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T'inkazos. Revista Boliviana de Ciencias
Sociales
ISSN: 1990-7451
Programa de Investigación Estratégica en
Bolivia
Bolivia
Miranda, Carlos
Cincuenta años de legislación petrolera en Bolivia
T'inkazos. Revista Boliviana de Ciencias Sociales, núm. 18, mayo, 2005, pp. 9-30
Programa de Investigación Estratégica en Bolivia
La Paz, Bolivia
Disponible en: http://www.redalyc.org/articulo.oa?id=426141561002
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Cincuenta años de legislación petrolera en Bolivia
Carlos Miranda1
En medio siglo, el país ha contado con cinco leyes dehidrocarburos. Haciendo una abstracción de apasio-namientos políticos, señala el autor, todas buscaron,en su tiempo, establecer el verdadero potencial delpaís y conseguir importantes ingresos para Bolivia enun escenario competitivo.
La historia del petróleo boliviano abarca casi unsiglo, dado que el primer pozo productor fue per-forado en Cuevo, en 19132. De entonces a la fe-cha se han aprobado cinco diferentes leyes de hi-drocarburos. Revisando esa secuencia se puedeafirmar que todas ellas buscaron incrementar lasreservas de hidrocarburos. En ese recorrido se hatransitado por todo el espectro de la participaciónprivada en el sector, desde una apertura total has-ta el manejo exclusivo por el Estado, incluyendola convivencia pacífica de ambas modalidades.
VISIÓN GENERAL DE LA EVOLUCIÓN DEL SECTOR
La historia del desarrollo de nuestros hidrocarbu-ros se asemeja a una espiral expandida en el tiem-
po. La amplitud de los círculos de la espiral está asu vez dada por la magnitud de los recursos (re-servas y producción) involucrados. Se inicia conel descubrimiento de petróleo comercial en Ber-mejo. La espiral continúa con la confiscación (na-cionalización) de los activos y concesiones otor-gadas a Standard Oil y las pequeñas reservas des-cubiertas. La espiral se expande con el monopoliode facto del Estado por YPFB, a partir de 1937.La espiral toma un giro de mayor amplitud con laapertura al capital privado y la promulgación delCódigo del Petróleo en 1955, produciendo unacoexistencia Empresa estatal-Empresa privada.La espiral toma otro giro con la nacionalizaciónde Bolivian Gulf Oil Co. (BOGOC), involu-crando mayores reservas. Sigue con la Ley Gene-ral de Hidrocarburos, en 1972, volviendo al
1 Ingeniero Químico, Petrolero y de Petroquímica, formado en Estados Unidos e Inglaterra (Standford University, OxfordUniversity). Carlos Miranda fue Gerente en YPFB, Secretario Ejecutivo de OLADE, Ministro de Estado y Superintendente deHidrocarburos. Autor de varias publicaciones dentro y fuera del país, y columnista de periódicos nacionales sobre temas deenergía.
2 Miranda Pacheco, Carlos. “Del descubrimiento petrolífero a la explosión del gas”. En: Bolivia en el siglo XX. La Paz: HarvardClub de Bolivia, 1999.
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control estatal, y continúa con la Ley de Petró-leo de 1990. La espiral retoma un amplio movi-miento circular con la Ley de Hidrocarburos de1996 que provoca una apertura total a la inver-sión privada y el consiguiente descubrimiento delas actuales reservas. Al presente, la espiral estápor tomar otro giro con los proyectos de ley quese discuten y parecen adelantar un nuevo períodode coexistencia del YPFB remozado y las empre-sas presentes como consecuencia de la Ley 1689.
Un aspecto interesante es que la amplitud dela espiral está dictada por la magnitud de las re-servas y la naturaleza de las mismas (gas, petróleo,gas) que intervienen en la adopción y los cambiosde las legislaciones petroleras. Todo lo anterior sedesarrolla con el gran telón de fondo de la evolu-
ción de la industria en el resto del mundo, refleja-da en los montos de dinero involucrados en in-versión, producción, ventas y tributación.
Con esa visión general veamos la trayectoriaen políticas petroleras y leyes de hidrocarburos enlos últimos cincuenta años. El gráfico 1 ilustra laproducción anual de petróleo en toda nuestrahistoria petrolera, marcando los diferentes regí-menes legales.
PETRÓLEO DE CALIDAD EXCEPCIONAL
Potosí con la plata y Llallagua con el estaño im-pusieron en el mundo la imagen de Bolivia comouna región remota poseedora de emporios de
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Gráfico 1: Producción nacional de petróleo condensado
Fuente: YPFB, Informe Mensual Nov-Dic. 2004.
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recursos naturales. Bajo esa imagen comenzaronlas primeras actividades de prospección petrolera.Se buscaba un Maracaibo en los Andes. La ima-gen se desvaneció con los resultados de StandardOil y su legal confiscación. YPFB continuó desa-rrollando reservas que para dimensiones naciona-les fueron muy importantes como el autoabaste-cimiento logrado en 1954. A niveles mundialeslas producciones y reservas eran prácticamenteinsignificantes.
Los gobiernos de la Revolución Nacional(Paz Estenssoro-Siles Zuazo), conscientes queYPFB estaba llegando a su límite empresarial depoder generar recursos que permitan a Bolivia in-gresar a las grandes corrientes de comercio petro-lero y poder ser importante fuente de ingresos alfisco, recurren a la inversión privada y promulganel Código del Petróleo de 1955 que al haber sidofuertemente influenciado por un bufete nortea-mericano, fue bautizado informalmente como elCódigo Davenport.
Este Código, en un apretado resumen, esta-blecía las siguientes reglas para el sector:
a) El país fue dividido en un área de reserva paraYPFB y otra para la inversión privada.
b) En el área de reserva se permitía la asociaciónde YPFB con el capital privado, en términos aser negociados por YPFB.
c) En el área libre, las compañías podían obtenerconcesiones para el desarrollo exclusivo de susactividades.
d) Las concesiones eran otorgadas por cincuentaaños.
e) Las concesiones con producción comercialdebían tributar:
• Una regalía de 11% para la región pro-ductora.
• Un impuesto de 35% sobre utilidades.f ) El productor tenía libertad para la comerciali-
zación de su producción y gozaba de libera-ción de impuestos en todas sus importaciones.
g) Establecía el Factor de Agotamiento paraefectos tributarios3.
h) El concesionario podía construir sus propiosductos y refinerías.
i) Gozaba del libre cambio de la moneda.
El desarrollo mundial en el uso del petróleo,sobre todo en la industria automotriz después dela Segunda Guerra Mundial, había alcanzado ni-veles inimaginables en Bolivia. Este uso generóconsumos imprescindibles de lubricantes. Parasatisfacer esa necesidad, ciertos petróleos estabanidealmente calificados por su calidad y ese era elcaso del petróleo tipo Camiri que YPFB producíaen modestas cantidades.
Por lo anterior, Gulf Oil Corporation, en eseentonces la tercera compañía mundial de petró-leo, no sólo participó activamente en la redaccióndel Código del Petróleo sino que además vino alpaís con gran impulso y entusiasmo. Posterior-mente, otras empresas de menor orden comoAtlantic Richfield y Tenneco también se hicieronpresentes. Gulf en Bolivia creó una subsidiaria,Bolivian Gulf Oil Co., que asimilando las leccio-nes de Standard Oil4, antes de ingresar al país,cooperó en la gestión y financió la construccióndel oleoducto Sica Sica-Arica y las instalacionesportuarias que se utilizan hasta el presente. Ingre-só en el país primero con un contrato de asocia-ción con YPFB y después como concesionaria.
