de pies cúbicos 1x1012



Entre los países en desarrollo se prevéque el consumo se triplicará en este mismoperiodo.

Gas natural en la región

Bolivia tiene 27.4 TCF (aprox. 11%) delas reservas de centro y sur América que sonde 250.2 TCF, el único país de la región conreservas mayores que las nuestras esVenezuela con 148 TCF. Tienen reservassimilares a las nuestras, Argentina y Trinidady Tobago.

En varias ocasiones hemos leído oescuchado que nuestras reservas, sonmejores que otras porque no están asociadasal petróleo, esta “singular” apreciaciónequivale a decir que un yacimiento de plataes mejor que cualquier otro porque no tieneoro; este absurdo, muchas veces repetido deque es “mejor gas” el que no tiene petróleoes uno de los tantos que se nos ocurren amenudo a los bolivianos y, nosotros locomentamos con el objetivo de desmitificarun punto de los muchos que, vaya saber unopor qué, es usado con el expreso interés dedesinformar a la población.

El Cono Sur:Una mirada y análisis necesarios

Argentina, que es el país más gasificadodel continente (aproximadamente el 50% desu matriz energética), no ha tenido éxito enremplazar sus reservas; tiene cuencasgasiferas en explotación intensiva (relaciónde reservas a producción de 21, o sea puedenproducir por 21 años al ritmo actual con lasreservas que tienen), cuenta además con una

infraestructura existente que se conecta conlas reservas bolivianas. Argentina es, portanto, un mercado potencial para nuestro GN.

Chile, por su lado, que tiene reservasinsuficientes y todas ellas en el sur de suterritorio, confronta la imperiosa necesidadde aumentar su consumo de gas, que, mayo-ritariamente es importado de Argentina, paísque, por lo señalado anteriormente, no brin-da las seguridades de exportación que unaeconomía en crecimiento como la chilenarequiere, siendo por ello necesario que loschilenos “miren a otro lado”; a otra fronteraque se conecte con el norte. En este caso,luego de la confirmación de la puesta enmarcha del proyecto Camisea-México, Perúse convierte, junto con Bolivia, en unproveedor potencial de gas a Chile.

Como se puede apreciar, en el cuadro deabajo, el consumo de GN en la matrizenergética chilena es del 25%, existiendo unmárgen para que crezca su participación aniveles similares a los que tiene la Argentina.

Mercado potencial de la región

Se estima que el mercado potencial de laregión (transportable por gasoductoincluyendo Brasil) más la costa del Pacifico(México y EEUU con GNL) para el GNboliviano es de aproximadamente 120MMMCD, a mediano o largo plazo.

Hemos calculado que, el potencial deexplotación al ritmo indicado líneas arribapermitiría 34 años de consumo con el 90% delas reservas probadas y probables (52.3 TCF).



Con el 10% restante, al ritmo actual deconsumo interno, éste estaría garantizado por134 años. Si a nuestro futuro consumo internole incluimos un desarrollo petroquímico comoel de Bahía Blanca en Argentina (consumodiario 2.54 MMMCD) lo que nos reservamos,es decir el 10% se nos acabaría en aproxi-madamente 72 años, de las reservas actuales

(visión estática de las reservas, que no tomaen cuenta mayores descubrimientos).

La conclusión es obvia, tenemos sufi-ciente GN; lo que debemos hacer, es opti-mizar su extracción tomando en cuenta varia-bles económicas y primordialmente sociales.

Desde nuestro punto de vista, el Estadotiene el desafío de establecer una políticanacional de gas, encontrando una tasa deextracción socialmente óptima.

Acelerar su extracción (llamado tam-bién monetizar) sin optimizar tanto lo querecibiremos y peor aún sin determinar cómolo invertiremos (esto es lo que llamamospolítica nacional del gas) para que nos

ayude a resolver nuestra pobreza es irres-ponsable.

Para lograr una mejor compresión de loque representan los consumos de energía pri-maria en el mundo, adjuntamos este cuadroque muestra estos valores en los países másimportantes del cono sur y en Estados Unidos.

Se aclara que hemos incluido a EstadosUnidos en el cuadro para tener mejor idea desus dimensiones, este país consume el 24%de la energía del mundo, es el mayor impor-tador y consumidor de energía, si incluimosel GNL como otra potencial forma de expor-tar GN este es un mercado potencial, si es elque nos puede ofrecer mejores resultadoscomo exportadores estaría por verse.

De todas maneras, hagamos el ejercicio dever el total del consumo estadounidense deenergía primaria en un año y pensemos que silo reemplazáramos por toda la reserva boli-viana de GN, ésta (nuestra reserva) serviríapara 212 días de consumo, si hacemos lamisma comparación con Chile podríamos su-ministrar toda su energía por 55 años. Es obvio,

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entonces, quien nos puede dar una mayorimportancia relativa cuando de GN se trata.

Como primera conclusión del presente aporte,sostenemos que, el mercado regional al que pode-mos llegar con gasoductos, puede ser favorablepara Bolivia y haríamos bien en privilegiar nues-tra participación en el mismo como parte de unapolítica estatal para este importante recurso.

El gas de Bolivia en el Sur yCentro América

A nivel centro y sur América el año 2002se produjo 282.2 MMMCD, por lo tanto aeste nivel la participación de Bolivia con unaproducción de 14.7 MMMCD llegó aproxi-madamente al 5%. Si se considera el GN quecruza fronteras, es decir aquel que se compray vende entre dos países en centro y surAmérica tenemos una participación comopaís, del 40% de las exportaciones.

Perspectivas del LNG (abreviatura eninglés, Gas Natural Licuado, en español)

El GNL es hoy, por decirlo en palabras“marketineras”, un boom.

Antes, se consideraba al GNL como uncombustible de “boutique”, las proyeccionespara este combustible son amplísimas; en elfuturo cercano tendrá una contribución signi-ficativa a la oferta de energía mundial. Lareciente escasez de este energético y su po-pularidad sobre combustibles “más sucios”,así como el desarrollo tecnológico que se tra-ducen en menores costos de procesamiento

son la principal causa de esta reciente y cre-ciente popularidad. En la actualidad el GNLtiene una participación de un 1% del total deGN usado en Estados Unidos. El CambridgeEnergy Research Associates (CERA)pronostica una participación del 11% para elaño 2010, mientras que el Departamento deEnergía de ese país asegura que la demandaestadounidense por el gas natural crecerá enmás del 50% para el 2025.

Por otra parte, es un hecho que la pro-ducción de gas en los Estados Unidos está endeclinación, CERA estima que a finales deesta década tendrá un pico para luego decli-nar de forma permanente a partir del 2010.Un crecimiento de la producción Canadienseno será suficiente para abastecer este merca-

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do; de esa manera, el GNL tiene una buenaperspectiva de crecimiento; ahora, el cómose va a desarrollar el futuro mercado delGNL, es lo que no es tan claro.

Hay, por ejemplo, quienes aseguran queel GNL convertiría al GN en un Commodity(bien transable en bolsa y de venta a futuro);Las supuestas ventajas, sea para los produc-tores o los que, como en nuestro caso,viviríamos del valor en boca de pozo esmuy debatible; bajo esta modalidad porejemplo, las cuatro plantas regasificadorasque se planean construir en México podríanser de acceso directo, en cuyo caso el GNLentregado en estas plantas podría tener unprecio mucho más volátil que el que seobtendría con un contrato a largo plazo.

Durante el año 2002 el mercado mundialalcanzó a 149.99 billones de metros cúbicos o410.93 MMMCD3 siendo los mayores expor-tadores: Indonesia 26.4% y Argelia 19.3% y

los mayores importadores Asia/Oceanía71.8% y Europa Occidental 23.3%.

Del total de GN que cruza fronteras el GNLparticipa en un 25% del total, el resto es trans-portado por gasoductos. Esto es muy impor-tante y debe ser tomado en cuenta: el GNL escompetitivo con gasoductos de aproximada-mente 3.000 kilómetros, para distancias ma-yores resulta ser más barato el transporte enbarco, como haríamos nosotros, en caso devender gas a EEUU. La planta de regasificaciónse instalaría en México, que está a más de 8.200Km. del puerto de salida de nuestro gas.

Todo indica que el mercado de GNLmundial tendrá un importante crecimiento.El grafico4 así lo muestra.

Bolivia tiene la posibilidad de competiry obtener una participación importante enel mercado de México y California. Comoen todos los futuros mercados de GNL;

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3 BP Statistical Review Junio del 2003 4 Datos de Morgan Stanley Dean Witter



nosotros tenemos que apuntar a la compe-titividad del GNL, o GN liquefacto (liqui-do) sea en base al precio del GN en bocade pozo. El costo de la infraestructura,para un caso como el de Pacific LNGdonde las reservas están a una considerabledistancia del puerto, el valor del GN enboca de pozo, que es de donde el Estadoobtiene la mayor parte de su participación,es más presionado.

Para nuestro caso la ecuación económicacierra solamente para yacimientos quepueden además contener importantes canti-dades de condensado.

Pacific LNG

Desde un punto de vista estratégico, esimportante ver al proyecto de Pacific LNGcomo un arranque de la industria de GN enBolivia. En este punto, nos permitimos afir-mar que la venta al Brasil fue pensada yresuelta para otro nivel de reservas.

¿Por qué afirmamos lo anterior? Es muysencillo: las reservas que quedan después decumplir los compromisos actuales son moti-vo suficiente para pensar en cómo extraerlasde la mejor forma; no obstante, el proyectomencionado es una gran oportunidad paranuestro país porque:

• Se acelera la extracción de las reservasdel campo Margarita que por su con-tenido de líquidos5 es viable para serenviado a los mercados de LNG en elPacifico; esto permitirá que se establezca

una infraestructura que lleve el GN a lacosta. Esta infraestructura a su vez nosasegura una presencia temprana en unmercado como el chileno, que comodemostramos líneas arriba tiene grandesoportunidades para nuestro GN.

La sinergia que se puede producir conGN y líquidos en la costa del Pacífico, son,sin lugar a debate, mayores que las que nues-tro limitado mercado y desventajas de ubi-cación geográfica nos pueden permitir.Tenemos en Chile un socio (o cliente) na-tural; de acuerdo a los ojos con los que semire esta oportunidad; si logramos entenderque más allá de nuestras irrenunciables dife-rencias históricas tenemos necesidades yresponsabilidades apremiantes del presentecon nuestros ciudadanos, con nuestrapobreza estructural.

Nosotros sostenemos que no es unacuestión de ver el problema histórico conChile como si éste fuera un óbice atribuíbleal enanismo de la clase política boliviana o,por qué no, de gran parte de la sociedad boli-viana como sostiene Carlos Alberto López,quien fuera Vice Ministro de Energía;nosotros mantenemos la idea de comerciargas con Chile o con quien sea, a partir deciertos elementos y consideraciones quetienen que ver con mejorar las condicionesde ingreso para los bolivianos; es decir, másallá de ver esto como un tema de pituitariaque impide el crecimiento (nos referimos alenanismo atribuido por López), creemos queel tema tiene que ver con tomar en cuenta elpaís; sus problemas y perspectivas.

5 La venta de los líquidos tiene una alta contribución a la rentabilidad del proyecto.



A estas alturas del documento,nos permitimos hacer algunassugerencias que consideramospertinentes

El precio en boca de pozo del GN paraeste proyecto está estimado en 0.70 $US/MPC, si se incluyen estos precios en laponderación que se utiliza para calcularel precio del GN para regalías, comocorresponde según la normativa vigente,este precio hará que los valores de li-quidación para regalías baje, achicandola participación de las regiones y delEstado en general. Esta es una falenciadel marco legal que tiene que ser corregi-da porque, de mantenerse igual, losdepartamentos productores verán mer-mados sus ingresos de una manera con-siderable.

Sólo se debe permitir exportar un GN quecontenga mayoritariamente metano (estolo explicamos más adelante), luego de uncierto periodo de iniciada la exportación(2 años por ejemplo) se debe hacer,además, la extracción del etano que es labase de cualquier industria petroquímicay que junto con los otros componentespesados del GN tiene un valor por millónde BTU mayor que el del metano.

Para dejar las cosas claras sobre laexportación de GNL al mercado del pacificonorteamericano es muy importante tomar encuenta que hoy en día existe una especie deguerra entre los que la apoyan y sus detrac-tores, lastimosamente, el debate (si así pode-mos llamarlo) está centrado en la seleccióndel país por donde se exportaría (Chile o

Perú), siendo que la opción peruana estadescartada por los inversores; por los quetienen el dinero del negocio; esto, sin contarel hecho de que Perú ya echó a andar elproyecto Camisea. Sin embargo tenemos quereconocer que algunos de sus principalesopositores, como ser el senador FilemónEscobar ya indicaron que el problema no espor dónde ni a dónde, sino cómo; esta posi-ción es, en todo caso, más racional, y puedeser sujeta a un debate que no sea falso comoel de la definición del puerto.

A nuestro entender, nuestras autoridadesde gobierno están actuando con muchalentitud y de manera descordinada entreellos y con los inversores. Es lamentablecomprobar que un proyecto que tiene tantosaños (el Gobierno de Tuto Quiroga yahablaba, metafóricamente, de flotar sobre ellitoral cautivo sobre las moléculas de gas)no haya tocado aún; por lo menos, no demanera pública, los aspectos más impor-tantes del proyecto; claro está que nos refe-rimos a aquellos que tendrían que ser con-siderados desde el punto de vista de losbolivianos.

Desde nuestro punto de vista:Nuestras opciones para el GasNatural

Tenemos el convencimiento de que,desde una óptica netamente técnico-económi-ca, las opciones para el GN boliviano sonmás estrechas de las que mucha gente piensay más amplias de las que algunos quieren queconsideremos; mucho se habla sobre las posi-bilidades y perspectivas del GN; resumimoslo que más se repite en:



• Industrialización del GN

• Gas para los Bolivianos

• Mayor Valor Agregado para el GN(Electricidad, etc.)

• GTL

• GNL

• Nacionalización de los Hidrocarburos

• Monetización

Porque creemos que lo amerita, nos per-mitimos poner paños fríos a tanta calenturagasífera; a todos estos “anhelos”, (los lla-maremos así) ya que, en nuestro entender, notodos tienen iguales posibilidades.

Partimos del convencimiento de que, sibien en etapa de análisis no se puede descar-tar nada, si debemos hacerlo en la etapa dedecisiones.

Por obvias razones, vamos a consideraraquellos temas que a nuestro juicio deben serconsiderados centrales. Así, creemos que loprimero que hay que puntualizar es que,salvo por la vía de la nacionalización de loshidrocarburos, ninguna de las opcionesdetalladas arriba es excluyente de la otra.Sobre la nacionalización nos limitamos aopinar que esta salida parece ser la menosrecomendable, (al menos por ahora), por seresta una opción de difícil predicción.

Mucho se habla del valor agregado;desde nuestro punto de vista, a partir de la

lectura de tanta documentación relativa altema que tratamos, hemos entendido quesu significado, es distinto, dependiendodesde el punto de vista de quien haga elanálisis.

Por ejemplo desde el punto de vista delEstado, creemos que es importante quetengamos en claro a donde queremos ir(objetivo = mayor valor agregado). A par-tir de esta definición, tenemos que estable-cer un plan para conseguirlo. Se asume,por supuesto, que lo que se defina comoobjetivo para los bolivianos debe serviable y sostenible.

La contraparte de la ecuación (los inver-sores) tiene sus objetivos bien claros, paraellos es más sencillo ya que es un análisiseconómico financiero.

Por razones de análisis, vamos a abstraer-nos de un tercer actor, la clase política, quepara simplificar el análisis, vamos a asumirque harán lo que le convenga al Estado(comunidad de ciudadanos incluidos) y no elEstado como entelequia, vicio conceptual demuchos de nuestros dirigentes).

A estas alturas, es necesario aclarar quela intención de este documento no conllevadecisión alguna de ingresar a la arena políti-ca ni cosa parecida; simplemente, desdenuestra posición de opinadores y ciudadanos,pretendemos llamar la atención de losnúcleos de inteligencia del país a realizar undebate que permita establecer, fuera deintereses políticos y de otra índole, unarecomendación para establecer una políticasobre este importante recurso.



Generación de valor agregado:El verdadero desafío

No descubrimos absolutamente nada, losabemos, cuando sostenemos que el gas na-tural GN es, primordialmente un energéticoque tiene varios componentes y que, notodos estos componentes son industriali-zables.

Partimos entonces, en este punto, rea-lizando un análisis6 de las posibilidades demaximización del valor que se puede obte-ner de la explotación del GN.

El valor agregado que se logre obtenerdel gas natural depende, en gran medida, dela utilización que se consiga dar a sus diver-sos componentes. Como base comparativadel valor del gas, se utilizará en este análisisel valor de los componentes del gas cuandoson incluidos en el gas de exportación bajolos contratos existentes, para, luego, exami-nar los valores que se pueden lograr condiferentes proyectos.

Veamos:

El contrato de exportación con el Brasilestá establecido o firmado considerando elbien transado en términos de energía, es decirque se percibe un cierto valor en dólares pormillón de unidades térmicas británicas expor-tadas (BTU). El precio de referencia que seutilizará en este análisis es el correspondienteal promedio obtenido de las exportaciones degas del mes de septiembre del 2002, que es de1.59 dólares por millón de unidades térmicasbritánicas ($US/MMBTU).

Valores de los componentes:

Metano

Como todos conocen, el principal com-ponente del gas natural es el metano; ge-neralmente el gas que producen los camposde Bolivia contiene en promedio 90% de estecomponente. El metano, tiene un contenidocalórico de 972 unidades térmicas británicaspor pie cúbico (BTU/PC). De acuerdo a sucontenido calórico y tomando en cuenta elprecio de referencia mencionado del gas deexportación (1.59), este componente tiene unvalor de 1.54 dólares por millar de pies cúbi-cos (1.54 $/MPC).

Etano

El segundo componente es el etano y enpromedio, el contenido de éste en el gas deBolivia es 5%. Este componente tiene unpoder calórico de 1703 BTU/PC, por tanto suvalor en función de su contenido calórico esde 2.70 $/MPC.

Otros componentes

Tenemos el propano y los butanos cuyocontenido promedio en el gas producido enBolivia es aproximadamente 2%; es sabidoque los mismos se recuperan generalmentecomo gas licuado de petróleo (GLP), elque es comercializado en el país en ga-rrafas o exportado, cuando no sale de con-trabando.

Nuestro propano tiene un contenido calóri-co de 2421 BTU/PC y los butanos tienen 3134

6 Ing. Fernando Pacheco, artículo en página WEB de IBCE



BTU/PC. Como el GLP generalmente tiene65% de propano y 35% de butanos su podercalórico es aproximadamente 2670 BTU/PC ypor lo tanto su valor en función del contenidocalórico es 4.24 $/MPC.

El resto de los componentes que tienenvalor comercial son los pentanos, hexanos,heptanos y otros hidrocarburos más pesadosque se recuperan como gasolina natural ycondensados, y cuyo contenido en el gas deseparador, es decir una vez retirados loslíquidos en una separación primaria, esmenor al 1%. Los pentanos tienen un podercalórico del orden de 3845 BTU/PC y loshexanos y superiores 5294 BTU/PC y enconjunto este componente denominadogasolina natural tiene un poder calórico

aproximado de 4500 BTU/PC. La gasolinanatural (GN en los gráficos) entonces tieneun valor en función de su poder calórico de7.15 $/MPC.

Todavía hay más.- El gas también con-tiene dióxido de carbono (CO2), nitrógeno(N2) y ácido sulfhídrico (H2S) que, a excep-ción del último, no tienen contenido calóricoy por tanto no tienen valor intrínseco, y másbien penalizan el valor comercial del gas encaso de exceder ciertos limites contractuales.

El gas boliviano contiene un promediode 1.5% de anhídrido carbónico y 0.5% denitrógeno y cantidades despreciables deácido sulfhídrico. Estos componentes sinvalor monetario tienen, además, el efectonegativo de su costo de transporte porgasoductos y también por la compresiónprevia a su exportación, de manera tal que,tienen un valor negativo de aproximada-mente 0.27$/MPC.

Metano

Probablemente, el mejor valor agregadode este componente del gas, si pensamos en

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El gráfico muestra el resumen de estos valores que representan lo que seobtiene cuando se los exporta como parte del gas que exportamos actual-mente al Brasil.



el mercado boliviano, se obtenga con la uti-lización del mismo como combustible auto-motriz comúnmente llamado GNC o GNV.El valor del metano comercializado para usoautomotor es actualmente de7 $/MPC.

Este valor no incluye las ventajas adi-cionales que obtiene el país, las cuales son:

Combustible más barato para el trans-portista pues representa un costo de com-bustible menor a la mitad que la gasolinao diesel y por tanto reduciría las tarifas detransporte.

Afecta positivamente a la balanza decomercio exterior pues disminuiría lasimportaciones de diesel e incrementaríalas exportaciones de gasolinas y crudos.

Seguro pues el riesgo de incendio esmucho menor

Protección del medio ambiente

Mejora el desempeño del vehículo

Incrementa la vida útil del motor

Aclaremos, sin embargo un hecho quedebemos tener en cuenta: el uso de GNCniega impuestos como el IEHD al TesoroGeneral de la Nación, los que, si no sonrepuestos de alguna forma, ya sea porimpuestos sobre la exportación de los exce-dentes de gasolina o por algún otro efectomacroeconómico que permita su utilizaciónmasiva sin efectos contrarios a las recauda-ciones, el Estado recaudará menos y, lógica-

mente, los Departamentos verán reducidossus ingresos de coparticipación. Hacemosesta observación para subrayar la importanciaque tiene el estudio de todos los efectos quepueden tener las decisiones en este campo7.

Sin ningún tipo de arrogancia, soste-nemos que la oferta de transformar o am-pliar el parque vehicular nacional a GNC enel país, buscando llegar a 80.000 vehículosaún no tiene toda la ecuación resuelta

Otro proyecto muy interesante, estáreferido a beneficiar al sector agrícola, me-diante la producción de fertilizantes. La uti-lización del metano en la producción deamoniaco tiene, de acuerdo a lo expresadopor Charles Baisden de la empresa NationalGas Company de Trinidad-Tobago, un valoragregado de entre 3 y 15 dólares por MPC.Los beneficios que se pueden derivar de losincrementos de producción agrícola son pordemás evidentes.

La exportación de metano como gas na-tural licuado (GNL) o GN por gasoductos escomo se indica en varias partes de este do-cumento de capital importancia; necesitamosabrir las posibilidades de nuestro GN, depen-der sólo de Brasil no es una buena estrategia.La exportación de GN es necesaria porque,permitirá, entre otras cosas:

Estimular la exploración y descubrimien-to de reservas adicionales.

Posibilitar la extracción de condensado,gasolinas, gas licuado de petróleo y etanoque tienen un valor alto.

7 Este párrafo no es de autoría del Ing. Fernando Pacheco



La instalación de industria petroquímicacon base en el etano.

El máximo beneficio se consigue cuandose exporta sólo metano.

Otro posible uso del metano es el GTL,conversión de gas a líquidos (Gas to Liquids,por sus siglas en inglés), más adelante ledaremos un tratamiento ampliado a estaopción.

Etano

Este componente es uno de los principalesinsumos de la industria petroquímica y dadaslas reservas que tiene el país, resulta atractivoel establecimiento en el territorio nacional deesta industria. No debemos perder de vista elhecho de que su industrialización requiereinversiones altas y por lo tanto será necesarioimplementarla gradualmente, esto, segura-mente vale la pena hacerlo por partes paramantener el dominio del Estado bolivianosobre el mismo. Así, el primer paso podría serla producción de etileno para luego avanzarhacia la producción de polietilenos.

Como dato actual señalamos que si bienel precio del etileno es variable tiene, enpromedio, una estimación de precio de$0.26/lb. Esto se traduce en un valor agrega-do para cada MPC de etano de 16.8 $/MPC.

Es necesario, entonces, considerar que elcontrato actual de exportación al Brasilrequiere una cantidad mínima de contenidocalórico del gas y por tanto, parte del etanodeberá ser incluido en esta exportación paracumplir con este requerimiento.

Propano y Butanos-Gas Licuados de Petróleo

El gas licuado de petróleo tiene unvalor comercial de exportación de 250dólares por tonelada que traducido almillar de pies cúbicos tiene un valor de14.5 $/MPC. Comercializado en el país engarrafas de 10 Kg. tiene un valor de 2.1Bs. /Kg. o sea 18 $/MPC. Como se puedever, sin necesidad de ser un experto engas, estos valores superan ampliamente elvalor que tiene cuando el propano y losbutanos son exportados como parte delgas.

Pentanos y superiores -Gasolinas y condensado

Estos hidrocarburos tienen diferentesvalores, dependiendo si son refinados ycomercializados en el país o si se losexporta como crudo. En el primer caso, suvalor ex-refinería es, en promedio, igual a26 $/BBL que significa en términos de$/MPC (dólar por millar de pie cúbico) unvalor de 24.7 $/MPC. En caso deexportación, su valor es de aproximada-mente 25 $/BBL que en términos similaresal anterior significa un valor de 23.7$/MPC.

Valor Agregado

El siguiente cuadro resume el valor endólares por millar de pies cúbicos de loscomponentes del gas utilizados en losproyectos que a juicio de muchos entendidostienen posibilidades reales de imple-mentación.



La comparación de este grafico con el ante-rior da una idea del valor agregado que se puedeconseguir del gas cuando se extraen estos com-ponentes. El porcentaje adicional del valor es

alto y varia desde 300 % para el metano, 500%para el etano, 300% para el GLP y 200% paralas gasolinas y condensados.

Además, este valor agregado promuevela creación de mayor cantidad de fuentes detrabajo permanentes en el país, lo que no selogra con la explotación y exportación desolamente gas.

GTL.

Es una tecnología de poca utilización o apli-cación en el mundo, pese al tiempo que se la

conoce; la misma utiliza al metano como basede su realización. El tema es que, por medio deun proceso químico se obtiene el gas de síntesis(Syngas), a partir de este gas de síntesis las posi-bilidades de industrialización son;

1. Proceso Fisher – Tropsh , permite obte-ner combustibles líquidos como diesel,gasolina, y aceites,

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2. Síntesis de Metanol, permite obtener,metanol, Di-Metil-Eter (DME) y gasolina

3. Producción de Olefinas (petroquímica,etileno y propileno)

Como manifestamos, esta tecnología datade varios años y aún está todavía en procesode pleno desarrollo desde el punto de vistacomercial, aunque, evidentemente es posibleconvertir combustibles líquidos del gas, temaque no tiene discusión.

Lamentablemente, este tema ha sido trata-do en la prensa varias veces y existe unaamplia, cuanto confusa información al respec-to, sobre todo cuando su realización fue con-siderada un hecho por Jaime Paz Zamora, enuna de sus veleidades gasíferas. Como sea, esun hecho que los méritos ecológicos de estoscombustibles son más que conocidos.

GTL Bolivia es, a nuestro criterio, laempresa que parece tener el mayor avance enun proyecto de este tipo, se habla de unaplanta de 10,000 barriles por día, dimensiónque parece ser adecuada al nivel dedesarrollo tecnológico y de posibilidades demercado. Creemos que este proyecto ameritauna especial atención en una política del gas;se habla de una contribución fiscal de 69millones de dólares por año, de un ahorro dedivisas por eliminar la necesidad deimportación de diesel y cosas como esascuando la verdad es que no esta muy claroqué se requiere del Estado desde el punto devista del inversor. Es claro que es necesariomantener la calma y realizar o, dejar realizara los posibles inversores un estudio integraldel proyecto para que las recomendaciones

que surjan del mismo sean incluidas en lapolítica nacional del GN.

Queremos dejar muy en claro que esteproyecto dado el nivel de reservas disponiblees, simplemente complementario ya que uti-lizaría 1TCF por cada módulo de 10,000 barri-les de producción diaria en la vida del proyec-to y que, como tal ser incluido en una matriz omodelo matemático que permita establecer lacomposición optima de proyectos de GN desdeel punto de vista del Estado boliviano.

Conclusiones del acápite:Industrialización del Gas Natural

Como seguramente se puede apreciar, delo escrito, para poder “industrializar el gas”hace falta más que simples enunciados. Losbolivianos tenemos que empezar por com-prender que la base o palanca de desarrolloque nos puede dar el gas no viene de la manode venderlo solamente como energético ni depensar que por arte de magia nos convertire-mos en grandes exportadores de productosterminados con base al GN.

Lo evidente es que, primero hay quedisponer del metano que está asociado conlos otros componentes de mayor valor(exportarlo o reinyectarlo son las únicas víasya que nuestro consumo energético es muypequeño) – el proceso de la reinyección sepuede dar en campos en desuso que puedenoficiar de “tanques naturales”; tenemos losductos para trasladar el gas y, en una com-paración costo/beneficio, no hay duda que elresultado es favorable, sobre todo si la alter-nativa para producir líquidos es quemar elGN como ya lo hicimos.



