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Carrera de Especialización en la Estructura Jurídico-Económica de la Regulación Energética Universidad de Buenos Aires -Facultad de Derecho - Facultad de Ciencias Económicas- Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética C.E.A.R.E. “Integración Energética Argentina – Bolivia: un enfoque económico – institucional” Profesor: Lic. Diego F. Guichón Alumnos: Silvia Pose – H. Daniel Álvarez – Gerardo Floreano – Eduardo Sycz 1
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Carrera de Especialización en la Estructura Jurídico-Económica de la
Regulación Energética
Universidad de Buenos Aires
-Facultad de Derecho - Facultad de Ciencias Económicas-
Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética
C.E.A.R.E.
“Integración Energética Argentina – Bolivia: un enfoque económico –
institucional”
Profesor: Lic. Diego F. Guichón
Alumnos: Silvia Pose – H. Daniel Álvarez –
Gerardo Floreano – Eduardo Sycz
Buenos Aires, 3 de noviembre de 2005
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ÍNDICE
Página
I - Marco Teórico 4
I.1.- La agenda pendiente para la negociación 9
I.2.- Avances logrados en la negociación Argentina - Bolivia. 13
I.2.1.- Marco jurídico internacional 13
- Acuerdo de Alcance Parcial de Promoción de
Comercio sobre la Integración Energética 14
- Declaración Conjunta sobre Integración Energética
entre Ambos Estados 15
- Declaración Presidencial de Buenos Aires 15
- Declaración Presidencial 17
- Protocolo Adicional al Acuerdo de Alcance
Parcial para el Suministro de Gas Natural
de Bolivia al Gasoducto NOE 17
II - Descripción de la Industria Gasífera Argentina 19
II.1.- Antecedentes de la Industria del Gas en Argentina 19
- Participación en la explotación de reservas de gas natural
21
- Observaciones sobre las reservas en la
República Argentina 21
- La disponibilidad de gas natural en el próximo quinquenio
24
- Exportaciones vs. abastecimiento del mercado
interno y la “crisis” del gas natural 32
- Notas sobre los destinos de la producción nacional
de gas natural 35
III -Descripción de la Industria Gasífera Boliviana 37
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III.1.- Antecedentes de la Industria del Gas en Bolivia 37
III.2.- Indicadores de medición y tendencias de reservas en
ambos Estados 40
III.3.- Explotación y evolución de las reservas en Bolivia 45
III.4.- Participación en la explotación de reservas de gas natural 46
III.5.- Inversiones ejecutadas desde Bolivia 47
IV- Conclusiones 50
Referencias bibliográficas 56
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I. Marco Teórico.
La Integración Energética con Bolivia tiene su eje principal en el gas natural y en
particular, en la posibilidad de intensificar las importaciones del mismo desde
Bolivia, a través de las instalaciones de transporte existentes y/o nuevas.
La industria del Gas Natural se caracteriza por ser intensiva en capital y requerir
inversiones de tipo irreversible, o sea costos hundidos, en todas sus etapas de
producción, transporte y distribución.
Cuando la teoría microeconómica más tradicional habla de que los factores se
remuneran de acuerdo a su costo de oportunidad, supone que éstos tienen
opciones de uso alternativo y en consecuencia, no aceptarán recibir una
remuneración menor de la que reciben por otra. De la misma forma, cuando esta
misma teoría refiere que lo importante no son los costos históricos sino los costos
futuros, es porque entiende que esos factores se pueden desplazar a usos
alternativos con cierta facilidad, de lo que se desprende que siempre hay que
analizar cuáles son las opciones existentes al momento, independientemente de lo
pagado por éstos.
A modo de ejemplo, un edificio puede haber costado $ 1000 el metro cuadrado,
pero en la actualidad su valor puede ser de $ 1200 para el cliente A o bien de $
1500 para el cliente B. Entonces, el precio que le voy a pedir al cliente A no ha de
ser lo que costó el edificio, sino el valor que puede obtenerse en la actualidad si se
vende al cliente B.
Es decir que mi costo de oportunidad por vender el edificio al cliente A, es de $
1500 por metro cuadrado, que es lo que pagaría por él B.
Asimismo, las inversiones hundidas son también específicas, esto es, tienen un
único uso posible y una vez realizadas, no tienen un costo de oportunidad
4
significativo. Por lo que cabe preguntarnos, con qué base ha de fijarse la
remuneración de estas inversiones, dado que carecen de costo de oportunidad.
Naturalmente, las remuneraciones de estas inversiones hundidas y específicas se
van a determinar en cada momento, no por su costo de oportunidad sino por la
celebración de contratos, como promesa futura de remuneración de inversiones ya
realizadas.
No obstante ello, los costos de oportunidad seguirán teniendo incidencia, ya que la
diferencia entre éstos y los pactados por contrato, constituye el excedente a
distribuirse a través de la concertación.
Al introducir los contratos nos adentramos en la denominada “Nueva Economía
Institucional”, que hace hincapié en los costos de las transacciones en particular,
instrumentadas mediante contratos.
Esta “Nueva Economía Institucional” se origina justamente en la “Teoría de los
Costos de Transacción”, la que en subsiguientes párrafos pasamos a delinear en
sus aspectos sustanciales.
Según Coase, este término se aplica a todos los impedimentos de una negociación,
como por ejemplo los costos de comunicación entre las partes involucradas, entre
otros.
Existen tres etapas a considerar: 1) costos de la búsqueda: localización de un socio
o interesado en la compra de un elemento o producto, que otro está dispuesto a
vender; 2) costos del arreglo: incluye en caso de negociación exitosa, la
posibilidad de redacción de un convenio y 3) costos de ejecución: los que se
derivan del cumplimiento del acuerdo y que sancionan (o desalientan, tal como
veremos más adelante), el apartamiento de sus términos.
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Estos costos pueden ser nulos, en caso de negociación exitosa entre las partes;
bajos, en el supuesto de intercambio de mercaderías o productos estandarizados o
altos, de tratarse de elementos peculiares.
Para comprender algunos de los mecanismos presentes en toda negociación,
recurrimos al análisis de una determinada situación utilizando elementos de la
“Teoría de los Juegos”.
Para que una transacción sea posible, tendremos una parte vendedora que valoriza
el elemento que desea enajenar en una cierta cantidad de dinero, por debajo de la
cual no ha de desprenderse de ésta. Este es su valor de amenaza.
De idéntica forma, la parte que desea obtener la mercadería (compradora), no está
dispuesta a pagar por ella más de una cierta suma (la que será superior al valor de
amenaza del vendedor en caso de transacción eficiente), lo que a su vez también
constituye su propio valor de amenaza.
Si ambas partes cooperan y el negocio se realiza, obtendrán lo que se llama
excedente cooperativo, nombre que recibe el valor creado al trasladar el recurso
hacia un mejor uso.
A su vez, el proceso de negociación comprende tres etapas: 1) el establecimiento
de los valores de amenaza; 2) la determinación del excedente cooperativo y 3) la
instrumentación del acuerdo sobre la distribución del excedente cooperativo.
Si el éxito corona la gestión indicada, el uso de los recursos será siempre eficiente.
Es importante destacar que si los costos de transacción son muy elevados, ya sea
porque, por ejemplo, son muy elevados los costos de búsqueda o bien de arreglo o
de ejecución, la transacción puede no llevarse a cabo y perderse en consecuencia
el excedente que hubiere aparejado la realización del negocio.
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En el presente análisis, aún cuando las inversiones en exploración, desarrollo de
reservas y construcción de facilidades de transporte fueran en principio rentables,
si resulta muy difícil lograr un acuerdo acerca de la distribución del excedente o
si los costos que perciben los agentes para lograr el cumplimiento de sus contratos
son muy elevados, es posible que la transacción no se lleve a cabo.
Ahora bien, ¿qué relación tiene todo lo especificado con el desarrollo de esta
tesina?
Un proyecto de integración con Bolivia involucra decisiones de inversión en
activos hundidos y específicos; tanto en la etapa de producción en Bolivia como
en la de transporte hacia la Argentina, probablemente éstas sean ejecutadas en su
mayoría por inversores privados.
Como hemos señalado, las inversiones en exploración y desarrollo de reservas en
el país hermano, por su carácter de hundidas y específicas, requerirán que su
remuneración quede garantizada por contratos. En este caso, no habrá costos de
búsqueda dado que ya están instaladas allí grandes compañías petroleras, pero sí
hay costos de negociación muy significativos para llegar a un arreglo entre
productores y Gobierno Boliviano y además, costos que también pueden ser
percibidos como muy significativos (en particular por los inversores), de que lo
pactado pueda ser ejecutado normalmente.
El excedente en la etapa de producción en Bolivia, es la diferencia entre el costo
de oportunidad de los productores e inversores en ese país y el costo de
oportunidad del Gobierno del mismo.
El beneficio que obtiene Bolivia por la presencia de la inversión privada en sus
yacimientos, es el costo de oportunidad de ésta en caso de ausencia de acuerdo,
mientras que el precio mínimo que estarían dispuestos a aceptar los productores
para continuar con sus inversiones allí, es el costo de oportunidad de los mismos.
7
La diferencia entre el beneficio que obtiene Bolivia por la presencia de la
inversión privada y el precio mínimo que aceptarían los productores, es el
excedente. Cómo se reparte este excedente, es la cuestión que aún permanece
irresuelta.
También existe un costo de transacción importante y pendiente de solución,
comprensivo de dos aspectos: 1) cómo negociar un Acuerdo al interior de Bolivia,
que distribuya el excedente entre el Gobierno y los productores y 2) cómo
negociar un Acuerdo de Integración que distribuya el excedente entre Bolivia y
Argentina.