3 El Factor de Agotamiento otorgaba al operador un descuento de 27.5% de la producción para efectos tributarios.4 Standard Oil de New Jersey, después de los descubrimientos en Bermejo, Samaipata y Camiri, trató infructuosamente de cons-
truir un oleoducto por el extenso Chaco Boliviano hasta el Río Paraguay, frente a Asunción; y también buscó obtener el per-miso para conectar con la red argentina de oleoductos.
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LA PARADOJA: LOS BUSCADORES DE PETRÓLEO NOS VUELVEN GASÍFEROS
Los primeros años de BOGOC fueron una suce-sión de desilusiones y fracasos. La búsqueda deacumulaciones comerciales de petróleo tipo Ca-miri, bajo la modalidad de contrato de asociacióncon YPFB en el área que le fue reservada, resultóinfructuosa.
BOGOC abandonó la búsqueda en el áreatradicional de YPFB y se instaló en Santa Cruz,logrando descubrir en Caranda el mayor campopetrolero de nuestra historia con una reserva demás de 100 millones de barriles. Casi simultá-neamente descubrió los campos de Río Grandey Colpa.
La creciente producción petrolera de Caran-da justificó la prolongación del oleoducto Sica Si-ca hasta Caranda, habilitando el uso del oleoduc-to Sica Sica-Arica, que había estado inactivo pormás de 10 años, y logrando el ingreso de Boliviaal mercado internacional. Empero la crecienteproducción petrolera de BOGOC develó flaque-zas del Código del Petróleo que fueron enervadaspor la disminución constante de la producción deYPFB.
Las regalías de petróleo se convirtieron en uningreso fundamental para Santa Cruz, mientrasel TGN no recibía ingresos por el impuesto a uti-lidades por el factor de agotamiento que práctica-mente eliminaba este tributo.
Esta distorsión que recién se hizo notoria,coincidió e influyó en los dolorosos sucesos de laincursión de las milicias campesinas a SantaCruz provocadas por la necesidad del gobiernode poder asentar su autoridad, resistida bajo ellema de la defensa de las regalías. Esta incursión
creó un gran resentimiento de oriente hacia occi-dente, germen de la tendencia autonómica vi-gente a la fecha.
Logrado el desarrollo de Caranda, BOGOCinició la explotación de Río Grande y Colpa, e hi-zo evidente la capacidad de producción de gran-des volúmenes de gas. La aparición de importan-tes volúmenes de gas asociado a petróleo ligero,mostró otra gran falencia del Código del Petró-leo, que en todo su texto mencionaba la palabragas sólo tres veces. El gas no tributaba regalías ymenos impuestos, porque no existía a esa fechaningún mercado para este energético5.
La tercera compañía petrolera mundial queingresó al país segura de encontrar petróleo tipoCamiri en grandes cantidades, debía enfrentarsea la necesidad de hallar mercado para gas natural.
BOGOC, sigilosamente, planeó un gaso-ducto hasta Río de Janeiro, alternativa que fuerápidamente desechada porque no existía consu-mo de gas en Brasil y porque Petrobras se resistíaa introducir ese combustible al consumo nacio-nal brasileño.
Paso siguiente, BOGOC inició negociacio-nes con Gas del Estado. Argentina, en esa época,ya tenía un mercado maduro de gas y estaba urgi-da de provisión de este energético. En el norte ar-gentino la exploración por YPF había sido infruc-tuosa y se contaba con un consumo creciente in-satisfecho. Inclusive existía un gasoducto hastaBuenos Aires completamente subutilizado (Ga-soducto del Norte).
GASODUCTO A LA ARGENTINA Y NACIONALIZACIÓN DE BOGOC
BOGOC logró rápidamente firmar un contratode venta del gas de Colpa y Río Grande por
5 Por la falla en el Código del Petróleo se intentó infructuosamente elaborar un Código del Gas como legislación petroleraparalela.
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veinte años con Gas del Estado, gestiones quefueron acompañadas por la Dirección Generalde Petróleo de esa época. Ese contrato de ventarequería la construcción de un gasoducto en Bo-livia, desde Río Grande hasta Yacuiba para co-nectar con la red argentina de gasoductos.
La venta de gas y su transporte a la Argentinafueron, en primera instancia, otorgados comouna concesión al consorcio BOLSUR compuestopor BOGOC y William Brothers6. La concesiónotorgada mediante decreto supremo puso en evi-dencia otro vacío importante en el Código del Pe-tróleo, al haber sido una disposición al margendel mismo. Esta concesión fue resistida fuerte-mente por YPFB y la opinión pública. A los po-cos días fue anulada y se estableció por decreto lasociedad YPFB-BOGOC, denominada YABOG,a la que se dio una nueva concesión de venta ytransporte para hacer efectiva la venta de gas delos campos de BOGOC a Gas del Estado. Fuetambién una disposición legal al margen del Có-digo del Petróleo. La escasa tributación y la casicaptura del mercado argentino generaron rápida-mente un creciente sentimiento anti BOGOC yanti Código del Petróleo.
Ante el creciente rechazo al accionar de BO-GOC, la empresa intentó poner en práctica me-didas para paliar el clima adverso, donando gra-tuitamente 10 millones de pies cúbicos/día al de-partamento de Santa Cruz y proponiendo laprospección del Altiplano en sociedad conYPFB. La donación fue contraproducente por-que ese volumen tampoco tributaba regalías y laprospección del Altiplano fue interpretada comouna maniobra para ampliar las operaciones deBOGOC.
El clima de rechazo creció a un punto tal queen abril de 1968, por decreto supremo, se puso en
suspenso la aplicación del Código del Petróleo, yel 17 de octubre de 1969, con otro decreto supre-mo, el Estado nacionalizó las concesiones y acti-vos de BOGOC con el compromiso de indemni-zar las propiedades nacionalizadas.
ACUERDO INDEMNIZATORIO
La nacionalización de BOGOC constituyó el se-gundo acto del Estado boliviano de esta naturale-za. En esta oportunidad, sin embargo, no recibióel apoyo mayoritario de la población como en elprimero, realizado en 1937, con Standard Oil deNueva Jersey.
No obstante la resistencia pasiva, el acto fueconsumado en menos de 24 horas por la toma deposesión de las instalaciones de la empresa porpersonal de YPFB en una operación pacífica perode tipo militar por el sigilo y velocidad con que seoperó. En menos de 24 horas los campos y ofici-nas de BOGOC fueron ocupados militarmente yYPFB se hizo cargo del manejo de todas las insta-laciones.
BOGOC reaccionó rápidamente y logró im-plantar un bloqueo a la exportación de petróleomediante un embargo a los volúmenes que salie-ran del país. Asimismo la construcción del gaso-ducto a la Argentina fue paralizada a las pocas se-manas con la suspensión de pagos por las agenciasfinanciadoras, Banco Mundial y el N.Y. Com-mon Retirement Fund (Fondo de Pensiones delpersonal de Gulf Oil Corp.) y de envíos de mate-rial y cañería para el ducto.