Después de asegurarnos la optimizacióndel gas, tenemos que establecer una políticaque contemple las reales posibilidades degeneración de valor para así poder aumentarlos ingresos del Estado. En función de estecosto de oportunidad “podríamos acuñar untermino como Procese o Pague”, para sercoherentes con el objetivo de este documen-to.

Este cambio en la definición del GN enboca de pozo y su consiguiente cambio en laliquidación de regalías, debe ser objeto de unanálisis que tome en cuenta todos los fac-tores (inversores, Estado, mercados etc.)tratando en todo caso de optimizar laextracción de este recurso no renovable.

Gas con Brasil:Problema u oportunidad

Las opciones que tiene el gobierno boli-viano en su negociación de venta de GN alBrasil no son muchas, consecuentemente, lamejor es, obviamente, la de seguir con elcontrato como está hoy en día (esta vez debe-mos ser nosotros los que tenemos quedemandar seguridad jurídica).

De tenerse que re-negociar el contrato,primero debemos tratar de preservar losvolúmenes contratados; seguramente, encontraposición a este punto de partida nego-ciador, se tendría que ceder algo en el pre-cio aunque en realidad ese es un tema entrelos productores y el comprador, es decirPetrobras; en este caso, el agregador, esdecir YPFB poco tiene que decir alrespecto.

En todo caso, en una ecuación donde elingreso del Estado es = precio x volumen x% participación, lograr que nuestros ingresosno disminuyan cambiando una de las varia-bles va a ser muy difícil. Probablemente laúnica opción sostenible en toda la vigenciadel contrato sea la de metanizar el GN (se loexplica un párrafo más adelante).

La otra opción, es la de negociar una dis-minución de la reserva de volumen que tienenPetrobras y sus asociadas para dar cabida a unGN que tribute más ya sea por ser existente o,por contener mayor cantidad de líquidos, enotras palabras debemos propender a que sepermita a YPFB hacer una agregación en fun-ción a los intereses nacionales.

Ahora veamos qué queremos decir conmetanizar el gas: el metano que es el más abun-dante de los componentes del GN, cuandollega a la frontera brasilera constituye el 90%de la corriente; nosotros sostenemos que, si elmismo es tratado antes de que cruce la fronteray logramos recuperar de ese flujo los otroscomponentes como ser: etano, propano,butanos hasta entregar un gas de menor con-tenido calórico (1,000 BTU/PC por ejemplo),el valor de lo extraído cuando se despachen los30 MMMCD contratado llegará a aproximada-mente 193.0008 dólares americanos por día.

Este valor agregado, equivalente a 70.5millones de dólares por año en ingresos, sólotributa como GN, según el marco jurídicovigente; por tanto, reiteramos nuestra ideaacerca de que lo que tenemos que insistir esque no sólo sea tratado antes de pasar la fron-tera sino que, además, sea tratado y comercia-

8 Se usaron los mismos valores de la sección de valor agregado de los componentes.



lizado por YPFB, con lo que lograremos tenerun beneficio neto, después de tributar lo quecorresponde, de al menos un 15% del valor deventa o 10.58 millones de dólares “extras” alaño, monto que no toma en cuenta los efectosmultiplicadores que tendría esta actividad.

Con este planteamiento queremos dejarclara la importancia de extraer lo más valioso(en este caso, valiosos componentes) del GN.

En el acápite sobre el valor agregado,hemos fundamentado en base al GSA con elBrasil cuáles son los componentes a extraer;pensamos, reiterando conceptos que, lametanización del GN de exportación, deberíaser pilar fundamental de nuestra política deEstado o, de nuestra Política Nacional del Gas.

Debiera ser una premisa de Estado(política de Estado, que aunque no tienedefinición en ningún diccionario de políticao sociológico) que ningún GN que se origineen nuestro país y que cruce nuestras fron-teras, deberá hacerlo con un componentemenor al 97% de metano, y cuando así no lohaga deberá tributar por no haberlo procesa-do ; así tendríamos un nuevo elemento en loscontratos que bien pudiera llamarse y, conjusta razón: “process or pay” (procéselo, opáguelo).

No está demás recalcar el hecho de queBolivia debe estar atenta a las posibilidadesde vender energía eléctrica a sus vecinos, esposible que algún momento se vuelva a pre-sentar tal oportunidad. Es importante hacernotar que una vez que llegó el gasoducto aalguna frontera, la venta de energía eléctricano fue parte del acuerdo de venta del gas.

Una especie de resúmen parcial.-Nuestro punto de vista y opinióncon relación a algunos de lospuntos tratados arriba

Una vez dejado claro nuestro criterioacerca de la necesidad de hacer una comple-ta extracción de los componentes del gas, escorrecto plantear, así sea de manera enuncia-tiva que es recomendable instalar, en losnuevos campos en desarrollo, plantascriogénicas, parecidas a la que opera laempresa Chaco S. A. en el campo de VueltaGrande, por ejemplo.

De igual manera, es necesario reducir almáximo posible el contenido de anhídri-do carbónico y nitrógeno a fin de noincurrir en costos de transporte de com-ponentes que no tienen valor.

Necesitamos revisar la normativa vigentedel pago de regalías del gas, especial-mente en el caso de la exportación de gasnatural licuado de manera de lograrestablecer precios mínimos para el pagode las mismas, como se hace en el casodel petróleo. Se puede considerar comoreferente un precio de gas. Se usaron losmismos valores de la sección de valoragregado de los componentes mínimos,sujeto a regalías que tome en cuenta losprecios derivados de los contratosvigentes con Brasil.

Otro aspecto muy importante de la cade-na de valor de la industria deHidrocarburos en Bolivia y el mundo sonlos servicios asociados a este sector; laparticipación de capital de inversión así



como de capital humano debe ser privile-giada por razones económicas y estraté-gicas.

Se debe construir un modelo que identi-fique y por supuesto cuantifique lasimplicaciones de las distintas opcionesque tenemos para el GN; este modelodebería permitir establecer el caminoóptimo y sostenible de la explotación deeste importante recurso; no hacerlo, escontinuar con planificación no integrada,y miope que además en muchos casos escontraria a los objetivos (aún no biendefinidos) del Estado.

Es necesario dar incentivos inclusive deltipo impositivo, cuando el impacto en laeconomía y la sociedad boliviana así lojustifique, para el establecimiento deindustrias en el territorio nacional queutilicen como materia prima los compo-nentes del gas.

Bolivia y la exportaciónde gas natural

Nuestro país ha sobrevivido desde princi-pios de la Republica, como mono productorde materia prima, primero fue la plata luegoel estaño y ahora, parece ser “el turno delgas”.

El estaño fue tradicionalmente la princi-pal exportación con una participación de másdel 60% durante el periodo 1930 – 1970;durante una buena parte de esta etapa,Bolivia gozaba de un posicionamiento tal en

el mercado que le permitía influir en los pre-cios mundiales (este no es, lamentablemente,el caso del GN).

En la década de los 80 el estaño, “nues-tra” materia prima (Commodity9) se derrum-bó y el GN pasó a tener una mayor impor-tancia en nuestras exportaciones gracias a lasubida de precios del petróleo.

No obstante, la dependencia del GN esde cierta forma peor que la del estaño, loscompradores potenciales son menos y comoindicamos anteriormente, Bolivia no tienecon el GN el posicionamiento estratégicoque gozó con el estaño; en otras palabras nosomos “Players” mundiales (por ponerlealgún nombre de los que se usan en el nego-cio manejado por las transnacionales quemanejan el tema petrolero, las que son, ma-yormente, norteamericanas o, de hablainglesa); tenemos sin embargo la posibili-dad de ubicarnos en una posición gravitanteen la región y eso nunca debemos perder devista.

La trayectoria de Bolivia como exporta-dor de GN tiene más de 30 años. En todoese tiempo, nunca hubo deficiencias comoproveedores10. Recordemos que cuandoArgentina no aceptaba el precio pactado,siguió recibiendo el volumen comprometi-do, llegando a debernos más de 400millones de dólares. Todos recordamos la“solución Paz Zamora-Menem” inscripta enla historia comercial Argentino-Bolivianacon el nombre ya célebre de “borrón ycuenta nueva”.

9 Commodity Bien tangible producto como granos, metales,petróleo y alimentos transado en los diferentes mercados inter-nacionales.

10 Este hecho es pocas veces argumentado como grandemostración de seguridad jurídica.



Nuestro primer cliente en GN fueArgentina que recibió un total de 1.87 TCFdurante más de 27 años, el valor total de laventa fue de 4,56 billones de dólares, con unprecio promedio de 2.44 $US/MPC11, y conuna entrega promedio de 187 MMPCD. 5.3MMMCD) Hoy en día, para todo efectopráctico, tenemos nuevamente un sólocliente con un contrato por 20 años y por unvolumen de 7.7 TCF; este volumen es másde cuatro veces lo exportado a la Argentina ytiene un precio inicial o base de 1.0 $US porMPC (en realidad $US. 0.95 por MMBTU).

El precio inicial con la Argentina fue de0.2153 $US/MMBTU; tras de largas y durasnegociaciones para defender y establecer losmecanismos de ajuste del precio, logramosmejorarlo; buena parte de esa experiencia fuevolcada al contrato con Brasil, este contrato(GSA), hace una buena defensa al GN (elprecio en boca de pozo); el problema centralde la exportación a Brasil, además de tenerun solo mercado pasa por el transporte.

Esta importante variable de la ecuación,para el caso de la exportación con Argentina,era dependiente del vendedor (YABOG) ydel comprador (Gas del Estado) sin lapolémica participación de un actor como laENRON, cuyas consecuencias y protago-nistas merecen un análisis separado y que,estamos trabajando a fin de cuantificar eldaño que se nos hizo con este irregular con-trato, celebrado en condiciones aparente-mente conocidas aunque, no desentrañadas.

El contrato de venta, GSA – Petrobras –YPFB, con inicio de suministro 1° de Julio

de 1999, hasta el 2019 es un contrato dondelos derechos y obligaciones de YPFB comoparte de este acuerdo son traspasados en losmismos términos y condiciones a los produc-tores, YPFB como fruto del diseño de la ca-pitalización quedó relegado en un rol deintermediario sin beneficio alguno en estaoperación. Este tema, en el que ENRON ca-pitalizó los derechos de YPFB, de una formaaún no esclarecida, ha sido tratado de unamanera liviana y desprolija por el parlamen-to con un sesgo muy político, sobre todo enel período pre-electoral y la prensa sin lacontinuidad necesaria que nos permitaestablecer de manera categórica cómo y porqué se perdió una oportunidad como la quetuvo la estatal.

Petrobras hoy en día enfrenta problemasque no le permiten cumplir con losvolúmenes de compra del GSA, el problemaestá en la mesa de negociaciones. Mientrastanto la aplicación del “Take or pay” en elGSA con Brasil por el año 2002, debido aincumplimiento en volúmenes de compra,extrañamente no compensa al Estado; eso si,estamos convencidos que si el tema fuera alrevés, las compañías productoras seríancompensadas con aproximadamente 80millones de dólares por ese periodo.

Si los volúmenes se hubieran cumplidopor regalías y participación se tendría querecibir 54.4 millones de dólares, por lo quese ha vendido, se recibió 26.8 millones dedólares. La diferencia 27.6 millones dedólares en los ingresos del Estado no es com-pensada de manera alguna parece, nueva-mente que cuando se estructuró toda la refor-

11 MPC, millar de pies cúbicos



ma del sector el gran ausente fue el represen-tante de los intereses de los bolivianos12.

Petrobras aduce que el GN boliviano noes competitivo, siendo esta la razón funda-mental para la disminución de la demanda,cuando la realidad es que el precio del GN esalto sólo si se lo compara con hidroelectrici-dad y fuel oil de mala calidad (ambos usadoshoy en Brasil, como parte de un proyectocortoplacista, sin mayor futuro y, fruto depolíticas económicas internas en nuestrovecino, a veces contradictorias).

Tal como indicamos anteriormente,además de haberse estructurado la cadena devalores privilegiando el negocio del trans-porte (ENRON fue instrumental y Petrobrasse subió al carro participando) el problemade lo que se llama falta de competitividad noes el precio del gas en si, el problema es queBrasil no quiere subir el precio de electrici-dad en su territorio (de cierta manera, pre-tenden que subvencionemos su costo yampliación de consumo).

Nosotros no podemos perder de vista queel parque generador brasilero es mayorita-riamente hidroeléctrico (95%) y que la visióna mediano y largo plazo dadas las considera-ciones técnicas exige por motivos de seguri-dad energética, entre otros la comple-mentación con generación térmica; aquí esdonde entra nuestro gas, ya que, este hechohará que, eventualmente en Brasil consumanlos 30 MMMCD establecidos en el contrato;siendo optimistas podemos considerar queprobablemente, si todos hacemos bien nues-

tra labor como debemos, a largo plazopodríamos doblar la cantidad pactada.

Doblar la importación de GN bolivianoequivaldría a construir una hidroeléctricacomo Itaipu ± 15,200 MW; aunque suenefuerte, esta no es una cifra inalcanzable dadala dimensión del mercado en Brasil.

Como afirmación de este potencial, esconocido que, el Estado brasilero planeabaaumentar su parque térmico en el periodo2000-2005 en 19,947 MW13, este programa sibien lleva un considerable retraso, siendo aveces negado por nuestros vecinos por razonesestratégicas, tendrá que llevarse a cabo si o si,ya que la economía brasileña, en el camino decrecimiento que se ha propuesto, no puedevivir mirando al cielo para ver si “San Pedro”los colabora, mandando la cantidad de agua– lluvias por medio- para que sus metas y obje-tivos se cumplan como planearon.

También se exporta GN a la central eléc-trica Cuiabá-Brasil, este es un contrato entreAndina S.A., YPF S.A. y Southern Cone Gas(ENRON en sus orígenes) para suministro degas a la termoeléctrica ubicada en Cuiabá(Mato Grosso) el suministro se inició el 2002y tiene una vigencia de 19 años, el promediodel año 2002 fue de 1.27 MMMCD.

British Gas también exporta un volumende 1.50 MMMCD que son comprados y dis-tribuidos por una distribuidora subsidiaria enel Brasil. Asimismo Pluspetrol desde sucampo Madrejones exportó un promedio de0.22 MMMCD en el año 2002.

12 Los datos son del Ing. Carlos Miranda Pacheco, ex superintendente de Hidrocarburos, La Razón 19 de Septiembre de 200213 MW es mega Watt



Reservas de hidrocarburos

Las reservas encontradas en Bolivia son eltema más comentado. Sobre el sector hidro-carburos, se ha escuchado todo tipo de argu-mentos. La mayoría de las veces estos comen-tarios o publicaciones no van mas allá de lapublicación de gráficos donde se muestra elcrecimiento de las mismas (reservas) o sedemuestra la disponibilidad de estos recursos.

No son pocos los que, atribuyen el grancrecimiento de las reservas a la “gran inver-sión” que realizaron las compañías en explo-ración; otros –los menos– aseguran con nopoca razón, que ya estaba todo descubierto yque YPFB regaló (por decir lo menos) lainformación.

A lo mejor no es tanto, ni tan poco, larealidad es que la información que YPFBtenía sobre estos campos resultó ser de buenacalidad y la inversión realizada, fue sufi-ciente para hacer los “descubrimientos”.

Tal vez, la cita de un par de hechosrespaldatorios de lo que decimos sea sufi-ciente: el primero, tiene como referencia elaño 1993 es decir, antes de la capitalización.El lugar: el auditorio de la Sociedad Bolivianade Ingeniería en Santa Cruz, en el que se rea-lizó un foro debate sobre gas. En ese foro, unode los participantes, el Ing. Miguel Cirbiánentonces Gerente de Exploración de YPFB yhoy, alto ejecutivo de Andina, informó que lasreservas de YPFB eran 7.21 TCF y el poten-cial conocido entonces era de 25.3 TCF. Másadelante, Mauricio Gonzáles, que fueraPresidente de YPFB en el proceso deCapitalización y del que hasta ahora sabemosexactamente cuál fue su actuación y respon-sabilidad en la “traída y firma de ENRON conel Estado de Bolivia” en una gira por Canadádeclaró que las reservas potenciales alcanza-ban a 27 TCF.

Estamos hablando, entonces de consta-taciones, más que de verdadero riesgogeológico.

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14 Bep es un barril equivalente de petróleo, 1 BCF de GN = 180,000 barrilles de petróleo



Para poder sostener nuestro argumentoque lo que se descubrió es más de lo que seesperaba y que por lo tanto es justo hacer unreplanteamiento de lo que se recibe comoEstado hacemos el siguiente análisis.

La precedente tabla muestra la evoluciónde las reservas de GN y de petróleo, el GNestá en trillones de pies cúbicos (1 x 1012pies cúbicos) y las de petróleo y condensadoen millones de barriles.

La fila de reserva total de energíadisponible convertida a millones de barrilesequivalentes de petróleo nos indica que te-nemos 6,691.5 millones de barriles de petróleo.

En la siguiente fila hemos hecho un ajustepor la diferencia de valor que existe entre elmillón de BTU del GN y aquel del petróleo1.11 GN y 3.56 MMBTU para el petróleo; lohicimos así porque esta es la cantidad equiva-lente en términos monetarios de nuestra reser-va en millones de barriles de petróleo.

Como se puede apreciar, si toda nuestraenergía disponible fuera petróleo, ten-dríamos 2.45 veces más valor monetario en

las reservas, amén de que el petróleo no tieneproblemas de comercialización ni los altoscostos de transporte asociados al GN.

Ahora analicemos la inversión en explo-ración.- Partamos de lo siguiente: según losdatos de YPFB en el periodo 1997 al 2002, seinvirtieron 1,416.03 millones de dólares.

Con esos datos -los de YPFB- calcule-mos el costo de estas reserves en dólares porbarril equivalente de petróleo ajustado porvalor. Eso nos dice que en Bolivia se invirtió0.51 dólares por barril.

Si queremos ser más precisos aún,tomemos en cuenta solamente las reservasprobadas (P1) 15 ajustadas por el valor; te-nemos 1,417 Millones de barriles equiva-lentes de petróleo con la misma inversión,por lo tanto el costo de encontrar un barril depetróleo (cost of finding oil) es, en el peor delos casos 1.21 dólares por barril.

Comparemos con el mundo.- El costopromedio mundial para encontrar petróleo esde 4.4916 dólares por barril. Veamos el si-guiente gráfico:

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No es capricho de los que escribimoseste documento; simplemente, quedademostrado que la cantidad de dineroinvertida en este país en gas, ha logrado unexcelente resultado para quienes decidieroninvertir en el país y que esto los ha benefi-ciado más a ellos que al país y que, granparte de estos resultados tiene que ver conel trabajo que se efectuó en la estatal delpetróleo (YPFB) antes del proceso de capi-talización.

Es claro que si estas empresas (de lasmás grandes e importantes del mundo,transnacionales en toda la extensión de lapalabra) hubieran realizado su inversiónen países como Arabia Saudita (de bajoriesgo geológico) las regalías hubieransido mayores al 18%; si por el contrario,hubiesen invertido en países con mayorriesgo y regalías “competitivas” como lasnuestras, sus costos estarían en 5,262.98millones de dólares (1,172.16 x 4.49 =5,262.98).

Con este análisis, pretendemos dar cla-ridad a las cifras, a veces apabullantes paralos ciudadanos de un país que no estamosacostumbrados a hablar en miles demillones de dólares y, consecuentemente,podemos ser encandilados por el reflejo detantos dólares, en la industria petrolera.

De esta manera y, con el gráfico quenos sirve de apertura en el presente acápite,estamos en condiciones de afirmar que loinvertido en Bolivia no significa ningúnrécord y tampoco fue un gran riesgo…como decimos comúnmente… se vino“sobre seguro”.

La propiedad de las reservas;nuestra sugerencia para elmomento actual

En Bolivia tenemos diversos tipos decontratos de riesgo compartido en materia degas y petróleo; estos son; los de la capita-lización; los de la conversión y, los de laslicitaciones.

Cada uno de ellos prevé como unaespecie de garantía de la inversión, fasesexploratorias antes de la declaratoria comer-cial del bloque adjudicado, concedido, o loque se quiera llamar.

La certificación de las reservas por ter-ceros nos indica, por lógica, que todas lasreservas certificadas deberían estar prontas aser declaradas comerciales.

Pero, como en nuestro país la lógica noes, precisamente la que determina el cómodebe hacerse un contrato y, peor aún, losmarcos en los que deben redactarse las leyespara beneficiar al país, encontramos que losartículos del capitulo único TITULO IV DELOS CONTRATOS DE RIESGO COM-PARTIDO PARA LA EXPLORACION,EXPLOTACION Y COMERCIALIZA-CION DE HIDROCARBUROS de la LeyN° 1689 no son tan claros o, en contraparti-da, no benefician al país como debieran be-neficiarlo.

Explicación

Si el título y los artículos de la Ley deHidrocarburos antes citados, tendieran apreservar el interés del país, hubieran reser-



vado el derecho de la declaración comercialde los campos a YPFB una vez se cuente conla certificación de las reservas, sin tener queesperar que quien lo haga sea el operador,que contrata con el Estado y, gracias a estaLey, actúa en función de su interés, mante-niendo la condición del yacimiento – esta esla palabra - en un estado de especulación quesólo le conviene y beneficia a él.

Si fuera YPFB (el Estado boliviano)quién declare la condición comercial delcampo, hoy en día tendríamos la certeza (yno la remota posibilidad) de que una buenaparte de las reservas descubiertas y certifi-cadas tengan que ser devueltas al Estado,dado que no estarían siendo explotadas co-mercialmente.

Nos atrevemos a lanzar la propuesta porqueentendemos que el Estado –entiéndanse los ciu-dadanos– está perdiendo la oportunidad dedecidir sobre lo que es nuestro; creemos o másbien, aseguramos que el Estado boliviano, porla vía del Parlamento, como garantía de quehabrá la más amplia discusión, debe plantearsela posibilidad de reformular los artículos 17 al32 de la Ley de Hidrocarburos los que deben serredactados de una manera mucho más equitati-va y manteniendo la lógica de que el Estado esel dueño de lo que está en el subsuelo y que, siel gas bajo tierra no puede ser comercializado(sea por las razones que fueren, como la falta demercados, la inconveniencia del negocio, sobre-oferta u otro) este deberá retornar al dominiooriginario del Estado, es decir a YPFB.

Es más, sugerimos que, a fin de lograr larealización de la propuesta y no causar con-flictos de carácter legal que nos envíen a

arbitrajes internacionales y temas como esos,debemos ser criteriosos y actuar sólo en loque se refiere a aquellas reservas que nopuedan ser comercializadas que debieranpasar, necesariamente a YPFB.

Redacción de la Ley.- Las reservas a lasque nos referimos deben ser definidas de unamanera absolutamente clara en la redacciónde los artículos de la Ley de Hidrocarburosque señalamos; la redacción debe considerarla definición del concepto y significado deexplotación comercial, considerando, nece-sariamente que el mismo debe estar atado oligado a su tiempo de vida útil comercial-mente; por ejemplo al agotamiento de lasreservas del campo en un periodo de 20 años,así no caeríamos en la trampa de “explota-ciones mínimas” que garanticen la especu-lación del inversor.

Creemos que por más que tengamos laintención de recuperarlo todo (lo explotado ylo no explotado comercialmente), en estemomento no estamos en condiciones nieconómicas ni jurídicas de hacerlo dado quetendríamos que resarcir, de acuerdo a loestablecido en los diferentes contratos a losque, lamentablemente, el país o la ciudadaníano tiene acceso.

Por eso, sostenemos que el plan de resti-tuir o recuperar el patrimonio nacional nodebe centrarse en la idea de recuperar lo mal-vendido, capitalizado o como quieran lla-marlo, sino estaría en base a lo previsto en elespíritu de la ley en función de la redacciónque estamos planteando, o sea, en funcióndel gas que está dentro de la tierra y que es,todavía, de los bolivianos. A continuación



adjuntamos un cuadro con las reservas porempresa, una gran parte de ellas no tienemercado.

El último tema en este trabajo. El régimen impositivo en el sectorHidrocarburífero Boliviano

Este debe ser el más delicado de lostemas sobre el sector; es de complejotratamiento no sólo porque a su natural com-plejidad, tenemos que agregarle la falta detransparencia en la información.

Hemos revisado numerosos informes(Informe Müller & Asociados 126; EstudioComparativo sobre la Distribución de laRenta petrolera ESMAP Banco Mundial;varios trabajos del economista CarlosVillegas; Gas: Bolivia Socia Minoritaria delLicenciado Doria Medina; Análisis de laParticipación del Sector Hidrocarburos deYPFB; publicaciones varias de la Cámara

Boliviana de Hidrocarburos y, el trabajosobre las capitalizadas realizado por laOficina del Delegado Presidencial para la

revisión y Mejora de la Capitalización;memorias anuales de las empresas y otros)entre todos ellos hay diferencias inclusive anivel de total tributado por el sector.

Puede que algunos trabajos no hayantenido el acceso a toda la información,mientras que los otros, los que si lotuvieron, presentaron los resultados tanresumidos que no permiten realizar unanálisis más profundo.

Para nosotros, tanta diferencia en las con-clusiones en un tema de tanta importanciapara el país, que tiene como base la mismafuente, es hasta sospechosa la falta de unifi-cación de criterios y descoordinación entrelas varias entidades encargadas de la fisca-lización del sector.

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Por la importancia que este tema reviste,lo trataremos en el futuro con mayor profun-didad, por el momento haremos un resumende los temas que tienen que ser analizados ydiscutidos.

En nuestro criterio, el debate del temadebe centrarse en:

1. Cómo asegurar un régimen impositivoque permita una adecuada captaciónpara el Estado de la riqueza hidrocar-burífera, teniendo en cuenta que el sec-tor privado busca invertir para generarutilidades y el Estado boliviano adolecede una debilidad institucional que nopermite un eficiente control de lo tribu-tado.

2. Cómo administrar de manera eficiente yequitativa los impuestos recaudados paraque se mejore la competitividad de nues-tro país, invirtiendo en educación y mejo-ra de la infraestructura.

El actual sistema se incorporó al régimengeneral impositivo, si bien tuvo unrendimiento similar al anterior, dado que elnivel de tributación del sector se mantienebásicamente en el mismo nivel como pode-mos apreciar en el siguiente grafico.

Creemos importante hacer las siguientesconsideraciones:

El grueso del aporte en el presente y enel anterior sistema lo realiza el consumidor,en el periodo 1990 al 2001 el aporte total delsector fue de 5,090 millones de dólares, deesta cifra 2,446, o sea el 48% fueron aporta-dos por el consumidor.

El saldo: 52% de la torta es el que corres-ponde a la tributación dentro del régimen gene-ral y pago de regalías y participaciones de losactores del sector en sus distintas etapas.

La tributación del sector es afectada enforma directa por el precio de venta de loscombustibles y el GN en el mercado interno,

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y por los precios internacionales del petróleocrudo para la exportación de GN y petróleo.A su vez, el precio que recibe el productorcuando vende petróleo al mercado internoestá referenciado a los precios interna-cionales.

Esta combinación de variables hace quecuando suben los precios internacionales delpetróleo, el precio del GN de exportaciónsuba de una forma amortiguada aumentandoen algo la tributación (así está diseñado en elcontrato de exportación) y en el caso de laventa de líquidos en el mercado interno,como no se trasladan los incrementos al con-sumidor vía gasolina como se hiciera ante-riormente, la participación impositiva delEstado disminuye.

Sobre este esquema no se ha discutidocon suficiencia, en realidad es poco lo que seha hecho a la fecha. Mantener esta situacióndespués de haber vendido las refinerías, queeran el último eslabón en la cadena de valorque permitía hacer los necesarios ajustes de

política económica, ante estas fluctuacionesy otras que pudiesen darse, desafía cualquierexplicación lógica; esta es, sin embargo, unapatética muestra de lo que la ausencia de unapolítica de Estado permite.

La discusión sobre este tema esrecurrente y gira alrededor de mayores pre-cios para la exportación y menores preciospara el mercado interno. Como ya es depúblico conocimiento, los precios del merca-do externo están fuera del control del Estadoboliviano; el complejo mercado petrolero losfija dentro de su propia dinámica. Para elcaso del mercado interno están referenciadosa los precios internacionales.

Como es evidente, realizar un análisis com-parativo del anterior y actual sistema cuandoson afectados por un grupo importante de va-riables que impactan de forma generalmentecontrapuesta, es muy complejo y requiere deuna gran cantidad de información que por unau otra razón no existe o no está disponible.

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En todo caso así como en otras áreas de laeconomía, en ésta que es de las más importantes,sufrimos la ausencia de una política de Estado.

Por el momento sin hacer cambios cardi-nales a las “reglas del juego” nos permitimosrecomendar:

• Se acabe con la evasión en la venta decombustibles (diesel y gasolina).