En este momento, nuestro país está frente a la posibilidad de celebrar un acuerdo
con Bolivia, cuyo objeto principal es la importación de gas hacia nuestra
República.
Si observamos ese hipotético acuerdo desde la óptica de la “Teoría de los Costos
de Transacción”, veremos que el objeto del mismo es, justamente, disminuir
dichos costos a un nivel tal, que torne factible su realización. Ahora bien, el
Acuerdo que finalmente logren ambos gobiernos, puede que reduzca
sustancialmente ciertos costos asociados a la redacción de un marco jurídico para
la implementación de las inversiones en transporte y de un mecanismo de solución
de controversias, capaz de disminuir los costos de ejecución de los compromisos
que se adopten.
El excedente dentro de este proceso de integración, sería la diferencia entre el
beneficio que obtiene la Argentina por la importación de gas y el precio mínimo
que aceptaría Bolivia por esta exportación.
Siguiendo el esquema hasta aquí desarrollado y a fin de realizar un pronóstico
verosímil, deberíamos conocer los valores de amenaza de cada una de las partes
involucradas, es decir, a qué precio desea Bolivia vender su gas y cuánto estaría
dispuesto a pagar nuestro país por éste.
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Asimismo, deberíamos determinar el excedente cooperativo para cada parte de la
transacción, a efectos de prevenir acerca de las consecuencias de la falta de
cooperación en este proceso, lo que llevaría a una asignación ineficiente de los
recursos.
Finalmente y en caso de progresar estas tratativas, tendríamos que instrumentar el
acuerdo de referencia mediante un contrato relacional, de manera de reducir los
costos de ejecución de los compromisos.
Una particularidad del Derecho Internacional Público y de los Acuerdos
Internacionales, es la ausencia de una autoridad supranacional que pueda ejercer
efectiva coacción frente a un estado incumplidor.
La percepción de que el incumplimiento de estos instrumentos no comprende una
verdadera sanción, eleva el riesgo de incumplimiento y por lo tanto, aumenta el
“Costo de Transacción” en la etapa de ejecución, para la parte que pueda resultar
afectada.
En el contrato relacional, las partes tienen entre sí un complejo intercambio de
prestaciones, de manera que cada una considera valioso cumplir con éstas, en la
medida que el incumplimiento de una determinada prestación, puede hacer caer a
todo el conjunto de éstas.
Pero si bien el Acuerdo puede ser una condición necesaria, no necesariamente será
condición suficiente. Puntualmente, el Acuerdo no podrá solucionar por sí solo
los conflictos actualmente existentes en la etapa de producción en Bolivia, los que
escaparán al alcance de sus términos.
I. 1.- La agenda pendiente para la negociación
9
Históricamente, la relación entre la República Argentina y la República de
Bolivia, abarcó distintos aspectos de carácter cultural, social, político y
económico. La fluidez de la misma varió según el ámbito y la zona geográfica de
que se tratara, pero en materia energética tuvo un hito decisivo, cual fue el
acuerdo para la compraventa de gas natural, en virtud del cual nuestro país devino
en comprador del fluido boliviano, en un lapso que comprendió el período 1972-
1999.
A partir de la inauguración del gasoducto Bolivia – Brasil en ese último año, el
suministro de gas a nuestra República quedó sin efecto. En esa oportunidad, pocos
eran los que auguraban que escasos años más tarde, se reiniciaría el interés
argentino por un nuevo abastecimiento boliviano - hecho que se concretó con el
acuerdo del año 2004 - y menos aún los que podían presumir que éste alcanzara
las cifras significativas que en el presente año, ambos Estados se encuentran
negociando.
También en tren de similitudes, la Argentina y Bolivia atravesaron coyunturas
políticas y sociales cambiantes, alternando entre gobiernos democráticos y de
facto, pero estos avatares no empecieron la firmeza de la provisión gasífera
boliviana en el transcurso de la relación comercial antes mencionada. Sin
embargo, el desafío de la integración energética regional que hoy atraviesa el
continente sudamericano, tropieza con una serie de obstáculos que será necesario
despejar para garantizar la estabilidad y la previsibilidad devienen imprescindibles
para alentar proyectos de alta inversión y prolongada duración en el tiempo.
Debido a algunas amenazas que se ciernen sobre la formación de un mercado
energético sudamericano, es que debe prestarse atención a las señales de
inestabilidad y zozobra que ponen en peligro su constitución. Sin dudas, este
alerta es naturalmente aplicable a la confiabilidad del actual abastecimiento de gas
boliviano a la Argentina y a los volúmenes incrementales que puedan resultar de
las negociaciones en curso. En ese sentido, es aún incierto el impacto que las
recientes modificaciones legislativas dictadas en Bolivia pueda tener, tanto
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respecto del carácter económico de las reservas descubiertas en el país altiplánico,
como de la decisión empresaria de invertir en su desarrollo y en la infraestructura
de transporte para su evacuación. A mayor abundamiento, en estos días se
especula cada vez con más firmeza, acerca de una eventual postergación de las
elecciones presidenciales y legislativas previstas en Bolivia para el 4 de diciembre
de 2005. Será difícil entonces, que se realicen nuevos proyectos de envergadura
sin que previamente se despejen estas cuestiones.
En el mes de mayo de 2005 entró en vigencia la nueva Ley de Hidrocarburos N°
3058, la que establece una regalía del 50 % que deberán tributar quienes exploten
hidrocarburos al amparo de alguno de los nuevos cuatro tipos de contratos de
exploración y producción que consagra la norma y a los que deberán convertirse
los contratos de riesgo compartido suscriptos bajo la anterior Ley de
Hidrocarburos N° 1689 del año 1996.
Para su consecución, es decisivo el rol que cumplan los Estados como promotores
de condiciones que minimicen riesgos a niveles razonablemente aceptables,
diseñando normativas primero nacionales y luego internacionales, que tiendan a
uniformar criterios y a avanzar decididamente hacia la integración de mercados
energéticos sustentados en reglas claras, simples, identificables y duraderas.
Particularmente en el caso de la Argentina y Bolivia, es fundamental que ambos
estados tomen en consideración cuáles son los presupuestos económicos mínimos
que cada uno requerirá para viabilizar una transacción de compraventa de gas de
gran magnitud, que importaría un volumen de aproximadamente 20 millones de
metros cúbicos diarios durante un plazo de 20 años. Sin dudas, será necesario que
ambos Estados deliberen y busquen alternativas de manera que los costos de dicha
transacción sean iguales a cero y los beneficios sean suficientes como para que
ambas partes sientan que cerrar un trato tan significativo les resulta beneficioso.
En tal sentido y en el ánimo de balancear los beneficios que podrán resultar de
esta transacción, la comercialización de los hidrocarburos líquidos separados del
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gas natural que podrá aprovechar la Argentina, juega un papel trascendente. En
efecto, el valor que para la Argentina representará la disposición de los líquidos,
puede tener un peso que equilibre los costos de transacción, viabilizando así la
concreción de todo el negocio.
De lo contrario, si los costos de transacción fueran elevados para la Argentina, a
ésta ya no le resultaría atractivo realizar la operación, con lo cual ambas partes se
verían perjudicadas, ya que ni la Argentina recibiría el insumo que necesita ni
Bolivia aseguraría el desarrollo de sus reservas y la concreción de un negocio de
alta escala con sustanciales niveles de ingresos.
A la hora de identificar de qué tipo serían los costos de transacción a ser asumidos
por las partes firmantes, ocupa un lugar destacado la consideración de la nueva
Ley de Hidrocarburos vigente en Bolivia.
Ya desde su Art. 4º, se otorga carácter de “recurso estratégico” al “Gas Natural y
demás hidrocarburos”, cuya propiedad detenta el Estado Boliviano en boca de
pozo, reservándose éste el “control y la dirección efectiva… de la actividad
hidrocarburífera” (Art. 11º).
De lo anterior se colige que existen costos de instrumentación o arreglo del
convenio a suscribirse, ya que los operadores privados serían encorsetados dentro
de un marco legal determinado en su totalidad por el Estado del hermano país,
excluyente del poder decisorio de los mismos inversores.
Asimismo y asumiendo que se llegue con éxito a la implementación de este
Acuerdo, no es desdeñable la amenaza a la seguridad jurídica que dimana del
mismo texto, ya que en el Art. 5º, 2º párrafo, se obliga a los “Titulares que
hubieran suscripto Contratos de Riesgo Compartido para ejecutar las
actividades de Exploración, Explotación y Comercialización y hubieran
obtenido licencias y concesiones al amparo de la Ley de Hidrocarburos Nº
1689… (a) convertirse obligatoriamente a las modalidades de contratos
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establecidas en la presente Ley y adecuarse a sus disposiciones en el plazo de
ciento ochenta (180) días calendario computables a partir de su vigencia”.
Lo anterior apunta a señalar los costos de transacción que podrían originarse en la
etapa de ejecución de los contratos ya perfeccionados, ya que la disposición
transcripta impacta sobre efectos jurídicos con promesa de cumplimiento y nada
garantiza, en principio, que se trate de una práctica excepcional.
No se trata de desdeñar el hecho de que las negociaciones en marcha son
complicadas en función de los muchos aspectos en juego: prueba de las reservas
que se dedicarán a satisfacer la demanda argentina (costos de instrumentación),
seguridades de la realización de inversiones en desarrollo de tales reservas del
lado boliviano (costos de ejecución), garantías de la construcción del gasoducto
argentino que recibirá y transportará el gas en nuestro país (costos de ejecución),
entre otros. Sin embargo, existiendo voluntad de ambas partes y reconocimiento
de la posibilidad cierta de que el negocio no se lleve a la práctica por los múltiples
obstáculos que deben sortearse, lo que sería altamente disvalioso para todas las
partes intervinientes, será factible que se alcancen costos de transacción
aceptables para los contratantes.