El embargo obligó al cierre de pozos produc-tores para reducir la producción a volúmenes des-tinados al consumo interno y pequeñas cantida-des de exportación de petróleo a la Argentina queno acató el embargo. El gobierno se vio forzado a
6 William Brothers era una compañía constructora de ductos de gran prestigio nacional e internacional por haber construidoanteriormente en el país todos los oleoductos internos y además el oleoducto Sica Sica-Arica.
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efectuar transferencias de dinero a Santa Cruzcon cargo a regalías.
La presión internacional de otras agencias definanciamiento multilateral en rubros de la eco-nomía fue leve ante la promesa de una justa in-demnización. En igual forma, el Departamentode Estado de EEUU mantuvo una posición deprudente cautela. Las concesiones que AtlanticRichfield detentaba en el norte de Santa Cruzfueron caducadas, utilizando el Código del Pe-tróleo, sin ninguna resistencia.
Ante la ausencia de una legislación específicasobre el sector y estando el país gobernado por ungobierno de facto, el manejo de la industria fueconfiado a YPFB, así como la emisión de decretossupremos específicos. De esta forma el gobiernointentó establecer una compañía al margen deYPFB para el manejo de los campos nacionaliza-dos a BOGOC. Esta compañía, Camba S.A., es-tablecida con la participación de Hispan Oil deEspaña, fue descartada al no lograrse un acuerdosobre las condiciones de manejo de las operacio-nes. Inmediatamente después, el gobierno nacio-nal contrató los servicios de una compañía audi-tora francesa, Geopetrol S.A., para auditar los li-bros de BOGOC y establecer el monto indemni-zatorio. Concluida la auditoria, mediante el Mi-nisterio de Minas y Petróleo y YPFB, el gobiernoinició las negociaciones con Gulf Oil Corp. paraacordar el monto indemnizatorio y los términos ycondiciones de pago, así como la reanudación dela construcción del gasoducto a la Argentina. Pa-ralelamente renegoció el contrato de venta de gascon Gas del Estado postergando sin fecha el ini-cio de entregas originalmente acordada para ma-yo de 1970.
Las negociaciones para el pago de la indemni-zación y reanudación de la construcción del gaso-
ducto a la Argentina fueron concluidas en 1972.El pago de la indeminización fue acordado y lega-lizado mediante el D.S. 9381 de 10 de septiem-bre de 19727.
Conjuntamente con lo anterior se reanudó elfinanciamiento para el gasoducto con la inclu-sión del BID al grupo financiero inicial para cu-brir los sobrecostos de la obra por efecto de la na-cionalización.
Los acuerdos tejieron una complicada ycompleja trama de contratos aprobados me-diante decretos supremos que establecían mon-to y mecanismo de pagos a través de un sistemade fideicomiso con el First National City Bankde USA, el aval del Banco de la Nación Argenti-na, la transferencia de las acciones de BOGOCen YABOG a favor de YPFB, la suspensión delembargo a las exportaciones y la entrega de ma-teriales para el gasoducto. Se estableció a mayode 1972 como nueva fecha de inicio de entregasde gas a Gas del Estado.
Es importante hacer notar que la negocia-ción se realizó durante tres gobiernos de facto: eldel Gral. Alfredo Ovando Candia que nacionali-zó, el del Gral. Juan José Torres que realizó la au-ditoria, y el del Gral. Hugo Bánzer que inició yconcluyó las negociaciones directas con Gulf OilCorporation, Banco Mundial, BID y gobiernoargentino.
Por otro lado, también se debe tomar encuenta que la industria petrolera mundial estabasiendo objeto de grandes transformaciones. En eloriente medio los estados habían logrado limitarel accionar de las grandes petroleras mundiales,fortalecer sus empresas estatales e intervenir en elmanejo de los precios del petróleo a través de larecientemente creada Organización de Países Ex-portadores de Petróleo (OPEP).
7 El decreto supremo fue acordado con Gulf Oil Corp. y la aquiescencia del Departamento del Tesoro de EEUU. En el mismo selogró la aceptación de EE.UU. de un crédito para Gulf Oil Corp. por un impuesto de pago indemnizatorio que se le impuso.
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LEY GENERAL DE HIDROCARBUROS
Concluidos los arreglos indemnizatorios, conve-nios con los bancos y postergada la entrega de gasa mayo de 1972, rápidamente los campos nacio-nalizados retornaron a producción. De igual for-ma la construcción del gasoducto a la Argentinafue diligentemente reiniciada, concluyendo lasobras en abril de 1972.
Desde abril de 1969 hasta entonces el país nocontaba con una ley de hidrocarburos. Todo elaño 1971, una comisión integrada por profesio-nales bolivianos se abocó a la redacción de unanueva ley promulgada el 28 de marzo de 1972con el título de Ley General de Hidrocarburos8.
El nuevo instrumento legal fue concebido si-guiendo las condiciones imperantes en esa épocaen la industria petrolera global y sobre todo lati-noamericana. El objetivo central de la ley era con-tinuar explorando activamente en búsqueda demayores reservas de hidrocarburos con la partici-pación substancial de la inversión privada bajo laégida de YPFB. Es así que YPFB detentaba, deacuerdo a esa ley, el control total de la industria entransporte y comercialización.
Los aspectos relevantes de la Ley de Hidrocar-buros eran:
• Se reafirmaba la propiedad del Estado sobrelas reservas.
• Se eliminaba el concepto de concesión• Se introdujo la modalidad de los contratos de
operación, por los cuales el inversionista pri-vado recibe un área para invertir a su solo ries-go. En caso de éxito, la producción es entre-gada a YPFB y el contratista recibe una remu-neración en especie previamente acordada.
• Los impuestos anteriores representaban el to-tal de la tributación.
La nueva ley recibió el apoyo generalizado dela opinión pública nacional y una rápida y entu-siasta acogida de la comunidad internacional. Eraun instrumento legal moderno precedido de im-pecables credenciales: el país había reiniciado efi-cientemente la producción, el gasoducto a la Ar-gentina había sido concluido en el tiempo previs-to después de su interrupción y se estaba sirvien-do meticulosamente los pagos a la indemniza-ción, así como a los organismos financiadores.Por otro lado, la situación del país era estable sinmayores conflictos sociales o de otro tipo. La re-dacción de la ley era clara, moderna y sin ambi-güedades u otras cláusulas que la señalen comouna legislación de corta duración, pero asimismodejaba sentada la posibilidad de evolucionar en eldiseño e implantación de nuevas modalidades decontrato, como ser el Artículo 15 que permitía aYPFB contratos con modalidades convenidas enel respectivo contrato, diferentes a las de contra-tos de operación.
En el contexto internacional, los precios delpetróleo habían alcanzado niveles casi insospe-chados (más de $us.10/bbl.) por los conflictosárabe-israelitas. La OPEP se consolidó como elCártel de productores que podía imponer pre-cios mundiales del petróleo. El ambiente petro-lero mundial estaba todavía sobrecogido por elbloqueo al suministro de los países árabes delmedio oriente, y la actividad en el Mar del Nortese encontraba en su etapa inicial. Esto últimomotivó un rasgo importante recogido en el país,la obligación de perforar un pozo en cada parce-la del área seleccionada para desarrollo de uncampo. No fue inscrita en la ley, pero sí incorpo-
8 La Comisión que elaboró la Ley General de Hidrocarburos era multidisciplinaria; incluía a distinguidos abogados nacionales,ingenieros y economistas de YPFB.