• Se frene el abuso de los giros al exterior,tema que tratamos hace ya algún tiempoen una nota del diario El Deber (entende-mos que hay un proyecto de incrementarel impuesto a la remesa al exterior, nosabemos en qué anda).

• Se tenga un régimen de amortización delas inversiones que tengan en cuenta lavida útil y el tiempo de servicio de losmismos, el actual régimen está diseñadopara crear una rápida depreciación con-table que distorsiona los resultados de lasempresas operadoras.

El D.S. 24051 de 29 de junio de 1995 fijalos niveles de depreciación para la industriapetrolera.

Como ejemplo, citamos la planta deRío Grande y la línea YABOG que siguenfuncionando después de más de 30 años deservicio; con sólo este ejemplo,

demostramos que el mecanismo del régi-men vigente no sólo es inadecuado, sinoque busca beneficiar al inversor, dándolela chance que a lo mejor no tiene en ningúnotro país de recuperar inversiones en elmás corto plazo.

Creemos que es importante, por otraparte, que se “tribute por campo”; así, unavez bien reglamentado, el famoso Surtax ten-dría posibilidades de ser cobrado y se obten-dría una información más transparente de loscostos y beneficios de la explotación.

Sostenemos que debe exigirse mayoreficiencia a los transportadores de hidro-carburos; esto con el objeto de castigarmenos el precio en boca de pozo, que es labase del cálculo para las regalías y partici-paciones.

Si se tributa en base al valor de los com-ponentes, como lo expusimos más arriba, seaque se extraigan o no los componentes masvaliosos del gas, dando lugar a nuestroplanteamiento: “Process or Pay”, el país sebeneficia de verdad y no condiciona su be-neficio “a…”.

Y por ultimo, sugerimos que se aclare einvestigue por qué motivo los contratos deasociación bajo el régimen tributario vigentehasta 1995 (Ley de Hidrocarburos 1194),

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Según la evaluación realizada por YPFB,estos contratos podrían estar alrededor del31%, correspondiendo el 18% a regalías yparticipación que son de fácil fiscalización yel saldo a IVA, impuesto a las utilidades,Surtax y remisión de utilidades al exterior.

Es importante hacer notar que más del80% de las reservas actuales corresponde aesta categoría de beneficiados por cambio enlas reglas del juego. ¿Qué cambió estos con-tratos que ya estaban pactados? En todo

caso, esto significa una ¿inseguridad jurídi-ca, para quien? Huelgan los comentarios alrespecto.

Hasta aquí nuestro punto de vista yanálisis; en este documento no va otrointerés que el de contribuir al país en untema en el que, la existencia de tantos intere-ses y especialistas interesados termina con-fundiéndonos. El gas puede ser, sin lugar adudas el principio de algo, del despegue o dela pérdida de una de las últimas chances delEstado boliviano.

De nuestros gobernantes depende; no denosotros.

CAPÍTULO 6

Gas y Poder Político

Raúl Prada Alcoreza - Andrés Soliz - Mirko Orgáz García

La Querella del Gas

Poder del Gas

La Guerra del Gas en Boliviay los Nuevos Movimientos Sociales



El tema de actualidad estratégica para lanación es el gas; este hidrocarburo volátil,contenido en las entrañas de la tierra. Paradecirlo en términos geopolíticos, se trata nosólo de ubicar los bolsones de los que esta-mos hablando, para configurar el mapa delrecurso, del potencial, de su probabilística yde sus matrices de datos contrastados, sinotambién y sobre todo se trata de construir unaalternativa provechosa, de efectos multipli-cadores, en beneficio de los coterráneos, losbolivianos. Hablamos pues con toda pre-cisión del gas que se encuentra en territorioboliviano, de la república heredada, pero noterminada de constituirse. Cuando decimosque el tema estratégico es el gas, de toda lagama de connotaciones, que implica este ho-rizonte, atribuimos una importancia mayor ala significación social, económica y política,dada al gas por un haz complejo de rela-ciones de poder y discursivas. Hay algo decrucial en todo esto, sobre todo si nos ate-nemos al contorno histórico capitalista enque nos movemos. El capitalismo ha entradoen relación con nuestras tierras, ha desviadoel decurso de los recursos naturales, su eter-na quietud, obligándolos a salir de suentrañable profundidad. Este su salir a flote ala superficie acontece a través de la consta-tación económica de su existencia, debido asu valor en el mercado y por su uso multipli-cador en la cadena industrial. En otras pa-labras, podemos decir que la medida de nues-tra importancia radica en que poseemosrecursos naturales. La historia económica de

Bolivia, si es que podemos hablar así, de unrelato particular construido en un tiempo li-neal, transcurre casi análogamente a la ma-yoría de países postcoloniales, países quefueron colonias, de los que no se sabe cuan-do dejaron de serlo, teniendo la duda de quelo dejaron de ser efectivamente, después dela ilusión de la independencia. La historiaeconómica entonces es la que se escribe si-guiendo la huella de los recorridos de losminerales y metales, se escribe siguiendo lagrafía de los usos de los recursos explotadospor las empresas capitalistas. La historiaeconómica se reduce, en su sentido más pri-mario, a la explotación de los recursos, rei-terada, en su sentido dramático, se remonta lahistoria del saqueo de los recursos naturales.

En Bolivia hemos vivido ciertos ciclosque han diseñado mapas económicos, redescomunicacionales, estructuras instrumen-tales, estructuras administrativas y estilos degobierno. Del ciclo de la plata hemos pasadoal ciclo del estaño y de éste último pareceque pasamos al ciclo del gas. Tres tempora-lidades económicas, campos, cartografías,dinámicas económicas distintas. La referen-cia geográfica económica de la explotaciónde los recursos naturales sitúa su densidadtécnica en el sudeste boliviano, en las históri-cas tierras del Chaco. La tradicional zonaminera de la Cordillera de los Andes quedóvaciada en sus entrañas, sin haber siquierabeneficiado a sus habitantes. Su riqueza mi-neral fue apropiada por el capital, convertido

* Docente investigador de la Universidad Autónoma Gabriel René Moreno y la Universidad Mayor de San Andrés. Doctor en Epistemiología.

La Querella del GasRaúl Prada Alcoreza *



en valor valorizable que circuló y circula porlos conductos de la fabulosa máquina capi-talista, por las redes de explotación de lascadenas industriales. El excedente pasa a for-mar parte de los procesos de concentracióndel capital, de los procesos de acumulaciónampliada. En Bolivia quedaron los huecos delos socavones y los cementerios mineros. Lariqueza que se sacó del subsuelo ha servidopara crear efectos multiplicadores en eldesarrollo de las economías pujantes de lospaíses centrales de la concentración del ca-pital.

La periferia del capitalismo es visualiza-da como reserva de materias primas y manode obra barata. La vida se restringe allí amantener a los seres humanos en condicionesde sobrevivencia, salvo en lo que respecta alas restringidas clases sociales dominantesque hacen de intermediación en la cadena deexplotación. Las burguesías nacionales sehan reducido al papel intermediario, su fun-ción es colaborar en la cadena deexplotación, transfiriendo el excedente a lasgrandes sedes industriales, a los grandescomplejos tecnológicos y científicos. Lasburguesías nacionales sólo han litigadomigajas, a excepción de cuando algunas deellas, en un momento esporádico de ciertalucidez, intentaron un desarrollo nacional,basada en la sustitución de importaciones.Lo que en América Latina se vino en deno-minar el período de los gobiernos populistas.Experiencia político económica que más separece a lo que se califica como capitalismode Estado, pues poco tuvieron que ver lasburguesías con el desarrollo nacional. Sonlos flujos de capital, en sus distintas formaslos que crearon enclaves, bases tecnológicas,

redes de comunicación, ferrocarriles quetrasladaban la preciosa carga a los puertos.Esta infraestructura económica se afinca entierras de explotación en calidad de máquinaextractora, succionadora. El destino de estaexplotación es ultramarino. Las salvajestierras de la periferia sirven para parir recur-sos naturales y sus habitantes para emplear-los en las faenas duras de extracción a cam-bio de bajos salarios.

En la periferia del capitalismo es elEstado el que jugó un papel importante en loque respecta a viabilizar parte del excedente,lo que quedaba, hacia el llamado desarrollonacional. Incluso en algunos casos, losEstado-nación subalternos se atrevieron anacionalizar los complejos industriales deexplotación y extracción supeditados a cor-poraciones trasnacionales. Cuando estoocurrió se disputó con cierta seriedad el des-tino y el lugar del excedente. Estamos cierta-mente ante un tema geopolítico económico.Los gobiernos populistas de estos Estadosnación, que se atrevieron a nacionalizar, norompían con las relaciones de produccióncapitalista, tampoco se separaban del modode la orbita del capital, sino tan sólo produ-jeron variaciones y oscilaciones en losrecorridos de capital. Disputaron retener elexcedente con el objeto de crear efectos dedesarrollo en el espacio histórico de la pe-riferia. Este esfuerzo, como consta, fuederrotado por las eficaces intervencionesimperialistas.

La nacionalización de las minas en 1952fue uno de estos acontecimientos heroicos. Elfin de la nacionalización era de recuperarpara el Estado boliviano el excedente minero,



buscar efectos de desarrollo nacional, inclusopensaron los gobernantes de entonces que sepodía crear una verdadera burguesíanacional, que invirtiera en el país, para deeste modo volcar el excedente en eldesarrollo industrial. Los efectos de lanacionalización no se dejaron esperar, larepercusión interna fue significativa en térmi-nos de una autonomía organizativa: económi-camente, la creación de la CorporaciónMinera de Bolivia (COMIBOL); social-mente, la conformación de una poderosaCentral Obrera (COB). Los efectos auto-organizativos económicos y sociales incidenen la extensión de las tareas de adminis-tración y en la progresión del manejo derecursos disponibles. Contrasta la reper-cusión externa, los efectos de la naciona-lización se presentaron negativamente, no sehizo esperar el boicot a la flamante empresaestatal; se boicoteó primero la compra deminerales y luego se difirió exorbitantementela instalación de la fundición del estaño ensuelo boliviano. Los argumentos que severtieron rayan en el contrasentido.

A pesar de las penurias que pueden haberprovocado los múltiples enfrentamientos de-sencadenados por la nacionalización y de losdolores de cabeza ocasionados por las recu-rrentes negociaciones entre el gobierno boli-viano y los consorcios, de sufrir las inconta-bles presiones de la embajada norteamericana-fuera de tener en cuenta que no se trataba deotra cosa, al final de cuentas, que del cambiodel estilo de la dependencia-, fue, de todasmaneras, la primera vez que los bolivianos sesintieron dueños del barco, manejaron eltimón, aunque sea por un momento, bajo losefectos del entusiasmo, antes de darse cuen-

ta de que los que gobernaban estaban máscerca de los nuevos amos, los norteameri-canos.

La historia del estaño es dramática. Apesar de todas las estafas de los barones delestaño, de todas las maniobras y usos deinfluencia en el mercado de minerales y demetales, sumadas a las complicidades con laspocas fundidoras del estaño repartidas entreEuropa y Estados Unidos, lo cierto es que elEstado boliviano estaba en condiciones deconstruir una fundición en la propia tierra;pasar, de este modo, de la condición devendedor de materias primas a productor demetales fundidos. Sin embargo, una ideo-logía inhibidora circuló en el ambiente, seimpuso sin argumentos, aprovechando eldesorden y el desanimo que invadió a unacolectividad escindida. Esta ideología teníasus corifeos, entre ellos podemos contar conla fragmentada oligarquía criolla, inclusocon los pusilánimes funcionarios del gobier-no y obviamente los personeros de las trasna-cionales. Esta ideología derrotista se esfor-zaba por articular toda clase de datos y argu-mentos, para convencer a los bolivianos deque era imposible una fundición en Bolivia.Se decía que no había condiciones, pues nohabía carbón de coque, que no había esto yaquello, que los costos de operación eranaltos y otras argucias por el estilo. Algo tanparecido a lo que ocurre ahora con el gas,pues el argumento se resume más o menos alo siguiente: los bolivianos no puedenexplotar ellos mismos, sus recursos gasíferoy petrolíferos. No tienen condiciones, notienen el know how, no manejan el mercado,no tienen capital, no saben administrar ydemás artimañas. El problema es análogo;



como en aquella época de la discusión sobrela fundición, se da lugar a cierto efecto psi-cológico debido a la reiterada repetición deargumentos nunca contrastados científica-mente, de argumentos que sirven para dis-cursos disuasivos y publicitarios. El proble-ma se agrava cuando hasta los dirigentes delmovimiento social, ahora convertidos enjefes de partidos se creen el cuento. Losizquierdistas terminan creyendo el cuento.Importantes intelectuales terminan aceptan-do como realidad discutibles cuadrosestadísticos de propaganda, como si la reali-dad se resumiera a una condena. La realidadse resume a los efectos de la fuerza de ladominación. Los que dominan son nuestrosamos y nada podemos hacer para cambiarlos.Esta lacónica claudicación resume el estadode ánimo, que es como condición de posibi-lidad de la derrota.

A diferencia del ciclo de estaño, el ciclodel gas se inicia con impresionantes cam-pañas publicitarias propagandistas y de di-suasión. Las trasnacionales coparon losmedios de comunicación, una vez que yatenían garantizado de que el gobierno lespertenece; esto como supuesto indiscutible,premisa dada como axioma. Aunque elalcance de la influencia de las trasna-cionales es mucho mayor, el gobierno hacede representante directo de las trasna-cionales. No hay defensor más celoso de susintereses. Hasta llegan a decir que losintereses de las trasnacionales coinciden conlos intereses de los bolivianos, por lo tantono hay otra cosa que hacer que aceptarlas,no hay otra cosa que vender el gas al mejorpostor y en las mejores condiciones; enotras palabras, no hay salida. Los bolivianos

estamos condenados a contemplar el vacia-do de las entrañas de la tierra, esperando aque la dejen llena de huecos. Estamos con-denados a ser parte del paisaje, reducién-donos a ser el folklore de este paisaje. ¿Enque se sustenta esta ideología de la derrota?Toda la red de agenciamientos por la quecircula esta ideología tiene una concepciónfatalista de la historia; los ejes enigmáticosdel poder no pueden discutirse ni disputarse,hay que tenerlos en cuenta como dato. Losagenciamientos ideológicos terminan for-mando una poderosa red de producción deopinión. La mediación mediática se ha con-vertido en poderoso factor de con-vencimiento. La pantalla, la radio, la prensa,con todo el modo desfachatado con el que sevanagloria de su mal gusto, funcionaaplanadoramente en espíritus que no termi-nan de creer en sí mismos. Este con-vencimiento sin retórica llega incluso hastael movimiento social. A pesar de serrebelde, contestatario, de contenido históri-co que impulsa a transgredir los horizontesestablecidos, no puede contra argumentar yconstruir una retórica persuasiva, acom-pañada por una estrategia política alternati-va. El movimiento social deriva en usufruc-to de los dirigentes, quienes gozan de popu-laridad, empero no terminan de encontrarsea la altura de las circunstancias. No son deltamaño de las movilizaciones. Estos diri-gentes se pierden en triquiñuelas, peleas depueblo, discuten en el parlamento temasintrascendentes, dejando lo más estratégicoal libre albedrío de la alianza gobernante.Los dirigentes, ahora parlamentarios,acabaron captados por las perversas redesdel poder, seducidos por las ambigüedadesde sus encantos.



Dos críticos del psicoanálisis dijeron que,de algún modo, todos llevamos un déspotadentro, que por razones liberadoras debemosluchar contra él. Este déspota emerge elmomento menos pensado. Esta aseveraciónalude a una lucha interna, a convulsiones enla intimidad de nuestro cuerpo, a un conflic-to en la constitución de nuestra subjetividad;por esto se requiere de una reapropiación denuestro cuerpo, de nuestra subjetividad, paraque el cuerpo y nuestra subjetividad no seanmanejados por el déspota que llevamos den-tro.

La ideología de la derrota, utilitaria yoportunista, juega a las pequeñas ventajas,circula y tiene vigencia debido a que tienesustentos por todas las clases sociales,debido a que no tiene resistencia y no esdescalificada por contrastaciones desde otrasalternativas discursivas e imaginarias.

El excedente

En lo que respecta al modo de produccióncapitalista, su desarrollo, sus fases acumulati-vas, sus extensiones, sus diferencias geográfi-cas, sus flujos de concentración y distribu-ción, sobre todo considerando sus procesos desubsunción formal y real del trabajo al capital,la pregunta es: ¿De qué modo nos articula-mos desde la periferia donde nos encon-tramos? Indudablemente a través de laexplotación de los recursos naturales, va-lorizados por el mercado, y por medio de laexplotación de la mano de obra nativa. Alcapital le interesan las dos cosas, no leinteresa tanto transferir tecnología, integrarla periferia a la centralidad capitalista, cen-tralidad que, a su vez, puede descentrarse,

funcionar en red, amarrar a la periferia, perono necesariamente desplazarse a la periferiapara consolidar en esta orbe un desarrollosemejante al dado en los centros de concen-tración y acumulación ampliada de capital.El capitalismo requiere apropiarse del exce-dente y transferirlo para dar lugar efectosmultiplicadores en los espacios donde sedesprenden procesos de acumulaciónampliada de capital, donde se dan lugar lascadenas industriales, las concentraciones tec-nológicas y las producciones informatizadas.

A las trasnacionales les interesa obtenerel gas como materia bruta, es el punto de par-tida de cadenas de producción, de distribu-ción y de consumo. Cuanto más barato secompre esta materia bruta tanto mejor. ¿Cuáles el valor de las materias primas? ¿Como sevalorizan? El capitalismo convierte a latierra en capital, valoriza la tierra como rentacapitalista. La renta viene a ser la parte de laplusvalía que se reparte entre los terrate-nientes, siendo la ganancia la parte que sereparte entre los capitalistas y el salario laparte retribuida a los trabajadores. La rentacorresponde al arrendamiento de la tierra porparte del capitalista, la renta se paga alterrateniente. En la medida que el capitalistainvierte en la tierra, esta se valoriza y elterrateniente se beneficia a largo plazo.¿Cómo se determina el valor de la renta?Aquí juega un papel importante el monopo-lio de la tierra por parte de la clase terrate-niente. Este monopolio es la base para ladeterminación del valor de la tierra. A estacondición económica se llama renta absolu-ta. La renta diferencial deriva de la diferen-cial productiva, del diferente rendimiento dela tierra, también se incorporan factores



como los relativos a la distancia y a los cos-tos de transporte respecto a los centros demercado. Se puede considerar muchas va-riables que influyen en la determinación dela renta diferencial, sin embargo, se puededecir que, todos estos factores influyen en ladefinición de zonas diferenciales derendimiento y productividad. En la rentadiferencial se toma como base del cálculo lastierras menos fértiles, de menor rendimiento,menos productivas, para efectos de determi-nación del precio de producción, de tal modoque son las tierras más productiva, mas cer-canas a los centros de consumo y de menoscoste de transporte las que se benefician conla renta diferencial, debido a que sus costosde producción son más bajos. Se mantienenlos precios de las tierras menos fértiles, demenor rendimiento y de mayor costo, talcomo que se producen efectos acumulativosen la apropiación de la plusvalía. Hay queanotar al respecto que la anomalía se producecon la producción campesina; loscampesinos, al no ser capitalistas, a pesar deposeer tierras, medios de producción, fuerzaanimal y fuerza de trabajo, no están en condi-ciones de imponer una renta y una ganancia.Lo que ocurre en este caso es que loscampesinos renuncian a la renta y a la ganan-cia, subvencionando al mercado, a lasociedad y a los bajos salarios, con preciosbajos de los bienes de consumo. Lo quevenden apenas les alcanza para sobrevivir yreproducir a la familia en condiciones ínfi-mas.

Con el objeto de desarrollar una com-prensión crítica de la problemática de laexplotación hidrocarburífera, en el contextodel modo de producción capitalista, en su

etapa de desterritorialización y descen-tramiento, de informatización de laproducción y de virtualización del trabajo,consideramos que es menester desprenderhipótesis sobre el tema desde la teoría de larenta diferencial. En otras palabras, se puedecomprender mejor la explotación capitalistade los recursos naturales haciendo intervenirel esquema de la renta diferencial. La valora-lización del capital se realiza en el terreno dela explotación de los recursos naturalesorientándose por los ejes de la renta diferen-cial. Es posible entonces hablar de la rentadiferencial en lo que respecta a laexplotación de los recursos naturales; en estesentido, se entiende que también podemoshablar de la renta diferencial en laexplotación de los hidrocarburos. Se suponeque hay una renta, además de la ganancia, locorrespondiente a los salarios, fuera delcosto de producción. Esta renta cae en quienmonopoliza los recursos naturales. Si el quemonopoliza los recursos naturales es elEstado, entonces la renta corresponde alEstado. Ahora bien, tomando en cuenta laexplotación de los recursos naturales a nivelmundial, se efectúa una especie de compara-ción de los costos de producción, de la mag-nitud de la explotación, del rendimiento, delas facilidades y dificultades de laextracción, así como de la ubicación y la dis-tancia respecto a los centros de consumo,considerando los gastos de transporte. Lacomparación de estos factores define la orde-nación de la renta diferencial. Podemos decirque la renta es lo que recibe el Estado, com-prendiendo además las regalías por departa-mento. Si en este caso el Estado es ademásaccionista o en su peculiaridad boliviana,garante de las acciones de los bolivianos, que



equivalen a nada menos que al 50% dedichas acciones, el Estado debe recibir porconcepto de estas acciones, es decir, elEstado participa de las ganancias, fuera debeneficiarse de las inversiones por conceptode capital fijo, de la inversión tecnológica, yde las mejoras en las condiciones económi-cas de los bolsones de riqueza, de la reservaen los recursos naturales. Si esto es así,¿Dónde está lo que el Estado o la nacióndeben recibir por concepto de renta y porconcepto de ganancia? ¿Dónde se encuentrancuantitativamente los beneficios respecto alas mejoras de las condiciones de la reserva,inversión en capital fijo, inversión tecnoló-gica? Tal como aparecen en las estadísticas,esta composición desaparece en otro tipo deestructura cuantitativa, donde los beneficiosson míseros tanto para el Estado como paralos bolivianos? ¿Qué es lo que ha ocurrido,el Estado ha renunciado a la renta diferen-cial, también a la ganancia? ¿Por qué notiene derecho ni acceso a los beneficios rela-tivos a la inversión en capital fijo? Comopuede verse, aquí se encuentra el nudo delproblema o más bien el lugar de la trampa.No es una relación capitalista la que seestablece entre el Estado y las trasnacionales,sino una relación colonialista, de saqueo, deusurpación, de tratamiento cualitativa ycuantitativamente desigual. Es una relaciónentre trasnacionales capitalistas y un Estadobárbaro, donde éste y la nación que repre-sentan llevan las de perder. Prácticamente,las trasnacionales imponen al Estado y a lanación un trato colonialista. No ocurre lomismo cuando llegan a acuerdos con los queconsideran sus iguales, sus pares capitalistas,otro es el trato. Esto se ve claramente en loscontratos, acuerdos y convenios a los que se

llega, sobre todo en los resultados estadísti-cos de la distribución de la ganancia, delreparto de la renta y los beneficios derivadosde la inversión. Un análisis minucioso de lacapitalización de YPFB y de las consecuen-cias correspondientes en la situación de lasreservas y recursos hidrocarburíferos,situación que condiciona el carácter de laexplotación, exportación y comercialización,puede arrojar luces sobre la problemática delgas, tan discutida y debatida hoy, sin embar-go, sin mucha claridad sobre la estructura delproblema, contando tan sólo con datos aisla-dos, sin lograr contextuarlos, a falta de tenera mano los cuadros generales y específicos,la serie de datos concomitantes que sirvan alanálisis. En gran parte esta discusión sedebate en la niebla o en la sombras. Es me-nester tanto una clarificación teórica, unanálisis económico-político, orientándose enla perspectiva de la renta diferencial, y con-tando con las fuentes estadísticas apropiadas.

Es indispensable resolver algunos pro-blemas concernientes a la caracterización,análisis e interpretación del periodo históricoque nos tocó vivir, que podemos situar entrela revolución de 1952 y el ingreso al nuevomilenio. Lo que comprende, desde la pers-pectiva del tiempo político, el períodoposrevolucionario (1952-1964), el lapso delos gobiernos de facto, con esporádicosinterregnos democráticos (1964-1982), laetapa democrática y liberal, que parececerrarse con la emergencia de los movimien-tos sociales antiglobalizadores (1982-2003).Los problemas de caracterización conciernena la descripción en curso de la formaciónsocial boliviana, a la comprensión del carác-ter del capitalismo en tierras andinas,



amazónicas y chaqueñas, al entendimientode la significación y las consecuencias de laspolítica neoliberales implementadas desde1985, al develamiento de las lógicasinherentes al movimiento molecular de lasclase y al avistamiento del campo de posibi-lidades abierto. Estos problemas de caracte-rización van a tratar de ser atendidos en elanálisis.

Un tema recurrente en estos tiempos es elrelativo a la crisis. Aún cuando este tematenga varias aristas, distintos ángulos, y nodeje de desarrollar sus consecuenciaspolimorfas, se tiende a reducir la comprensiónde este desenlace, de esta catarsis a dos com-ponentes: el económico y el social. Algunasveces se logra hablar también de la crisis en susentido político. Este puede tener connota-ciones en la que respecta a los problemas delegitimidad. Se define a la crisis como demoli-ción de valores éticos y culturales.

Podemos decir con certeza de que vivi-mos una crisis que tiende a ser generalizada,crisis cuyo desplazamiento se efectúa enmúltiples niveles, crisis de consecuenciastambién múltiples. Entonces la pregunta queparece pertinente es: ¿Cómo vivir la crisis?,no se trata de resistirla. ¿Cómo podría resis-tirse a algo que se parece a una catástrofe?De lo que se trata es de atravesar la crisisaprovechando las mismas fuerzas, las mis-mas potencias de la crisis. ¿Cómo vivir decrisis? ¿Cómo vivir este quiebre como rup-tura, por lo tanto como tránsito a un nuevocomienzo?

Las fuerzas sociales que se apropian delas potencias de las crisis generan movimien-

tos sociales. Estos movimientos socialesapuntan a superar la crisis, pero no paravolver a lo de antes, sino para inventar unnuevo mundo. Los movimientos socialesexpresan la crisis por el lado positivo, por ellado creativo. Son las fuerzas que se propo-nen construir las nuevas condiciones de posi-bilidad de historias políticas.

Ahora bien, ¿de qué crisis hablamos?,¿cuál es la significación histórica de la crisis?En su sentido más general podemos hablar dela crisis del capitalismo, aunque no hablemosde la crisis en su acepción más abstracta. Encierto sentido el capitalismo siempre está encrisis, es más, la crisis termina siendo sufuerza. Se puede decir que el capitalismo se"origina"con la crisis del mundo antiguo, siubicamos el acontecimiento del nacimientodel capitalismo, nacimiento de contingentesprocedencias, en un contexto mundial. EnEuropa el capitalismo nace en el ámbito de ladiseminación de las instituciones, estructurasy relaciones feudales. En el resto del mundo,el capitalismo nace destruyendo lo que quedadel "mundo" antiguo. Mundo fragmentado enla diversidad sociocultural heredada de pasa-dos remotos. La irrupción del capitalismocorroe la tradición, corroe las instituciones,disuelve las costumbres, constituye de unnuevo ámbito social, ideológico y político. Unnuevo espíritu emerge de esta destrucción,nace de las cenizas de los antiguos regímenes.Llamemos a éste espíritu del capitalismo. LucBolstanski y Eve Chiapello llaman espíritu delcapitalismo, "a la ideología que justifica elcompromiso con el capitalismo".

No sólo debemos hablar de desarrolloampliado del capitalismo, debemos compren-



der un desplazamiento, evolución, cre-cimiento y desarrollo discontinuos. Las crisishistóricas del capitalismo forman parte deprofundas tensiones y resquebrajamientossocio-económicos, que terminan convirtién-dose en substratos para una nueva emergen-cia en las nuevas condiciones. Del siglo XVIIa la fecha no hablamos del mismo capitalis-mo. Esto se hace más patente si ampliamos elrecorrido histórico del capitalismo hacia atrás(siglo XIV, XV, XVI), cuando las proceden-cias del capitalismo son más bien locales,provinciales, regionales, europeas. Elnacimiento del capitalismo mundial se da enel contexto del colonialismo europeo. Eldesarrollo del capitalismo que conocemoshoy es este que nace en las condicioneshistóricas del capitalismo mundial.