Paralelamente, es función de los inversores privados y de las instituciones
académicas y técnicas, el proporcionar su experiencia y visión, amén de las
propuestas que permitan ampliar los puntos desde donde se vea a la integración
energética como un camino, generador de beneficios para las sociedades de
nuestros países.
I 2.- Avances logrados en la negociación Argentina – Bolivia.
I.2.1.- Marco jurídico internacional
13
Breve síntesis de los distintos Acuerdos, Declaraciones y Protocolos suscriptos
entre la República Argentina y la República de Bolivia:
A fin de poder elaborar un esquema contractual que gobierne las relaciones de
intercambio comercial con el país vecino, entendemos que deviene necesaria la
síntesis enunciada:
Acuerdo de Alcance Parcial de Promoción de Comercio sobre Integración
Energética
Suscripto el 16 de febrero de 1998, en su primer Considerando hace referencia a
un “proceso de integración bilateral”, con miras a la integración de la región bajo
el presupuesto de la estabilidad del marco jurídico aplicable.
En cuanto al tipo de recursos objeto del Acuerdo, éste comprende los energéticos
naturales, los hidrocarburos líquidos, gaseosos, sus derivados y también la energía
eléctrica, con expresa invocación del fomento a la participación privada.
Surge de su mismo articulado, el compromiso de establecer normas internas que
estimulen el intercambio comercial y transporte energético entre ambos países, el
no establecimiento de restricciones a la importación y exportación de los recursos
detallados anteriormente, el respeto al principio de libre acceso a las redes de
transporte remanente a favor de todos los interesados en la operatoria, con tarifas
que reflejen los costos económicos o de mercado de destino.
Asimismo, las partes acuerdan alentar la inversión privada para el desarrollo de
aprovechamientos hidroeléctricos en cursos de aguas compartidas y destacamos
especialmente, la promoción al desarrollo de infraestructura que interconecte sus
respectivos sistemas eléctricos, gasíferos y petrolíferos con miras a la
conformación de una red regional de interconexión energética.
También se comprometen a operar en forma competitiva, evitando el
establecimiento de subsidios y/o impuestos distorsivos, tendiendo a un uso
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eficiente y racional de la energía convencional y de las renovables, con respeto a
los presupuestos ambientales y equiparación de los criterios mutuos de seguridad
y calidad, respetando los principios de transparencia y adecuada información.
En caso de conflicto, éste se resolverá mediante negociaciones directas entre las
partes suscriptoras, con intervención de las autoridades competentes y bajo
coordinación de sus respectivas Cancillerías.
La fecha de entrada en vigor del Acuerdo es la de su incorporación al
ordenamiento jurídico de ambas partes, la duración es indefinida, denunciable con
anticipación de ciento ochenta días (180), siendo su depositaria la Secretaría
General de la Asociación Latinoamericana de Integración (ALADI).
Declaración Conjunta sobre Integración Energética entre Ambos
Estados:
De fecha 15 de diciembre de 2003, ratifica los presupuestos de promoción del
desarrollo e integración regional, fomenta la realización de obras bilaterales en
forma conjunta e introduce el concepto de rehabilitación de la infraestructura
existente de transporte de gas a través de la localidad de Yacuiba, a los efectos de
reiniciar las operaciones de importación y exportación entre las partes firmantes.
En sentido concordante, apoyan el proyecto bosquejado en el denominado
“Acuerdo Federal para el Lanzamiento del Gasoducto del Noreste Argentino”,
firmado el 24 de noviembre de 2003, creando una Comisión al efecto, la que
debió expedirse dentro de los noventa (90) días de la firma de la Declaración en
comentario.
Declaración Presidencial de Buenos Aires
Del 21 de abril de 2004, lo novedoso de ésta es la introducción de conceptos
programáticos para el fortalecimiento de la democracia con participación efectiva
15
de toda la población de ambos países, la lucha contra la indigencia, la
desigualdad, el hambre, el desempleo, el analfabetismo y la enfermedad, entre
otros.
Destacan la firma de un nuevo “Acuerdo Migratorio”, la construcción del nuevo
Puente Internacional entre Yacuiba y Salvador Mazza, la obligación de impulsar
el “Acuerdo sobre Suministro de Energía Eléctrica” en zonas fronterizas comunes
y de una “Comisión Técnica del Área Energética”, con facultades para elaborar y
concertar un “Acuerdo de Integración Energética”, con base en el Acuerdo Parcial
firmado en 1998.
A fin de lograr el pleno desarrollo energético de la región fronteriza, convienen en
realizar un estudio de factibilidad técnica y económica para la instalación de una
planta termoeléctrica y de una de separación de líquidos del gas natural.
Como dato de importancia, el Presidente de Bolivia Carlos Mesa Gisbert,
manifestó el firme propósito de colaborar con el desarrollo y ejecución del
proyecto del gasoducto del NOE, cuya ejecución debería enmarcarse en la nueva
Ley de Hidrocarburos y un referéndum vinculante.
En este instrumento, el Presidente de Bolivia calificó a las exportaciones de gas
natural a la Argentina (en razón del déficit energético sufrido durante 2004), como
una muestra efectiva de la voluntad integracionista entre ambos países.
Como dato ilustrativo, al momento de suscripción de esta Declaración, se autorizó
una exportación extraordinaria por seis (6) meses de 4MMm3/d, renovable por
cinco (5) años, en consonancia con las políticas del Gobierno y población
bolivianos (Ley de Hidrocarburos y referéndum).
Estos gestos serían retribuidos por nuestro país, mediante la instalación de
conexiones domiciliarias de gas en Bolivia.
16
También se insta al aprovechamiento de los ríos Bermejo y Grande de Tarija, con
fines de aprovechamiento hidroeléctrico.
Declaración Presidencial
Del 22 de julio de 2004, ratifica en gran medida los presupuestos programáticos
de la Declaración anterior, felicitando al pueblo boliviano por el comportamiento
observado en ocasión del referéndum vinculante.
Los Presidentes destacaron el comienzo de las operaciones de exportación e
importación de gas natural desde Bolivia hacia la Argentina, manifestando el
mandatario argentino las intenciones de intensificar las mismas y reafirmaron su
apoyo al Comité Intergubernamental Coordinador de los Países de la Cuenca del
Plata (CIC).
También hicieron lo propio respecto de la construcción de las obras hidráulicas de
Las Pavas, Arrayazal y Cambarí, cuencas de los ríos Bermejo y Grande de Tarija,
comprometiéndose a impulsar la reactivación de la Comisión Parlamentaria
Permanente de Integración Argentino-Boliviana.
Protocolo Adicional al Acuerdo de Alcance Parcial para el Suministro de
Gas Natural de Bolivia al Gasoducto NOE
Suscripto el 14 de octubre de 2004, establece el significado de diferentes
expresiones: Capacidad Remanente, Concurso Abierto de Capacidad, entre otras,
a fin de evitar diferentes interpretaciones dentro de los instrumentos firmados por
ambos países.
Asimismo, declaran de prioridad nacional al Gasoducto y al GNEA,
comprendiendo esta aseveración el otorgamiento de las autorizaciones necesarias
para la exportación del gas natural y condensado obtenido de dichas instalaciones.
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Ello comprende las autorizaciones, concesiones y licencias para que el/los
inversionistas pueda/n construir y operar un gasoducto entre Bolivia y Argentina y
el facilitamiento de la construcción de una planta de separación de líquidos en
zona fronteriza, los que serán exportados a terceros países, determinándose los
respectivos precios concordantemente con las pautas señaladas en las Leyes de
Hidrocarburos de Bolivia y Argentina, sin otras imposiciones adicionales
dispuestas en el futuro.
En caso de conflicto, las partes se comprometen a diseñar un sistema de solución
de controversias, las que serán resueltas mediante negociaciones directas entre los
firmantes.
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II - Descripción de la Industria Gasífera Argentina
II.1.- Antecedentes de la Industria del Gas en Argentina
La industria gasífera y sus derivados, es uno de los más importantes sustentos de
las economías modernas a nivel mundial y ha sufrido en el mundo y en la
Argentina en particular, una serie de transformaciones, tanto desde el punto de
vista tecnológico como en su propiedad.
En 1946 se crean en Argentina, las cuatro grandes empresas energéticas a la par
de la Dirección de Yacimientos Petrolíferos Fiscales: 1.- Gas del Estado, 2.-
Combustibles Sólidos y Minerales, 3.- Centrales Eléctricas del Estado (CEE), y
4.- Combustibles Vegetales y Derivados.
Desde el comienzo de las operaciones, la empresa GAS DEL ESTADO, ejerció el
monopolio en todas las etapas del proceso de exploración, producción, transporte,
distribución y comercialización de gas natural, bajo un sistema de integración
vertical. Posteriormente, en el marco del programa de privatizaciones emprendido
por el Estado Nacional en la década del ’90 a partir de la Ley de Emergencia
Económica y Reforma del Estado, en el año 1992 la empresa fue dividida en dos
compañías de transporte por gasoductos y ocho de distribución como lo muestra el
mapa a continuación.
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Actualmente, la industria del gas se encuentra dividida, por una parte en
exploración y explotación, y por la otra en transporte, distribución y
comercialización. Distintos operadores privados sujetos a un mayor o menor
grado de competencia, y a diferentes métodos de regulación son los principales
actores de cada una de esas etapas.
En algunos casos, se confía en la entrada potencial y real de competidores como
mecanismo que impone la disciplina de mercado (producción y comercialización);
en otros, que responden más a la clasificación de monopolios naturales, se
encuentras sujetas a regulación (distribución y transporte).
