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YPFB
no recupera el control de la producción, no fija precios y tampoco es
protagonista de la industrialización, interpreta el Cedla
La
nueva Ley de Hidrocarburos, tan neoliberal como las anteriores
Bolpress,
02/05/05
El
largo proceso de aprobación de la nueva ley de hidrocarburos ha
concluido con un resultado previsible. Después de que las empresas y
el oficialismo alertaran sobre el peligro de una norma
"confiscatoria", el resultado real es un texto del que emana
el conocido aroma de las leyes neoliberales impuestas al país en las
dos últimas décadas.
El
Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (Cedla), después
de hacer una lectura secuencial y comparativa de los distintos
proyectos de ley sujetos a debate, concluye en que el texto sancionado
por el Parlamento se parece más en su lógica, su orientación y
contenido a la propugnada por el gobierno Mesa. La liberalización del
sector –que implica el predominio de los intereses empresariales
mediante la privatización de la cadena hidrocarburífera–, la
preeminencia de los criterios de rentabilidad capitalista por sobre
los de la necesidad social, la continuación de la orientación
exportadora por encima de la demanda nacional de industrialización y
la defensa a ultranza de las ganancias de las empresas transnacionales
en desmedro de la apropiación estatal de la renta petrolera, son los
principios que parecen haber orientado la redacción de esta nueva
norma, indica un estudio del Cedla.
En
otro sentido se puede concluir también que el resultado de este
proceso es una ratificación del carácter engañoso del referéndum
de julio del 2004, presentado como la cúspide del ejercicio de la
democracia, pero que, en los hechos, acabó siendo el vehículo
utilizado para la legitimación de una política cuestionada por los
movimientos sociales en octubre de 2003.
El
carácter estratégico de los hidrocarburos en el actual sistema económico
mundial y, en particular, la situación de inminente crisis energética
en la región sudamericana –el mercado por excelencia para el gas
boliviano- han sido simplemente ignorados o soslayados por los
protagonistas del debate, que han limitado la discusión a la definición
sobre la legalidad de los contratos y a la disputa por una fracción
adicional de la renta petrolera. Por ello, resulta imprescindible
reafirmar que el aprovechamiento de esta inmejorable situación
externa y de la potencialidad de los hidrocarburos como palanca para
el desarrollo industrial del país y el mejoramiento radical de las
condiciones de vida de la población a través de la masificación del
consumo, son las principales razones que justifican la nacionalización
de los hidrocarburos.
Propiedad
y Contratos
El
articulo 5 de la ley sancionada por la Cámara de Diputados [1] dice
responder al mandato del Referéndum. Establece que se recupera la
propiedad de todos los hidrocarburos en Boca de Pozo y que YPFB ejerce
ese derecho.
La
propuesta aprobada en la Comisión de Desarrollo Económico de
Diputados había introducido la confusión al plantear en su artículo
31 que "YPFB, a nombre y en representación del Estado, detentará
la propiedad de los hidrocarburos en todas las fases de la cadena
industrial hasta el momento en que se realice su comercialización.
Una vez monetizado el valor de los hidrocarburos, YPFB procederá a la
transferencia de estos recursos a los Departamentos productores y no
productores, al Fondo de Desarrollo Productivo y a las empresas
contratistas participantes si corresponde, conforme a lo establecido
en la presente Ley", lo que daba lugar a la conjetura de que se
estaba imponiendo la expropiación de los hidrocarburos y el control
de éstos por el Estado en toda la cadena hidrocarburífera.
Para
confirmar que la nueva ley no pretende el control estatal sobre todas
las fases y que la recuperación de la propiedad está limitada a la
primera fase de extracción, el artículo 16 ratifica que "ningún
contrato puede conferir la propiedad de los yacimientos de
hidrocarburos en Boca de Pozo ni hasta el punto de fiscalización".
Asimismo, el artículo 16 dispone que la empresa productora entregue
"al Estado la totalidad de los hidrocarburos producidos en los términos
contractuales que sean establecidos" por el respectivo contrato.