Paradojas de la capitalizaciónuna primera aproximaciónalgebraica

Descrito de una manera simple, el pro-blema se puede plantear de la siguiente ma-nera: ¿Cuánto valen las reservas probadas,probables y posibles? Digamos x, es deciruna variable. Ahora bien, ¿Cuánto les hacostado a las trasnacionales el comprar lamitad de las acciones de la empresanacional Yacimientos Petrolíferos FiscalesBolivianos (YPFB)? Este es un dato dado,digamos r, es decir un valor discreto. Lamagnitud del plusvalor apropiado por lastrasnacionales, que es a su vez la amplitudprobable de ganancia, radica en estadiferencia x-r, que también es una variable,a la que llamaremos y. Entonces:

y = x - r

Esta diferencia se da entre el valor de losyacimientos, calculando los recursos a preciode mercado, tomándolas como reservas, esdecir como potenciales mercancías, y elvalor invertido por las trasnacionales en lacompra de las acciones. De esto podemossacar una primera deducción: Cuanto mássube el valor de las reservas, considerandolos precios del mercado internacional, ladiferencia es mayor, por lo tanto menos con-viene haber vendido tan barato este recursono renovable. También se puede obtener deesto una paradoja, cuanto más reserva se des-cubre, también la diferencia entre la va-riable y el valor discreto es mayor. Laparadoja es la siguiente: cuanto más reservase descubre más se pierde por haber vendidolas acciones de la empresa estatal tan barato.

Obviamente el otro 50% de las accionespertenece a los bolivianos, por lo tanto, cuan-do sube el valor de lo que se tiene comoreserva y cuando se descubre más reserva,esto debería beneficiar a los bolivianos de lamisma manera, en un 50%. Pero, no ocurreasí. Los bolivianos no se benefician en estamagnitud. ¿Dónde esta la trampa? Que losbolivianos no pueden disponer de las reser-vas probadas, probables y potenciales,porque simplemente no tienen control sobreestos recursos, tampoco tienen control sobrelos dispositivos técnicos, administrativos yorganizativos que explotan los recursos na-turales en cuestión. Sólo nominalmente lespertenece el 50% de las acciones, que tanpoco administran.

Estableciendo relaciones matemáticas, sepueden sacar consecuencias significativasdel carácter de la diferencial entre el valor de



los yacimientos y la inversión de las trasna-cionales.

• (x-r)/r es la variación de la diferenciarespecto a la inversión de las empresas.Esto evalúa las veces que se multiplica r.Se trata del efecto multiplicador de lainversión en beneficio de las trasna-cionales.

• (x-r)/x es la variación de la diferenciarespecto al valor de los yacimientos. Estaes la probabilidad de la apropiación delplusvalor. La medida se encuentra entre 0y 1. Cuando más se aproxima a cero elindicador quiere decir que la probabili-dad de la apropiación del plusvalor respe-ta el valor real de los yacimientos, cuan-do más se aproxima a 1 el indicadorquiere decir que la probabilidad de laapropiación del plusvalor se basa en unadevaluación manipulada del valor de losyacimientos.

Puede considerarse otros gastos, comolos relativos al transporte, a los gastos deoperación y administrativos. Todos estosgastos son valores discretos, entran en elrubro de inversión de la empresa. El costomás significativo de las inversiones tieneque ver con los gaseoductos u oleoductosque transportan el gas o el petróleo. Estainversión es fundamental pues tiene quever con el traslado al mercado del recursoen cuestión. Esta inversión puede conside-rarse como capital fijo. Se trata de un mate-rial que queda en el espacio que recorre elducto. Se puede decir que en cierto sentidoesto beneficia, valoriza. En todo caso estecosto se suma al precio de costo. No vamos

hablar aquí de otro tipo de inversiones,como las que corresponden a la tecnologíade las refinerías, de la industria petro-química y otra tecnología que usa la mate-ria bruta para la producción científica y téc-nica de destilados o compuestos. Estainversión, que implica productos con valoragregado, nos traslada a otro escenario, aotros niveles del mercado, más rentables,los cuales ofrecen mejores condiciones derealización por su demanda, pero tambiénpor los efectos multiplicadores de laeconomía. Claro está que, en este caso, setrata de ámbitos del mercado de mayor je-rarquía. En este caso hay que tener en cuen-ta un factor multiplicador de efectos dedesarrollo, propiamente dichos. Llamemoseste factor d, entonces podemos proponerla siguiente ecuación:

y = (x - r) d

Este factor d, de desarrollo, no sólo va-loriza cuantitativamente los yacimientos sinoque lo hace fundamentalmente en el ordencualitativo, pues los yacimientos formanparte de una cadena de acumulación amplia-da científica, tecnológica e industrial. Esteefecto es el que pretenden descartar lastrasnacionales y el gobierno, a no ser queesto ocurra en otras tierras, en las lejanas opróximas moradas de la concentración decapital.

Lo que interesa discutir aquí es el efec-to de este tipo de operaciones y agen-ciamientos sobre lo que podríamos llamarla renta hidrocarburífera. Se dice que losprecios de costo, particularmente los pre-cios de producción, que ya incluyen un



conjunto de ganancias fragmentadas paralas trasnacionales, tienen que estar pordebajo de los precios de mercado, para quelas empresas tengan otra ganancia adi-cional. Como se puede ver, aquí la rentadiferencial funciona de otra manera, que enel caso de la renta de la tierra. No es el sitiode mayor costo el que impone el precio demercado, es el mercado el que impone unprecio, entonces la renta diferencial setrasfiere a la productividad, obligando arenunciar a la renta a los propietarios, porlo menos nominales, de los yacimientos.Visto desde una perspectiva económica, lanación asume funciones campesinas,debido a esta donación gratuita al mercadomundial, al renunciar a la renta y a laganancia. La concesión territorial a lastrasnacionales se vuelca contra ella. ElEstado no se beneficia, recibe un magroalquiler de superficie, podemos llamar aesto un beneficio aparente, relativo a lasformas, mientras la trasnacional se benefi-cia en profundidad del contenido de losyacimientos.

Capitalismo y recursos naturales:Los hidrocarburos, petróleos ygas

Control del proceso deexplotación y producción

De entrada debemos hacernos algunaspreguntas, que permitan orientarnos en elcontexto político y económico definido porla capitalización en lo que respecta a lasconcesiones hidrocarburíferas, amparadaspor la nueva versión de la Ley deHidrocarburos.

Preguntas:

1) ¿El criterio del gobierno es hacerse decapital, capitalizar a los bolivianos,mediante el manejo de las acciones,jugando al valor de las acciones? ¿Qué sehace con este capital?

2) ¿Cuál es la lógica de la acumulación,teniendo en cuenta el lugar de las inver-siones, que son también foráneas?

3) ¿Por qué solo se invierte en el segurosocial, como si nuestras aptitudes seredujeran tan sólo a este servicio?

Hipótesis 1:

Los bolivianos se habrían convertido encorredores de bolsa. Sólo que en este casootros median en estas corridas. Delegan laresponsabilidad de jugar a un corredor,mientras ellos (nosotros) se quedan de espec-tadores.

Hipótesis 2:

De los principales accionistas, las trasna-cionales son los verdaderos capitalistas, losotros accionistas, los bolivianos, son, en elmejor de los casos, administradores de pen-siones, administradores de seguro. En todocaso gastan pero no invierten de modo capi-talista.

Visto de este modo se supone que losbolivianos no tienen vocación de capitalistas,no son empresarios. En la psicología de lastrasnacionales, aunque también en la psi-cología enajenada de los gobernantes, se



parte de esta constatación. Hay pues unadivisión del trabajo, los bolivianos gastandiferidamente sus acciones, mientras lasempresas capitalistas trasnacionales invier-ten en términos de una acumulación amplia-da de capital.

A la pregunta de, ¿Quién se apropia delexcedente? Puede ser que ambos, pero losbolivianos lo hacen en una mínima parte. Loimportante es saber quién valoriza el valor yquién se apropia de la plusvalía, del pluspro-ducto, de la renta diferencial. ¿Quién gana?La respuesta es clara, el capital internacionala través de las grandes corporaciones trasna-cionales, mediadas muchas veces por sussubsidiarias.

La otra pregunta es más difícil deresponder: ¿Por qué no han sido los boli-vianos los que se apropien del excedente?En otras palabras: ¿Por qué no han sido losbolivianos los que asuman el papel deinversores, ya sea por la vía Estado o ya seapor la vía privada?

Hipótesis 3:

La capitalización es una desnaciona-lización, lo que implica también que es unadesestatalización. Teniendo en cuenta estascondicionantes, sobre todo ha concurridouna trasnacionalización. Indudablemente, elcontrol del proceso de explotación y del pro-ceso de producción queda en manos del cap-ital trasnacional. De esto se puede deducirque, la trasnacionalización del excedenteocasiona que el beneficio multiplicador deesta energía y este plusproducto también setrasnacionalice.

Conclusión:

Bolivia se vacía de sus contenidos. Depozos llenos, terminará siendo un país deso-lado, agujerado, un territorio de pozosvacíos. Un país de niños desnutridos y deancianos que reciben el bonosol una vez alaño, trabajadores desocupados, jóvenes sindestino, una sociedad de clases desmora-lizadas.

Reflexión:

La crítica se debe centrar en estos ejes yestructuras estratégicas. No perderse enaspectos derivados como el bonosol o enpequeños problemas como los de dónde segastan el dinero de los fondos de pensiones,el magro beneficio de la venta del gas. Apartir de este eje central se debe desplegarun análisis de las estructuras de poder,desplegar una fenomenología de la forma-ción social. Es indispensable también unanálisis del campo de fuerza y de los cam-pos sociales, económicos, políticos y cul-turales, acompañados por el análisis de loshabitus y de las fisonomías subjetivas, rela-tivas a estos campos. Los perfiles de estosanálisis son adecuados a la condiciónhistórica de una formación tan peculiarcomo la de Bolivia. En estos recorridos, sedebe hacer una crítica de la razón políticade las formas de dominación, de lasideológicas concurrentes, así como de todoslos obstáculos históricos. La crítica debedetectar los límites, para atravesarlos, laspotencialidades y posibilidades, paraemplearlas, fracturar la situación y liberar ala sociedad de estas ataduras y estas heren-cias pesadas.



La decisión de vender gas a Californiapor un puerto chileno fue adoptada desde elmismo momento en que el proyecto fue con-cebido. Así lo reveló, en varias entrevistasperiodísticas, el viceministro de Energía eHidrocarburos, hasta agosto de 2001, y expersonero de la Occidental Petróleum,Carlos Alberto Contreras, quien destacó queel negocio, con esas características, tuvo eltotal respaldo del Presidente Hugo BanzerSuárez. Contreras nunca ocultó su con-trariedad con el nuevo Jefe de Estado, JorgeQuiroga Ramírez, quien, no contento conrelocalizarlo, introdujo nuevos elementos auna negociación virtualmente terminada.

Es probable que Gustavo Fernándezhubiera sugerido, desde su cargo deCanciller de Quiroga Ramírez, la necesidadde incluir en la negociación con Chile algu-na forma de compensación por la costa marí-tima usurpada en 1879. Sin embargo, la tran-quilidad negociadora se tornó turbulentacuando, sin ser invitado al festín, metió sucuchara el Presidente peruano, AlejandroToledo, para manifestar que si se iba a gastar10.000 millones de dólares para instalar dosplantas de licuefacción de gas sobre elPacífico, lo mejor sería que Perú y Boliviainstalen una planta conjunta, con cuyo ahorro se beneficiarían ambos países.

A partir de ese momento, el problemapara Gonzalo Sánchez de Lozada no residíasólo en elegir un puerto chileno, sino en con-

vencer a una sensibilizada ciudadanía queesa opción era mejor que la peruana, la que,por si fuera poco, añadía otras razones con-tundentes a su favor: La salida del gas boli-viano por un puerto peruano permitía el tra-bajo de una sola flota de barcos metanerospara transportar la producción de Margarita yCamisea, en lugar de dos flotas, que recojanel gas desde Patillos, en Chile, y Pisco, enPerú. Se hizo notar, además, que dos paísescon reservas propias (Perú y Bolivia) estabanen mejores condiciones de defender susintereses frente a las trasnacionales queactuando por separado.

El tercer razonamiento surgió desde dentrodel país, al advertirse que la salida del gas porPerú implicaba contar con un río de energía encinco departamentos (Tarija, Chuquisaca,Potosí, Oruro y La Paz), con lo cual se lograbaun sano equilibrio regional, ya que PuertoSuárez está emergiendo como un polo de desa-rrollo que enorgullece a todos los bolivianos.

Es obvio que la racionalidad de los paí-ses sometidos no tiene validez frente a losintereses de los consorcios, en este caso de laBritish Petroleum, cuyas ligazones con elgobierno chileno podrían ser apenas una con-tinuación de la sólida alianza que existióentre capitales británicos y oligarcas deSantiago, antes, durante y después de laGuerra del Pacífico. No por casualidad, losintereses británico chilenos coinciden tam-bién con los de Sánchez de Lozada, cuya

(*) Abogado, ex diputado nacional. Investigador de temas referidos a la problemática del gas. Extractado de la revista Artículo Primero N°12 de CEJIS “Gas para todos los Bolivianos”, publicado en marzo de 2003.

El Poder del GasAndres Soliz Rada *



empresa minera, COMSUR, vendió el 30 porciento de sus acciones a la inglesa Río TintoZinc (la mayor comercializadora de cobre anivel mundial), la que, a su vez, esaccionista, en un 30 por ciento, de LaEscondida, el más grande yacimientocuprífero privado de Chile. (ASR, LaConciencia Enclaustrada. Editora Contem-poránea, La Paz; Bolivia. 1995. Página 68).

Esta alianza es la que pasa su lenguasobre sus labios resecos, esperando que elmetano, la parte seca del gas, sea transporta-da a California en barcos metaneros, en tantoque sus otros componentes: el etano, elpropano y el butano, sirvan para gigantescasindustrias petroquímicas, termoelectricidad ypara la producción mínima de 90.000 ba-rriles diarios de diesel, así como de ingentescantidades de agua dulce. Mientras estoocurra, Bolivia tendrá que contentarse con su18 % (seis de impuestos y doce de regalías)en boca de pozo, ya que el hidrocarburo, alllegar a la superficie, es de propiedad abso-luta de la trasnacional que lo explota.

Las reglas del juego

Lo anterior sólo es explicable, si se tieneen cuenta que las principales reglas de juegoa las que el país ha sido sometido en materiahidrocarburífera son las siguientes:

1.- En Bolivia, las compañías ganan diezdólares por cada dólar que invierten. Eldato fue revelado por el ejecutivo deREPSOL YPF en Bolivia, RobertoMallea, durante el III CongresoLatinoamericano y del Caribe de Gas yElectricidad que se realizó entre el 22 y el

24 de abril de 2002 en Santa Cruz. Debidoal alto riesgo de la actividad petrolera, elnegocio para las trasnacionales es consi-derado bueno cuando ganan tres dólarespor cada dólar invertido (Periódico LaPrensa, La Paz, 5-5-2002).

2.- El costo de producción del barril depetróleo para la empresa Chaco es de1.63 dólares. Ese mismo barril es vendi-do en el mercado interno a 25 dólares.En consecuencia, la utilidad de laempresa extranjera alcanza a 23.37dólares por barril. La información cons-ta en las memorias de “Chaco”, corres-pondiente al año 2001, según el analistaHumberto Vacaflor, quien difundió laanterior información el domingo 13 deOctubre de 2002, en el Programa“Protagonistas” de Radio Fides, quedirige el periodista Freddy Morales.

3.- En Bolivia, en tanto los ingresos de lascompañías ascienden al 82 por ciento, elpago de tributos alcanza al 18 por cien-to: 6 por ciento para el TGN, 11 porciento para el departamento productor yuno por ciento de compensación paraBeni y Pando. Se trata de la tributaciónmás baja del mundo. En el Perú, paganel 37 por ciento. En países del MedioOriente e Indonesia, entre el 50 y el 60por ciento. El pago del Surtax,(Impuesto a las Transacciones y portransferencia de utilidades) significó,entre 1997 y 2001, el pago de seis mi-llones de dólares anuales, de acuerdo aldestacado economista Carlos Villegas.O sea, el denominado Surtax es otroengaño al país.



4.- Las capitalizadoras pagan menosimpuestos que la Cervecería BolivianaNacional (CBN), ENTEL, Coca Cola yla Industria de Tabacos. Apenas unaempresa petrolera aparece entre las 10que más tributan en Bolivia. La capita-lizadora Andina tributó el año pasado(2001) 47 millones de bolivianos(menos de 7 millones de dólares).

5.- En enero de 2001, el Ministro deDesarrollo Económico, Carlos SaavedraBruno, presentó un informe oral a laCámara de Diputados, en cuya oportu-nidad dio lectura a los siguientes datos:

“Modificación de definición de cam-pos.- Con la Ley 1731 (nov. 1966) se modi-ficó la definición de hidrocarburos exis-tentes, para aumentar la cantidad de pozosque pagan una regalía de 18% (en lugar de50%). Adicionalmente, pozos que debían serclasificados como existentes fueron clasifi-cados como nuevos. Se calcula que el Estadoperderá 1.340 millones de dólares hasta quelos pozos dejen de producir. A ello se suma2.350 millones de dólares que se perderánporque “San Alberto” ha sido clasificadocomo nuevo a pesar de contar, a la fecha dela capitalización, con reservas probadas”

Por los datos oficiales se establece quelas pérdidas para el Estado por la reclasifi-cación fraudulenta de campos (caso SanAlberto), llegarán a 3.590 millones dedólares. De esa cifra, el departamento deTarija perderá alrededor de 2.300 millonesde dólares. Semejante robo al país y al depar-tamento de Tarija ¿no ameritaba la convoca-toria a cabildos y la organización de las

denominadas mesas de concertación a lasque hace referencia don Oscar EduardoLazcano Henry?

6.- En el contrato de venta de gas al Brasil,está vigente la modalidad “take or pay”en virtud de la cual el vecino país debepagar por los volúmenes pactadosaunque no estuviera en condiciones derecibirlos. El ex Superintendente deHidrocarburos, Carlos Miranda Pacheco,aclaró que tal modalidad beneficia exclu-sivamente a las trasnacionales, ya que elpaís está excluído del mismo (PeriódicoLa Razón, Octubre de 2002).

Los responsables

Los operadores de la política descritason, entre otros, los siguientes personajes:

Carlos Kempff Bruno.- Pasó, el 16 deagosto de 2001, de director deTransredes (ENRON SHELL) aMinistro de Desarrollo Económico delPresidente Jorge Quiroga Ramírez. Esprobable que hubiera retornado a sucargo en Transredes. En función deMinistro, Kempff Bruno, además departicipar en las negociaciones para laelección del puerto de exportación delgas boliviano a California, declaró queYPFB “ya no puede asumir el rol deagregador, porque implica ser parte delnegocio”. Sólo un director deTransredes puede sentirse horrorizadoporque YPFB perciba utilidades porcoordinar la recepción de gas de dife-rentes campos, a fin de inyectarlo algasoducto principal de exportación al



Brasil. En eso consiste el papel de “agre-gador”.

Fernando Candia.- Es, actualmente,director de Transredes. De manerasimultánea fue el responsable de laredacción del programa de gobierno delMNR para las elecciones presidencialesde 2002. Anteriormente, fue Ministro deHacienda de Gonzalo Sánchez deLozada (GSL). Candia, en el seminario:“El gas natural en Bolivia. Una visióngeneral”, organizado por CEPROLAI,en marzo de 2002, comentó que si elprecio de exportación al Brasil es eltriple de lo que se podrá obtener de laventa a California, la solución está entriplicar el volumen de ventas a este últi-mo mercado, con lo que se recibirá losmismos ingresos económicos que losprovenientes del Brasil (Boletín deCEPROLAI. Año 15 No. 39. Marzo de2002. Página 102).

Guillermo Aponte.- Director deTransredes. Hoy Ministro de Pensiones,Valores y Seguros del gobierno de GSL.

Jaime Villalobos.- Prominente persona-je de la capitalización. Hoy director deTransredes.

Juan Ascui.- Director de Transredes yempleado de la Bechtel, la empresanorteamericana que está cobrando alpaís 25 millones de dólares deindemnización por las consecuencias dela “guerra del agua”, que tuvo lugar enCochabamba en abril de 2002. Además,el consorcio Pacific LNG ha encomen-

dado a la Bechtel el estudio del gaso-ducto desde el campo Margarita; aPatillos, en Iquique, Chile.

Andres Petrisevic.- Director de laPetrolera Chaco (otra de las capita-lizadoras de YPFB). Socio de KempffBruno en la concesión de tierras en lazona de los Yungas, de La Paz, en laexportación de soya en Santa Cruz y enel Banco Unión. Otro importante sociodel citado Banco es Jorge Valdés, delMNR, Presidente de la Comisión deDesarrollo Económico de la Cámara deDiputados, encargada de fiscalizar lasexportaciones de gas. También es sociodel Banco Unión Luis Saavedra Bruno,primo hermano del actual cancillerCarlos Saavedra Bruno. Ambos, a suvez, parientes de Carlos Kempff Bruno.

Carlos Alberto Lopez.- Pasó deViceministro de Hidrocarburos en el go-bierno de Quiroga Ramírez a personerode la Chaco, primero, y de la “AmericanChamber” (AMCHAM), en el país. Enel Seminario “Políticas del gas”, CarlosAlberto Lopez dijo, a nombre de laspetroleras que trabajan en Bolivia, quelo más importante para el país es garan-tizar la seguridad jurídica y respetar lasreglas de juego. Inmediatamente des-pués, pidió que se anule el artículo 30 dela Ley de Hidrocarburos (lo que equi-vale a cambiar las reglas de juego), porel que las empresas están obligadas aperforar un pozo por parcela en cincoaños, sino quieren perder sus conce-siones (Periódico La Prensa, 12 de abrilde 2002)



Carlos Alberto Contreras.- Pasó deViceministro de Hidrocarburos en el go-bierno del general Hugo Banzer a repre-sentante de empresas eléctricas nortea-mericanas en Bolivia. Anteriormente,trabajó para la empresa petroleraOccidental, en Filipinas.

Arturo Castaños.- Pasó de Presidentede YPFB, hasta agosto de 1997, a repre-sentante de Petrobras en Bolivia.

Gabriel Revollo Thenier.- Fue perso-nero de la Shell, en momentos en que suhermano Alfonso Revollo Thenier capi-talizaba los oleoductos, gasoductos ypoliductos de YPFB a favor deTransredes (ENRON - SHELL).

Gonzalo Sánchez de Lozada.- Designóa Franklin T, Blake abogado del consor-cio ENRON; YPFB. Simultáneamente,Blake se desempeñaba como abogadode COMSUR, la empresa minera deGSL. El mismo GSL determinó que lasacciones de la capitalización seandepositadas en el City Trust deBahamas, filial del City Bank of NewYork, el Banco que garantizó la fun-dación de COMSUR, en 1968.

Herbert Muller.- Ministro de Haciendadel Presidente Banzer. Antes de llegar alministerio fue representante de Maxus.Al dejar la función pública, se convirtióen representante de la empresa francesaTotal Bolivia. Como Ministro le tocónegociar con las compañías el precio deventa del gas y del petróleo en el merca-do interno.

Pablo Gotrett Valdez.- Pasó del direc-torio de ENTEL, designado por lasAFPs, a Superintendente de PensionesValores y Seguros, encargado de fis-calizar a las AFPs. Gotrett Valdez esprimo hermano de Amparo BalliviánValdez, ex directora de la Aduana, y deCarmen Ballivián Valdez, del directoriode la capitalizada Corani. Pablo GotrettValdez fue el responsable de fiscalizar alas capitalizadas. Al dejar la Superin-tendencia, Gotrett Valdez se fue a traba-jar al Banco Mundial.

Jorge Quiroga Ramirez.- Ex-Presidente de la República y propietariode un paquete accionario de 500 mildólares en el Banco Mercantil.

Ramiro Cavero.- Ex empleado de lasAFPs. De allí pasó a Ministro deDesarrollo Sostenible del gobierno deJorge Quiroga.

Jose Luis Lupo.- Fue Ministro deEconomía y de Gobierno del PresidenteJorge Quiroga Ramírez. Ahora es jefe deeconomistas del BID. En los últimosaños, varios tecnócratas, como Lupo yGotrett, utilizaron sus cargos en ministe-rios o superintendencias para benefi-ciarse con altos cargos futuros en orga-nismos internacionales. Ello explica elpor qué desempeñan sus cargos públicospensando más en cumplir los requeri-mientos de tales organismos que endefender el interés nacional.

Y mientras Carlos Mesa y Lupe Cajíasdicen luchar contra la corrupción, el país se



desangra por falta de una ley (fácil de apro-bar con respaldo oficialista) que sancione el enriquecimiento ilícito y el tráfico deinfluencias.

En este cuadro de situación, el problemaactual para Sánchez de Lozada y Fernando

Illanes, Ministro de Hidrocarburos, quiendijo que podía vender medio país a cambiode 4.000 millones de dólares (El Diario, 31-I-88), no reside en saber si el gas bolivianosaldrá por Chile o Perú, sino, simplemente,en cómo y en qué momento anunciar al paísla elección de un puerto chileno.


Se ha dicho con mucha pertinencia quelos hidrocarburos expresan lo esencial dela lucha entre la nación boliviana y elimperialismo a lo largo del siglo XX. Bastarecordar que fue la causa central de laGuerra del Chaco y el punto de partida deldesarrollo de la conciencia nacional queprovocó importantes transformaciones en1952.

Con los "descubrimientos" de gas entrelos años 1997-2000, un fabuloso tesoro cuyoequivalente monetario sobrepasa los200.0001 millones de dólares, es decir, 40veces el valor del Producto Interno Bruto delpaís, Bolivia inauguró el siglo XXI conver-tido en un Potosí del gas. Sin embargo, gra-cias a la Capitalización ejecutada en 1996por el primer gobierno de Sánchez deLozada, -que desnacionalizó el patrimoniode la nación a favor de empresas transna-cionales- el Estado boliviano ha perdidosoberanía sobre este recurso. Gracias a estolas compañías petroleras se han constituidoen el verdadero poder en Bolivia.

Aún más, el gonismo aplicó la Ley deCapitalización y la Ley de Hidrocarburosdemoliendo la dimensión nacional a partirde la generalización de la creencia de queBolivia era "inviable" o "no existía", lo

que derivó en la expropiación material delpatrimonio esencial del país y suapropiación por empresas extranjeras quedestruyó las bases materiales e ideológicasde la nación. En otras palabras, laCapitalización fue la derrota de la nación yla constitución de un Estado transna-cionalizado.

En síntesis, con la emergencia de lariqueza del gas y con la Capitalización,Bolivia descubrió su propia provisionalidady hoy vive su dilema entre su existencia o suextinción definitiva en colonia.

En este marco, las movilizaciones quese iniciaron en octubre y convocaron multi-tudinarias concentraciones y bloqueos dediversos sectores sociales -indígenas, cam-pesinos, universitarios, clases medias, fa-briles, obreros, cocaleros- en cuatro ciu-dades del país y en la región del altiplano,expresaron el enfrentamiento entre lanación oprimida y el imperialismo por elexcedente económico de los hidrocarburos,por la defensa de los recursos naturales y enperspectiva expresan -en una primera fase-la latencia por la nacionalización de esterecurso como medida esencial del puebloboliviano para lograr su desarrollo y preser-var su independencia.


* (Mirko Orgáz García, es autor del libro "La guerra del gas")1 Esta cifra se establece multiplicando el valor aproximado de lasreservas probadas, probables y posibles de 77,16TPC a 2 $us quedan 154,740 millones de dólares, más 1.403 MMB de petróleo a

29 $us que dan 40,687 millones de dólares. El total hace los200.000 millones de dólares sólo como materia prima. Ver OrgázGarcía, Mirko: La guerra del gas. Nación versus estado transna-cional en Bolivia. Edit. Ofavin.La Paz. 2001.

La Guerra del Gas en Boliviay los Nuevos Movimientos Sociales

Mirko Orgáz García *



El largo enfrentamiento por loshidrocarburos

La cuestión de los hidrocarburos, está vin-culada a los grandes acontecimientos de nues-tra historia, por ejemplo, originó la Guerra delChaco que enfrentó a bolivianos y paraguayoscon el saldo trágico de 250.000 muertos. UnaGuerra que repercutió económicamente en eldesarrollo de la industria y el comercio hastaentonces paralizado por el poder absoluto delcapital extranjero (primero británico y pre-ponderantemente norteamericano a partir de1925)2 . En este marco, las defraudaciones dela Standard Oil fueron la base de la naciona-lización del petróleo y la creación de YPFBque fue el primer acto de un auténtico proyec-to nacional, la avanzada de la nación quecristalizaría en 1952.