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La autoridad de aplicación de las actividades de exploración y producción es la
Secretaría de Energía de la Nación. Mientras tanto, la regulación de los segmentos
monopólicos de la industria se encuentra definida en el marco regulatorio Ley
24076 y está a cargo del ENARGAS, organismo creado en dicha norma y que es
una repartición subordinada a la Secretaría de Energía de la Nación.
Participación en la explotación de reservas de gas natural:
EMPRESAS RESERVAS%
Repsol YPF 31,75
Total Austral 20,79
Pan American 12,81
Pluspetrol 8,96
Petrobrás 7,45
Petrolera S. Fe 2,34
Chevron 2,24
Sipetrol 1,75
Vintage 1,07
Otros 1
Fuente: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas – Nov. 2004
Observaciones sobre las reservas en la República Argentina
En todos los países de la región, el gas natural figura como el combustible en
expansión tanto para el sector eléctrico como para el industrial y doméstico. Sin
embargo las crecientes incertidumbres que giran alrededor del fluido complican el
vínculo energético entre países vecinos.
A principios de los ´80, cambió la historia energética de la Argentina y de la
región con la puesta en marcha del yacimiento de Loma de la Lata. Que permitió
al país consolidarse junto a Bolivia, como el núcleo productor y proveedor de gas
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natural de los potenciales consumidores de la zona entre ellos, Chile, Brasil,
Paraguay y Uruguay.
Una década después las privatizaciones intervinieron en la dinámica de la
integración“, entonces las empresas se limitaron a utilizar las reservas con las que
contaba el país sin invertir para incorporar nuevas.
La Argentina incrementó su producción de gas y no aumentó el número de
reservas disponibles. Pasó de contar con los insumos suficientes para cubrir las
necesidades por 35 años a fines de los ´80 a tener solo una perspectiva de 12 años
en la actualidad.
La Argentina hoy cumple con el 60 % de los compromisos de exportaciones
firmes de gas natural.
Durante la década que comenzó en 1970, la integración se basó en los
emprendimientos vinculados con la energía hidroeléctrica y con acuerdos entre los
países para aprovechar esos recursos compartidos. La represa de Itaipú construida
entre Paraguay y Brasil y la de Salto Grande entre Uruguay y Argentina, fueron
dos experiencias exitosas. Yaciretá (una sociedad argentino – paraguaya) en
cambio, aún encabeza la lista de proyectos inconclusos en materia hidroeléctrica.
Es importante destacar que la Argentina y Brasil no realizaron en conjunto
ninguna iniciativa en ese segmento.
El gas también jugó un papel primordial en esa década, debido a la
materialización del aporte de 6 MM de m³ del fluido por día desde los yacimientos
Bolivianos hasta la Argentina por medio del Gasoducto del Norte (construido en
1959). El contrato data de 1972 y estuvo vigente hasta fines de los `90.
La puesta en marcha del Yacimiento Loma La Lata cambió la historia energética
de la región. Se abandonó el pensamiento que posicionaba a la energía
22
hidroeléctrica y a la nuclear como las alternativas más fuertes a la creciente
escasez del petróleo, y comenzó a tomar color la opción ofrecida por las nuevas
reservas de gas natural encontradas en la Provincia de Neuquén.
El hidrocarburo se convirtió de esa manera en el actor principal del segmento en
la Argentina que pasa a ser uno de los países que más consumen ese insumo. La
industria nacional fue modificada y adaptada para utilizar el fluido como fuente de
energía principal. También resultaron transformadas las centrales eléctricas y cada
vez son más los automóviles que reemplazan los combustibles líquidos por gas
natural comprimido (GNC).
En el esquema siguiente, podemos apreciar a continuación la matriz energética
donde casi el 49% corresponde con la producción primaria de gas, que posiciona a
la argentina como uno de los países mas gasificados del mundo.
23
BALANCE ENERGETICO NACIONAL - PRODUCCION PRIMARIA
5,8%1,5%
48,5%
1,0%
38,8%
0,8%2,4%1,0%
Energía Hidráulica Nuclear Gas Natural Leña Petroleo Carbón Mineral Otros Primarios Bagazo
La disponibilidad de gas natural en el próximo quinquenio
En el mes de Enero de 2005 la Secretaría de Energía de la Nación publicó el
“Boletín Anual de Reservas de Hidrocarburos 2003”; al analizar la cubicación de
las reservas comprobadas de gas natural al 31 de Diciembre de ese año se observa
que las cuencas productivas del país contaban con 612.496 millones de m3. Si a
tal volumen de reservas certificadas se le restan los 48.280 MM de m3 producidos
en 2004, las reservas comprobadas de este fluido disminuyeron a 564.216 MM de
m3; es decir, un horizonte de vida algo inferior a los 12 años de disponibilidad de
gas, contemplando el nivel de producción nacional del año 2004, lo que supone un
agotamiento definitivo de los yacimientos gasíferos hacia el año 2016.
No obstante, si se consideran las proyecciones del ENARGAS (2002) en la
producción de este hidrocarburo para los años 2005 y 2010, correspondientes a
60.000 MM de m3 y 90.000 MM de m3, respectivamente, la disponibilidad de gas
natural alcanzaría a cubrir las necesidades energéticas del país hasta el año 2012
como máximo. Estos escenarios no sólo están basados en los aumentos
proyectados para el mercado interno (principalmente incremento del consumo en
las centrales eléctricas y en las industrias), sino también por aquellos
correspondientes a las exportaciones, que superarían el 21% al finalizar el
presente decenio –el año pasado representaron más del 15% de la producción total
de gas – (véase Cuadro 1).
24
Sin embargo, las proyecciones elaboradas por la Secretaría de Energía de la
Nación (2003) y de la Comisión Nacional de Energía del Gobierno de Chile
(2003) muestran diferencias sustanciales con respecto a las de ENARGAS (2002)
en cuanto al nivel de producción y de exportación sugerido para el período 2005-
2012 (véase Cuadro 2).
25
Considerando el nivel de producción gasífero y de las respectivas reservas
comprobadas para 2004 en 48.280 MM de m3 y 564.216 MM de m3,
respectivamente, más los incrementos correspondientes a la producción nacional
proyectada hasta 2012, los horizontes de vida resultantes de tales coeficientes para
los años 2010 y 2012 corresponden a 3,4 y 1,2 años, respectivamente, es decir, un
agotamiento definitivo para el año 2013, como lo indica el Cuadro 2. Si a tales
reservas comprobadas se sumara el 50% de las reservas probables, los horizontes
de vida para los años 2010 y 2012 serían equivalentes a 5,6 y 3,3 años,
respectivamente, es decir, un agotamiento definitivo para el año 2015 (véase
Cuadro 2). Dichos niveles de producción gasífera en aumento y la respectiva
declinación de las reservas comprobadas se obtuvo de la siguiente forma:
Los volúmenes de exportación con destino Chile para el período 2005-2012
fueron recavados de la tabla “Proyección Demanda de Gas Natural 2003-2012”,
publicada en Noviembre de 2003 por la Comisión Nacional de Energía (CNE) del
Gobierno de Chile, mientras que el volumen de 2004 corresponde a datos
operativos del ENARGAS publicados por el ente regulador en Enero de 2005 en
base a declaración jurada de las productoras y transportistas. Los volúmenes de
exportación con destinos Brasil y Uruguay se basan en datos del documento
“Prospectiva 2002”, publicado por la Secretaría de Energía de la Nación en Mayo
de 2003.
En relación a la demanda interna de gas natural, los volúmenes de 2004 se basan
en datos operativos del ENARGAS publicados en Enero de 2005, mientras que
los correspondientes al período 2005-2012 fueron estimados por el Área de
Recursos Energéticos y Planificación para el Desarrollo del IDICSO: se calculó
un 6% de incremento en 2005 respecto a 2004 basado en el crecimiento de la
economía esperado para este año, el correspondiente a 2006 con un 5% de
aumento respecto a 2005, el de 2007 un 4% de incremento en relación al año
anterior, y los correspondientes al período 2008-2012 un aumento del 3% anual
(si bien para este período el IDICSO no considera que la economía nacional tenga
tasas de crecimiento similares, tales estimaciones se basan en que el agotamiento
26
de las reservas comprobadas de petróleo afectarían a las centrales termoeléctricas,
las cuales se abastecen con derivados del crudo, lo que sugiere que el gas natural
aportaría la satisfacción de las necesidades eléctricas que deberían cubrir el fuel-
oil y el gas-oil producido localmente, principalmente por razones de costos, ya
que la importación de petróleo crudo y derivados al comienzo de la década
entrante impactaría sobremanera la estructura de costos de la economía nacional).
Cabe señalar que en el Cuadro 2 se presentan volúmenes de gas natural con
destino incierto, denominado en el mismo como “Destinos varios”. Se toma como
referencia el volumen de 2004 para el período 2005-2012 (en 2003 los volúmenes
sin destino claro fueron equivalente a 13.082 MM de m3).
En el Cuadro 2 también se pueden observar los horizontes de vida de las reservas
comprobadas y de la sumatoria de éstas y del 50% de las reservas probables, los
cuales contemplan únicamente la proyección estimada para la demanda interna y
“destinos varios” equivalentes a mil millones de metros cúbicos. Estos
indicadores sugieren que si son prohibidas en forma inmediata las exportaciones
de gas natural y el Estado nacional comienza a controlar y regular cuánto y cómo
se extrae, se entrega en el mercado interno y se exporta, la disponibilidad de las
reservas comprobadas de gas natural para el Pueblo argentino alcanzaría hasta el
año 2017 y la correspondiente a las reservas comprobadas más 50% de las
reservas probables hasta el año 2020.