Esto
quiere decir que la propiedad recuperada estaría vigente sólo hasta
el punto de fiscalización, entendido como "el lugar donde son
medidos los hidrocarburos resultantes de la explotación en el campo
después que los mismos han sido sometidos a un Sistema de Adecuación
para ser transportados" (artículo 138), más allá del cual
pasarían a manos de las empresas. En este sentido cabe anotar que las
regalías, participaciones y el impuesto directo a los hidrocarburos
(IDH) se pagarían indistintamente en "especie o en dólares de
los Estados Unidos de América" (artículo 56), lo que hace poco
probable que el Estado disponga físicamente de los hidrocarburos y
decida qué hacer con ellos.
Este
mismo artículo 5 alude también a la denominada migración
obligatoria de los contratos de riesgo compartido hacia las nuevas
formas establecidas por esta nueva norma, en un plazo de 180 días.
Esta
determinación ha despertado la oposición de diversos sectores. Los
empresarios privados, el gobierno y las empresas transnacionales han
rechazado la obligatoriedad de la migración. En cambio, algunas
organizaciones sociales y sindicales la han rechazado aduciendo que
esta disposición lo que hace es reconocer la legalidad de los
contratos puesta en duda por el Tribunal Constitucional.
Empero,
la observación que está ausente en uno y otro caso es que la ley
sancionada en su artículo 73 -relativo a la amortización de las
inversiones a que estaría obligado YPFB como producto de la firma de
un contrato de Producción Compartida- dispone que "con base a
los resultados de la auditoria el organismo administrador y
fiscalizador YPFB reconocerá al Titular las inversiones realizadas,
regalías y participaciones, y entre partes acordarán un programa de
amortización de las mismas, pagadera con la producción del
campo". Es decir, que la migración de los contratos de riesgo
compartido prevé que las empresas reciban una especie de indemnización
para permitir la incorporación de YPFB como socia del negocio.
Lo
interesante es que esta devolución incluye además de las inversiones
realizadas en el desarrollo la producción y el abandono (sic) del
campo, los montos de regalías y participaciones que la empresa
hubiese pagado anteriormente. En otras palabras, YPFB debería
devolver parte de la renta petrolera para poder participar como socio
en la explotación de reservas que, según la propia ley, son de
dominio "directo, inalienable e imprescriptible" de el
Estado. Si se toma en cuenta los elevados montos de las inversiones
que las empresas aseguran haber realizado desde el momento de la
capitalización y el monto pagado por concepto de regalías y
participaciones, es muy probable que YPFB no obtenga ningún tipo de
participaciones por un buen tiempo.
Nuevo
régimen de regalías e impuestos
La
ley sancionada finalmente aprobó un nuevo régimen tributario que
impone a los productores de hidrocarburos el pago de regalías, de
participaciones y de un nuevo impuesto (el Impuesto Directo a los
Hidrocarburos, IDH). Este resultado fue alcanzado después de 10 meses
de debate en torno a las propuestas del gobierno y de la Comisión de
Desarrollo Económico de Diputados.
El
gobierno proponía un régimen combinado de regalías e impuestos: 18%
de regalías y un impuesto complementario (ICH) de 32%. Este impuesto
sería escalonado según el nivel de producción de cada campo (desde
un 5% hasta un 32%), sería también liquidable por campo y no por
empresa y, finalmente, podría ser acreditable contra el impuesto a
las utilidades. Debido a los altos niveles de producción de la escala
muchos campos de menor tamaño no pagarían el impuesto; además, la
acreditación ocasionaría que no se pague nunca el impuesto a las
utilidades por ser, lógicamente, menor al ICH. Así, en este caso
18+32 no llegarían a ser 50%.
La
propuesta del MAS era simple: elevar las regalías para todos los
hidrocarburos producidos al 50% de su valor de venta.
El régimen
tributario aprobado establece el pago de las regalías del 11% para
los departamentos productores, el 1% de regalía compensatoria para
los departamentos de Beni y Pando, y una participación del 6% a favor
del Tesoro General de la Nación (TGN) [2]. También crea el IDH del
32% sobre la producción fiscalizada, pagadero bajo las mismas
condiciones establecidas para el pago de las regalías mencionadas.
Aunque se prescribe que el IDH "se aplica de manera directa no
progresiva sobre el cien por ciento de los hidrocarburos
medidos", se ha borrado la prohibición expresa que contenía el
proyecto de Diputados relativa a la posibilidad de acreditar y/o
deducir el IDH de otros impuestos pagados por la empresa productora.