Al respecto dice Juan Perelmán: "Eseproyecto nacional fue el parto doloroso de laGuerra del Chaco. Los hombres del Chacopor primera vez en la historia de nuestraRepública sintieron que eran una nación, lasangre de indios, mestizos y criollos sehabían fundido en el crisol de las trincheras.Había necesidad de crear algo más grandeque las tradicionales y mezquinas diferen-cias, ir más allá del racismo retrógrado delpensamiento gamonal de Arguedas, habíaque conquistar la soberanía nacionaldestruyendo el poder de los barones delestaño y super Estado minero. Había quevengar las traiciones de la Standard Oil,sobre todo el habernos empujado a lahecatombe de la Guerra. De esa tormentacreadora nació Bolivia. YPFB no nació

porque era un buen negocio, YPFB naciócomo el primer acto de afirmación de lasoberanía nacional...era sobre todo el símbo-lo de la joven nación emergente, de suproyecto de soberanía e independenciaeconómica3.

Entonces, en este interregno la "guerra"por los hidrocarburos será el punto deencuentro y fusión del desarrollo de la con-ciencia nacional que no es otra cosa que larebelión de las clases nacionales, frente alacoso del imperialismo y sus socios locales,que son los que crean las condiciones, almismo tiempo, para que las clases nacionalesdespierten de su sueño defensivo. En otraspalabras, la nacionalización del petróleo fuela idea directriz, la tesis programática de unmovimiento político cuyo rasgo preponde-rante fue el nacionalismo. Esta tesis, comodice Almaraz, plasmó su continuidad históri-ca en los gobiernos de Toro, Busch yVillaroel, continuidad que se interumpe en1950 y se rompe definitivamente en 1955con la aplicación del Código Davenport -elaborado a la medida de las empresasnorteamericanas-, que va a generar unanueva alineación de fuerzas por un ladonacionales y por otra parte antinacionalesen torno a la valoración de este recurso ysus posibilidades trascendentales para eldesarrollo del país.

Cabe destacar que la nacionalización delas minas (agotadas) como la reforma agraria(limitada), no fueron medidas trascendentalesque pusieran en riesgo el proceso de colo-nización del país por los Estados Unidos y no

2 Ver Almaraz Paz, Sergio: Petróleo en Bolivia. Edit. Juventud.1957

3 Perelmán, Juan: Foro YPFB vs. Capitalización. Revista de Sociología -UMSA. La Paz. 2001



generaron reacciones radicales de las élitespolíticas del país. Cabe decir que la revolu-ción de 1952 terminó orientando la economíahacia el acaparamiento del petróleo bolivianopor los Estados Unidos. Esta fue una políticade primer orden -el objetivo número uno- delcapital norteamericano desde la expulsión dela Standar Oil en la década de los treinta yque será alcanzado en el gobierno de VíctorPaz Estenssoro. Para ello, se aniquiló laeconomía y desarmó la opinión pública bajoel argumento de que la inversión extranjeraera la única solución de los problemas boli-vianos.

El Código Davenport concretiza en elperíodo la estrategia norteamericana.Aprobado en 1955, durante el gobierno dePaz Estenssoro, liquida YPFB, y transfierelas áreas de reserva a la compañía norteame-ricana Gul Oil -que era la misma Standard- yfija utilidades para el Estado de apenas el19% sobre la producción, lo que determinaque en términos generales 20% para el Estadoy 80% para la empresa.

Sin embargo, este proceso desnaciona-lizador acabará el 17 de octubre de 1969,cuando el gobierno del general Ovando de-creta el fin de las concesiones a la Gulf 4 ynacionaliza todos sus bienes. La GulfCompany reinaba en el país, gracias alCódigo del Petróleo de 1955. La consigna deno perder el gas y ganar el mercado argentinopara YPFB, que preveía la venta del gas por

el país y en beneficio del país y no de lastransnacionales, provocó otra medida5.

Más adelante, el golpe militar de HugoBanzer el año 1971, demostró pronto sus filia-ciones políticas favorables a los intereses de losEstados Unidos y el Brasil. El 28 de marzo de1972, el dictador desnacionaliza nuevamente elpetróleo a través de la Ley General deHidrocarburos para llevar adelante su proyectode venta de gas al mercado brasileño y argenti-no a través de las transnacionales. Este conve-nio estuvo plagado de irregularidades en temascomo la confidencialidad sobre reservas, lafalta de planificación para el uso de la riquezadel gas en el desarrollo del país, y, sobre todo,la ausencia total de apoyo social al convenio.

Estos factores impideron la concreciónde este proyecto antinacional.

El enfrentamiento por el excedenteeconómico de los hidrocarburos mantendráesta tónica en los siguientes gobiernos, esdecir, por un lado la nación que lucha porconservar sus recursos, y, por otro, elentreguismo dispuesto a enajenar el petróleoa favor del imperialismo.

La capitalización, la Ley deHidrocarburos y la emergenciadel Estado autoritario.

La capitalización y la Ley deHidrocarburos son parte de este largo proce-

4 Juan José Tórres, comandará la toma de las instalaciones de laGulf. Ver en Soliz Rada, Andrés: El gas en el destino nacional.Edit. Los amigos del libro. La Paz-Cochabamba. 1984.5 "La nacionalización de las minas, sin perder de vista que con-quistada en el grandioso marco de la Revolución de abril de 1952,recuperó yacimientos mineros casi agotados de manos de losBarones del Estaño, ligados, principalmente, al viejo imperiobritánico. La nacionalización del petróleo, en cambio, afectó direc-

tamente al todavía vigoroso imperialismo norteamericano y recu-peró prácticamente intactas las reservas gasíferas de la nación.(...) Lo cierto es que es que en esos momentos (precios 1969) elpaís recuperó 600 millones de dólares en reservas petrolíferas y3.000 millones de dólares en reservas gasíferas. Esta última cifrafácilmente superar los 20.000 millones de dólares". En Soliz,Andrés: El gas en el destino nacional. Edit. Los amigos del libro.La Paz-Cochabamba. 1984. Pp. 29-30



so histórico alrededor del gas para consolidara Bolivia como fuente principal de abaste-cimiento de recursos energéticos hacia laspotencias industriales. Aún más, la Capitali-zación se constituye en un hecho clave paraexplicar los desplazamientos del poder enBolivia y las recientes prácticas políticas delos movimientos sociales los años 2000-2003. Expliquemos esto.

El objetivo fundamental de laCapitalización fue la tupackamarización deYPFB -lo mismo persiguió el CódigoDavenport de 1955 o la Ley General deHidrocarburos de 1972- sólo que con el agra-vante de que esta medida en su plexo políti-co, constituyó un escenario donde el papeldel Estado en las negociaciones, la adminis-tración y el control supervisión, fisca-lización, regulación de la economía y lapolítica estatal se reduce a la nada, consti-tuyéndose un Estado transnacionalizado.

YPFB desde su fundación en 1936 repre-sentó para el Estado un ahorro de divisas demás de 30.000 millones de dólares y aportóalrededor de 6.000 millones por laexportación del gas (mercado argentino). Sucontribución fue determinante para el avanceindustrial, agroindustrial, pecuario y comer-cial del país. Desde 1982 -a partir de la caídade los precios de los minerales- el gas seconstituyó en el primer producto deexportación del Estado. Paradoja deParadojas, el neoliberalismo se sustentódesde 1985 hasta 1993 gracias a YPFB quefue el soporte principal del TGN. El totalrecibido entre 1985-1993 fue de 2.855millones de dólares, es decir, alrededor de400 millones de dólares por año, consti-

tuyéndose en el 50% de los ingresoscorrientes del TGN, mientras que en 1999,después de la Capitalización, sólo llegaron al25%. Esta enorme transferencia de capitalesa la economía extranjera provocó un grandepresión económica y la constitución de unEstado mendigo de préstamos y donacionesinternacionales.

Cabe destacar que si bien con la capita-lización ejecutada en 1996 la inversiónextranjera aumentó del 4 al 45%, éstas nomodificaron el total de las exportaciones delpaís. En el caso de la poca industria nacional,las nuevas empresas "capitalizadas" dejaronde consumir esta producción artesanal eindustrial. Toda la artesanía e industriasemipesada entró en crisis, se cerraron fábri-cas y muchos trabajadores entre el 70 y 80%de las empresas capitalizadas fueron despe-didos. Regiones enteras que vivían del traba-jo de YPFB como Camiri, en la región delChaco, que contaba con 2500 trabajadores seconvertirán en regiones fantasmas por losmasivos despidos. La Capitalización liquidóel sector técnico que la estatal petrolera pro-movió a lo largo de su desarrollo.

Aún más, las compañías petroleras -porla propiedad inconstitucional del gas quedetentan- se han constituido en el verdaderopoder en Bolivia. Un superestado petrolero,con sus satélites partidarios, armado contodos los medios de represión mentales ymateriales,legales e ilegales, para explotar elúltimo recurso que le queda al pueblo boli-viano: el gas.

Para ello se constituirá un Estado débil,sin autonomía financiera y sin sustento



económico como los países coloniales dehace más de un siglo medio, lo que puso enriesgo la existencia misma del país. Es decir,un Estado colonial orientado a destruir lanación y saquearla como antes de 1952.

La escacez de excedente económico parasatisfacer las demandas sociales y la emer-gencia de un Estado autoritario para man-tener a sangre y fuego la Capitalización,crearán las condiciones para la emergencia yfusión de obreros, indígenas-campesinos ysectores urbanos para la recuperación de losexcedentes económicos en abril del año2000.

La centralidad del problemanacional frente a las "dosBolivias"

La eliminación de la clase obrera, -laclase nacional fundamental desde 1952- fueun requisito para la aplicación de planes anti-nacionales desde Barrientos, pasando porBanzer hasta Víctor Paz que la concretó en1986. La liquidación de la clase obrera esteaño, bajo el eufemismo de la "reloca-lización", posibilitará la entronización delsistema neoliberal en el país.

Sin embargo, dieciséis años de neolibe-ralismo empobreció a jóvenes obreros, indí-genas, campesinos, artesanos, comerciantes,regiones y clases medias. Aumentó elnúmero de desocupados y vía Capitalizacióntransfirió el excedente económico a laeconomía extranjera, ensanchando la masade depauperados como expresión del nuevorégimen colonial. La transferencia de plus-valor a través de la explotación del trabajo de

la nación que subsume la explotación cla-sista, "como bloque social de los oprimidos",se intensificará con la Capitalización. Esta esla base material para la constitución demúltiples sujetos sociales con capacidad deenfrentamiento al Estado.

La primera manifestación política de lamultitud -forma modificada de la clase- con-tra la capitalización fueron las moviliza-ciones de abril en Cochabamba el año 2000,en directa continuidad con la lucha nacionalpopular en Bolivia.

Es importante precisar que la crisis políti-ca de abril del año 2000 reveló lo que hay denacional en Bolivia, y fue al mismo tiempoun acontecimiento nacionalizador. La priva-tización de las condiciones de vida enCochabamba mostró los grados de deshu-manización y apropiación del trabajo portransnacionales monopólicas a través de unEstado diseñado por y para ellos vía capita-lización.

El resultado fue que la nueva claseobrera, los campesinos regantes, cocalerosy sectores populares urbanos -la masa de losdesheredados- reducirán al Estado a fuerzapura. La negativa del gobierno a ceder a laspresiones de la multitud en el valledemostró el fondo del conflicto: El Estadono podía romper el contrato con "Aguas delTunari", porque significaba quebrar elesquema de la Capitalización. Si bien lasJornadas de Abril se dan en torno al agua,su ámbito de irradiación condensará ladimensión nacional. Esto explica el razo-namiento y los errores del gobierno al tratarde impedir por todos los medios la salida de



la Transnacional. El razonamiento del sis-tema fue: si ahora era Aguas del Tunari,mañana sería Maxus, Repsol-YPFB oBritish Gas. A pesar de esto, cien mil per-sonas in situ determinarán la expulsión de laTransnacional Aguas del Tunari que habíaingresado al país vía Capitalización,desnudando la crisis de mediación delEstado post-capitalización.

Sin embargo, la unidad de campesinos,obreros y sectores urbanos de Cochabambase romperá ese mismo año en la denominadaJornadas de Septiembre, es decir, las movi-lizaciones sociales del altiplano que demos-traron la legitimidad de una política anticolo-nial contra una élite racista y un Estadoexcluyente de naciones existentes en nuestroterritorio, que, sin embargo, por un conjuntode prácticas y discursos del poder redujeronsu multidimensionalidad y neutralizaron supotencialidad articuladora con otros movi-mientos sociales. Este será su principal rasgode ahí para adelante de estas movilizaciones.De esta manera el gobierno, que había perdi-do la autoridad en Cochabamba, la recuperóen el altiplano negociando con un nuevomediador hecho a la medida de sus necesi-dades: el Mallku. Contra lo que piensanalgunos aymarólogos6, en septiembre del año2000 se fracturó el eje de articulación territo-rial y étnico cultural entre campesinos delaltiplano y obreros, cocaleros, regantes yclases medias lograda en abril.

Por estas razones, el sistema preferirá tra-garse en adelante un septiembre y no un abril.

La dimensión ideológicade la Capitalización

El gonismo para poder aplicar laCapitalización ocultó información sobre lasreservas existentes de gas y afirmó que YPFBestaba quebrada y que necesitaba "socios"capitalistas. Amén de ocultar el papelestratégico que tienen los hidrocarburos en laeconomía capitalista, justificó este procesodemoliendo la dimensión nacional.

La idea central de esta estrategia fue ge-neralizar la creencia de que Bolivia "era in-viable" o "no existía". Toda idea de identi-dad, nación, soberanía y nacionalismo fuecombatida por los aparatos ideológicos delrégimen. La defensa de la soberanía fuesostenida como anacrónica, así como tam-bién la defensa de los recursos naturales. Seempezó a hacer circular con fuerza la idea dela inexistencia de la entidad "nación boli-viana". En su lugar se eregirá una cuña dis-cursiva que explotará el particularismo y elregionalismo étnico7.

Ahora bien, el tema de la autoestima tuvoenorme importancia, pues según Soliz Rada"el desmantelamiento de las empresas sellevó adelante aduciendo que los bolivianos,al ser 'ladrones' e 'incapaces', de acuerdo alos atrevidos e irrespetuosos adjetivos deSánchez de Lozada, no estábamos en condi-ciones de manejarlas8".

Es decir, se logró confundir el papel delEstado en los países imperialistas y el papel

6 Para analizar el punto, ver en el Juguete Rabioso el artículo de AlvaroGarcía con el fastuoso título de "Rebelión Aymara". Nro. 89. Septiembre.7 Con el tiempo se habló de "Las dos Bolivias" y actualmente de la

"Nación camba", "Estado nacional Aymara", etc.8 Soliz Rada, Andrés, citado en La Guerra del gas. Nación Versus EstadoTransnacional.



del Estado en países como Bolivia y con estaestratagema se provocó un vaciamiento de laconciencia nacional. Se puede afirmar que elpueblo boliviano al perder la conciencianacional perdió las bases materiales de lanación. Un vacío político que empujó a losmovimientos sociales a cobijarse en partidosneoliberales, al mismo tiempo alineados conlos designios imperiales.

Asimismo, se olvidó en los diversosanálisis la condición colonial del país quedetermina la construcción de un tipo de sis-tema político que choca con el Estado impe-rialista. Esta idea de soberanía, como defen-sa de la nación, fue desmantelada y puesta enduda por intelectuales tanto de la derechacomo de la izquierda liberal9.

En síntesis, el olvido de la dimensiónnacional fue la demolición de la necesidad dela defensa de los recursos naturales, delproblema del imperialismo, de la crítica delEstado colonial y del papel de la clasesnacionales en un país como Bolivia. Estemecanismo provocó un vaciamiento políti-co-ideológico en el país -ausencia de unproyecto nacional- y se constituyó en la baseideológica para validar la Capitalización.

La refundación del país

Se ha hablado con mucha insistencia delas "dos, tres o cuatro bolivias" para desarti-cular el actual proceso de articulaciónnacional que vivimos. Se brega con todos losmedios para demoler toda idea proyecto

nacional porque esa es la estrategia de poderdel superestado petrolero. Nación aymara","nación chapaca", "nación camba", son lasantinomias difundidas del poder oligárquicocontra la nación boliviana.

Contra esta prédica maniquea habría quedecir, que la esencia de la crisis políticadesde las movilizaciones de abril del año2000 ha sido la latencia de la unidad de lodiverso. Como diría Zavaleta esta es la"medida en que el sentimiento de la identi-dad es la prueba de que la identidad existe".En este sentido, Bolivia no es una entelequiasino una realidad histórica y está constituidapor los obreros, los aymaras, los quechuas,los guaraníes y clases medias empobrecidas.Este es el fondo histórico que justifica la cen-tralidad del problema nacional en Bolivia yla crisis como condición de la rearticulacióny revelación de lo nacional popular enBolivia, entendido como la fusión de lasdiversas temporalidades y modos de pro-ducción contra la transferencia unilateral deplusvalor y saqueo de los recursos naturales.

Ahora bien, por sus dimensiones políti-cas, económicas y geopolíticas, el gas es eltema central que atravieza todos los proble-mas fundamentales del país. Bolivia no haresuelto desde su fundación sus principalesproblemas. La pobreza recrudece. Está claroque por esta razón la lucha por el gas suponeretener el mayor excedente económico de losúltimos siglos para eliminar problemasestructurales que nos perjudican desde losinicios de la República.

9 En este tema es proverbial el desconocimiento de los aportesde Almaraz y Quiroga Santa Cruz del intelectual mediáticoAlvaro García Linera. Ver Reproletarización. García Linera,

Alvaro: Nueva Clase Obrera y desarrollo del capital industrialen Bolivia (1952-1998). Edit. Muela del Diablo. La Paz. 1999.Pp. 40-41.



Se ha hablado con mucha pertinencia derefundar el país, como sínónimo desuperación de nuestros problemas. Es buenorecordar, sin embargo, que por debajo detodas las dificultades o problemas históri-cos está el problema económico. El poderpolítico y la riqueza son inseparables y elpueblo siempre ha sido impotente por estarsumido en la pobreza. En Bolivia el gas estáahí y puede ser la palanca económica paraactivar la economía nacional. Por eso, denada sirve hablar de "refundar el país" si nose tiene el sustento económico. De igualmanera, de nada vale tener la riqueza sinose tiene claro el horizonte político.Disponibilidad social y excedente económi-co son la clave para lograr un país nuevo.

Hemos dicho que con la emergencia de lariqueza del gas y con la Capitalización,Bolivia descubrió su propia provisionalidady el dilema de vivir o perecer como colonia.

En esta perspectiva, considero que las últi-mas movilizaciones de octubre y que convo-caron multitudinarias concentraciones y blo-queos de diversos sectores sociales vislum-braron un grado de conciencia y articulaciónimportante de la nación en torno a la defensadel gas. Obreros, campesinos, transportistas,juntas vecinales, gremiales, regiones, clasesmedias empobrecidas y, sobre todo, lasnaciones originarias, conformaron un frentenacional de los desheredados del sistema, unafuerza colectiva continua e incontenible cuyoprograma es en perspectiva la nacionalizacióndel gas para superar la dependencia capitalistay los procesos de disgregación nacional que secocinan en los salones del imperio. Ese es elsentido final de la denominada "Guerra delGas en Bolivia", que puede durar mucho tiem-po. Tal vez años. Lo importante, como se hadicho, es la historia del país la que hace que,cuando los bolivianos piensan en su patriapiensan, en una batalla.

CAPÍTULO 7

Gas y Temas Sociales

Jorge Cortés F. / Henry Tito V. - Gabriel Herbas - Guísela López R.

La Resistencia Indígena Chiquitana a las Operaciones Multinacionales ENRON y SHELL

Elementos de la Campaña Gubernamental para Regalar el Gas

Tarija: El Gas Exacerbay Acaba con la Paz



Antecedentes

Como resultado del proceso de AjusteEstructural promovido por el Banco Mundial,el Banco Interamericano de Desarrollo (BID)y la agencia de crédito a la exportación deAlemania - KFW, cuyo principal objetivo fuefacilitar la privatización de las empresasestatales bolivianas, desde 1996 las corpora-ciones multinacionales ENRON y SHELLson las nuevas propietarias de toda la red detransporte de petróleo y gas en Bolivia, elpaís más pobre de América Latina.

Para exportar el gas desde Bolivia hacialos países vecinos está previsto construir untotal de nueve (09) ductos. Desde 1999, encomplicidad con la agencia de crédito a laexportación norteamericana OPIC, y el gobierno, las corporaciones promueven la cons-trucción y operación del Gasoducto Bolivia -Brasil Lateral Cuiabá. El gasoducto principalBolivia Brasil (entre Santa Cruz a Sao Paulo)fue construído el 1996-97, mientras que elramal llamado Lateral Cuiabá terminó de serconstruido en agosto de 2001,

El gasoducto Cuiabá atraviesa impor-tantes zonas de reservas ecológicas en elPantanal y el Bosque Seco Chiquitano y

afecta los territorios indígenas de los pue-blos Chiquitanos y Ayoreos que ancestral-mente habitan en la zona. Este gasoducto hasignificado la violación sistemática de losderechos de los pueblos indígenas, estáprovocando serios daños a la biodiversidady pone en riesgo la sustentabilidad de lascomunidades afectadas. Las comunidadesindígenas afectadas están ejerciendo unavigilancia constante sobre las acciones delas corporaciones, las institucionesfinancieras internacionales y el gobierno,exigiéndoles respeto a sus derechos talcomo están establecidos en las leyesnacionales y las normas internacionales,especialmente el Convenio 169 de la OIThomologado en la Ley N°1257 de Bolivia.

El año 2000, después que el gobierno boli-viano aprobó de manera inconsulta el EEIAencargado por ENRON determinando quesolamente había siete (7) comunidades afec-tadas, las organizaciones indígenas iniciaronacciones legales logrando que se realice unnuevo proceso de consulta pública que integróa las verdaderas 38 comunidades afectadas.Como resultado de una larga y angustiosanegociación que duró nueve meses, las corpo-raciones se vieron obligadas a compensar a lascomunidades con un fondo de USD 2,2

La Resistencia Indigena Chiquitana a las Operadoras Multinacionales ENRON y SHELL

Gasoducto Cuiabá:

Jorge Cortés F. / Henry Tito V.1

1 Trabajan en CEADES (Colectivo de Estudios Aplicados al Desarrollo Social). Extractado de la revista Artículo Primero N° 12 deCEJIS “Gas para todos los Bolivianos”, publicado en marzo de 2003.



millones destinados al Plan de DesarrolloIndígena (PDI) para la mitigación de losimpactos sociales y ambientales (esto es el 1%del costo total del gasoducto). Sin embargo, lascorporaciones incumplieron el EEIA y elacuerdo del PDI, paralelamente intentaron ini-ciar el Plan de Conservación del BosqueChiquitano (PCBC) sin la participación de lascomunidades afectadas, lo que ha profundiza-do el conflicto con los pueblos indígenas. Parala ejecución del PCBC las multinacionalesENRON y SHELL y su subsidiaria en BoliviaTRANSREDES crean la “Fundación para laConservación del Bosque Chiquitano (FCBC)”asociándose con cuatro ONG’s: FundaciónAmigos de la Naturaleza (FAN), FundaciónAmigos del Museo de Historia Natural NoelKempff Mercado (FAMHNNKM), MissouriBotanical Garden (MBG), WildlifeConservation Society (WCS).

Descripción del proyecto

El gasoducto Lateral Cuiabá es una partedel “Proyecto Integrado de Energía Cuiabá”que tiene como objetivo principal laampliación de la planta termoeléctricapropiedad de ENRON en la ciudad brasilerade Cuiabá. El gasoducto permitirá alimentarla planta con gas boliviano como principalcombustible, reduciendo su dependencia depetróleo diesel. El gasoducto, con una longi-tud de 361 Km., se ubica en elDepartamento de Santa Cruz y cruza endirección noreste desde el Río San Miguelhasta el pueblo de San Matías en la fronteracon el Brasil. En el lado brasilero su longi-tud es de 265 Km. Aunque no hay accesoformal y transparente a la informaciónfinanciera, las corporaciones afirman que el

costo total del gasoducto es de USD 230millones (130 en Bolivia y 100 en Brasil); elproyecto completo incluyendo la ampliaciónde la planta termoeléctrica tendría un costode USD 560 millones y operará durante 40años.

El gasoducto es una tubería de 18 pul-gadas de diámetro que está enterrado a unmetro y medio (1.5 m) de profundidad. Paraconstruirlo en Bolivia, se abrió un “derechode vía” deforestando totalmente un área de1.083 has. Los caminos de acceso y los trescampamentos tienen impactos directossobre una superficie total de 722.000 has.afectando de manera directa los territoriosde 38 comunidades indígenas chiquitanas yayoreas donde habitan 8.108 personas nati-vas. En esta zona el gasoducto impactósobre 15 quebradas o lagunas de las cuales12 son nacientes de aguas fundamentalespara la seguridad alimentaria de los pueblosindígenas. Según los datos proporcionadospor las propias corporaciones, las activi-dades del PCBC en el Bosque SecoChiquitano (un ecosistema consideradoúnico en el mundo por su biodiversidad yque ha sido conservado intacto cientos deaños por los pueblos indígenas chiquitanosy ayoreos) involucran una superficie de60.000 km2 (superficie igual a 1.6 veces eltamaño de Holanda) afectando a 178 comu-nidades indígenas con una población apro-ximada de 35.244 personas, además afectavarios pueblos importantes como San Joséde Chiquitos, Roboré y San Matías conaproximadamente 135.000 habitantes. Elgasoducto, también impacta directamente elárea de Reserva Natural de San Matías y elPantanal Boliviano.



Localización delgasoducto lateral Cuiabá

De los financiadores del proyecto y de losgraves impactos del Proyecto Cuiabá.

La agencia de crédito a la exportación(ECA) de Estados Unidos - OPIC - fue elprincipal promotor de la construcción delgasoducto Cuiabá, a pesar que sus directri-ces ambientales, prohíben a esta ECA finan-ciar proyectos que afecten bosques primarioso prístinos. Organizaciones no gubernamen-tales bolivianas e internacionales solicitarona OPIC y ENRON el cambio de la ruta delgasoducto ya que la construcción ocasionaríala destrucción del Bosque Seco Chiquitano,un bosque prístino de gran biodiversidad queposee especies únicas en el mundo (consi-derado en la lista de 200 ecosistemas mejorconservados del mundo de WWF). Sinembargo, violando sus propias directricesOPIC aprobó un financiamiento de USD 200millones a favor de ENRON, poniendo comocondición la ejecución de un Plan deConservación del Bosque Seco Chiquitano(PCBC) que nunca llegó a cumplirse, y enlos hechos este ecosistema patrimonio de lahumanidad se está destruyendo. Estos ries-gos fueron de conocimiento oportuno deOPIC, que sólo después de la declaratoria dequiebra de ENRON decidió suspender elcrédito para el gasoducto Cuiabá, pero fuedemasiado tarde, el gasoducto ya estaba construido y los daños son irreversibles. Conesta conducta OPIC demostró su escasocompromiso con la preservación ambiental,la falta de respeto a los derechos económi-cos, sociales, culturales y ambientalesestablecidos en leyes y convenios interna-

cionales, y la total irresponsabilidad parahacer cumplir sus propias políticas.

Después de un año el PCBC, manejadopor una ilegal Fundación para la Conser-vación del Bosque Chiquitano (FCBC) hademostrado ser un fracaso ya que las corpo-raciones excluyeron a las organizacionesindígenas de las instancias de toma dedecisión impidiendo la participación de loshabitantes ancestrales del bosque en lasactividades de conservación, de esta maneramarginaron a quienes habían preservado elbosque por cientos de años, suplantándolospor una burocracia extraña al lugar quearrastra un historial de acusaciones debiopiratería y corrupción. La construcciónde caminos de acceso al gasoducto estáacelerando la invasión y destrucción delbosque por grupos ilegales de madereros,mineros y cazadores, que ahora limitan elacceso y uso sustentable de los recursos na-turales para las comunidades indígenaslocales. Nuevas acciones legales iniciadaspor los afectados y apoyadas por elDefensor del Pueblo han establecido que elPCBC es ilegal.

Acciones de incidencia

Entre 1999 y el 2000, cuando las corpora-ciones y el gobierno presionaban por el rápidoinicio del proyecto, las organizaciones indíge-nas presentaron un recurso de oposición a laconcesión ante la Superintendencia deHidrocarburos, argumentando la violación delConvenio 169, el mismo que fue aceptadoabriendo un nuevo escenario de negociaciónque condujo al reconocimiento y cumplimien-to parcial del Convenio 169.



En coordinación con ONGs interna-cionales se presionó sobre OPIC y el gobiernonorteamericano para cambiar la ruta del gaso-ducto. Las corporaciones, condicionadas porOPIC, crearon una fundación ilegal (FCBC)junto con ONGs ambientalistas, a través de lacual buscan “verdear el proyecto” y ejercenfuerte presión sobre los políticos locales y lascomunidades para que acepten sus términos,logrando iniciar la construcción.