Si bien tenemos datos de dos fuentes que estiman el horizonte de las reservas de
gas para el 2012 o 2015 /2020, según sean los criterios en análisis se deberá tener
en cuenta las siguientes consideraciones:
En principio el ritmo de extracción de reservas está determinado por ciertos
factores técnicos que de alguna manera impiden que se cumpla el valor del índice
entre Reservas / Producción por ejemplo 12 años.
27
En la práctica cada yacimiento tiene una curva de producción que presenta un
rápido crecimiento en los primeros 2 ó 4 años. Luego la producción se estabiliza
en un determinado nivel denominado “Plateau” donde permanece con ese ritmo de
producción de 4 a 5 años, y luego comienza a declinar a tasas del orden del 10 al
15 % permaneciendo 30 años ó más, con la característica que cada año declina
respecto del anterior de un 10 a un 15 %.
Por lo tanto el hecho que la relación Reservas /Producción de gas arroje un valor
de por ejemplo de 12 años, no implica que en el año 2006 ó 2007 ó 2008, la
capacidad sea inferior a la demanda.
En ese escenario la demanda interna insatisfecha crecerá a partir de ese momento
anualmente en un determinado valor absoluto que sería la diferencia entre el
aumento absoluto en la demanda y la declinación absoluta de la producción.
El otro factor importante es que indudablemente va a existir alguna incorporación
de reservas probadas o probables a través que transcurran los años. Lo importante
sería determinar si esa incorporación de reservas puede o no ser suficientes para
compensar la producción que se vaya extrayendo.
Por otra parte, cabe preguntarse aquí por qué los hidrocarburos son recursos
estratégicos para Argentina, y la respuesta es la siguiente: el país depende en un
90% del petróleo (43%) y gas natural (47%) para cubrir sus necesidades
energéticas, según el “Balance Energético 2003” publicado por Secretaría de
Energía de la Nación en Febrero de 2005 (y un 60% de dependencia
hidrocarburífera en el suministro de energía eléctrica).
Es más, el gas natural tiene una participación del 43,5%, promedio registrado en
los balances energéticos de la Secretaría de Energía de la Nación correspondientes
al período 2000-2003. Las líneas precedentes sugieren la posibilidad de ocurrir un
colapso energético o, en su defecto, la importación total de energía, en el primer
quinquenio de la década entrante. Tal colapso ocurriría en el sistema de
28
transmisión de energía eléctrica, más fallas parciales con origen en la capacidad
de fuerza de las usinas.
A su vez, la escasez de combustibles obligaría al gobierno a implementar y
regular un programa de racionamiento en la entrega de gas natural, GNC, GLP,
gasolinas, gasóleos y demás combustibles derivados del petróleo crudo por parte
de las productoras, sin olvidar la escasez de insumos requeridos por la industria
petroquímica para la elaboración de agroquímicos, plásticos, fertilizantes, etc. En
caso de evitarse tal hipotético colapso energético, la importación total de energía
eléctrica y de combustibles fósiles, líquidos y gaseosos afectaría no sólo a las
actuales ventajas competitivas del aparato productivo nacional, sino al conjunto de
la economía, lo que se traduciría en un escenario no muy diferente al que
experimentan hoy en día algunos países de la región.
Respecto a la concentración económica de las reservas comprobadas de gas
natural, según la Secretaría de Energía de la Nación, se puede observar que en
2003 sólo 7 empresas eran propietarias del 82,3% de las reservas a saber:
o Repsol YPF el propietario más importante: 289.669 MM de m3 o
47,3% de concentración (incluidas las de Pluspetrol).
o BP-Amoco (más la local Bridas) que controla a Pan American Energy
con 56.389 MM de m3 o 9,2% de concentración.
o Total Austral el consorcio germano-estadounidense Wintershall
Energía con 46.900 MM de m3 cada uno o 7,7% de concentración
cada uno
o Petrobrás con 34.078 MM de m3 o 5,6% de concentración
(véase Cuadro 3).
A modo ilustrativo, Repsol YPF es titular de 85 concesiones de explotación y la
estatal brasileña Petrobrás es titular de 32 concesiones de explotación en
Argentina (para el Grupo Repsol YPF, en 2004 Argentina representaba el 73% de
su producción total de petróleo y el 61% de su producción total de gas natural en
29
el mundo; para la estatal brasileña Petrobrás, en 2004 Argentina representaba el
60% de su producción total de petróleo y el 40% de su producción total de gas
natural).
En relación a la producción de gas natural registrada en 2003, el 95% de la misma
se concentraba en 5 empresas.
(véase Cuadro 4).
Mientras que en lo concerniente a las exportaciones realizadas en 2003, sólo 7
compañías petroleras concentraban alrededor del 86% (U$S 275 millones) de las
mismas (más de U$S 320 millones), siendo los principales exportadores:
(véase Cuadro 5).
30
Si bien la morfología del mercado gasífero es más abierta que en el esquema
previo a las reformas estructurales (pues, no existe una empresa que controle la
cadena gasífera integralmente, como lo hiciera hasta 1992 Gas del Estado), el
marco regulatorio emergente de tales reformas no se ve para nada reflejado
cuando se analiza la participación de los agentes económicos de dicho mercado en
las diversas fases de la cadena gasífera y en los diversos eslabones de los
segmentos petróleo y eléctrico (los principales productores de hidrocarburos son:
transportistas, distribuidores y consumidores industriales de gas natural;
participan en el transporte, refinación y comercialización del crudo y derivados;
participan también en la generación, transporte, distribución y consumo industrial
de energía eléctrica), sino más bien el desarrollo de un mercado de competencia
cada vez más imperfecto, en particular por la alta concentración registrada tanto
en la propiedad de las reservas como en la extracción y en la exportación.
A propósito de ello, sobre la diversificación estratégica de las empresas a cargo de
la oferta primaria de gas natural, de los subsistemas Norte y Sur de transporte con
las respectivas prestatarias de distribución y propietarias de gasoductos de
exportación, se identifica la participación directa e indirecta de los productores
gasíferos en la propiedad de distintas firmas transportistas y distribuidoras de gas
natural, así como también en diversas compañías que operan en disímiles
segmentos del mercado energético y en actividades productivas energointensivas
31
(véase Cuadro 6).
Exportaciones vs. abastecimiento del mercado interno y la “crisis” del gas
natural
Al analizar las exportaciones de gas natural argentino, en base a datos operativos
del ENARGAS, se puede observar que finalizado el ejercicio 2004 las
exportaciones totales de este hidrocarburo se incrementaron un 8% respecto al año
anterior, es decir, alcanzaron los 7.299 MM de m3.
En el caso de las exportaciones destinadas a:
o Chile: el incremento fue superior al 7% en relación al año 2003,
totalizando 6.731 MM de m3;
o Brasil: aumentaron un 9%, alcanzando 448 MM de m3;
o Uruguay: se incrementaron más del 76%, alcanzando 120 MM de m3.
En suma, del total de las exportaciones de gas natural registradas el año
pasado, 92,2% se destinaron a Chile, 6,2% a Brasil y a Uruguay el 1,6%
restante (véase Cuadro 7).
32
Cabe destacar que en los tres primeros meses de 2004 las exportaciones de gas
natural realizadas a Chile alcanzaron registros históricos. Para el mes de Enero del
año pasado se observa un incremento del 26% en las exportaciones de este
energético a Chile respecto a igual mes de 2003. En Febrero de 2004 se registró
un aumento del 33,5% en relación a mismo mes del año anterior, y un 8,5%
respecto a Enero de 2004. En el primer mes de la denominada “crisis del gas de
2004” (Marzo) se registró casi un 9% de aumento respecto a igual mes del año
2003, mientras que para el mes de Abril del año pasado se registraron volúmenes
de exportaciones similares a los de igual mes de 2003. La única disminución
relevante llegó en el mes de Mayo, registrándose un -12% respecto a igual mes del
año anterior, mientras que en Junio de 2004 se lograron nivelar los volúmenes de
exportación con registros similares a igual mes de 2003, y 5,6% superior a Mayo
de 2004.
Cabe recordar que la demanda interna durante tales meses de “crisis del gas de
2004” registró, según ENARGAS, un incremento del 12,6% en relación al año
2003 y del 6,7% en comparación con el año 2000, en particular aumentos del
sector industrial, explicados más precisamente por los antecedentes históricos, y
por las centrales termoeléctricas por haberse tratado de un año hidrológicamente
pobre, dando por consiguiente una insuficiencia en la capacidad de transporte,
también explicada por los antecedentes históricos. Pero también se observan
incrementos similares e incluso superiores a los del analizado trimestre “crítico”
de 2004 para otros años: el incremento ocurrido en el trimestre Marzo-Abril-
Mayo de 1997 respecto a igual período de 1996 fue equivalente al 11%, y el
aumento ocurrido en mismo trimestre de 1999 respecto a igual período de 1998
33
fue equivalente al 18,3%; y ni en 1997 ni tampoco en 1999 se presentó una
escasez de gas.
Cabe señalar que los incumplimientos contractuales de las productoras gasíferas
que operan en Argentina respecto a sus clientes chilenos durante 2004 en relación
a 2003 fue de apenas un -3%; pues, según ENARGAS, y como fuera mencionado
antes, el volumen exportado en 2004 fue equivalente a 6.731 millones de m3 y,
según la CNE del Gobierno de Chile (2003), el volumen pactado debía
corresponder a 6.934 millones de m3; es decir, un déficit equivalente a -203
millones de m3.
Tanto la demanda interna y la exportación de gas natural durante 2004 estaban
previstas en el documento “Prospectiva 2002” de Secretaría de Energía de la
Nación con valores algo similares. Tampoco debe olvidarse que entre las opciones
de contingencia de corto plazo de la Administración Kirchner que aparecen en el
documento “Plan Energético Nacional 2004-2008”, publicado en Mayo de 2004,
se encuentra la importación de gas natural proveniente de la cuenca Tarija,
Bolivia.