De este modo podría estar abriéndose un resquicio para que, en el
futuro, mediante normas reglamentarias se introduzca esta posibilidad.
Con
todo, el elemento más destacable es el hecho de que un nuevo artículo
(el 64) establece un premio a "la producción proveniente de
campos marginales y pequeños", cuyas características se definirían
posteriormente mediante Reglamento. Es decir, que se habría incluido,
aunque de manera indirecta, la demanda de las empresas petroleras y
del gobierno de que la imposición del IDH discrimine entre campos
grandes y pequeños [3].
Finalmente,
el artículo 63 instituye la posibilidad de que los ministerios de
Hacienda y de Hidrocarburos puedan realizar convenios de
"estabilidad del régimen tributario" por un plazo no mayor
a 10 años, sujetos a aprobación del Congreso Nacional, con los
inversionistas.
Refundación
de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
El
artículo 16 de la ley sancionada dice textualmente: Se refunda
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), recuperando la
propiedad estatal de las acciones de los bolivianos en las empresas
petroleras capitalizadas, de manera que esta Empresa Estatal pueda
participar en toda la cadena productiva de los hidrocarburos,
reestructurando los Fondos de Capitalización Colectiva y garantizando
el financiamiento del Bonosol.
De
este modo se establece de manera expresa la capacidad de la empresa
estatal para realizar actividades productivas en el sector, situación
que coincide con los artículos referidos a la ejecución de la política
de los hidrocarburos, donde se reconoce el libre acceso a las
actividades hidrocarburíferas de cualquier empresa pública, privada
o mixta (artículo 17).
El
artículo 22 incluye entre las atribuciones de YPFB la de representación
estatal en la suscripción de Contratos Petroleros, la administración
de los mismos, la fiscalización de las actividades de exploración y
explotación y el rol "de agregador, vendedor y administrador de
Contratos de Exportación de Gas Natural", como las más
importantes.
En lo
referido a las sedes de YPFB, se establecen tres (3) principales
correspondientes a la Presidencia y las dos Vicepresidencias (en las
ciudades de La Paz, Tarija y Santa Cruz), y cinco (5) sedes de las
gerencias operativas (en la provincia Gran Chaco de Tarija, en Camiri,
en la ciudad de Cochabamba, ciudad de Sucre y ciudad de La Paz).
Finalmente,
el artículo 34 determina que se "reservarán áreas de interés
hidrocarburífero tanto en Zonas Tradicionales como No Tradicionales a
favor de YPFB, para que desarrolle actividades de Exploración y
Explotación por sí o en asociación. Estas áreas serán otorgadas y
concedidas a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) con
prioridad y serán adjudicadas de manera directa".
Empero,
la ley sancionada establece también entre los principios que rigen el
Régimen de Hidrocarburos (artículo 10) el de la neutralidad y el de
la competencia. El primero "obliga a un tratamiento imparcial a
todas las personas y empresas que realizan actividades petroleras y a
todos los consumidores y usuarios", mientras que el segundo
"obliga a todas las personas individuales o colectivas dedicadas
a las actividades petroleras a operar en un marco de competencia con
sujeción a la Ley". Es decir, que YPFB al margen del privilegio
de obtener prioritariamente áreas de interés hidrocarburífero,
deberá operar bajo condiciones de mercado y sin ningún privilegio
que la diferencie de las empresas privadas. Contrariamente, se le
obliga –cosa que no pesa sobre las empresas privadas- a destinar
parte importante de los dividendos obtenidos de su sociedad con las
empresas capitalizadas Andina, Chaco y Transredes al pago del Bonosol,
lo que, sin duda, limitará su capacidad de inversión y de
participación competitiva en los negocios petroleros. A ello deberán
sumarse, obviamente, los costos derivados de la desmembración que
sufriría su administración a partir de la fijación de las numerosas
sedes y subsedes.
Industrialización
de los hidrocarburos
La
ley sancionada elimina toda alusión a la participación directa del
Estado en la industrialización. Si en el proyecto inicial de la
Comisión de Desarrollo económico de Diputados se preveía la creación
de polos de desarrollo y el establecimiento de plantas petroquímicas
estatales, en la versión sancionada la política de industrialización
se limita al otorgamiento de incentivos arancelarios y tributarios.