En junio del año 2001, el Fondo Mundialde la Naturaleza (WWF-UK) realizó unaevaluación independiente sobre el impactodel gasoducto detectando serias deficienciaspara la posible implementación del Plan deConservación (PCBC), concluyendo que hanaumentado los conflictos socio ambientalesy que las actividades de las corporacionesconstituyen un serio riesgo para la sostenibi-lidad del bosque y las poblaciones indígenas.El gasoducto Lateral Cuiabá promovido porOPIC, ENRON y SHELL como “un proyec-to de desarrollo sustentable” se ha convertidoen un proyecto empobrecedor que atentacontra los derechos de las comunidades afec-tadas y condena a las generaciones actuales yfuturas a vivir en un ambiente degradado yen condiciones indignas.

Ante la prepotencia de las corporaciones,que amenazan y buscan dividir a las organiza-ciones locales, y ante la escasa disposición delEstado boliviano para hacer cumplir la Ley,la población local multiplica las acciones deresistencia a través de tomas de campamentosy maquinarias, bloqueos de caminos y parosde actividades. La evidente violación de losderechos indígenas denunciada por CPESC yOICH determinó que la Defensora del Pueblo

emitiera dos recomendaciones a la PrefecturaDepartamental y al Ministerio de DesarrolloSostenible. El Consejo Departamental deSanta Cruz declaró ilegal al PCBC y negó laPersonería Jurídica solicitada por la fundaciónde ENRON y SHELL, esta decisión adminis-trativa “inhabilita a la FCBC para realizarconvenios, manejo de fondos y actividades decualquier naturaleza en Bolivia”. Por otraparte el Ministerio de Desarrollo Sostenibleen atención a las denuncias y acciones asumi-das por comunidades indígenas que habitanen el área afectada y por los comités cívicosde la Chiquitanía, ha resuelto amonestar a lailegal FCBC, conminándola a abstenerse derealizar actividades, convenios, acuerdos uotro tipo de acciones mientras no regularice susituación legal y respete las leyes y derechosde los bolivianos.

En septiembre del 2001, el bloque cívicochiquitano que reúne a las organizaciones delos principales pueblos realizan un “paro cívi-co de tres días en las cinco provincias chiqui-tanas” exigiendo la expulsión de la FCBC y laauditoría ambiental del Gasoducto.

En diciembre de ese año parlamentariosde Santa Cruz, junto con las organizacionesindígenas y campesinas presentaron unaquerella legal en la Fiscalía del Distrito, encontra las corporaciones ENRON y SHELLpor incumplimiento del Estudio deEvaluación de Impactos Ambientales(EEIA) que no logró mitigar los impactos decorto plazo y no incluyó soluciones a losimpactos de largo plazo.

Ante las serias sospechas de corrupción ymalversación de los recursos financieros, la



Contraloría de la República inició una inves-tigación sobre la legalidad de los contratos yconvenios suscritos por la supuesta fun-dación de conservación con diversos orga-nismos públicos.

En junio de 2002, las organizacionesindígenas y los comités cívicos provincialespresentaron dos demandas legales exigiendola realización de la Auditoría Ambiental anteel Ministerio de Desarrollo Sostenible.

Durante el 2002, aprovechando el escán-dalo provocado por la quiebra de ENRON serealizaron dos reportajes con periodistasnorteamericanos que se publicaron en elWashington Post y Latin American Trade,éstos permitieron reabrir el debate sobreCuiabá en ámbitos nacionales como interna-cionales, actualmente el caso es referenciainternacional en la Campaña ENRONITIS porla Reforma para la Transparencia Corporativaen los Estados Unidos y en la CampañaMundial para la Reforma de las Agencias deCrédito a la Exportación (ECA-Watch).

En septiembre de 2002, en el marco de laAlianza Amazónica (coalición internacionalde ONG’s y OI’s), se realizó una visita deintercambio internacional entre las comu-nidades afectadas por los gasoductos deCuiabá (Bolivia), Camisea (Perú) y Urucú(Brasil). Producto de ello las organizacionesindígenas han verificado graves irregulari-dades en la construcción del gasoductoCuiabá, descubriendo intereses comunes entrelas multinacionales ENRON y SHELL y elPresidente Sánchez de Lozada, quien siendopropietario de la Mina de Oro “Don Mario”,ubicado en el corazón del Bosque Chiquitano,

es el más beneficiado del gasoducto Cuiabá,puesto que en su Mina se instaló gas “domici-liario” para las operaciones.

La destrucción del BosqueChiquitano y el gasoducto privado del presidente Sánchez de Lozada

El reporte de las comunidades indígenasverifica que no existe control del derecho devía del gasoducto lo que facilita la biopi-ratería, la penetración de personas pararealizar caza ilegal e irracional de fauna sil-vestre, depredación y extracción indiscrimi-nada de madera, introducción de ganado porel derecho de vía del gasoducto, rehabi-litación de las actividades de la Mina DonMario de propiedad del Presidente Sánchezde Lozada, y avasallamiento de territoriospor la ilegal y cuestionada Fundación para laConservación del Bosque Chiquitano, crea-da por las trasnacionales ENRON y SHELL.

La existencia de plantas marchitadas enel derecho de vía como consecuencia deltotal fracaso del plan de revegetación yregeneración natural comprometido por laempresa, hacen presumir incendios fores- tales y ocasionar accidentes de propor-ciones en el área impactada, toda vez que seha observado fuego en varios tramos delderecho de vía ocasionada por actividadesde chaqueo. Esta inseguridad se ve agrava-da por el hundimiento del terraplén delgasoducto con erosión del suelo en variostramos y la inseguridad absoluta de haberconstruído el gasoducto a 100 mts delaeropuerto de San Matías sin ningún tipo deresguardo.



Otros impactos verificados son la des-trucción de lagunas y fuentes de agua,incumplimiento de las transnacionales con elPlan de Desarrollo Indígena, especialmentecon la entrega de títulos de tierras y conve-nios firmados con las comunidades. Lasupuesta Fundación para la Conservación delBosque Chiquitano, creada por ENRON ySHELL en asociación con ONGs denuncia-das como biopiratas sigue funcionando ycreando conflictos sociales en la zona, pro-moviendo convenios ilegales con entidadespúblicas, incumpliendo resoluciones del go-bierno departamental y nacional, que hacencaso omiso a las resoluciones de la Defensoradel Pueblo.

Lo más grave de los impactos es el des-cubrimiento de la construcción de un gaso-ducto privado de 5 km. conectado al gaso-ducto Cuiabá, construido en secreto a be-neficio de la “Mina don Mario” depropiedad del Presidente Gonzalo Sánchezde Lozada. Así mismo se ha verificado laexistencia de una válvula de gas preinstala-da por ENRON y SHELL durante la cons-trucción del gasoducto, la que no estabacontemplada en el EEIA; esto demuestra la

falta de transparencia de las transnacionalesy de la propia Mina Don Mario, toda vez quela intención de construir el gasoducto priva-do existía previamente y eso jamás fueinformado al pueblo de Bolivia. Las mejorasde caminos y la provisión de gas para el fun-cionamiento, también prohibidas en elEEIA, han facilitado que la Mina Don Mariosea reactivada, y provoque graves impactossobre el patrimonio turístico y de la biodi-versidad en el Área Protegida de San Matíasy el Pantanal Boliviano, provocando cuan-tiosos perjuicios a la economía de las pobla-ciones locales.

Estas irregularidades demuestran que lasmultinacionales petroleras, favorecidas conel proceso de “capitalización” impulsadaspor el actual Presidente Sánchez de Lozada,no sólo evaden impuestos ante el fisconacional. Tampoco se responsabilizan porlos graves impactos sociales ambientalesocasionados por sus operaciones, que aten-tan contra los derechos socioambientales delos bolivianos y en particular con las pobla-ciones originarias que habitan en las áreasdonde realizan sus operaciones, destruyendola sostenibilidad, cuyo costo es incalculable.



Durante los últimos meses el país hasoportado con indignación, especialmentedurante los últimos días del gobierno anteriory principios del actual, una campaña abiertapara enajenar uno de nuestros últimos recur-sos naturales: el gas. Los propulsores de laventa de este recurso disfrazan su actitud fun-cional a las empresas y asociadas a través deun chantaje al pueblo boliviano con el argu-mento de que “si no se decide ahora la ventadel gas más adelante nadie lo va a comprar”

En el presente artículo antes de iniciar elanálisis de esa campaña, se resumen algunasde las denuncias sobre la forma y las inten-ciones del saqueo que se pretende hacer conla venta del gas, las cuales han sido amplia-mente fundamentadas por importantesacadémicos e investigadores.

Ha quedado, por demás, demostrado quela modificación porcentual en la nueva Ley deHidrocarburos ha generado enormes pérdidasal Estado al disminuir la contribución imposi-tiva de las empresas petroleras desde un 50%con la antigua Ley de Hidrocarburos a un 18%con la nueva ley, con una pérdida neta del32%. Esta disminución porcentual junto a laclasificación de campos nuevos y antiguos, haoriginado hasta la fecha cuantiosas pérdidaspara la economía del país. La clasificación decampos nuevos ha constituído una forma

dolosa de apropiación de los recursos hidro-carburíferos iniciada en el proceso de capita-lización con las leyes que para ello se fueronpromulgando. A través de ellas las empresaspetroleras se han apropiado de los camposgasíferos más grandes del país descubiertospor YPFB, sin haber realizado inversión algu-na, ni en prospección ni exploración. A travésde esta “pequeña concesión para atraer lainversión” plasmada por el actual gobierno ensu anterior gestión, aproximadamente el 95por ciento de los campos fueron declaradoscomo nuevos a pesar de su descubrimientohace más de dos décadas atrás por la empresaestatal. El “enorme trabajo o las grandesinversiones” que realizaron las petroleras fuecontratar empresas internacionales para la cer-tificación de los volúmenes existentes en loscampos previamente descubiertos por YPFB,con lo cual quedó certificada la enajenación.

También se ha demostrado que los argu-mentos del anterior gobierno y de Pacific LNGpara justificar el puerto de salida para laexportación de gas, se encuentran sobredimen-sionados (en un monto aproximado a los 7.500millones de dólares cuando el precio real seriade 4.500 millones de dólares), con la clara inten-ción de que rebajar el precio del gas (entre 0,70o incluso 0,50 centavos de dólar). Más aún, seha demostrado, a través de un exhaustivo análi-sis, que los máximos ingresos que obtendría

Elementos de la CampañaGubernamental para Regalar el Gas

Gabriel Herbas *

* Presidente del FOBOMADE (Foro Boliviano del Medioambiente y Desarrollo). Extractado de la revista Artículo Primero N° 12 deCEJIS “Gas para todos los Bolivianos”, publicado en marzo de 2003.



Bolivia con los precios señalados (0,70 centavosde dólar) por la exportación de gas (no de crudoo líquidos) con el Proyecto Pacific LNG,cualquiera sea el puerto de salida, apenas alcan-zarían en el mejor de los casos a generar 50 millones de dólares anuales de ingresos y no asílos más de 350 millones de dólares propagan-dizados por los interesados en la exportación.

Un rápido cálculo de la incidencia quetendrían los 50 millones de dólares en la vidacotidiana de cada uno de los bolivianos per-mite ver que estos apenas alcanzarían a 0,11centavos de boliviano diario (6.25 dólaresanuales), lo que significa menos del valor deun pan o el equivalente al de una fotocopia.

Por otro lado, también, ha quedadodemostrado que las inversiones que esteproyecto realizaría dentro el territorio nacionalno sobrepasarían los 1.000 millones de dólares,bajo la característica de ser intensiva en capital(equipos, maquinaria y ductos) y pobre en eluso de mano de obra local. El grueso de lasinversiones, dadas las características delproyecto, se realizarían en el puerto deexportación que se elija.

Una última denuncia del Comité deDefensa del Patrimonio Nacional, señala quedetrás de la exportación de gas a los EstadosUnidos de Norteamérica, se estaría urdiendouna oscura tramoya contra Bolivia, ya que elverdadero destino del gas sería el país vecinoChile, cuyas necesidades de energéticoscomienzan a incrementarse, agravadas por unadecreciente oferta de su tradicional abaste-cedor la Argentina. El análisis realizado y pu-blicado en diferentes medios de información1

se basa en cálculos coherentes sobre la futurademanda de gas de Chile coincidentes con elvolumen de exportación de gas que se pre-tende realizar de Bolivia.

Las implicancias económicas, al margende las consideraciones de orden históricoreivindicativo, son lapidarias para Bolivia,porque estaríamos entregando un recurso decarácter estratégico a un país que durante losúltimos años ha incurrido en una políticahegemónica en el continente. Sin embargo,el engaño económico seria mucho más graveaún porque no tiene el mismo costo trans-portar gas a EE UU que llevarlo a Chile. Loscostos son abismalmente diferentes (el gas a70 centavos de dólar el millar de pies cúbi-cos), por lo tanto detrás de este negociado sinlugar a dudas están clanes familiares, círcu-los políticos y otras estructuras de poder.

De darse esta situación Chile utilizaría elgas para una planta petroquímica, para gene-rar energía eléctrica y venderla a las empresasmineras que operan en Bolivia (mina SanCristóbal) y principalmente para satisfacer lademanda interna de combustibles.

¿Cuáles son los elementos nuevosque se introducen con la asuncióndel gobierno de Sánchez deLozada?

La política de la actual administración enel sector hidrocarburos no puede ser diferentea la que esgrimió el primer gobierno deGonzalo Sánchez de Lozada, en el que pre-cisamente se aprobó la Ley de Capitalizacióny la nueva Ley de Hidrocarburos, instrumen-

1 Pulso Nº 179 del 10 al 16 de enero del 2003



tos jurídicos que permitieron la entrega y ena-jenación de los recursos hidrocarburíferos enbeneficio de las empresas transnacionales. Porlo que se puede señalar que la política de“apertura a la Inversión Extranjera Directa enel Sector Hidrocarburos” va a continuar sinvariante alguna, y más bien este gobiernointentará concluir aquellas pequeñas tareascasi de detalle que el proceso de capitalizaciónhabía dejado olvidadas.

El gobierno de Sánchez de Lozada parecehaber comprendido que la “forma” en la quese estaba conduciendo la discusión de laventa del gas a los EE.UU por puertoschilenos, estaba a punto de inviabilizar unode los proyectos que los grupos de podernacionales habían acariciado en los últimosaños (no por tener proyectos propios o pers-pectivas autónomas si no por ser participesde algún beneficio colateral que dejarían lasgrandes empresas). La visible y nada ocultainclinación del gobierno de Jorge Quiroga aoptar por un puerto chileno había conducidoa un masivo rechazo de la opinión públicasobre el mismo. Para encarar mejor estas ta-reas y maquillar la apariencia del mismo, elgobierno de Gonzalo Sánchez de Lozadaintrodujo las siguientes modificaciones deforma, en el tratamiento público del tema:

Primero. Se impone como tarea centraldistraer a la opinión publica sobre la temáti-ca bajo la consigna de “desgasificar las rela-ciones bilaterales con Chile”. En otros térmi-nos, mantener el tema con perfil bajo, mejo-rar la imagen de las relaciones chileno - boli-vianas (olvidar la salida al mar y firmaracuerdos de libre comercio).

Segundo. Nombra como ministro a unempresario para mostrarle al pueblo boli-viano que en el tema del gas se va a negociardesde el punto de vista enteramente empre-sarial y no político “de igual a igual”. Poresta razón Illanes inicia su gestión señalandoque como “empresario no va a permitir quelas empresas transnacionales nos siganmamando”, como si no se tratara de unpolítico que ha sido partícipe de todo el pro-ceso de capitalización.

Tercero. Se encarga a una empresa con-sultora -de acuerdo a informaciones de pren-sa con muchos vicios en el proceso de li-citación- para revisar el proyecto deexportación de LNG, la misma que, con unainusual celeridad para una consultora, secompromete a entregar los estudios por eta-pas y al presente ya tiene un primer informesobre los aspectos técnicos del puerto. Hastael mes de febrero del 2003 esta consultoradebe entregar el conjunto de estudios sobrelos que tendrá que decidir el gobierno elpuerto escogido para la exportación.

Cuarto. El gobierno, a través de dife-rentes voceros, ha señalado que el pueblo nodecide nada y ha reiterado que va a tomar lasdecisiones sobre la venta del gas, a fines delmes de febrero, sin que a algún ciudadano lequede lugar a discusión.

La estrategia diseñada por el gobiernoapunta a que cuando la tensión baje y encan-dilando con algunas mejoras que se puedanintroducir para mostrar la bondad del nego-cio2 -por ejemplo, participación porcentualen el proceso de exportación de gas que

2 Situación a punto de ratificarse ver entrevista al Ministro Illanes, Pulso Nº 179 del 10 al 16 de enero del 2003



muestre que los bolivianos podríamos parti-cipar de algunos tramos de la cadena detransporte solo hasta el puerto, (según Illaneslos bolivianos no somos buenos o no cono-cemos de negocios de navegación marítima)es posible presionar al pueblo para queacepte estas condiciones.

Todo el análisis conduce a visualizar queel negocio del gas es un tema definido conPacific LNG -concesiones más, concesionesmenos, incluyendo unos cuantos centavos demejoría en el precio- la tendencia de los gru-pos de poder es que el gas salga por Chile. Siesta opción, a pesar de todas las mejoras quepueda introducir Illanes no encandila alpueblo boliviano, el gobierno y Pacific LNGpodrían aceptar a regañadientes la salida porel Perú. Sin embargo, de darse esta opción,sin duda alguna volverían a aprovecharsepara retirar aquellas “concesiones gene-rosas” y penalizar más bien con algunos cen-tavos el precio del gas dramatizando los ele-vados costos.

Precisamente estos son los peligrososvericuetos a los que de manera bastantehábil nos están conduciendo los burócratasdel gobierno: a aceptar de antemano laventa de gas y que en última instancia losbolivianos sólo podamos discutir el puertode salida y no las condiciones ni el carác-ter estratégico de este recurso para la vidanacional.

Cualquiera sea el caso, ya sea eleccióndel puerto o que el gas se quede en Chile,para los bolivianos sigue siendo un saqueode los recursos naturales a cambio de casiningún beneficio.

Las acciones del movimiento social

Las movilizaciones sociales inicialmentecayeron peligrosamente en la dualidad de optarpor la discusión de un puerto de salida, sinmayores reflexiones y su apego a la historiaseñaló que el gas debía exportarse por el Perú.Sin embargo, esta peligrosa tendencia paulati-namente fue abandonada para luego optar porposiciones más definidas y coherentes: granparte de las organizaciones sociales en Boliviase pronunciaron por un rechazo a la venta delgas por cualquier puerto, reflejando de estemodo un proceso de transformación interna.

Es importante señalar que después de unmomento de claridad algunos sectores popu-lares vuelven a sumirse en un mar de con-fusión a partir de posiciones parlamentariasque apuestan al todo o nada cuando planteanrevertir primero el proceso de capitalización.No se objeta la justeza de plantear la revisiónde todo el proceso de capitalización sino laforma aislada en la que se la hace. Es posiblerevisar el conjunto del proceso de capitali-zación sólo si las acciones parlamentariasestán acompañadas por un fuerte proceso demovilización popular. Mientras tanto tendráque plantearse una estrategia de acumulaciónde fuerzas a través de batallas posibles de serganadas. En esta perspectiva deberíanplantearse tres aspectos centrales en torno ala defensa de los hidrocarburos:

Primero. Una tenaz oposición a la ventadel gas, bajo un planteamiento unitario capazde aglutinar al conjunto del pueblo boli-viano, coordinando acciones que vayan asumar todas las fuerzas del campo social.



Segundo. Una inmediata revisión de lacomposición tributaria en las leyes, con unamodificación de la actual Ley de Hidrocarburosregresando al sistema anterior que es del 50%de regalías para las regiones y el Estado.

Tercero. La reversión al Estado de todosaquellos campos que de forma tramposafueron apropiados por las empresas petroleras.

Cuarto. La refundación de YPFB, parala recuperación y administración de todosaquellos campos que le fueron arrebatadosal Estado.

¿Cuál es el verdadero significadodel gas para los bolivianos?

De salirse con la suya sobre la venta del gassea cual fuere el puerto, la oligarquía boliviana,los grupos de poder y el entorno presidencial,los ingresos provenientes del mismo de ningu-na manera sobrepasarían los 50 millones dedólares, que entre otras cosas, no alcanzarían nipara el pago del servicio de la deuda externa,más aún si el déficit fiscal se acrecienta en elpaís alcanzando niveles que superen los 600millones de dólares. La venta del gas segura-mente saneará las cuentas de algunosburócratas del Estado, pero desde ningún puntovista podrá sacar adelante al país.

El sólo planteamiento abierto de los pre-cios de negociación con Pacific LNG (0,70centavos de dólar) ha ocasionado enormesdaños al país ya que uno de los principalesmercados para el gas, el Brasil, ha pedidouna rebaja oficial en el precio del gas. En unareunión de carácter ministerial el tan “duroministro Illanes” habría aceptado de ante-

mano la rebaja de 0,41 centavos de dólar pormillar de pies cúbicos, lo que llevaría al paísa una pérdida de 15 millones de dólaresanuales y una disminución total en los 20años de 300 millones de dólares.

Por otro lado, si los bolivianos optamospor la opción de utilizar el gas para su trans-formación, como energía eléctrica o comocombustible líquido, estamos frente a la posi-bilidad de generar más de 600 millones dedólares anuales que aún son todavía, insufi-cientes para superar los umbrales de la pobrezao generar las condiciones de desarrollo.

El gas es uno de los últimos recursosque le quedan al país con posibilidades degenerar condiciones de desarrollo, por lamagnitud de recursos que encierra en sutransformación. Si se adopta una buenadecisión, podrá servir para apalancar recur-sos que paulatinamente se vuelquen al sec-tor productivo, de lo contrario estaremoscondenando al país a su inviabilidad o alabandono, tal como ocurre con muchospaíses en el continente africano.

¿Cuál es el beneficio para las regiones productoras?

Partiendo del cálculo obtenido de 50 millones de dólares como el total de regalíaspor exportación de gas del proyecto LNG, deéstos le corresponderían al Departamento deTarija 30.5 millones y 19.5 al TGN incluyen-do el 1% para los Departamentos menosdesarrollados. En una distribución internadentro el Departamento, la Provincia GranChaco se quedaría con el 45% (convenio fir-mado en diciembre 2002) o sea 13.7 mil-



lones de dólares para los tres Municipios(Caraparí, Villa Montes y Yacuiba). Si elreparto es igualitario alcanzaría apenas a 4,5millones de dólares por municipio y el restodel Departamento se quedaría con 16.8 mi-llones.

Lo que en apariencia eran cientos de millones de dólares al ser desagregados semuestran como recursos absolutamente insu-ficientes para el desarrollo de una región queestá sacrificando sus recursos naturales norenovables. A esto hay que añadir las viejasprácticas de la burocracia estatal que en lugarde sumar a las regalías los otros ingresos porrecaudaciones del TGN que les correspon-den a las regiones, entregan como únicosingresos los que provienen de sus propiasregalías.

Se ha pretendido, desde instancias intere-sadas en este cuantioso negocio (empresaspetroleras, grupos económicos chilenos ybolivianos) generar contradicciones entre lasregiones productoras y el resto del país,mostrando supuestas oposiciones al desarro-llo de una región. Lo que debe entenderse detoda la discusión sobre la temática del gas noes que se esté pretendiendo restar el por-centaje de regalías que deben recibir lasregiones productoras, sino reflexionar cómoa través de este recurso, podría el país salirde la extrema pobreza en la que se debatehoy.

La exportación de gas y losimpactos al medio ambiente

Toda actividad extractiva de recursosnaturales genera impactos negativos en el

medio ambiente, más aún cuando se da enun contexto del modelo de economía delibre mercado, cuya condición primariarespecto a la actividad hidrocarburífera esde la más absoluta permisividad para elingreso de empresas petroleras sin res-tricción alguna y con una escasa o ningu-na fiscalización, inclusive en áreas prote-gidas.

Bolivia ya ha visto que con laexportación de gas al Brasil se han generadodaños irreversibles en varios ecosistemas(uno de ellos el bosque Chiquitano), enTierras Comunitarias de Origen, SitiosRAMSAR y otras áreas de abundante biodi-versidad. Uno de los impactos negativos másgrandes es la apertura del derecho de vía parael tendido de los ductos que se constituyenen carreteras y verdaderos ejes de penetración para la especulación yapropiación de tierras comunitarias y fiscalespor ganaderos y terratenientes.

Lo ocurrido con la minería debería ser elejemplo que nos guíe, ya que mientras losrecursos generados por la explotación de losrecursos mineralógicos han servido parapotenciar naciones, continentes y empresas,en Bolivia sólo han quedado pobreza ygigantescos pasivos ambientales. Hoy lasregiones, otrora poderosas por la posesión delas riquezas del subsuelo, constituyen loslugares más pobres del país.

Este trágico ejemplo debería mostrarnosque el “Boom Gasífero” no es más que unfalsa ilusión creada por mercaderes paraextraer lo más rápidamente posible nuestrosrecursos naturales.



¿Gas para los bolivianos? El pre-cio del gas en el mercado interno

Resulta paradójico que Bolivia pretendavender su gas a menos de un dólar el millarde pies cúbicos, cuando en el mercado inter-no este producto alcanza precios de 5,5dólares el millar de pies cúbicos para con-sumo doméstico y 4.5 para el consumo indus-trial en las principales ciudades. ¿Cuál es larazón para tal discriminación? ¿Será que loshabitantes del país son más ricos que los deotras regiones? ¿O es que los bolivianosdebemos subvencionar a las empresas petro-leras mientras esperan su oportunidad paravender el gas? Las respuestas a estas pregun-tas permiten ver que el país carece de políti-cas energéticas claras y definidas, no existen

estrategias de fomento industrial ni captaciónde inversiones a través de energéticos baratoscapaces de generar industrias competitivas.

Aunque los apologistas de la venta delgas señalen que con las reservas probadasque al momento tiene el país (o las empresaspetroleras), nos sobraría el gas para el con-sumo interno de los bolivianos, los preciosprohibitivos que tiene este energético dentrode Bolivia hacen que se ponga en duda unsupuesto consumo masivo interno. Se podríaseñalar que existe abundante gas para el con-sumo interno en números, pero en la realidadson escasos los sectores citadinos e industria-les que pueden usar este combustible con elque ocupamos el primer lugar en reservas delcontinente sudamericano.



-Los tarijeños demuestran despreciohacia los que emigran del occidente.Estudios y versiones lo evidencian.

En las paredes de las viviendas se escribeuna parte de la historia tarijeña cuyo final esincierto. El centro de la ciudad se llenó degraffitis de rechazo hacia la cultura colla, porser los principales opositores a la venta delgas e "invasores" de la tierra chapaca. En laperiferia también hay leyendas callejeras,que acusan al Comité pro intereses de Tarijade haberse vendido a Chile.

El presidente de la Asamblea Permanentede Derechos Humanos (APDH) de esedepartamento, Tamer Medina, denunció laexistencia de casos de personas que son víc-timas de amedrentamiento, acoso yhostigamiento permanente por no estar deacuerdo con la posición cívica tarijeña, quepromueve la venta de gas a través de unpuerto chileno y sin previo referendo.

Y es que ser oriundo del occidente delpaís es casi un delito en la capital de Tarija.Ese sentimiento racista, que ha llevado a laelaboración de estudios especializados sobreel choque cultural, se profundizó con lapolémica del comercio del gas y se agudizócon la férrea oposición, de sectores de lasociedad boliviana que viven en el occidente

del país, a la comercialización del energéti-co.

Pese a las evidencias, la dirigencia delComité pro intereses de Tarija negó laexistencia de un exacerbado regionalismoy odio hacia los inmigrantes en esa ciu-dad. Roberto Ruiz, presidente de la insti-tución cívica, explicó que dos corrientespolíticas enfrentadas, de extrema derechae izquierda, son las protagonistas de laconfrontación racial por la cultura y elgas.

"Por un lado, son de la derecha caverna-ria, que siempre plantearon políticas xenó-fobas y excluyentes; y del otro, es la genteaglutinada a la propuesta del Movimiento AlSocialismo (MAS), que tiene su centro deoperaciones en la oficina de DerechosHumanos de Tarija", acusó.

Tamer Medina, de la APDH, negó laacusación y relató el tormento que estáviviendo por no estar de acuerdo con la posi-ción cívica referente al gas.

Ante la representación nacional de laAPDH, denunció todas las agresiones delas que ha sido víctima. "Sintomáti-camente han muerto, envenenados, tres demis animales y, hace unos días, un grupo

Tarija: El Gas Exacerba elRacismo y Acaba con la Paz*

Guísela López R. Tarija 1

* Reportaje publicado en el periódico EL DEBER el 4 de noviembre de 20031 Periodista de EL DEBER.



de desconocidos atacó a mi hijo y le frac-turaron el tabique", relató el dirigente que,además, recibe frecuentes llamadas tele-fónicas de desconocidos que amenazan asu familia.