Ese gas natural que el Estado argentino le compra al Estado boliviano (a través de
YPFB), es propiedad de filiales de Repsol YPF que operan en el país andino
(Maxus Bolivia y Empresa Petrolera Andina controlan el 9,4% y 25,7%,
respectivamente, de los bloques de explotación en Bolivia; de conjunto, logran
que Repsol YPF controle el 35,1% de las reservas gasíferas bolivianas).
Según la consultora EQUIS (2004), alrededor de 13 millones y medio de
ciudadanos argentinos no tienen acceso al gas natural por redes (a modo
ilustrativo, el 100% de los hogares de las Provincias del NEA: Corrientes,
Misiones, Chaco y Formosa, no tienen acceso al gas natural, véase Cuadro 8),
donde aproximadamente el 58% de los mismos (más de 10 millones de
ciudadanos argentinos) vive por debajo de la línea de pobreza, consumiendo
energéticos alternativos: 80% consume gas licuado de petróleo (GLP) envasado
34
en garrafa y el 20% restante quema leña, plásticos, residuos vegetales/animales,
etc.
Notas sobre los destinos de la producción nacional de gas natural
En lo concerniente al consumo nacional de gas natural registrado en 2004, según
el ENARGAS la demanda interna fue equivalente a 33.472 millones de m3,
representando un incremento del 8,6% respecto al consumo nacional de 2003
(30.830 MM de m3), y casi un 7,2% de aumento en relación a 2000 (31.238 MM
de m3), año en que se había registrado la mayor demanda interna.
De esos 33.476 millones de m3 de gas natural consumidos en el mercado interno
durante 2004, 20,7% correspondió a usuarios Residenciales, 3,3% a Comercios,
1,1% a Entes Oficiales, 33,5% a las Industrias (incluye RTP-Cerri), 30,9% a las
Usinas Eléctricas (incluye consumo de gas en “boca de pozo”), apenas 9,1% al
Transporte Automotor (GNC) y 1,4% a Subdistribuidores (véase Cuadro 9).
35
En el Cuadro 10 se puede observar la evolución de la demanda interna, de la
exportación y el volumen de producción con destino desconocido para el período
1996-2004
Para el mes de Enero de 2005, la demanda interna de gas natural se incrementó en
casi un 12% respecto a igual mes de 2004 y las exportaciones aumentaron un
8,2%.
No obstante, durante los próximos meses y años es probable que se presenten
“crisis coyunturales” (léase cortes provocados de suministro) en la oferta de
energía del mercado interno.
36
III.- Descripción de la Industria Gasífera en Bolivia
III.1.- Antecedentes de la Industria del Gas en Bolivia
El 21 de diciembre de 1936, mediante decreto ley se crea YPFB (Yacimientos
Petrolíferos Fiscales Bolivianos), empresa petrolera nacional con personería
jurídica y autonomía propia, se encomienda al nuevo organismo la exploración y
explotación de los hidrocarburos dentro de todo el territorio nacional de Bolivia.
De esta forma se inicia la explotación petrolífera a cargo del estado. El gobierno
boliviano toma estas decisiones ante su disconformidad con el desempeño
observado por la Compañía Standard Oil of Bolivia, concesionaria de la
explotación de zonas petroleras. En tal sentido el gobierno ordena su
nacionalización pasando a fortalecer la empresa estatal del petróleo. Esta nueva
empresa nace con autonomía de gestión y presupuesto propio. Además podría
constituir sociedades mixtas con el fin de fortalecer la economía fiscal.
Para hacerse cargo de las concesiones, YPFB comenzó enfrentando muchas
dificultades, en primer lugar su propia inexperiencia y falta de recursos. Los
obstáculos iniciales fueron los siguientes: a) la absoluta suspensión de todo interés
comercial en material petrolífera de los Estados Unidos en Bolivia. b) la lucha de
intereses entre YPFB y la Standard Oil, lucha que no solamente se hizo evidente
en el campo internacional, sino también en el interno, con el resultado de que
YPFB encontró en Bolivia poderosas resistencias. c) la precaria situación
económica por la que en esos momentos atravesaba la República como
consecuencia de la Guerra del Chaco y el descenso considerable en el precio del
estaño y d) la intervención política gubernamental en los asuntos de YPFB.
La empresa YPFB fue creciendo y un acontecimiento muy importante sucedió en
la segunda mitad de los años 60; se trató de la promoción que realizó YPFB para
introducir el Gas Licuado de Petróleo tanto para uso doméstico como para uso
industrial, dentro del territorio nacional. Esto se dio, debido a que la producción
de GLP se incrementó mucho y aunque se exportaba a países vecinos, se vio la
37
necesidad de usarlo como sustituto de productos líquidos de petróleo tales como
diesel, kerosene y gasolina.
En 1966, la Refinería de Cochabamba empezó a proveer GLP a los mercados de
Cochabamba y Santa Cruz. En 1969, se construyó una planta de GLP en Camiri,
ante la necesidad de satisfacer el consumo de este fluido que iba creciendo en todo
el país. Posteriormente, en los años 70, en los campos de la División Santa Cruz,
se hicieron modificaciones a la Planta de Colpa para producir pequeños
volúmenes. En Rio Grande se instaló una pequeña planta para producir 70
toneladas por día y finalmente, en el mismo Rio Grande, otra Planta de Absorción
con capacidad de 400 toneladas por día.
La División Santa Cruz nació como emergencia de la nacionalización de la
Bolivian Gulf Oil C. (BOGOC) producida en Octubre de 1969. A partir de
entonces, los campos Caranda, Colpa y Río Grande pasaron al control de YPFB,
inicialmente a través de la Gerencia de Explotación de dicha compañía. Cabe
recordar que se trataba de campos con producciones importantes y comprometidas
para la exportación de gas a la República Argentina. Para este objeto, en el
Campo Colpa se estaba construyendo una planta de procesamiento de gas.
En este contexto, se creó la unidad denominada División Santa Cruz de YPFB,
para la administración de los campos de Caranda, Colpa y Río Grande.
Durante la década de los 70 esta unidad mostró una pujanza excepcional en los
diferentes aspectos propios de la actividad petrolera y atendió los requerimientos
de exportación de gas a la Argentina en su totalidad, durante toda la década, sin
un solo día de paro por fallas de explotación.
Pese al crecimiento de la actividad petrolera y gasífera de las décadas de los 70 y
80, YPFB fue reducida al mínimo en 1997, cuando se aplicó en el país la
capitalización de las empresas estatales. El YPFB “residual”, entonces, comenzó
tomando algunas responsabilidades en la asignación de volúmenes a las diferentes
empresas que entonces participaban en la exportación de gas natural a la
38
Argentina y, a partir de 1999, al Brasil. Actualmente está en un período de
reconversión y ahora sus funciones serían más complejas, aunque sin volver, por
el momento, a las tareas de producción. Hasta recientemente, YPFB cumplía sólo
el papel de administrador de los contratos de riesgo compartido que el Estado
había suscripto con todas las petroleras y la intención es darle la opción de ser
socio de los proyectos hidrocarburíferos y de los planes de industrialización.
Como parte de esta nueva etapa, la Ley de Hidrocarburos N° 3058 prevé que
podrán celebrarse con YPFB contratos de Producción Compartida, Operación o
Asociación.
La norma establece un rígido control por parte del Estado Boliviano, encarnado a
través de un muy activo rol de YPFB, tanto en la propiedad de los hidrocarburos
cuanto en la suscripción de contratos y participación en la exportación.
Asimismo, se impone a los productores, numerosas obligaciones en materia
ambiental y social incluyendo una delicada relación con las comunidades
indígenas que fija la consulta obligatoria, previa y oportuna para la realización de
cualquier actividad hidrocarburífera.
Los funcionarios que hablan del fortalecimiento de YPFB dicen que se asegurarán
de que el ente sea manejado con criterio de empresa privada. Ese es el concepto
que ha ayudado a fortalecer empresas estatales en otros países, como Malasia,
donde Petronas tiene una administración que se rige estrictamente por los
principios de eficiencia y manejo de resultados, que se aplica en las empresas
estatales. Países latinoamericanos que tienen empresas petroleras estatales, que
son la mayoría de ellos, hacen todo lo necesario para aplicar métodos de
eficiencia.
El impulso que tiene ahora YPFB, debido a la importancia que ha adquirido el
negocio de la venta del gas natural, debe ser manejado con criterios muy severos.
El resurgimiento del ímpetu estatista en algunas empresas debe ser tomado con
39
cautela, en vista de la mala experiencia que ha dejado la adulteración de los entes
estatales hasta antes de 1997.El potenciamiento de YPFB puede resultar positivo
si se convierte en una empresa competitiva y que pueda aportar de forma eficiente
al Estado.
III.2.- Indicadores de medición y tendencias de reservas en ambos Estados
Las estimaciones de reservas, tienen cierto grado de incertidumbre pues dependen
de la confiabilidad de los datos de geología e ingeniería disponibles al momento
de efectuar la estimación y de la interpretación de esos datos. El grado de
incertidumbre, puede ser acotado clasificando las reservas en probadas (P1),
probables (P2) y posibles (P3). Las probables y las posibles tienen menos certeza
en la recuperación que las reservas probadas, y así se las distingue según el grado
de incertidumbre en su evaluación.
Sin embargo, existe disparidad de criterios de definición que son muy importantes
a tener en cuenta, ya que las definiciones realizadas por la consultora
DEGOLYER & MACNAUGHTON para YPFB y las realizadas en base a la
Resolución ex-Secretaría de Energía y Minería Nº 482/98, dan resultados muy
distintos.