Ricardo Perez Alcalá. “Jaime detrás de la noche”
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rada en todos los contratos suscritos al amparode esa ley.
Finalmente, por parte del Estado, la entidadnegociadora era YPFB que daba una impresiónde alto profesionalismo sin participación o intro-misión política regional o de otra índole. Los as-pectos reglamentarios fueron solucionados rápi-da y oportunamente por el ministerio del ramo através de la Dirección General de Hidrocarburosque también mostraba una solvencia técnica si-milar a la de YPFB.
La ley permitió el ingreso de más de 20 com-pañías. Las inversiones en exploración alcanza-ron niveles sin precedentes y se realizaron en todoel territorio nacional con la excepción del depar-tamento de Pando. El auge de actividad de lascompañías e inversiones se prolongó hasta 1978,lamentablemente sin que se lograran descubri-mientos importantes de reservas.
LEY DE 1990
La Ley General de Hidrocarburos permaneciósin modificaciones no obstante que el país transi-tó por varios regímenes de facto, el retorno a lademocracia representativa y gobiernos constitu-cionales (Banzer, Pereda Asbún, Padilla, GuevaraArze, Natusch, Gueiler, García Mesa, Torrelio,Vildoso, Siles, Paz Estenssoro, Paz Zamora).
La falta de descubrimientos importantes dereservas tanto por YPFB como por las contratistasde operación no pudo acompañar adecuadamen-te el incremento del consumo nacional. Ante estasituación, el gobierno de Jaime Paz Zamora pro-mulgó la Ley de Hidrocarburos 1494, el primerode noviembre de 1990.
La Ley de Hidrocarburos no modificó subs-tancialmente la Ley General de Hidrocarburos.Sí introdujo la figura de los contratos de asocia-ción y estipuló el pago de impuestos sobre utili-dades. Se mantuvo el impuesto de 19% presente
en la Ley General de Hidrocarburos que podía seracreditado contra impuestos.
Las innovaciones tributarias y los contratosde asociación resultaban atractivos para la inver-sión privada, por tanto, por un par de años, lanueva ley reanimó la inversión en el país y propi-ció la firma de más contratos de operación, cuyasestipulaciones eran similares a las de la Ley Gene-ral de Hidrocarburos. La acreditación del im-puesto de 19% a la producción contra las utilida-des favoreció a los resultados antes mencionados.La figura de contratos de asociación fue utilizadaen cuatro contratos suscritos con los compañíasPetrobras S.A. y YPF S.A.
Hasta el día de hoy no se ha podido establecerel efecto de la ley en los ingresos del Estado, resul-tado de la modificación de la Ley General de Hi-drocarburos, que introdujo la modalidad del con-trato de asociación, que estipulaba una primera fa-se como contrato de operación hasta el momentoen que se declaraba la comercialidad de un descu-brimiento. En este punto YPFB tenía la opción decontinuar con el contrato de operación o pasar a uncontrato de asociación, en el cual conformaba unaasociación con el descubridor del campo. Para la fe-cha de la promulgación de la Ley 1689, 30 de abrilde 1996, ninguna de las compañías que suscribióun contrato de asociación había llegado al momen-to de declarar comercialidad. Por tanto, ningúncontrato de asociación llegó a ser ejecutado.
LEY DE HIDROCARBUROS 1689
La Ley 1689, en vigencia, sustituye a la Ley 1194de 1990. Su conceptualización y redacción estáninscritas en el clima económico imperante en lasegunda década de los 90, resultado del consensode Washington que propugnaba el retiro del Es-tado como ente empresarial y la profundizacióndel manejo de las fuerzas del libre mercado, con-cordante con la globalización de la economía. Las
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líneas maestras para el manejo económico de lospaíses en desarrollo desataron una ola generaliza-da de privatización de las empresas estatales, sien-do la más notoria la de YPF-Argentina y la desa-parición de Gas del Estado y de Yacimientos Car-boníferos Fiscales en dicho país. En Bolivia, estastendencias fueron recogidas en los programas degobierno de las elecciones de 1993. La fuerza ga-nadora de dichas elecciones presentó una pro-puesta denominada Plan de Todos, que en su eje-cución representó un cambio radical del sistemaeconómico institucional en el país.
Con esos antecedentes, a partir de 1994comenzó la preparación de una nueva ley dehidrocarburos cuya redacción y aprobación en elCongreso demandó 21 meses. En ese tiempo seelaboraron más de 20 borradores y se celebraroncasi una decena de seminarios internacionales,con la asistencia de la mayoría de las más impor-tantes empresas petroleras del mundo. En senti-do extraoficial se buscó contar con las ideas detoda la industria. A medida que se avanzaba ensu redacción, se celebraban seminarios pararecoger observaciones y sugerencias. Se intentólograr que antes que la legislación entre envigencia ésta haya sido conocida en sus aspectosimportantes por el mercado, “market tested”.
La ley buscaba promover la inversión privadaen forma masiva, dirigida a encontrar y desarro-llar reservas de gas suficientes para cubrir conproducción nacional el contrato de venta alBrasil, ya celebrado ese año, y facilitar la inver-sión en la construcción del gasoducto a dichopaís. Asimismo, se buscaba mejorar aspectos téc-nicos de la ley vigente, con sistemas nuevoscomo la otorgación de áreas por licitación, un
tipo de contrato de adhesión con obligaciones deinversión por unidades de trabajo precuantifica-das y prevaloradas9 y la obligación de devolveráreas una vez declarada la comercialización de uncampo en el área original de contrato10.
Por otro lado, siguiendo la tónica de libremercado, además de las regalías ya consagradaspor las leyes anteriores, la tributación se realizasobre las utilidades previendo un sobre impuestopara grandes producciones. En general la Ley1689 era una legislación acorde con los tiemposeconómicos de su elaboración y promulgación,atractiva para la inversión extranjera y sobre todocompetitiva con las de los países vecinos (Argen-tina, Perú y Brasil) que también estaban revisan-do su legislación petrolera.
Más de una veintena de reglamentos fueronemitidos a corto plazo después de la emisión de laley, cubriendo aspectos operativos de la misma.Es necesario remarcar que el reglamento de trans-porte , en su Art. 9, inciso D, estipula que el trazode cualquier ducto debe ser aprobado por el go-bierno, permitiendo al Estado nacional dirigir ycontrolar el destino final de la producción.
La ley, coherente con el proceso de capitaliza-ción, replegó a YPFB del proceso exploratorio dedesarrollo de campos y construcción de ductos.El Estado retuvo en poder de YPFB las refinerías,plantas de engarrafado de GLP y el oleoducto dela frontera con Chile con su terminal marítima enArica. Esto último para mantener el espíritu denuestros reclamos marítimos y no ser acusado deobtener acceso al mar para que éste sea vendido aempresas privadas.
Asimismo, de acuerdo a los cambios produci-dos con la capitalización de otras empresas del Es-
9 Se denomina unidades de trabajo a las obligaciones del contratista para realizar ciertas labores (sísmica, perforación de pozosexploratorios, etc.). Un avance sobre la obligación de monto de inversiones.