Medina dio cuenta de otros hechos quese registraron en Derechos Humanos, referi-dos a amedrentamientos. Citó los casos deperiodistas de dos radioemisoras (Inte-gración y Tarija), que recibieron llamadastelefónicas a través de las cuales les ame-nazaron e insultaron por no responder al li-neamiento cívico.

A juicio de Medina, la posición delComité Cívico tarijeño tiene el respaldo de lageneralidad de los medios de comunicación."Hay una campaña mediática orquestada porla dirigencia cívica", sostuvo. Esa acusacióntambién fue rechazada por Roberto Ruiz.

Otra evidencia clara de la crisis sociocul-tural y del alterado regionalismo en Tarija, esuna campaña contra la discriminación, ini-ciada por el Defensor del Pueblo.

Durante los días de la crisis social queafectó a todo el país (en la primera quincenade octubre), Tarija no estuvo al margen. Unaguerra sicológica cundió en la sociedad yatizó el sentimiento racista hacia los inmi-grantes de occidente. "En algunos medios decomunicación llegaron a informar que unayllu potosino estaba viniendo a invadirtierras tarijeñas y que era necesario que loschapacos defiendan su territorio", denuncióel presidente de la APDH. Este dato no pudoser confirmado por carecer de grabaciones dedicha publicación.

Así como Derechos Humanos, otrasinstituciones también se oponen a la posturacívica, como el barrio Luis Espinal, con unos3.500 habitantes. En la lista se anotan laPlataforma por la vida, organizaciones dealbañiles libres, trabajadores constructores,entre otros que no comparten la ponenciacívica.

El caso del barrio Luis Espinal, habitadopor tarijeños y "norteños" (así les llaman alos migrantes del occidente), es una organi-zación vecinal que forma parte de laFederación de Juntas Vecinales (Fejuve),institución que respalda la posición cívica;sin embargo, tiene una posición divergente ala de su entidad matriz.

El comunicador social Sergio Lea Plaza,autor de un estudio sobre el impacto de lainmigración de occidentales en Tarija, estáconvencido de la existencia de una corrienteregionalista radical en su ciudad. "Algunosgrupos, amplificados por los medios de comu-nicación, han estado dibujando un discursoregionalista y racista contra los migrantes,diciendo que ellos traen la suciedad, lapobreza, la delincuencia, el comercio informaly desordenan las calles", precisó.

Las versiones coinciden. Tarija estáviviendo un impacto sociocultural quecomenzó a mediados de la década de los 80,cuando llegaron los primeros migrantes, sali-dos de los centros mineros cuyas fuentes detrabajo fueron cerradas (la relocalización delos mineros en 1985).

En esos años, los relocalizados emi-grantes formaron el barrio "Minero", que



ahora se denomina Villa Fátima y que ya nosólo alberga a ex mineros, también vivenchapacos que emigraron de las provincias.

El fenómeno de migración se acrecentóen los dos últimos años, especialmente este2003, con el "boom del gas". Paceños, poto-sinos y chuquisaqueños, de clase humilde,ven en Tarija una esperanza de mejor vida ycon esa ilusión se aventuran a incursionar entierra chapaca.

Hay instituciones tarijeñas que calculanque unas 10 familias occidentales llegandiariamente a esa capital; pero el dato nopuede ser acorde con la realidad, segúnSergio Lea Plaza, porque significaría uncrecimiento migratorio de 18% anual, por-centaje que el estudioso considera irreal.

De todas maneras, ninguna institución hamedido con precisión los porcentajes migra-torios últimamente. El dato del InstitutoNacional de Estadística es que la migraciónanual, hacia ese departamento, llega al 5%.

Hay "dos Tarijas", una dechapacos y la otra de emigrantesde occidente

Todo comenzó con una hipótesis que alfinal se la comprobó con un estudio socio-cultural. En los últimos años, en Tarija sehan construido dos ciudades: una de tarijeñosoriundos y otra de inmigrantes occidentales.

El estudio "Tarija en los imaginariosurbanos", financiado por el Programa deInvestigación Estratégica en Bolivia (PIEB)y otras instituciones, muestra los cambios

acelerados que ha sufrido esa ciudadimpactada por la alta presencia de emi-grantes occidentales.

Uno de los investigadores de este estu-dio, Sergio Lea Plaza, explicó que a través dela investigación que hicieron, establecieronque los tarijeños y los migrantes cons-truyeron dos ciudades completamente distin-tas en los últimos años.

"Cada ciudad es como si estuvieraestablecida en terrenos topográficos comple-tamente distintos", explicó, dando cuentaque una (la del centro y de los oriundos deTarija) goza de la naturaleza y la otra fueestablecida sobre terreno erosionado. La ciu-dad tiene sus límites imaginarios que dividena las "dos Tarijas".

Una campaña contra ladiscriminación

Un afiche que muestra los rostros de unamujer originaria del Chaco tarijeño, de unachola paceña, de un campesino potosino, deun tarijeño de la ciudad, entre otros, intentareflejar la diversidad cultural boliviana.

Se trata de una campaña contra la dis-criminación de raza, color y clase social enTarija, iniciada por la oficina del Defensordel Pueblo, como consecuencia del encendi-do sentimiento "anticolla" que reluce en lacapital chapaca.

"En Tarija existen actitudes discriminato-rias contra quienes no son de la cultura tari-jeña", explicó la representante de esta insti-tución, Mariel Paz.



La abogada admitió que ese fenómenose acrecentó en la sociedad tarijeña con eltema del comercio del gas, que atrajo a unmayor número de inmigrantes occiden-tales. Sin embargo, Mariel Paz considerainjusto que se estigmatice a Tarija comola ciudad más discriminadora del país."La discriminación por razón de clase,origen y cultura, es una situación evidenteen todas las ciudades del país", argumen-tó.

Según explicó Paz, la campaña pretendeabrir un debate sobre esta problemáticasocial y, posteriormente, "abrir el corazón, lainteligencia, solidaridad y los brazos a otrasculturas que no son tarijeñas".

También habrá un ciclo de cine sobre laintolerancia y discriminación; un coloquiocultural sobre inmigración, con expositoresextranjeros y bolivianos; además de un cer-tamen de ensayos referidos a esta temática.

CAPÍTULO 8

Gas y Geopolítica

Guisela López - Gildo Angulo - Walter Guevara Anaya - Álvaro Jordán

FFAA Temen Invasión Chilena

Proyecto Pacífico - LNG(Exportación de Gas Natural a Norteamérica)

La Salida al Mar es por Arica: Perú Tiene la Carta Ganadora del Puerto

El Gas, ¿Para Quién?



- Los militares no deliberan por manda-to constitucional, pero utilizaron alConsejo de Seguridad y Defensa Nacionalpara expresar oposición a la salida del gaspor Chile. Los pasivos también los repre-sentan.

La oposición de las Fuerzas Armadas(FF.AA.), cuyos miembros de forma anóni-ma han amenazado con impedir, mediantelas armas, la salida del gas por un puertochileno, tiene sustento técnico, económico ehistórico. Pero ante todo y en base a unanálisis geopolítico, advierten sobre los ries-gos para Bolivia de volver a ser víctima deuna invasión chilena. Esta vez por el gas.

El Centro de Diplomado de AltosEstudios Nacionales, conformado por unos4.000 militares en servicio pasivo y unos10.000 civiles en todo el país, en diciembredel año pasado analizó el tema técnica ehistóricamente y resolvió recomendar algobierno boliviano que descarte la opciónde cualquier puerto chileno porque la activi-dad industrial que se generará en la regiónnorte del vecino país, terminaría potencian-do esa zona y los riesgos de que se repita lahistoria de 1879 son reales.

Pero no se trata del único organismo quese ha dirigido al gobierno con este tipo deadvertencia. En 2002, el Consejo deSeguridad y Defensa Nacional (Cosdena),

organismo creado mediante decreto supre-mo para prestar asesoramiento de alto nivelal Estado boliviano e integrado por elmismo Presidente de la República, cincoministros de Estado (de Defensa, deGobierno, de Relaciones Exteriores, deHacienda y de Transportes y Comunica-ciones) y el Alto Mando militar (los coman-dantes generales de las Fuerzas Armandas,Aérea y Naval), le recomendaron formal-mente al entonces presidente Jorge QuirogaRamírez que rechace la opción chilena paraexportar gas. Ese documento se mantuvo enestricta reserva y su contenido nunca fuehecho público.

Con algunas enmiendas, esa posición deCosdena fue enviada nuevamente al actualpresidente Gonzalo Sánchez de Lozada,quien lo sigue manteniendo en secreto.

"La oposición del Consejo de Seguridady Defensa se basa fundamentalmente en unestudio geoestratégico que advierte los ries-gos para la soberanía nacional", explicó elgeneral José Ernesto Ayoroa Argandoña,militar en servicio pasivo que ha participadoactivamente de los análisis realizados en elCentro de Diplomados de Altos EstudiosNacionales.

"Los pueblos que no leen su historiaestán condenados a repetirla. El impuesto de1879, sobre el salitre, ocasionó la mutilación

FF.AA. Temen Invasión Chilena*

Guísela López R.1

* Artículo Publicado en “EL DEBER” el 23 de marzo de 20031 Periodista de “EL DEBER”



de Bolivia. Volver a otorgarles la posibili-dad de que en estas condiciones geopolíti-cas, tengan algún daño en un ducto y diganque los bolivianos estamos saboteando, ter-minaríamos siendo víctimas nuevamente deun atropello histórico propiciado por la faltade sentimiento nacional de los gobernantes",insistió el militar.

Si bien las FF.AA., por mandato consti-tucional, no deliberan y están vetados deemitir criterio referente al tema marítimo yel puerto mediante el cual Bolivia exportarásu gas, a través del documento de Cosdena,definieron una posición oficial adversa acualquier relacionamiento con Chile por elgas boliviano.

Ese documento, guardado con el rótulode "clasificado" por los últimos dos gobier-nos, también ha servido de eje para la dura yfirme posición del Centro Cívico Bolivia,integrado por militares en servicio pasivo yprofesionales civiles, quienes han profun-dizado los estudios y análisis referentes alcaso.

"Las FF.AA. de la nación no tienen li-bertad para deliberar, pero tienen sus orga-nismos de expresión con referencia a mane-jar los temas de las políticas de seguridadnacional y ese organismo es Cosdena",expresó el general Vito Ramírez, presidentedel Centro Cívico Bolivia, institución crea-da en 1984. El militar advierte que el nego-cio de Pacific LNG, dueña del proyecto deventa de gas a Estados Unidos, no estáorientado al mercado norteamericano, sinoal chileno. "A Pacific LNG, no le convienebajo ninguna circunstancia entregar el gas a

Estados Unidos a estos precios, ellosquieren el mercado de Chile", reiteró.

Esta organización, que junto a otrascoordinan la redacción de un documento derechazo a un puerto marítimo para el gasboliviano, en ocasión del 23 de marzo,donde sostienen que el mercado querequiere con mayor urgencia del gas boli-viano no es California (Estados Unidos),sino Chile, que actualmente consume 17millones de m3 por día, de los cuales el 82%es provisto por Argentina a través de cincogasoductos. Como las reservas de gas deArgentina se agotarán en 17 años, es claroque Chile requerirá gas boliviano y por ello,en el proyecto formulado por el gobierno deBolivia, en julio de 2002, se contempla laposibilidad de que se exporte entre 10 y 15millones de m3 por día en el año 2010.

"Este proyecto (LNG), con el pretextodel mercado estadounidense, apunta a bene-ficiarse del costo bajo del gas en boca depozo para maximizar retornos económicos alas transnacionales (Pacific LNG)", sostieneel documento del Centro Cívico Bolivia,cuyos miembros analizaron diversosinformes y dedujeron que el consorcioPacific LNG y Sempra Energy, sólamenteestán tomando en cuenta criterios de máxi-mo retorno económico en el menor tiempo,sin tomar en cuenta las necesidades e intere-ses de los legítimos dueños del gas.

Las organizaciones cívico-militares quese oponen a la exportación de gas a EstadosUnidos y a la salida del energético por unpuerto chileno también han planteado pro-puestas alternativas para las grandes canti-



dades de reservas gasíferas que hay en elterritorio. Las propuestas pasan, primero,por la utilización del energético en el mer-cado interno y la industrialización del gas enel país para añadirle el valor agregado ymaximizar los beneficios económicos de losbolivianos, sin dejar a un lado una rentabili-dad adecuada y competitiva para los capi-tales extranjeros y nacionales. Consideranque, posteriormente, los excedentes de gas,deberán exportarse a Estados Unidos y aotros países, pero a precios equitativos y jus-tos.

Según estas organizaciones, el apro-vechamiento del gas debería pasar por laconstrucción de termoeléctricas cerca deVilla Montes, en Tarija, en Uyuni y enCalamarca; una planta en Tarija para la con-versión de gas a diesel; un gasoducto entreTarija-Tupiza-Uyuni; una planta de ferti-lizantes (nitrógeno, fósforo y potasio); unalínea de energía eléctrica Uyuni-mina SanCristóbal; un gasoducto Uyuni-Oruro; y unaplanta de plásticos en Oruro; entre otrosplanteamientos de inversión.

Hubo negociación "secreta"

Ahora no queda la menor duda de que eltema del puerto marítimo para sacar el gasboliviano y exportarlo fue debatido confi-dencialmente entre los gobiernos de Chile yBolivia.

Así lo confirmó a EL DEBER el cónsulde Chile, Edmundo Pérez Ioma. "Chile yBolivia han sostenido largas reuniones sobreel tema de la exportación de gas natural porun puerto chileno. Estas conversaciones han

sido reservadas y es el gobierno boliviano elque debe informar a la opinión pública deellas, siempre y cuando efectivamenteBolivia decida exportar su gas por un puer-to chileno", respondió el representantediplomático. No fue posible contactarse conel canciller boliviano, Carlos Saavedra, paraconsultarle al respecto.

Pérez Ioma dice que su país y Bolivia"tienen las economías más complementariasde Sudamérica". Afirma que los avanceslogrados con el Acuerdo deComplementación Económica no tienen quever con la exportación de gas boliviano.

Chile necesita el gas boliviano

Por Francesco Zaratti Sacchetti / Físico(UMSA)

Dividiré el análisis de los mercados parael gas natural boliviano en tres grupos, cadauno de ellos en la realidad actual y en lasperspectivas futuras: el mercado interno,que es muy reducido en comparación conlas reservas que tiene Bolivia; el mercadoregional, que es principalmente el Cono Sur(Brasil, Argentina y Chile); y el mercado deultramar.

El mercado regional es muy favorablepara Bolivia y el auge previsto para laexportación de gas natural a la región estáprevisto para la siguiente década.Estimativamente, ese mercado requerirácuatro veces más de lo que se piensa vendera Estados Unidos.



Actualmente Bolivia exporta gas a Brasily, en menor medida, a la Argentina. Elmonto total del gas natural comprometido esde 40 MMM3/d, lo que equivale a 0.5Tcf/año. Para los próximos 20 años estaríancomprometidos sólo 10.3 Tcf. Es lógico, portanto, examinar las perspectivas del mercadodel Cono Sur. Para eso analizamos las matri-ces energéticas de los principales países dela región, Brasil, Argentina y Chile.

Brasil tiene una fuerte dependencia de laenergía hidroeléctrica, seguida por loshidrocarburos líquidos, mientras que el gasnatural está rezagado.

La energía hidroeléctrica, si bien repre-senta una forma barata y renovable de pro-ducir electricidad, depende fuertemente delas lluvias y debido al cambio climático queafecta al planeta, los ciclos de lluvias se hanvuelto irregulares, obligando a racionar laenergía eléctrica y a diversificar las fuentesde generación.

Las previsiones de los expertos son queel consumo de gas de Brasil pasará de 122 a

269 MMm3/d en diez años, pero la pro-ducción interna del energético es insufi-ciente, de manera que la importación es ine-ludible.

Argentina, en cuanto a fuentes deenergía, es sin duda el país más "gasifica-do" del continente y depende del gas natu-ral casi en un 50% de su consumo energéti-co. Este hecho presupone una elevada pro-ducción y reservas ingentes, pero las reser-vas de Argentina tendrían una vida útil de17 años.

En Chile la matriz energética está domi-nada por los hidrocarburos líquidos, aunquemantiene un importante porcentaje de car-bón, con las consecuencias de contami-nación ambiental.

Chile tiene urgente necesidad de incre-mentar la tajada gasífera de su tortaenergética. El consumo se basa en laimportación de Argentina, cuyas reservastienen límites, por eso Chile deberá buscarfuentes alternativas para el gas que pasanprincipalmente por el de Bolivia.



Aspectos GeopolíticosGravitantes

Las características GeográficasBolivia Enclaustrada, obligada por Chile aforzoso encierro geográfico, está ubicadaen el centro de la América del Sur, lo quele confiere una peculiar posición geográ-fica desfavorable desde el punto de vistadel transporte a los puertos fluvio - marí-timos sobre el Pacífico y el Atlántico.

Por otro lado, Bolivia está contactadaperimetralmente a cinco países. Estaposición alejada de los océanos nosprovoca un handicap negativo en fun-ción de los costos de producción y loscostos para el transporte de cargas,debido a las grandes distancias arecorrer y a la falta de puertos propios.Sin embargo, estas características bienmiradas las cosas, nos asignan una posi-ción favorable de ventaja desde el puntode intercambio comercial interoceánico(Pacífico - Atlántico), en función de unahipotética consolidación de los aúnProyectos de Corredores de Transportede la Integración Suramericana Este -Oeste y Norte - Sur.

La ubicación de los Campos de GasNatural en el extremo sur del país,

hacen del departamento de Tarija elHinterland boliviano de riquezaHidrocarburifera Esta PotencialidadEnergética junto a los comentarios ante-riores, hacen que Bolivia sea un paísgeopolíticamente en desventaja.

Los requerimientos del ProyectoPacífico - LNG para facilitar laexportación de gas al mercadonorteamericano, exigen facilidades einfraestructura de alta tecnología con-tigua a una terminal portuaria sobre elPacífico (Chile o Perú) para licuificar elgas natural y comprimirlo criogénica-mente para su transferencia a buquesmetaneros y su transporte al mercadocomprador en ultramar.

Lo anterior y la ubicación del Depar-tamento de Tarija plantea dos salidas delgas boliviano vía gasoducto a un puertoen territorio chileno o peruano.

A pesar de la menor distancia (aprox. 200km. menos) de una terminal en la costa deChile con relación al Puerto de ILO(Perú) la alternativa portuaria en Chilepresenta dificultades para su construcciónpor la inevitable transposición de tres (3)Cordilleras de alta montaña (Cordillerasde Tarija Oriental y Occidental) cuyo

Proyecto Pacífico - LNG(Exportación de Gas Natural a Norteamérica)**

Gildo Angulo1

* Extractado de la revista Artículo Primero N° 12 de CEJIS “Gas para todos los Bolivianos”, publicado en marzo de 2003.1 Ing. Geodesta-Hidrólogo Diplomado en Altos Estudios Nacionales. Miembro del Comité de Defensa del Patrimonio Nacional. ExPresidente del CDAEN. Militar con grado de C almte.



efecto orográfico incide en un mayor costodel tendido del gasoducto. Por otro lado,este gasoducto atravesaría regiones por elextremo Sur de Potosí carentes deinfraestructura, sin población y con altopotencial turístico. Esta característicageográfica y poblacional constituye en lapráctica una injustificada desventaja paraBolivia, es un desperdicio de las capaci-dades del Proyecto.

El gasoducto por el sur potosino es unaextrema debilidad por los vastísimos vacíoseconómicos y poblacionales de la frontera,marginales y aislados, territorios a los quedebemos preservar de los riesgos de quedardisgregados del territorio nacional comoresultado de la penetración chilena.

El extremo Sur de Potosí es un áreacrítica desprovista de medios y serviciospara desarrollar un gasoducto a un puertochileno, que se traduce en costos adi-cionales debido al efecto orográfico. Lopropio ocurre con la economía de transportemarítimo por la mayor distancia de nave-gación desde un puerto chileno con respec-to de ILO (750 km. dos días más de nave-gación ida y vuelta).

La vía Tarija - Chuquisaca - Potosí -Oruro - La Paz - Ilo fortalece cualquierenfoque inteligente de gran visión defuturo, al pasar el gasoducto por los polosde desarrollo de cinco grandes regionesdensamente pobladas que abarcan unaextensa área de influencia física y deoportunidades convirtiéndola en un granespacio geopolítico de afianzamiento dela Integración Binacional.

Este trazado confiere a Bolivia un mejorpoder de negociación, con un país con elque no tenemos problemas pendientes ysomos más amigos, y que además, haofertado a Bolivia públicamente en cali-dad de cesión tres (3) puertos: Callaopara nuestro comercio exterior, Ilo(Enersur) para la transferencia del gaslicuificado al mercado norteamericano(proyecto Pacífico-LNG) y otro en estamisma ubicación para la pesca comercial,además de otros emprendimientos bina-cionales.

La propuesta peruana es determinanteclara y conveniente, sin condicionamien-tos por 99 años (renovables) con plenaautonomía administrativa y operativabajo la legislación boliviana (1100 hec-táreas). En nuestra opinión, y cuandocorresponda tratar el tema portuario elpuerto de Ilo sería la solución al ProyectoPacífico - LNG, porque confiere aBolivia un sistema de integración ener-getica por cinco polos de desarrollo,completando la matriz energética nacio-nal con el sistema interconectadonacional (SIN) que es el sistema de trans-misión eléctrica instalado por la EmpresaNacional de Electricidad ENDE S. A.

Esta alternativa confiere potencialidadesy ventajas estimables en Transformacióny Desarrollo antes que en dinero a favorde Bolivia, es un discernimientointeligente que va más allá de argumen-tos técnicos y económicos, ¡Es pensaren Bolivia! ¡es pensar nuestro futuro! ¡Espensar en la utilización múltiple del gasempezando por casa!.



La servidumbre de puertos chilenosdespués de la Guerra del Pacífico apesar de los tratados siempre fue con-flictiva, por las inusitadas unilaterali-dades que siempre han echado por tierrala reciprocidad y los compromisos conBolivia.

La transferencia a través de puertoschilenos de recursos estratégicos como el gasnatural codiciado por Chile, es un alto riesgopara la seguridad y defensa nacional. Lacreación de un polo de desarrollo en territo-rio chileno en base al gas boliviano, no sóloes una servidumbre al Proyecto deExportación a Norteamérica, sino es comoentregar la llave del gas a chile, es comoanexar Bolivia a este país, es como llevar lospozos de gas a su territorio. Bolivia no podrácontrolar nunca el uso múltiple del gas enbeneficio de la economía y bienestar deChile, incluyendo la exportación del gasboliviano y la venta de energía a otros paísesincluyendo el nuestro.

La exportación por Perú tiene menosriesgo político - militar, por la estabilidadde las relaciones con Bolivia y la no exis-tencia de problemas aún sin resolver; encambio con Chile existen muchos proble-mas primarios que resolver, como elminado contra personas en la frontera, eldesvío de las aguas del Río Lauca y delRío Mauri y el uso arbitrario de las aguasde las vertientes del Silala. Pero más quetodo, debemos en la medida de lo posi-ble, no abstraernos de la apetencia chile-na por nuestros recursos mineros, hídri-cos y otros en la frontera, y sobretodo, nodebemos despertar oportunidades a la

generosidad y predilección de nativosalineados con los intereses chilenos. ElProyecto Pacífico - LNG por el proce-dimiento “inapropiado” al que ha sidosometido y los inaceptables términos pre-contractuales, es una flagrante supe-ditación de los intereses públicosnacionales a los intereses de personas,camarillas, gobiernos, partidos corruptosy empresas transnacionales.

Las pretensiones chilenas de dominar lafrontera Sur - Occidental de Bolivia, tuvosu origen en la Guerra del Pacífico(1879) con la conquista bélica del Litoralboliviano. Esta guerra abrió a Chile laambición de un proyecto continental porla presencia de recursos-hidro-energéti-cos-mineros en la frontera, que se acre-cienta con la disponibilidad de gas natu-ral tierra adentro en Tarija. La ambiciónpor el gas boliviano es natural, al nodisponer Chile de este energético, pues loimporta de Argentina que sólo tienereservas para 10 a 12 años más.

El gas geopolíticamente confiere podereconómico al país que lo posee, un poderdisminuído al máximo por la aplicaciónde la Ley de Capitalización y de Hidro-carburos que transfiere a título gratuito eldominio y administración del recurso aempresas transnacionales.

La Geopolítica Chilena y su Política enmateria de seguridad nacional, sostieneque: “El desarrollo económico implica ydebe estar protegido por el robustecimien-to militar, pues la debilidad de este atrae lacodicia extranjera”.



Este es un concepto de la evoluciónhistórica de la Defensa Nacional. Otroconcepto chileno es que: “Las FuerzasArmadas de Chile son un complejoorgánico de hombres y armas paradefender el desarrollo económico y cul-tural del país” “Su accionar en el exteriorimplica la guerra y esta sola eventualidadconstituye su razón de ser y la perdura-bilidad de su futura existencia”. Chile esuna potencia militar en América.

Estas definiciones debieran ser asimiladasy compartidas en “cierto modo” por Bolivia,sobre todo en lo concerniente alpotenciamiento militar escaso o nulo ennuestro caso.

La seguridad nacional está relacionadamuy estrechamente con el concepto desoberanía que es el “poder tácito de unanación para constituirse, gobernarse a símisma y ser considerada independiente-mente”.

El concepto de seguridad nacional, estárelacionado a aquellas medidas activas opasivas que debe tomar una nación paraprevenirse del peligro de su subyugaciónpor parte de otra. A la SeguridadNacional contribuyen todos los recursoshumanos, naturales, tecnológicos, políti-cos, economicos y otros, pero en primertermino, la habilidad de sus ciudadanospara explotarlos.

Nada de esto está en manos del Estado nide los bolivianos, gracias al fraude de la“capitalización”, debemos meditar ydesconfiar al hacer transacciones y trata-

dos con Chile, considerando además losreferentes históricos incumplidos unila-teralmente por este país en materia dereciprocidad y convivencia (falta de con-fiabilidad). La desconfianza, la falta decredibilidad será el común denominadorde lo que haga o deje de hacer el nuevogobierno.

Lo más aconsejable es no intentar nadaserio que comprometa nuestra soberaníacon Chile. Si bien es más razonablenegociar el tema portuario con el Perú,debe entenderse que este objetivo por elmomento no es prioritario. Este razo-namiento es oportuno toda vez que hastaahora, el Proyecto Pacífico - LNG no hasido evaluado en los términos naturales ysecuenciales que definan la convenienciao no del Proyecto. Al final de cuentas eltema portuario no nos debe conducir a unfalso debate antes de conocerse las venta-jas, potencialidades y capacidades delproyecto en pro del mejor beneficio paraBolivia y su aceptabilidad por el puebloboliviano a través de un referendum.

Constantes geopolíticas (un llamado a nuestras conciencias)

Nuestro enclaustramiento, un desafíoperentorio (forzoso encierro geográfico).

Ningún entendimiento ni reciprocidadcon Chile.

Conciencia de grandes pérdidas territoriales.

Inestabilidad política, desconfianza enlos gobiernos y el sometimiento de



éstos a los dictámenes inducidos desdefuera.

Grandes desigualdades sociales y cultu-rales.

La gran negación a la ciudadanía a par-ticipar de las grandes decisiones y nego-cios (unos cuantos burócratas nativos yextranjeros hablan y deciden pornosotros).

La invariable política chilena de DiegoPortales (1837) “Debemos dominarsiempre en el Pacífico”.

La emergencia de un Estado servil (con-secuencia del modelo neoliberal).

La histórica e indisimulada predilecciónpor Chile de líderes políticos y empresa-rios con fuertes intereses económicos eneste país.

La desaprensiva entrega de los ferro-carriles, nuestro principal modo de trans-porte masivo interoceánico.

Factores de fuerza

Máxima gravitación del gas natural enlos países de la Cuenca de la Plata, Chiley Perú.

El gran potencial gasífero permite elegirmercados.

Gran capacidad para proveer gas queinteresa al Brasil y otros países de laperiferia.

Sosegada urgencia para concretar merca-dos en ultramar.

Actuar como país y no como colonia estoes reaccionar con inteligencia.

El ensamble del Proyecto Pacífico - LNGcon el Perú es una realidad geopolíticaque puede contribuir a recuperar unacualidad marítima actualmente inexis-tente.

Los yacimientos de hidrocarburos(petróleo y gas) son de dominio directo,inalienable e imprescriptible del Estado(Art. 139 de la Constitución Políticadel Estado - Propiedad Estatal deHidrocarburos).