En el siguiente cuadro se describe la diferencia de criterios que tienen ambos países al momento
de la evaluación de sus reservas.
CLASIFICACIÓN DE RESERVAS SEGÚN BOLIVIA (CERTIFICACIÓN DE DEGOLYER & MACNAUGHTON)
CLASIFICACIÓN DE RESERVAS SEGÚN ARGENTINA ( SEGÚN RESOLUCIÓN EX-SEC. DE ENERGÍA Y MINERÍA Nº 482/98
PROBADAS PROBADAS
Reservas que han sido probadas con un alto grado de certidumbre por el análisis del historial de producción de un reservorio, y/o por el análisis volumétrico de los datos geológicos y de ingeniería representativos.
La productividad comercial se ha
Son aquellas cantidades de gas que de acuerdo al análisis de datos geológicos y de ingeniería, pueden ser estimadas con “razonable certeza” sobre la base de ser comercialmente recuperables, a partir de una fecha dada, de resevorios conocidos, bajo condiciones económicamente determinadas,
40
establecido en base a la producción actual, a pruebas exitosas, o en ciertos casos, por un análisis favorable de testigos y por la interpretación de registros eléctricos, cuando las características de producción de la formación son conocidas a partir de campos cercanos.
Desde el punto de vista volumétrico, la estructura, la extensión areal, el volumen y las características del reservorio se encuentran bien definidos por una interpretación razonable de un adecuado control sub-superficial de pozo, y por el conocimiento de la continuidad del reservorio saturado de hidrocarburos por encima de los contactos de fluidos, si éstos existiesen, o por encima de la ocurrencia estructuralmente más baja de hidrocarburos que se conozca.
métodos operativos y reglamentaciones gubernamentales.
Como “Razonable Certeza” definimos al alto grado de confiabilidad que tienen las cantidades a ser recuperables, en un nivel de confiabilidad del 90%.
PROBABLES PROBABLES
Reservas que son susceptibles de ser probadas y que se basan en evidencia razonable de la existencia de hidrocarburos producibles dentro de los límites de una estructura o reservorio, por encima de contactos de fluido, sean éstos conocidos o inferidos, pero que se definen con un menor grado de certidumbre debido a un control de pozo más limitado, y/o a la ausencia de pruebas de producción definitivas.
Las reservas probables pueden incluir extensiones de reservorios probados u otros reservorios que no han sido probados en flujos comerciales, o reservas recuperables por métodos de recuperación mejorada que aún no han sido probados en el mismo reservorio, o cuando exista una incertidumbre razonable acerca de la ejecución de la recuperación mejorada.
Son aquellas reservas no probadas que sobre la base del análisis de los datos geológicos y de ingeniería, se estima como más “Probables” que sean económicamente recuperables. “Probable” implica que las reservas probadas más reservas probables tienen un nivel de confiabilidad del 50 % de ser recuperadas.
POSIBLES POSIBLES
Reservas que pueden existir pero que están menos definidas por control de pozos que en el caso de las reservas probables.
Son aquellas reservas no probadas que sobre la base del análisis de los datos geológicos y de ingeniería, se estima como menos factibles de ser recuperables que las reservas
41
Las reservas posibles incluyen aquéllas basadas principalmente en interpretación de registros y otras evidencias de saturación de hidrocarburos en zonas detrás de la tubería en pozos existentes, posibles extensiones de áreas de reservas probadas y probables indicadas por estudios geofísicos y geológicos, y aquéllas que se recuperarían por métodos de recuperación mejorada, donde los datos son insuficientes para clasificar las reservas como probadas o probables.
El grado en que las reservas probables y posibles puedan en definitiva ser reclasificadas como reservas probadas, dependerá de futuras perforaciones, pruebas y comportamiento de pozos. El grado de riesgo a ser aplicado en la evaluación de las reservas probables y posibles está influenciado por factores económicos y tecnológicos, así como el factor tiempo.
probables. “Posible” implica que las reservas probadas más las reservas probables más las posibles, tienen un nivel de confiabilidad del 10 % de ser recuperadas.
En consecuencia y teniendo en cuenta las definiciones anteriores, las reservas de
Bolivia según la consultora DEGOLYER & MACNAUGHTON las podemos
ejemplificar en los siguientes cuadros:
42
43
44
III.3.- Explotación y evolución de las reservas en Bolivia
Las reservas naturales de gas descubiertas en Bolivia alcanzan a 52 trillones de
pies cúbicos, siendo la segunda más importante de Sudamérica y superior a la que
tienen en conjunto Argentina, Brasil, Chile y Perú. Hace un año, el total era de 52
trillones: 27 trillones de pies cúbicos en reservas probadas y 25 trillones entre las
probables. Las reservas probadas de Venezuela son de 147 trillones, de Argentina
27 trillones, de Brasil 8 trillones y de Perú 13 trillones, según datos de principios
del 2002 de International Energy.
Las empresas extranjeras que controlan la mayor parte de las reservas bolivianas
son Petrobrás, Total, Maxus y Repsol, que en conjunto tienen el derecho de
45
explotación sobre el 80 por ciento de las reservas. Las empresas Chaco y Andina,
administradas por las transnacionales BP y Repsol YPF - en las que hay
participación accionaria de ciudadanos bolivianos alcanza el 47 % - controlan el
15 por ciento de las reservas totales del país. Chaco y Andina fueron constituidas
en la segunda mitad de la década del ’90 sobre la base de la capitalización de una
significativa porción de la empresa estatal del petróleo, Yacimientos Petrolíferos
Fiscales Bolivianos YPFB.
Participación en la explotación de reservas de gas natural:
EMPRESAS RESERVAS
%Repsol YPF 35
British Gas 15
Petrobrás 16
Total 14
Exxon 6
BP 4
Pan American 6
Vintage 2
Pluspetrol 1
Otros 1Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos de
Bolivia – Año 2004
Estas transnacionales también controlan las reservas probadas y probables de
casi un millón de barriles de gasolina natural y gas licuado de petróleo, que son
hidrocarburos líquidos asociados al gas natural.
El 85 por ciento de estas reservas (de gas y líquidos) se encuentra en el
departamento de Tarija, en el sur de Bolivia, siendo los campos de Margarita, San
Alberto y San Antonio, los más importantes.
Recientes estudios han determinado que Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB) explicara que la declinación del 4,74 por ciento en sus
reservas, fuera por el resultado negativo en la exploración del pozo Itaú-X3 en el
46
bloque Itaú ubicado en el departamento de Tarija y operado por la empresa franco
belga Total Fina Elf.
La certificación de las tres categorías de reservas fue realizada por la empresa
DeGolyer & MacNaughton sobre 77 yacimientos de gas y petróleo, de los que 41
están en producción y otros 36 en reserva.
La consultora también estableció que las reservas probadas y probables de
petróleo se sitúan en 908 millones barriles, un 5,04 por ciento menos que el
cálculo realizado el año pasado, cuando la cifra era de 976 millones barriles.
Esta baja también se explica por el resultado negativo de la exploración en el
campo Itaú.
El informe difundido por YPFB establece además que las "reservas posibles" de
petróleo pueden alcanzar a 437 millones de barriles, con lo cual la cifra global
alcanzaría a 1.336 millones de barriles.
III.4.- Inversiones ejecutadas desde Bolivia
La generalización de la administración privada sobre el mercado hidrocarburífero
boliviano ha sido posible por el alejamiento estatal de la actividad operativa
petrolera y la capitalización de la empresa estatal (YPFB), favorecida por la Ley
de hidrocarburos de 1996 y la progresiva liberalización del mercado de
hidrocarburos, razonables niveles tributarios y el contrato de venta de gas al
Brasil, sucesor del contrato de venta de gas a la Argentina.
Con la construcción binacional del gasoducto al Brasil, las inversiones se
acrecentaron notablemente. La inversión en exploración y explotación de
hidrocarburos entre 1997 y 2001 asciende a 2.450 millones de dólares. Si
incorporamos los 585 millones de dólares programados para el 2002, se tiene que
en seis años se invirtieron muy cerca de 3.035 millones de dólares, con un
promedio anual de 505 millones de dólares. Estos montos se siguieron
incrementando en los dos años siguientes, aunque recientemente dadas las
47
modificaciones legislativas producidas en el sector hidrocarburífero, hubo una
notable desaceleración.
En el transporte de hidrocarburos, la inversión también ha sido significativa,
especialmente con la construcción del gasoducto a Brasil y de las plantas de
compresión que demandaron una inversión (binacional/estatal) de 600 millones de
dólares. Su propiedad actual es de Enron, Shell, Transredes, Petrobrás y otros
socios minoritarios.
Otras inversiones de importancia son: el gasoducto a Cuiabá (Enron/Shell), la
mejora de los gasoductos y oleoductos en el mercado interno (Enron/Shell), el
gasoducto Gasyrg (Repsol YPF/Preobras/Total) y otros proyectos en transporte de
gas y líquidos (British Gas, Pluspetrol)
"La actividad de transporte en el sector de hidrocarburos ha concentrado una
inversión aproximada de 1.600 a 1.700 millones de dólares entre 1997 y el 2002,
resultando en un promedio de 283 millones de dólares al año", según los datos
oficiales del Gobierno Boliviano.
Esta millonaria inversión, de casi cinco mil millones de dólares desde 1997,
aunque ha desarrollado la exploración, explotación y comercialización de
hidrocarburos no ha tenido, sin embargo, efectos significativos sobre la economía
nacional, ya que Bolivia no es un país que produce bienes y servicios tecnológicos
que la industria petrolera requiere y, por tanto, las inversiones que se han
mencionado no aterrizan en el país. Se estima que solo el 5 por ciento queda como
contribución local.