10 Pozo por parcela. Aplicable cuando un campo es declarado comercial. En este punto el contratista puede retener un área quecubre el campo que casi siempre es menor al área del contrato. Si el contratista desea retener un área mayor a la mínima indis-pensable, deberá perforar un pozo en cada parcela (25.000 Ha), sino, devolverla a YPFB.
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tado, se implantó el sistema regulatorio, institu-yéndose la Superintendencia de Hidrocarburospara el control de la producción y la actividad,una vez que ésta ha salido de un campo produc-tor. El control y supervisión de la exploración yproducción continuó encomendado a YPFB.
El año 1999, las refinerías fueron privatiza-das. El año 2001, el Artículo 70 de la ley fue mo-dificado retirando a YPFB de la industrializaciónde los hidrocarburos. A su vez, un decreto supre-mo diluyó una parte de la obligación de devolu-ción de áreas (pozo por parcela). Finalmente, elaño 2002 se instituyó la creación de los comer-cializadores mayoristas.
La Ley 1689 especifica que la exploración y laproducción de hidrocarburos en el país deben es-tar a cargo de YPFB, institución que necesaria-mente celebrará los Contratos de Riesgo Com-partido con compañías privadas. De esta forma,la compañía realiza todas las inversiones a su ries-go. Una vez que obtenga la producción con el pa-go de regalías departamentales, el pago de unaparticipación para YPFB y el pago de impuestosobre utilidades, al final de cada gestión puededisponer libremente del 100% de la producciónde petróleo y gas.
La ley no especifica como destino prioritarioy obligatorio para la producción de petróleo elabastecimiento del mercado interno. No obstan-te, hasta la fecha no se ha registrado ninguna si-tuación en la cual la producción nacional de cru-do no haya abastecido los requerimientos de lasrefinerías nacionales.
En la producción de gas, la primera prioridadcorresponde al mercado interno y al cumpli-miento del contrato de venta de gas al Brasil. Ha-biéndose mantenido dicho contrato, a YPFB co-mo vendedor y a Petrobrás como comprador, laley confiere a YPFB el rol de Agregador de los vo-lúmenes de exportación, por este motivo YPFBasigna los volúmenes de exportación a las dife-
rentes compañías con prioridad a la producciónnacional de gas de Petrobrás.
Los precios de los derivados internos son fija-dos por la Superintendencia de Hidrocarburos,mediante un Reglamento de Precios que sigue elcomportamiento mundial en la costa del Golfode USA, estableciendo la mecánica de cálculo ylos impuestos que paga el consumidor denomi-nado Impuestos Especial a los HidrocarburosDerivados (IEHD) que constituye el mayor in-greso del fisco proveniente del sector. Por la vola-tilidad de precios en el mercado internacional,hasta la fecha el reglamento ha sido modificadomás de cien veces.
El transporte de hidrocarburos puede ser ejer-cido por cualquier ente nacional o extranjero pri-vado obteniendo una concesión de transporteque otorga la Superintendencia de Hidrocarbu-ros, previa aceptación del gobierno sobre el traza-do de la ruta del ducto en cuestión.
Habiéndose privatizado las refinerías deYPFB, y con la limitación impuesta por la modi-ficación en la ley, esta actividad pasa a ser entera-mente privada, sujeta a una regulación técnicapor parte de la Superintendencia de Hidrocarbu-ros. La privatización vino acompañada de la crea-ción de una empresa privada a la que se le transfi-rió los poliductos de transporte de productos ytanques de almacenamiento en los centros de dis-tribución en el país, la Compañía de Logística deHidrocarburos de Bolivia (CLHB). Los distri-buidores mayoristas intervienen en la adquisi-ción de productos en las plantas de almacenaje ysu distribución a los expendedores al por menor(surtidores). Estos últimos son todos privados.Toda esta cadena de comercialización es reguladatécnica y económicamente por la Superintenden-cia de Hidrocarburos.
La distribución y venta de gas natural en elpaís está a cargo de compañías privadas que gozande una concesión; en las áreas en las que están au-
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sentes interviene YPFB. En igual forma, el enga-rrafado de gas licuado (GLP) es realizado por em-presas privadas y por YPFB. El abastecimiento dejet fuel y gasolina de aviación en los aeropuertos seencuentra bajo la responsabilidad de una empre-sa privada que adquiere estos productos de las re-finerías.
Al amparo de la Ley 1689 se celebraron 76 con-tratos de riesgo compartido y se alcanzó la mayorinversión en exploración y desarrollo de camposque se haya conocido (Ver Gráfico 2 y Tabla 1).
En pocos años las inversiones lograron descu-brir reservas de gas y de petróleo de gran impor-tancia (ver gráficos 3 y 4, y tablas 2 y 3).
Mill
ones
de
dóla
res
700
600
500
400
300
200
100
01997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005*
270.80
Exploración Explotación Total
604.81580.75
442.12406.37
344.78
280.54
235.92
328.50
Gráfico 2: Inversión en exploración y explotación de campos
INVERSIONES (MM$US) 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005*
Exploración 130,38 374,56 372,20 256,79 168,99 113,47 108,58 86,66 86,61
Explotación 140,42 230,25 208,55 185,33 237,38 231,31 171,96 149,26 241,89
TOTAL 270,80 604,81 580,75 442,12 406,37 344,78 280,54 235,92 328,50
Otras Inversiones: Gasoducto GASYRG 283,00 n/d
GRAN TOTAL 627,78 280,54
TOTAL ACUMULADO 270,80 875,61 1.456,36 1.898,48 2.304,85 2.932,63 3.213,17 3.449,09 3.777,59
Nota: El año 2004 no incluye operación de plantas
Tabla 1
Fuente: YPFB.Vicepresidencia de Negociaciones Internacionales y Contratos. Informe Mensual Nov-Dic. 2004.
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En este contexto se tuvo la cobertura necesa-ria para hacer factible la construcción de dos ga-soductos al Brasil y uno a la Argentina. El princi-pal gasoducto de exportación al Brasil es el de RíoGrande - Puerto Suárez - Corumbá - Sao Paulo -Porto Alegre, de 32” de diámetro, que constituyea la fecha la obra de infraestructura más grande detransporte de gas en América Latina. El otro ga-soducto al Brasil deriva del anterior y al presente
termina en Cuiabá. En el sur se tiene en opera-ción el gasoducto de Madrejones a Campo Pajo-so (Argentina), adicional a la línea Río Grande-Yacuiba en existencia desde 1972. La infraestruc-tura de transporte interno de gas y líquidos ha si-do reforzada y modernizada no habiéndose efec-tuado obras mayores con la excepción de unoleoducto-poliducto de Carrasco (en la zona delChapare) hasta Cochabamba.
Gráfico 3: Reservas de petróleo condensado
Gráfico 4: Reservasde gas natural
1,200
1,000
800
600
400
200
0
Mill
ones
de
barri
les
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Probadas (P1) Probables P2)
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Probadas P1) Probables (P2)
60
50
40
30
20
10
0
Trill
ones
de
pies
cúb
icos
am
eric
anos
Pet/Cond (MMBbl) 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Probadas (P1) 116,1 141,9 151,9 396,5 440,5 477 486,1 462,3
Probables (P2) 84,8 74,8 88,6 295,5 451,5 452,1 470,8 446,5
P1 + P2 200,9 216,7 240,5 692 892 929,1 956,9 908,7
Tabla 2
Fuente: YPFB .Vicepresidencia de Negociaciones Internacionales y Contratos. Informe Mensual Nov-Dic. 2004.