La opinión de las Fuerzas Armadas esdeterminante de acuerdo a su rol en lasgrandes decisiones que comprometen lasoberanía y el futuro de la nación.

Factores de debilidad

La premeditada manipulación de la infor-mación para distorsionar la buena fe y eldiscernimiento de la opinión públicanacional.

Vías de comercio exterior controladaspor países vecinos.

Poder global muy limitado.

El Proyecto LNG sólo confiere privi-legios a las transnacionales. Boliviasólo provee la materia prima. Lastransnacionales negocian, deciden e



imponen el precio del gas en boca depozo única expectativa para Bolivia enmateria de impuestos, regalías y par-ticipaciones.

La falta de sentimientos patrióticos degrupos, partidos y gobiernos.

Presiones de las transnacionales para quevendamos el gas a precios de regalo, alprecio que éstas quieren.

La vigencia de la Ley de Capitalización yla de Hidrocarburos es una traba queimpide a Bolivia decidir soberanamente(urge revisarlas totalmente).

El ominoso tratado de 1904 que confierea Chile el derecho perpetuo de dominiosobre nuestro Litoral.

La indiferencia de los gobiernos en lasolución de las agresiones de Chile aúnsin resolver como: la utilización de lasaguas de las vertientes del Silala, eldesvío y uso unilateral de las aguas de losríos Lauca y Mauri, el sembrado deminas de guerra antipersonales en nues-tra frontera y otras.

Conclusiones

A lo largo de la evaluación geopolíticadel Proyecto Pacífico - LNG, hemos queri-do analizar las características de nuestrasrelaciones con Chile en el más ampliomarco geográfico y el área de influenciaintegral del mismo con mentalidadgeopolítica, habiendo llegado a lassiguientes conclusiones:

La geografía y los recursos hidrocar-buríferos de Bolivia son y seguirán siendosino determinantes, por lo menos condi-cionantes de su progreso y transformación.

También surge del mismo análisis, que laeficacia y la inteligencia en elaprovechamiento del energético, seráninstrumentos definitivos en el escenariomayor del discernimiento geográfico ygeopolítico nacional con imaginación ygran visión de futuro.

El Proyecto Pacífico - LNG debe serestudiado con rigurosa seriedad, sin pos-turas irreconciliables, sin la interferenciade políticos, grupos, empresas, partidos yregiones, sin mezclar los intereses deéstas con los intereses públicos de laNación, sin prejuzgamientos, sin solu-ciones prefabricadas inexactas y cínicas,sin aferramientos al pasado, pero sí, conla mirada en el futuro, en el mundo quenos rodea, en los intereses que nosacosan, buscando conjugar todos estosfactores para satisfacer al máximo losintereses nacionales.

El Proyecto Pacífico - LNG por Chile, esun grave atentado a la economía y sobe-ranía nacional que conlleva un alto riesgopolítico - militar que es mejor no inten-tarlo, salvo a cambio de un acceso ypuerto soberanos a través de un tratadogarantizado por las NN.UU.

La geopolítica de Expansión Territorialde Chile a costa de Bolivia, ha sidoinvariable desde la Guerra del 79 hasta elpresente.



Como resultado de la Guerra de con-quista de 1879, Chile nos arrebató terri-torio y nuestro libre y soberano acceso alOcéano Pacífico.

Las demandas de Bolivia en cientos deveces nunca han sido atendidas porChile.

Chile ha impedido siempre la unión deBolivia y el Perú en beneficio de supotenciamiento militar y económico.

El ominoso tratado de 1904 condenó aBolivia a un enclaustramiento que subyu-ga los más elementales principios de libertad y justicia entre los pueblos.

Existe un bagaje histórico negativo paraBolivia que no debemos olvidar.

La consigna alrededor del Proyectoparece ser todos contra Bolivia y a favorde Chile, desahuciando la propuestaperuana y privilegiando la salida de nuestro gas por Chile a cambio de nada.Nada menos que tres expresidentes y uncandidato presidencial (Jorge Quiroga,Sánchez de Lozada, Jaime Paz Zamora yRonald Maclean), son los gestores de lapredilección por Chile y la división de lafamilia boliviana.

Nuestra reivindicación marítima y elproyecto Pacifico - LNG deben ir mano amano, son como el ser humano y su som-bra - son inseparables. Renunciar al prin-cipal interés marítimo nacional “La con-ciencia y vocación marítima” esinadmisible.

El negocio en los términos que hastaahora ha sido planteado, no sólo es unsimplismo, un estrecho criterio, sino unafalta de inteligencia que hace muchodaño a Bolivia. Nuestro país debe medi-tar y desconfiar de la desconocida mag-nanimidad de los gobiernos de Chile.

El Gas es un factor de fuerza llave quebien utilizado puede conferir a Boliviaventajas para su ReivindicaciónMarítima. El gas es la primera y últimaoportunidad para lograr nuestro objetivocon un puerto multipropósito para elProyecto Pacífico - LNG y el comercioexterior. Esta es la oferta de la propuestaperuana.

Conclusión general

Previamente al tratamiento del ProyectoPacifico-GNL, es definitivamente necesariorecuperar la soberanía de Bolivia sobre susrecursos hidrocarburíferos y restablecer elrol rector de Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos (YPFB) sometiendo arevisión inextensa las Leyes deCapitalización y de Hidrocarburos respon-sables de la enajenación a título gratuito deYPFB y nuestros recursos hidrocarburíferos.

En buenas cuentas, y bien miradas lascosas, formular una nueva Ley deHidrocarburos que rectifique y confieravigencia práctica la propiedad estatal dehidrocarburos, su aprovechamiento autó-nomo irrestricto y la inviolabilidad dePatrimonio Nacional concordantes con losartículos 137, 138, 139 y 140 de laConstitución Política del Estado (CPE).



El Proyecto Pacifico-GNL debe inde-fectiblemente esperar, no hay apuro paratratarlo desaprensivamente, no hay razónalguna para seguir empeorando la situaciónde usurpación y saqueo que vive el país,hasta que se ponga primero orden en casa,recuperando el dominio y control total sobreel Gas y el Petróleo, única solución parapreservar nuestra supervivencia como país ycomo nación.

Cumplido el desafío expuesto, posterior-mente recién será bueno exportar nuestroGas a la periferia y ultramar bajo condi-ciones más dignas y con mejores expectati-vas para la economía nacional.

Decidir hacer las cosas bajo la actual legislación colonial y el grotesco manipuleodel proyecto por propios y extraños, es darpábulo a una burda trama contra los interesesdel país, es sólo un suicidio, una tragedia quedebemos evitar sin pensarlo dos veces y sinque nos tiemble la mano.

El presente planteamiento tiene su origenen los desastrosos resultados de la

“capitalización” para Bolivia. No olvidemosque el Proyecto Pacífico - GNL, es sólo la con-tinuación y la consumación total de este fraude.

La elección de un puerto sobre elPacífico, ocupa un lugar posterior en lasecuencia natural de la evaluación de unproyecto de esta envergadura. Esta decisiónno debe ser el fruto de las imposiciones delmercado, de las transnacionales, ni de los“criollos” que presionan para favorecer ape-tencias privadas, confrontando los interesesde la economía extranjera con los interesespúblicos nacionales.

El Proyecto Pacífico - GNL y la elecciónde un puerto deben ser el resultado de unapolítica nacional que defina objetivos claros-no los objetivos improvisados de un gobier-noen función del interés nacional y de nues-tro enclaustramiento geográfico impuesto ala fuerza por Chile.

¡Los bolivianos no debemos olvidar queel Gas es nuestra primera y última oportu-nidad para adquirir cualidad marítima oreivindicar nuestro retorno al Pacífico!



Los inversionistas que piensan que las ven-tajas de escoger un puerto chileno para licuar yexportar gas boliviano son abrumadoras, olvi-dan un hecho fundamental. Con las cartas queBolivia tiene en este momento en la mano sepueden obtener dos puertos, uno para exportargas y otro para recuperar una salida soberana,útil e independiente al mar.

Los elementos básicos de esta nego-ciación son complejos, pero no secretos.Desde hace por lo menos 25 años esos ele-mentos han sido actualizados y difundidos enlibros y artículos de prensa. Si bien la cam-paña electoral no ha tocado en serio lacuestión del mar, tampoco ha politizado afondo la selección del puerto. Las tácticas dela negociación deben mantenerse en reserva,pero la estrategia debe ser motivo de unamplio consenso nacional.

Hoy existe la suficiente libertad de expre-sión como para discutir el tema abierta-mente. El tiempo urge, pero alcanza paraencaminar la formación del consensorequerido. Ya no hay una dictadura despista-da definiendo a oscuras nuestras opcionescon Chile. El elemento nuevo es el gas. Estaes la primera de muchas mercancías que lospaíses de la costa del Atlántico deSudamérica necesitan exportar por puertosadecuados del Pacífico.

La exportación de gas boliviano es unnegocio marginal para el Perú o Chile. Noasí para Bolivia. Tampoco para el norte deChile y el sur del Perú. Aparte de su valoreconómico, el gas tiene un inestimable valordiplomático para reordenar las relacionesentre estos tres países. El hecho mismo deque Bolivia tiene tantas dificultades enescoger un puerto para licuar y embarcar gasmuestra que no está resuelto el problema desu acceso al mar, y que existen problemaspendientes que pueden ser motivo de inesta-bilidad futura en el Cono Sur.

Aparte de las facilidades técnicas, comer-ciales y económicas de Mejillones, quepesan decisivamente en el ánimo de losrepresentantes locales de los inversionistas,deben sopesarse las ofertas de un accesosoberano a un puerto útil e independientesobre el Océano Pacífico. No tiene sentidoaceptar un enclave para licuar y embarcargas, si a cambio de esta aceptación no sepuede acceder de manera independiente ysoberana a un puerto comercial útil cercanoo lejano a esa área.

Todavía hay mucha gente que confundeel puerto para embarcar gas licuado con elpuerto útil al que Bolivia debe tener accesosoberano. El gas natural licuado no seembarca desde el muelle de un puerto

La Salida al Mar es por Arica:Perú Tiene la Carta Ganadora del Puerto*

Walter Guevara Anaya 1

* * Extractado de la revista Artículo Primero N° 12 de CEJIS “Gaspara todos los Bolivianos”, publicado en marzo de 2003.

1 Especialista en temas de política internacional



comercial. Se lo bombea por un ducto queempieza en una planta de licuefacción y llegaa barcos anclados a cierta distancia de lacosta apoyándose en soportes especialesenterrados bajo el mar. Esta instalaciónrequiere de la cercanía de un puerto comer-cial solamente para su construcción y man-tenimiento. Bolivia no debe confundir unembarcadero de gas natural licuado con unpuerto de uso comercial múltiple.

“Recuperar la cualidad marítima deBolivia” significa tener acceso libre por uncorredor propio a un puerto útil e indepen-diente sobre el Océano Pacífico. Así entendi-da, la plena recuperación de la cualidadmarítima boliviana significaría obtenersoberanía boliviana sobre tres cosas: 1) elárea de licuar y embarcar el gas, 2) el puertocomercial vecino a esta área y 3) el tramo deacceso desde Bolivia al uno y al otro. Dadala relativamente menor importancia delnegocio del gas para Chile y el Perú, no sepuede exigir todo esto.

El requisito mínimo que se debe cumpliren esta negociación es el de contar con unacceso soberano hasta un área de la costa queesté próxima a un puerto comercial útil. Sise cumple con este requisito mínimo, puedeo no contarse con soberanía sobre el área delicuar y embarcar gas. Se puede o no com-partir soberanía sobre el puerto comercial deuso general, o acordar que Naciones Unidaslo administre como un área trinacional.

Si Bolivia sabe negociar con Chile la ubi-cación de las instalaciones para licuar yembarcar gas a cambio del requisito mínimode un acceso soberano a un puerto útil e

independiente, todas las demás condicionesde esas instalaciones son más fácilmentenegociables.

Los países de los que depende la salida almar de Bolivia son Chile y el Perú. Llama laatención que Bolivia, la parte más interesadaen el tema, es la primera que olvida queArica tiene un puerto comercial y un entornoque sirven para cumplir propósitos múlti-ples:

1. Espacios próximos al Puerto de Aricapara montar facilidades de licuar yembarcar gas, facilidades que no puedencoincidir con el puerto útil por seguridady espacio.

2. Puerto comercial de Arica, el único puer-to útil e independiente al que Boliviapuede llegar por un corredor soberano alo largo de la frontera actual entre Chiley Perú.

3. Salida de un corredor boliviano que seextendería a lo largo de la actual fronteraentre Chile y Perú y se bifurcaría al áreade procesar el gas y al Puerto de Arica.

4. Necesidad local de agua dulce, que seproduce como subproducto abundante delicuar el gas, así como de dinamizar laeconomía del deprimido extremo nortede Chile.

Por supuesto que con suficiente voluntadpolítica, el Perú también puede desarrollar elpuerto de Ilo hasta que se aproxime a lasventajas actuales de Arica. Desde hace untiempo Ilo es tan accesible como Arica por



un excelente camino asfaltado que parte deLa Paz. Lo que Ilo no tiene es un puerto útilubicado exactamente al término de un corre-dor boliviano a lo largo de la actual fronteraentre Chile y Perú.

Lo anterior es un intento de resumir lapropuesta desarrollada desde otros puntos devista con mayor detalle en anteriores artícu-los. En este artículo se consideran algunasventajas para el Perú de hacer posible unasolución definitiva al enclaustramientogeográfico de Bolivia, cosa que pareceimposible excepto por Arica.

La Provincia, la Ciudad y el Puerto deArica están en territorio chileno, pero viven delas importaciones y exportaciones bolivianas.Por el protocolo originalmente secreto delTratado de 1929 suscrito entre Chile y Perú,Chile no puede otorgar a Bolivia un corredor alo largo de su frontera con el Perú sin obtenerel acuerdo explícito del Perú. Por estas razonesel futuro de Arica depende de los tres países.Está claro que la negociación de una salida almar por Arica debe comenzar por convencer alPerú que apruebe este arreglo.

Tal como lo hizo el 19 de noviembre de1976, el Perú tiene la opción de plantear aChile su participación en un área trinacionalque comprenda al Puerto de Arica. El áreatrinacional de Arica incluiría el sitio de laplanta de licuefacción e industrialización degas boliviano, cuyo emplazamiento debeestar a una cierta distancia del puerto comer-cial por razones de seguridad y espacio, ydebe abarcar las facilidades chilenas y peruanas del Puerto de Arica.

Sin duda que el Perú puede ser el princi-pal gestor, garante y beneficiario de laseguridad regional ampliada, precisamenteen el espíritu de la propuesta que le hizo aChile en 1976. Ningún puerto chileno sobreex territorios peruanos o bolivianos puedeofrecer seguridad a largo plazo a los paísesdel Cono Sur como lo haría un puerto trina-cional en Arica. Los países exportadores dela costa atlántica, así como los inversionistasextranjeros, necesitan garantizar su acceso apuertos seguros y confiables sobre el OcéanoPacífico.

La sugerencia peruana de crear un polode desarrollo económico compartido conChile y Bolivia en Arica, hecha a Chile en sucontrapropuesta de 1976, podría hacerserealidad con la explotación del gas boliviano,sacando el gas licuado a México y Californiay exportando sus derivados con valor agre-gado a los grandes mercados del Asia. Encaso de tener excedentes propios de gas, elPerú los podría licuar y exportar por elembarcadero de gas en Arica. De esto seencargarían los principios de economía deescala y de costo/beneficio.

El Tratado de 1929 le otorga al Perú unacondición muy privilegiada para negociarcon Chile y Bolivia todos los requisitos quefavorezcan sus intereses regionales ynacionales a partir de un uso intensivo delPuerto de Arica y del entorno donde selicuaría y embarcaría el gas. En virtud detratados suscritos con Chile, el Perú ya tienederecho al uso de este puerto. En uno de susespigones Chile construyó un almacén y loentregó al Perú.



Al Perú, como a Chile, le conviene exor-cizar los fantasmas de la Guerra del Pacífico.Esos fantasmas le sustraen recursos que soninvertidos en gastos militares. Pero lo funda-mental para el Perú contemporáneo es elderecho que tiene de compartir con Chile y

Bolivia los beneficios del desarrollo de Aricacomo un gran puerto de exportación delCono Sur.

Publicado en “La Estrella del Oriente”,en octubre de 2002



Objetivo de Sánchez.- El momento cul-minante de la política neoliberal promovidapor el actual presidente, que llevó a la entre-ga de las principales riquezas del puebloboliviano a las transnacionales, se acercarápidamente a su objetivo central, que es elnegociado del gas. Viene acompañado deterribles amenazas para la sociedad y susgeneraciones futuras, que por supuesto nadapuede importar a quien nos azota diaria-mente con su hablar extranjero.

Economía colonial.- No ha cambiadonada el compromiso de las elites dirigen-ciales que se sucedieron en el manejo de losintereses de la república, comparado con elcompromiso de los virreyes para con lonuestro, desde la época de la coloniaespañola. En forma ininterrumpida nuestraeconomía estuvo asentada en la entrega abajo costo de las materias primas a los cen-tros colonizadores que se han sucedido a lolargo de la historia. Se regaló a losespañoles la más grande riqueza de plataque hubo en la humanidad y sólo quedó lamiseria y los socavones de Potosí. Con laexportación de la quina y la goma termi-naron de desaparecer los pueblos origina-rios del llano y se enraizó la pobreza. Laexportación minera del altiplano nos dejó lasilicosis y más miseria. Finalmente el NeoVirrey se apronta para regalar nuestra últi-ma materia prima, el gas, lo que por un ladosignifica negar la esperanza de asegurar un

futuro digno a nuestros descendientes y porotro lado amenaza una vez más con la dis-gregación de la nación

Política del gas.- La presentación quehace el Gobierno, por intermedio delCanciller, de la política del gas es un insultoa la inteligencia del pueblo por lo superficialy ajeno a la verdad.

Suplantación de la discusión.- La dis-cusión central se refiere a la conveniencia ono de la venta del gas a los EEUU y no a laelección del puerto para la exportación. Lasuplantación del tema muestra la decisión yatomada de vender el gas al margen delinterés nacional. Interés que exige ser con-sultado mediante un referendo y no medianteconsultas de grupos seleccionados por elmismo gobierno. La consulta encargada a unsector de militares, de hecho es undesconocimiento a la majestad del pueblo,expresada democráticamente, propio deregímenes dictatoriales. El 77% del electora-do estuvo de acuerdo con las propuestas deintroducir las consultas mediante referendo,la industrialización del gas, la revisión de lapolítica privatizadora del MNR y laConstituyente. Si ahora el gobierno muestrauna mayoría en el Congreso, ésta se debeúnicamente a la corrupción de los partidos dela resucitada mega coalición, quienes hannegociado la aspiración ciudadana a cambiode pegas, lo que deslegitima cualquier medi-

El Gas, ¿Para Quién?*

Álvaro Jordán 1

1 Ingeniero Petroquímico. Consultor, ex-docente y ex-director de la Dirección Universitaria de Investigación de la Universidad AutónomaGabriel René Moreno



da del Gobierno al margen de la voluntaddemocrática.

Ingresos insignificantes.- El Canciller,haciendo gala de una gran liviandad yaprovechando la falta de información delpueblo, quiere impresionarlo afirmando quepor la venta del gas a los Estados Unidos deNorteamérica "en 20 años entre regalías yutilidades, este proyecto puede significaralrededor de 4.000 a 5.000 millones dedólares de ingreso para el Estado". Una ele-mental operación aritmética, que cualquiercolegial puede realizar, muestra que losingresos de Bolivia por este concepto estaránentre los 200 y 250 millones de dólares poraño, cantidad muy inferior a la que informóel Ministerio de Hacienda como el excedentegenerado por Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos para el año 1996 antes desu capitalización, que fue de 365,8 millonesde dólares y sin exportar el gas. Luego de lacapitalización este monto se redujo a ceropara el año 2001.

Sin embargo, según el estudio publicadoen "El Deber" el 30/07/03, los aportes de laexportación de gas a los EEUU, por concep-to de regalías y participaciones sólo serán de50 millones de US$ por año, durante 20años.

Gas para los EEUU.- El contrato deventa de gas a los EEUU es muy incierto y,si se llegara a concretar, sería a preciosirrisorios que imposibilitan definitivamenteuna operación seria.

En efecto, la información proporcionadapor el "Proyecto de Exportación de Gas

Natural al Mercado de California (EE.UU) yMéxico", julio de 2002, Ministerio deDesarrollo Económico y Ministerio deRelaciones Exteriores y Culto, permiteestablecer que no existe la menor posibilidadde generar utilidades exportando gas naturalde Tarija a los Estados Unidos. El BancoMundial estimó el costo de transporte/trans-formación, en 2.45 US$/Mcf, un precio enboca de pozo entre 1.05 y 1.55 US$/Mcf, entotal 3.5 y 4.0 US$/Mcf, cifra superior alprecio actual promedio de LNG importadopor los Estados Unidos.

El informe de la Deutsche Bank, mues-tra que los costos de entrega del LNGpuesto en Los Ángeles colocan a la PacificLNG, exportadora boliviana, en el novenolugar, en una larga lista de proyectos liga-dos al establecimiento de esta incierta ter-minal de LNG sobre la costa oeste deNorteamérica.

Si se concretara la venta del LNG aCalifornia, puesto que el precio internacionales el mismo para las ventas en el Brasil; porel elevado costo del transporte las ventas alos EEUU nos dejan un precio en boca depozo por debajo del 50% del precio en bocade pozo del gas vendido al Brasil. De estamanera se daría un argumento más al Brasilpara exigir una sustancial rebaja del preciode venta, hasta ese nivel, acogiéndose a loscompromisos que se apresta a suscribirBolivia con el ALCA.

Las grandes reservas de gas descubiertashan desencadenado una verdadera compe-tencia por el mercado del oeste norteameri-cano y ya han anunciado seis compañías su



intención de construir terminales en BajaCalifornia y México. La Marathon Oil Co yalogró el permiso del gobierno de Méxicopara instalar una planta de licuefacción ysuscribió un acuerdo de entendimiento parala compra de LNG por 20 años a Indonesia.

Gas para Chile.- Ante la imposibilidadde venta del gas a los EEUU, la Pacific LNGtiene previsto hacer el negocio con Chile. Elrechazo del pueblo y las Fuerzas ArmadasBolivianas obliga a que el Gobierno sosten-ga la venta irreal hacia los EEUU. Seentiende que una vez instalado el gaseoductohacia Chile ya no podrá haber ningunaresistencia en Bolivia para su venta a esepaís.

Esta alternativa se está trabajando desdeel 1991, año en que Chile presentó el primeranteproyecto de un gaseoducto Villamontes-Tocopilla- Antofagasta para la venta de 150a 200 MMcfd durante 30 a 40 años.

Los objetivos del proyecto eran:

a) Proveer de combustible limpio, barato ypermanente al norte de Chile y a susempresas mineras, además de la distribu-ción domiciliaria.

b) Construcción de una planta termoeléctri-ca generadora de 500 megavatios decapacidad en las ciudades de Tocopilla yAntofagasta.

c) Construcción de una planta de extracciónde licuables, es decir derivados del gas ypetroquímica.

d) Construcción de una planta desalinizado-ra de agua de mar, para consumohumano.

Este proyecto fue y aún es una necesidadVITAL para Chile, Aún más ahora, veamosporque:

Alcances a corto plazo:

a) Generación de empleos para chilenos.

b) Atracción de capitales al Norte.Generación de un polo de desarrollo.

Alcances a mediano plazo:

a) Generación de energía eléctrica.

b) Solución al problema de la crónica faltade agua en el norte chileno.

c) Provisión de energía a la minería chilena.

Alcances a largo plazo:

a) Chile dejaría de depender de las exporta-ciones de gas argentino (80% de lasnecesidades energéticas de Chile soncubiertas por la importación.)

b) Chile obtendría desarrollo y energía.

c) Quedaría cerrado el reclamo centenariopor una salida boliviana al mar.

Se debe mencionar también, las desven-tajas para Bolivia, desventajas que aúnprevalecen:



a) Bolivia seguiría en la condición deexportador de materia prima sin elaborar.

b) Los bolivianos pagamos $1.80 por millarde pies cúbicos de gas, Chile pagaría$1.00 por la misma cantidad. Boliviaestaría subvencionando a Chile.

c) De concretarse este peligroso proyecto,nos veríamos amarrados a un contrato,con mínimas ventajas, sin puerto sobera-no, sin valor agregado, sin fuentes de tra-bajo, sin polo de desarrollo y depen-dientes de su producción.

d) Siempre debemos ver, que cuando li-diamos con Chile, existe el peligro de unconflicto bélico.

En junio de 1994 YacimientosPetrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)(45%) firmó un Memorándum deEntendimiento para formar un consorcio conBHP de Australia (45%) y la EmpresaNacional de Petróleo de Chile (ENAP)(10%) para el estudio y desarrollo delproyecto de Exportación de Gas Natural alNorte de Chile. El proyecto, consideraba elemplazamiento de una tubería de 800 km delongitud, y 51 cm de diámetro.

En enero de 1995, las Fuerzas ArmadasBolivianas rechazaron el proyecto de tendidode tubería, hasta que Chile convenga eltratamiento del acceso soberano de Bolivia alOcéano Pacífico.

Chile quiere gas boliviano para sudesarrollo, busca la compra de las materiasprimas y recursos naturales bolivianos

(como el agua) para luego venderlos aBolivia con valor agregado. Varias empresasmultinacionales comenzaron a estudiar posi-bilidades del abastecimiento de agua y lacompra de gas para impulsar la industriapetroquímica y la exportación de energíaeléctrica. Estas compañías son casi las mis-mas que se han mostrado interesadas endesarrollar el megaproyecto de traslado delgas natural licuado desde Bolivia a los mer-cados de California y México.

El Proyecto Pacific LNG y la estrategiade empresas transnacionales para el controlde la generación y distribución energética enAmérica Latina es la oportunidad excep-cional, creada a partir de la idea inicial deexportar gas boliviano a Chile, está enmarca-do en un proceso de traspaso de recursosestratégicos (gas, petróleo, minerales metáli-cos) y de servicios públicos (energía eléctri-ca y de agua) en manos de empresas pri-vadas, generalmente transnacionales.

La producción chilena de gas natural,registró una disminución del 52% entre 1996y 2001. En 2001, el 82 % del consumo degas natural en Chile fue importado de laArgentina. El consumo se triplicó entre 1996y 2001. Pero las reservas de Argentina nogarantizan a largo plazo la demanda chilenade gas. Por este motivo el gas boliviano esindispensable para mantener en actividad suparque productivo.

Industrializar el gas para Bolivia.-Refiriéndose a la venta del gas a los EEUU,el Canciller eufórico declaraba: "Bolivia nopuede ni debe perder esta oportunidad.Hacerlo sería una verdadera catástrofe".



Toda la propaganda estatal está orientada aconseguir la aceptación de la venta del gas,no se dice nada de la creación de valor agre-gado y de fuentes de trabajo mediante laindustrialización del gas, y se desesperan enla defensa de la alternativa de interés extran-jero. Para ellos la gran preocupación está engarantizar la entrega de la materia prima alimperio transnacional y de la operación,algunos recursos frescos les caerán para man-tener la burocracia corrupta e insensible porotros cinco años más. Como contrapartenacional, el pueblo se da cuenta que norecibirá ningún beneficio de esta impresio-nante operación, por ello es que aspira apreservar esta riqueza hasta encontrar losrecursos requeridos para financiar la indus-trialización del gas que tanto necesitaBolivia.

Y como lo expresó un conocido políticoboliviano, las petroleras nos maman. Noestán dispuestas a pagar un precio justo enboca de pozo correlacionado de maneraapropiada con la lejanía o proximidad de losdestinos efectivos del gas natural, ni a pagar

los impuestos apropiados sobre este precio ysobre sus utilidades y no existe una informa-ción transparente acerca de los volúmenesexportados, de sus respectivos destinos y delas utilidades obtenidas.

Fuerzas Armadas.- El Consejo Supre-mo de Defensa Nacional, con representacióndel Ejército, la Fuerza Aérea y la FuerzaNaval, ya ha tomado posición respecto alproyecto de venta de gas promovido por elGobierno. Sostiene que la condición para queel gas pueda salir por Chile es elreconocimiento para Bolivia de una salidasoberana al Océano Pacífico. Posiciónpatriótica que el pueblo aplaude. Por otro ladoel Presidente de la República, "convencido"de que Bolivia debe exportar su gas natural alos mercados de EE.UU., incluso por un puer-to chileno dice ladinamente; encomendó a ofi-ciales de elite de las Fuerzas Armadas un estu-dio "académico" para determinar la conve-niencia o no de que el país venda dicho hidro-carburo. Situación peligrosa al plantear unasegunda posición y provocar la división den-tro de las mismas Fuerzas Armadas.

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