Teniendo en consideración los antecedentes políticos, sociales, legislativos y
fácticos que presenta la reciente evolución energética boliviana, no debe
menospreciarse que una suma de al menos tres mil millones de dólares
estadounidenses, es decir más de la mitad de lo invertido en estos últimos años, es
la que necesita ser dispuesta para el desarrollo de reservas y la construcción de las
48
facilidades de transporte necesarias para llevar a la Argentina el significativo
volumen de 20 millones de metros cúbicos por día como ambos estados aspiran
comercializar.
49
IV .- Conclusiones
El camino hacia la integración y el contrato relacional
En la actualidad y gracias a un acuerdo firmado en abril de 2004 entre ambos
países, Bolivia exporta a la Argentina 6,5 MM de m3 de gas natural por día.
Desde la aparición de la nueva ley de hidrocarburos en el vecino país y debido a la
crisis político-institucional que atravesó Bolivia en los últimos meses, los
acuerdos bilaterales permanecieron estancados hasta ahora.
Las nuevas tratativas dieron como resultado el incremento del cupo de gas a 7,7
millones diarios por un período que se extiende hasta diciembre de 2006. Por su
parte, la Argentina se comprometió a facilitar las ventas de diesel a Bolivia, para
garantizar el abastecimiento de un combustible que en ese país es escaso.
Ocurre que la complicada situación por la que se atraviesa en materia energética,
le infiere una importancia vital a esas negociaciones. Entre otras cosas, ya
permitieron destrabar el avance en las conversaciones por la ampliación del
Gasoducto del Nordeste Argentino (GNA), un emprendimiento que en el camino
hacia la integración regional, uniría la frontera boliviana con la provincia
argentina de Santa Fe y permitiría abastecer con 20 MM m3 diarios de fluido al
mercado local. Eso supone una planificación de más de 20 años, por lo que
Bolivia aseguraría su provisión a largo plazo y la Argentina garantizaría parte de
su abastecimiento.
Ambas partes deben todavía definir una serie de puntos. Entre ellos, aún resta
acordar la metodología para la fijación de precios, lo que obviamente no es un
tema menor.
Por otra parte, la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 de Bolivia generó más de una
crítica a nivel interno. Desde el gobierno y los distintos grupos sociales, el nuevo
50
sistema impositivo que establece fue considerado contradictorio. Desde el sector
empresario, por su parte, aseguran que las condiciones legales, regulatorias y
fiscales recientemente introducidas por la normativa, sumrían a la industria
petrolera boliviana en la incertidumbre. Y esta incertidumbre, desde luego, se ve
reflejada en el avance de las negociaciones con la República Argentina.
Además, la limitada capacidad de producción de gas que Bolivia tiene en la
actualidad, no le permite abastecer cualquier demanda adicional. En ese sentido,
en dicho país saben que es necesario realizar grandes inversiones para revertir la
situación. Y esos desembolsos serían difíciles de conseguir bajo las condiciones
de la nueva ley.
El insuficiente desarrollo de los yacimientos bolivianos alertan sobre una posible
baja en la producción de gas, en un momento en que el país necesita incrementar
su exportación.
Una mayor actividad en exploración desembocaría necesariamente en un aumento
de la provisión gasífera. Sin embargo, en el marco de la norma vigente: las
compañías petroleras ya anunciaron que la legislación actual frenaría las
inversiones, ya que incrementa las regalías para todos los hidrocarburos en un 32
%, llevándolas a un total del 50 %.
Si bien en Bolivia se descubrieron suficientes reservas en los últimos ocho años
para respaldar proyectos de exportación, debido al manejo político del sector en
los últimos tres años y al régimen legal y tributario introducido, la tarea de realizar
proyectos para la expansión de nuevas exportaciones se vería dificultada.
Las empresas del sector hidrocarburífero boliviano consideran que
coyunturalmente, están dadas las condiciones para que el país se beneficie con las
iniciativas actuales y se inserte en los procesos de integración energética. Sin
embargo, saben que esas iniciativas externas deben ser sustentadas internamente
con medidas y políticas sectoriales adecuadas.
51
Los acuerdos entre ambos países representan para Bolivia, la apertura de
mercados para sus reservas de gas natural descubiertas y una nueva fuente de
ingresos en exportaciones, impuestos y regalías. Para la Argentina, por su parte,
abre la posibilidad de paliar la crisis energética actual, evitar la escasez e
incentivar el crecimiento gracias al abastecimiento de gas boliviano.
En este escenario, entendemos que el avance hacia un contrato relacional puede
ser el camino más apropiado para tranquilizar las aguas de ambos lados de la
frontera y para hacer posible e interesante para los productores, la asunción de
cuantiosas inversiones como las necesarias para hacer realidad este proyecto de
integración.
Se trata de un tipo de contrato todavía menos formalizado, menos
institucionalizado: no se definen taxativamente prestaciones y contraprestaciones
exactas. Se diferencian de los 'contratos clásicos' y de los 'contratos neoclásicos'
en un aspecto fundamental: mientras esos tipos de contrato se apoyan en
acuerdos fijados por ambas partes que se obligan a su cumplimiento exacto, en el
Derecho Contractual Relacional (de relaciones en confianza mutua) dominan
(aunque sin sustituir totalmente los acuerdos exactos basados en una obligación
exigible legalmente) los acuerdos que se apoyan, sobre todo, en una mutua base
de confianza.
En esta modalidad, lo esencial está en la identidad de los socios así como en la
calidad de sus relaciones mutuas basadas en la "confianza" (dimensión
normativa-moral, no de regulación cibernética ni tampoco basada en actitudes
críticas cotidianas) que ha ido surgiendo en el curso de interacciones anteriores.
Esto se manifiesta en interdependencias en sus procesos productivos, logísticos
etc., en actitudes valorativas comunes, en confianza mutua y en sentimientos de
solidaridad entre ellos. Cuando se producen diferencias o conflictos, éstas se
gestionan, no recurriendo a criterios jurídicos, sino por negociación directa entre
52
las partes. La intromisión de terceros, llámense jueces o árbitros, rara vez ayudaría
aquí.
En línea con estos conceptos teóricos, entendemos que una buena forma de darles
aplicación práctica, sería un esquema en el que ambos Estados y los actores
privados, suscribieran un acuerdo multilateral “Marco”, en virtud del cual se
expresaran las razones por las que para cada parte es de importancia, tanto la
concreción del proyecto como el cumplimiento de las obligaciones asumidas.
Así, para el Estado Boliviano es trascendente impulsar el desarrollo de las
reservas de hidrocarburos y la instalación masiva de redes de distribución de gas
domiciliario. Para la Argentina y como contrapartida, es necesario abastecerse de
gas natural externo que complemente la decreciente producción doméstica.
Bolivia por su parte, estaría interesada en exportar sus hidrocarburos líquidos a
través de puertos argentinos como el de Rosario. La Argentina, a cambio, se
beneficiaría con aranceles generados por dicho transporte. Esta es la visión del
lado oficial. Pero desde el punto de vista privado, también hay intereses que
podrían ser satisfechos y servirían como garantes del cumplimiento. En ese
sentido, los productores y transportistas bolivianos necesitarían que se les
garantice la vigencia y mantenimiento de reglas claras, previsibles y estables para
disponerse a invertir altísimas cifras como las que este proyecto demanda. De este
lado de la frontera, iguales condiciones reclamarían quienes deban invertir tanto
en infraestructura de transporte como de compresión, tratamiento y puertos.
Para finalizar podemos señalar lo siguiente:
a) Existe un importante excedente en el sector gas natural al interior de Bolivia,
cuya distribución entre productores y el Gobierno Boliviano, no está resuelta
y constituye un costo de transacción del tipo de “costos de arreglo”.
53
b) Aún cuando se llegase a un Acuerdo sobre cómo dividir el excedente al
interior de Bolivia, quedaría por ver la importancia que los costos tipo de
ejecución, tiene para las empresas inversoras.
c) Existe también un importante excedente en la integración gasífera Bolivia –
Argentina, cuya distribución entre ambos países no está resuelta y constituye
también un desafío importante en términos de costos de transacción, del tipo
“costos de arreglo”.
d) Los costos de transacción del tipo “costos de ejecución”, pueden ser
mitigados a nivel del proceso de integración, por un contrato de tipo
“Relacional”, cuya negociación ha comenzado pero no ha concluido aún.
e) Debe medirse el excedente que está en juego en este proceso de integración,
precisando la forma de medir el costo de oportunidad de ambos países.
En el caso de Argentina, ese costo de oportunidad puede estar dado por
menores exportaciones a terceros países y/o por el consumo de combustibles
alternativos.
En el caso de Bolivia, depende de las posibilidades que ese país tenga de
exportar el mismo gas hacia otros destinos. Por ejemplo: si pudiese exportar
idéntico fluido a Brasil, el precio de la transacción sería su costo de
oportunidad.
Vale aclarar que se trata de alternativas mutuamente excluyentes entre sí:
exportar a Brasil o a Argentina, ya que si Bolivia pudiese exportar al primero
sin afectar al segundo, el precio pagado por Brasil no sería el costo de
oportunidad de Bolivia
Es decir, que para que sea un costo de oportunidad que nos permita determinar
el precio mínimo, debe implicar que el ejercicio de una opción, necesariamente
conlleva la pérdida de la otra.
54
f) A modo de corolario, concluimos que no resulta tarea fácil establecer el
excedente y su distribución, por lo que la negociación en marcha constituye
un auténtico desafío en pos de la anunciada integración energética.
Ojalá los protagonistas sean concientes del rol crucial que les ha tocado
desempeñar.
55
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