Tabla 3
Nota: Las Reservas al primero de enero de 2005 se certificarán en abril 2005.
Gas natural (TCF) 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Probadas (P1) 3,75 4,16 5,28 18,31 23,84 27,36 28,69 27,62
Probables (P2) 1,94 2,46 3,3 13,9 22,99 24,93 26,17 24,73
P1 + P2 5,69 6,62 8,58 32,21 46,83 52,29 54,86 52,35
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a niveles mundiales, se inició en nuestro país ba-jo la cobertura legal de la Ley Orgánica del Pe-tróleo de 1921. De entonces a la fecha, la activi-dad petrolera ha sido regida por cinco leyes dehidrocarburos con un promedio de 16 años porley. Es interesante anotar que en la exposición demotivos de todas las leyes se proclama que te-niendo el territorio nacional un potencial im-portante de reservas de hidrocarburos, lo conve-niente es su rápido aprovechamiento mediantela atracción del capital privado, utilizado en labúsqueda y de desarrollo de esta riqueza y partí-cipe en los beneficios de su explotación y co-mercialización.
En todos estos instrumentos legales, los as-pectos sustantivos y su tratamiento han sido lossiguientes:
PROPIEDAD DE LOS HIDROCARBUROS
El principio que el Estado es propietario de los ya-cimientos de hidrocarburos ha sido establecido en1921 con la Ley Orgánica del Petróleo y manteni-do hasta la fecha. Asimismo, en todas las legisla-ciones posteriores, el Estado se reserva el derechode su explotación directa y/o a través de concesio-nes, contratos, entes autárquicos. De esta manera,el principio de propiedad y formas de explotaciónha sido incorporado en 1947 a la ConstituciónPolítica del Estado, por tanto, reiterado en las le-gislaciones petroleras hasta la fecha.
OTORGACIÓN DE ÁREAS YDURACIÓN DE COMPROMISOS
Consecuentes con los principios anteriores, elárea de trabajo continúa siendo señalado por elPoder Ejecutivo. Esta otorgación de área ha evo-lucionado desde la figura legal de concesión has-ta la de área de contrato. La figura jurídica deconcesión petrolera fue sustituida por la de
Las refinerías privatizadas de YPFB no han si-do objeto de inversiones importantes que cam-bien la estructura anterior. Por otro lado, se haninstalado y están en operación dos pequeñas refi-nerías privadas en Santa Cruz.
Fruto de la regulación de la comercializaciónal detalle, se ha logrado un incremento importan-te de 200 a casi 400 estaciones de servicio en elpaís. Todas ellas con diseño moderno, atenciónlas 24 horas y controles de volumen de expendioy calidad de los productos.
La política seguida por los sucesivos gobier-nos (Banzer-Quiroga-Sánchez de Lozada-Mesa)de mantener los precios del GLP fijos y bajos (ale-jados totalmente de los precios internacionales)incentivó el consumo acelerado de este productoen relación a otros. Para satisfacer esa demanda setuvo que instalar importantes plantas privadas deengarrafado adicionales a las que tenía y tieneYPFB. Abastecer este consumo con precios bajosrequiere una fuerte subvención por el Estado.
Los ingresos del sector de hidrocarburos al Es-tado nacional son fundamentalmente las regalías,impuesto a las utilidades de las empresas produc-toras y el IEHD que paga el consumidor. Los pri-meros años de la ley, esos ingresos fueron menoresa los que percibía el fisco antes de la capitalizacióny de la ley. Después de tres años, los ingresos fue-ron similares. No obstante el crecimiento sosteni-do de la producción de petróleo y gas, los ingresosfiscales no han acompañado ese ritmo creciente.La política de mantener precios fijos ha limitadoel crecimiento del IEHD y los impuestos a las uti-lidades tampoco han crecido por la depreciaciónacelerada de los activos de las productoras.
ASPECTOS FUNDAMENTALES DELAS LEGISLACIONES PETROLERAS
La actividad petrolera moderna o contemporá-nea, tomando en cuenta el estado de la industria
Luis Zilveti. “Eclipse”
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contrato prácticamente en todo el mundo. En elcaso boliviano, la figura de concesión petrolerapara la exploración y explotación ha sido aban-donada desde 1972 con la Ley General de Hi-drocarburos. Haciendo uso de los preceptosconstitucionales los diferentes gobiernos quepromulgaron la mencionada ley y las dos leyesposteriores (1990 y 1996) optaron por la figurajurídica que señala que el aprovechamiento deestos recursos naturales estén confiados a su enteautárquico (YPFB), el cual a su vez suscribe loscontratos de exploración y explotación con lascompañías privadas interesadas. Esta ha sido laevolución mundial en los arreglos para el ingresode capital privado. El inversor privado plantea alestado anfitrión el poder recurrir al arbitrajeneutral, preferiblemente París o Nueva York. Unestado no puede efectuar una cesión de sobera-nía y someterse a un arbitraje. El punto de com-promiso para ambas partes resulta ser un contra-to de explotación de los recursos naturales entreun ente de derecho público y la empresa privada.Asimismo, en el caso de una ruptura total (na-cionalización, confiscación, intervención, etc.)el diferendo es entre empresas y no involucra alEstado en todo su conjunto.
Otro aspecto que impulsó el abandono delsistema de la concesión fue el poder poner plazosa los contratos y evitar el caso de concesiones sinlímite de tiempo que se dieron durante el sigloXIX y principios del siglo XX.
PROCEDIMIENTO DE OBTENCIÓNDE ÁREAS BAJO CONTRATO
Los procedimientos para otorgar una concesiónde una extensión de terreno para uso exclusivodel interesado en el desarrollo de actividades pe-troleras eran muy difusos hasta la Ley General deHidrocarburos de 1972. Los lineamientos gene-rales se dirigieron sobre todo a la calificación de la
capacidad técnica y financiera de los interesados.En la práctica, el procedimiento de otorgaciónquedaba sujeto al juego de influencias y capaci-dad de persuasión de las autoridades de gobierno(lobby). Este aspecto explica en gran parte porqué con el Código del Petróleo el actor sustanti-vo, casi único, fue Gulf Oil Corporation. No obs-tante el éxito obtenido para atraer inversión pri-vada, la Ley General de Hidrocarburos mostróque la atención de solicitudes en orden de llegadase tornó en un sistema discrecional para YPFBcon rápidas firmas de contratos frente a períodosde varios años de negociación.
El sistema de otorgación de áreas bajo con-trato fue modificado totalmente con la Ley 1689de abril de 1996. Se instituyó el procesamientode señalamiento de áreas de interés (nomina-ción) y su posterior licitación para ser otorgadoal mejor postor, aspecto perfeccionado al puntoque todos los contratos son uniformes y lo únicoque los diferencia entre sí es el señalamiento geo-gráfico del área de trabajo. En síntesis, un proce-so de licitación de área para una rápida suscrip-ción de un contrato de adhesión. Los 76 contra-tos de riesgo compartido ahora reducidos a 72son iguales con la excepción de la superficie y lo-calización geográfica.
El objetivo fundamental del maltrecho D.S.24604 fue establecer formalmente un solo tipode contrato. Lamentablemente el citado decretofue utilizado para poner en discusión la propie-dad de los hidrocarburos en el yacimiento en elsubsuelo y los producidos al llegar a superficie.
Una derivación beneficiosa de este sistemafue la superficie de área bajo contrato substan-cialmente menor a la que en el pasado se habíaotorgado con el Código del Petróleo y la Ley Ge-neral de Hidrocarburos. En términos generales,este esquema, aplicado a nivel mundial, echó portierra la doctrina de la “captura de áreas”, exten-samente utilizada por empresas transnacionales
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en su actividad planetaria en búsca de recursosnaturales.
TRIBUTACIÓN
Éste ha sido, es y posiblemente seguirá siendo eltema más delicado y conflictivo de las legislacio-nes petroleras nacionales. En todos los países endesarrollo también es materia de discusión y con-flicto aunque no con la intensidad que se ha plan-teado en Bolivia. Como apreciación general, a lolargo de la segunda parte del siglo XX y comien-zos del XXI los beneficios para el estado anfitrión
Precios nominales
Crecimiento de la conciencia política
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
1973 1976 1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003
Dólares/barril
La OPEC lucha por el mercado
OPEC reduce la producción decrudo y exporta al oeste
Revoluciónislámica en Irán
Arabia Saudita abandonasu rol productor
Guerradel Golfo
Crisis asiáticaRetorno de Irak
Compromiso de la OPEC
Crecimiento de la demandaOPEC en su máxima capacidad
Cooperación de la OPEC
Precios estables
cuando se promulga una ley de hidrocarburosson mayormente aceptados por el gobierno y lasociedad civil. A medida que la actividad tomamayores dimensiones, con más reservas y pro-ducción, empieza a generar un proceso de insatis-facción por una percepción de inequidad en laparticipación de los beneficios de la industria. Lapersistente valoración ascendente de los preciosdel petróleo y en los últimos años del gas naturales la base sobre la cual se generó la pretensión es-tatal de mayores ingresos.
La curva que se muestra a continuación, ilus-trando la persistente alza de precios del petróleo,
Gráfico 5: Curva de precios del petróleo desde 1913
Fuente: Observatorio de energía.
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constituye la base para la constante pugna por lo-grar mayores ingresos para el estado anfitrión.
En nuestro país, la participación nacional,denominada “government take”, tiene dos com-ponentes importantes: regalías e impuestos.
La Ley Orgánica del Petróleo de 1921 intro-dujo el concepto y obligación del pago de 11%del valor de la producción como regalía nacional.En 1929, se establece por ley que el 30% del 11%se convierte en un tributo regional. Posterior-mente, en 1938, también por Ley de la Repúbli-ca, se establece que el 11% del valor de la produc-ción vaya dirigido a los departamentos donde es-tán los yacimientos productores. Todas las leyesde hidrocarburos posteriores reconocen ese dere-cho a los departamentos productores. A esta rega-lía, en la Ley de 1990, se adicionó un 1% (2/3 pa-ra Beni y 1/3 para Pando).
La legislación sobre impuestos a las actividadesde producción ha tenido diferentes formas y meca-nismos de pago. El Código Davenport, vigentehasta abril de 1969, señalaba un impuesto directode 35% de las utilidades netas, pero a su vez esta-blecía el descuento del factor de agotamiento queprácticamente eliminaba estas utilidades.
La Ley General de Hidrocarburos se apartódel concepto de utilidades y como las actividadesse realizaban a través de contratos de operación, latributación se traducía en la distribución de laproducción obtenida por la compañía con contra-tos de operación. En estos contratos de operación,la distribución de la producción de petróleo y gasera pactada de inicio. Las inversiones se realizabanpor cuenta y riesgo de la compañía privada. Unavez obtenida la producción comercial, era entre-gada en su totalidad a YPFB que pagaba el 100%de las regalías. El porcentaje acordado (por lo ge-neral entre 45% y 60% para el Estado) era acredi-tado al contratista con los mismos precios de lasregalías. Sobre este monto acreditado, el contra-tista pagaba al Tesoro General de la Nación un
19% como pago único de impuestos por utilida-des y renta presunta. En igual forma, YPFB debíatributar un 19% sobre el saldo del valor de la pro-ducción después de haber acreditado su participa-ción al contratista. En resumen, el contratista cu-bría sus costos y utilidad con un 30% a 35% delvalor de la producción. El total de la producciónera transportado y comercializado por YPFB.
La Ley de Hidrocarburos de 1990, que susti-tuyó a la Ley General de Hidrocarburos, mantu-vo los contratos de operación e introdujo la figu-ra de los Contratos de Asociación. Estos contra-tos eran una derivación de los de operación por-que en el momento de declararse la comerciali-dad de un campo, YPFB tenía la opción de aso-ciarse con el contratista, previo reconocimientoal contratista de todos los gastos en los que incu-rrió hasta llegar a la comercialidad. Para aspectostributarios, tanto para los contratistas de opera-ción privados como para los de asociación, se in-trodujo la figura del pago de un impuesto de 40%sobre las utilidades. Los pagos efectuados por re-galías y el 19% sobre la producción eran acredita-bles como pagos a cuenta de ese impuesto sobreutilidades. Al igual que con la Ley General de Hi-drocarburos, los impuestos antes indicados susti-tuian a cualquier gravamen.
La Ley de Hidrocarburos de 1989, en actualvigencia, sustituyó la figura de los contratos deoperación y asociación por la de riesgo compar-tido. En los contratos se introdujo la figura delos hidrocarburos existentes y los nuevos, califi-cando a estos últimos como toda producciónobtenida después de la fecha de capitalizaciónpara los contratos emergentes de la capitaliza-ción de YPFB. Para los contratos que no deri-varan de la capitalización de YPFB, toda la pro-ducción fue calificada como hidrocarburosnuevos. En esta forma los hidrocarburos exis-tentes tributan hasta el valor de 50% y los nue-vos el 18%. En ambos casos las compañías
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deben tributar adicionalmente un impuesto de25% sobre utilidades contra el cual se acreditanlos pagos anteriores y gozan de un régimenespecial de depreciaciones. Finalmente, debenpagar el 12.5% del valor de las utilidades remi-tidas al exterior.
En síntesis, sin entrar en grandes detalles, po-demos indicar que cuando la tributación se apo-yó en las utilidades percibidas, ingresamos en unterreno difícil de controlar por la complejidad dela industria, la dificultad de establecer los cargosacreditables contra esas utilidades y, finalmente,por la debilidad institucional del gobierno. Es asíque uno de los elementos que desacreditó y final-mente ocasionó la anulación del Código del Pe-tróleo fue la baja percepción de ese impuesto.Con la Ley General de Hidrocarburos, por lasimplicidad de su cálculo, en ningún momento segeneraron controversias sobre tributación. El re-torno al cobro sobre utilidades, especificado en laley de hidrocarburos de 1990, no fue sujeto a laprueba de la realidad, porque ningún contrato deasociación llegó al punto en el cual el contrato deoperación se convertía en uno de asociación, de-bido a que en 1996 se promulgó la ley actual.
A modo de explicación, se puede anotar quela tributación petrolera actual (Ley 1689) ha obe-decido a las siguientes líneas generales:
• La tributación petrolera está inscrita dentrodel régimen tributario nacional (Ley 843),con la excepción de las regalías. Los impues-tos no son específicos para el sector petrolero.
• El sistema impositivo fue utilizado como unfactor de competencia para atraer inversiónprivada extranjera.
• Previendo la eventualidad de grandes pro-ducciones, se instituyó un complejo y com-plicado sobreimpuesto a las utilidades (sur-tax) que hasta la fecha no ha sido posibleaplicar.
En resumen, la legislación petrolera nacionalse encamina a buscar una participación estatal(impuestos y regalías) efectiva de 50% de los in-gresos totales. El Código del Petróleo llegó al20%, la Ley General de Hidrocarburos alcanzóesta meta y en algunos casos la sobrepasó. La leyde 1689 alcanza efectivamente a un 30%-35% yse estima que con el surtax llegaría al 42%-46%.Los proyectos en actual discusión están bordean-do el 50%. El proyecto del Ejecutivo podría llegara 45%, el de la Cámara de Diputados que está enconsideración del Senado alcanzaría a 58%-59%.
En general, por la experiencia vivida se puedeafirmar que la tributación directa a la producciónes el método más sencillo y eficaz para percibir lostributos.
DISPOSICIÓN DE LA PRODUCCIÓNY EL MERCADO INTERNO
Toda la legislación petrolera nacional ha otorga-do al concesionario o contratista la libre disposi-ción de la producción. Asimismo, especificabacon mayor o menor énfasis la atención prioritariadel mercado interno de derivados. La Ley 1689 esla excepción, porque la obligatoriedad de aten-ción prioritaria del mercado interno está referidasólo al gas natural.
Los precios de los derivados (gasolinas, diesel,GLP, etc.) no han sido regulados por ley y su fija-ción ha sido objeto de manejo directo y discrecio-nal del Ejecutivo hasta la Ley 1689. Esta últimaintentó que los precios internos fueran una con-secuencia de los precios internacionales, perotambién desde hace más de tres años han vuelto aser fijados por el Ejecutivo, tomando los preciosinternacionales solo como una referencia utiliza-da para precisar cifras en función de los tiempospolíticos que se están viviendo.
Todos los proyectos en consideración en elSenado coinciden con la obligatoriedad de abas-
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tecer el mercado interno en primera instancia y lafijación de precios a juicio del Poder Ejecutivo.
El gas natural y su exportación han irrumpi-do en el escenario petrolero nacional desde 1972,con el inicio de la exportación a la Argentina. Apartir de esa década, en forma lenta, el gas se haincorporado también en el patrón de consumoenergético nacional. Desde 1999, la exportaciónde gas al Brasil y el constante y espectacular incre-mento de las reservas nacionales de este hidrocar-buro hacen que ocupe el centro del escenario pe-trolero nacional. Los precios de exportación sonel resultado de negociaciones del Estado con el olos compradores extranjeros.
La decisión sobre los precios internos del gascorresponden al Poder Ejecutivo. Los proyectosen consideración también están encaminados enla misma dirección.
INDUSTRIALIZACIÓN DELOS HIDROCARBUROS
Todas las leyes de hidrocarburos, incluyendo laque está en vigencia, no han considerado en su re-dacción un capítulo específico sobre la industriali-zación. Todas ellas, en rápidas líneas, se han referi-do a la refinación del petróleo para la producciónde combustibles, otorgando la libertad de cons-trucción de refinerías y tan sólo mencionandootros procesos de industrialización. Lo anterior seexplica porque la producción petrolera ha sidosubstancialmente dirigida al consumo interno decarburantes, con contados años de volúmenes im-portantes de exportación de petróleo crudo.
La producción en gran escala de gas naturalcon sus componentes de fracciones líquidas deetano y propano no ha recibido un tratamientolegal importante. La exportación de gas a la Ar-gentina contempló beneficios en los precios porlas fracciones líquidas antes indicadas. La expor-tación al Brasil es considerada en esa misma for-
ma. Recién estos últimos años, la industrializa-ción del etano y propano, transformándolos enproductos petroquímicos, es un tema de discu-sión nacional. Inclusive la conversión del gas se-co, sin los licuables, no fue considerada seriamen-te para la producción de fertilizantes por el gradoprimario de nuestra producción agrícola y su ba-ja demanda.
Todos los proyectos de ley en consideraciónpor primera vez dedican capítulos específicos a laindustrialización del gas y sus componentes. Es-te fenómeno es de características mundiales yafecta a los países en desarrollo porque estos ru-bros son la cúspide de la industria petrolera y ob-jeto de producción en escalas muy grandes, conuna fuerte competitividad para poder ingresar alos mercados, amén de las inversiones cuantiosasque demanda su instalación. Los volúmenes pre-sentes y futuros de exportación, más la composi-ción de nuestra producción de gas, señalan clara-mente que este será un rubro importante en lacadena del valor de la producción de hidrocarbu-ros en el país.
MEDIO AMBIENTE Y DERECHOSDE LOS PUEBLOS INDÍGENAS
La preocupación mundial sobre los efectos de laindustria petrolera en la preservación del medioambiente y los conceptos de desarrollo sostenibley sustentable datan de la última década del sigloXX, razón por la cual las consideraciones am-bientales están ausentes en todas nuestras legisla-ciones petroleras hasta la Ley 1689. Esta últimatransfiere toda su temática y tratamiento a nues-tra legislación sobre preservación del medio am-biente. Los proyectos de ley en actual considera-ción pretenden legislar en igual forma.
La protección de los derechos de las comuni-dades indígenas y pueblos originarios está, deigual manera, ausente en toda nuestra legislación
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petrolera pasada y actual. Esta ausencia no sólo sepercibe en la legislación petrolera; no ha sido ob-jeto de preocupación nacional hasta el primer in-tento de 1991, que a su vez quedó olvidado. En losproyectos de ley actuales ha sido exacerbada y ten-drá que ser cuidadosamente legislada porque susefectos trascenderán a la industria petrolera y se-rán asimilados a la explotación de todos los recur-sos naturales presentes en el territorio nacional.
BREVES PALABRAS FINALES
Este trabajo sucinto sobre la trayectoria de la le-gislación petrolera en los últimos cincuenta añospretende mostrar el recorrido y contenido denuestras últimas cinco leyes de hidrocarburos. Laindustria petrolera es de un gran dinamismo y las
leyes nacionales han pretendido genuinamenteacompañar esa dinámica buscando los mejoresintereses nacionales.
Haciendo abstracción del apasionamiento eideologización política con que se tratan estostemas, se puede apreciar que todas las leyes bus-caron, en su tiempo, establecer el verdaderopotencial hidrocarburífero del país y conseguirun renglón de ingresos importante para el desa-rrollo nacional, en un mundo competitivo parainversiones, teniendo en cuenta la difícil posi-ción geográfica de Bolivia.
Los temas, brevemente tocados, examinadosen profundidad son de gran complejidad, portanto se tiene la esperanza que este trabajo puedaservir de base inicial para un tratamiento más ri-guroso y sistemático.
Luis Zilveti. “Estudio de figura I”