En
efecto, el artículo 13 dice que el "Estado fomentará la
industrialización" mediante la otorgamiento de "incentivos
y creando condiciones favorables para la inversión nacional y
extranjera"; en el mismo sentido, el artículo 11 señala como un
de los a los objetivos de la Política Nacional de Hidrocarburos el de
"garantizar y fomentar la industrialización, comercialización y
exportación de los hidrocarburos con valor agregado". Finamente,
el artículo 98 define que la industrialización de hidrocarburos es
"de necesidad y prioridad nacional".
Los
incentivos tributarios para proyectos de industrialización en
territorio nacional son: la exención del Gravamen Arancelario y del
IVA para importaciones definitivas de materiales y equipos, exención
temporal del Impuesto a la Propiedad de Bienes Inmuebles, la liberación
temporal (hasta 8 años) del Impuesto a las Utilidades y el
otorgamiento de terrenos fiscales en usufructo. Además, se establece
un tratamiento preferencial en materia de transportes de
hidrocarburos, pues las empresas industriales "podrán construir
y operar ductos dedicados para el transporte de los hidrocarburos a
ser utilizados como materia prima para su producción. Estas
instalaciones no contemplan tarifa, ni están sujetas a libre
acceso" (artículo 101); asimismo, aquellos proyectos que se
instalen en municipios productores "pagarán la Tarifa
Incremental", mientras que los que se establezcan en municipios
no productores "pagarán la Tarifa de Estampilla de
transporte" (artículo 102).
La
principal condición para acceder a estos incentivos es que el
inversionista comprometa una permanencia mínima de 10 años en el país
(artículo 62). Además, se prohíbe a las empresas que industrialicen
hidrocarburos su participación en actividades de "cogeneración
de electricidad salvo autorización expresa del Ministerio de
Hidrocarburos, para sistemas aislados con carácter social" (artículo
101).
De
este modo la participación del Estado en actividades de
industrialización se mantiene como un derecho y no como una clara
disposición a ejecutar acciones tendentes a aprovechar las amplias
ventajas que ofrece la existencia de abundantes reservas de gas
natural transformándolas en productos con valor agregado. El supuesto
retorno de estatal a la actividad productiva queda reducida a una
declaración de buenas intenciones y de principios genéricos si no
está acompañado de objetivos y metas claras que aludan a la
utilización de los hidrocarburos para ese propósito. Consecuente con
la política neoliberal, se deja a la mano invisible del mercado –es
decir a la búsqueda de rentabilidad de las empresas- la posibilidad
de emprender proyectos reales de industrialización. Es comprensible
esta auto-inhibición si se toma en cuenta el papel marginal que YPFB
jugará en el sector debido a su evidente debilidad patrimonial y
financiera que continuará teniendo bajo los designios de esta ley.
Determinación
y fijación de precios de los hidrocarburos
El
artículo 21 señala como atribuciones del Ministerio de
Hidrocarburos, constituido en Autoridad Competente encargada de
promover y supervisar las política estatales en materia de
hidrocarburos, entre otras la de "determinar los precios de los
hidrocarburos en el Punto de fiscalización para le pago de regalías,
retribuciones y participaciones, de acuerdo a las normas establecidas
en la presente ley".
Dicha
determinación de precios mantiene la orientación propia de la Ley
1689 del gobierno de Sánchez de Lozada, consistente en otorgar a las
empresas transnacionales la libertad para fijar los precios que sirven
para el cálculo de la renta petrolera que debe recibir el Estado. En
efecto, tanto para el gas natural como para el gas licuado de petróleo
(GLP), el precio que se toma en cuenta es el "precio
efectivamente pagado para las exportaciones"; es decir, el precio
que establecen las empresas productoras con sus filiales en el
exterior que hacen las veces de compradoras [4]. Sólo en el caso del
petróleo destinado a la exportación se establece que el precio será
el precio real "o el precio del WTI que se publica en el boletín
Platts Oilgram Price Report, el que sea mayor".
Por
su parte, el artículo 25 establece como una de las atribuciones de la
Superintendencia de Hidrocarburos –entidad reguladora de la
comercialización en el mercado interno de productos derivados- la de
"aprobar tarifas para las actividades reguladas y fijar precios
conforme a Reglamento". Esta atribución la debe cumplir
siguiendo algunos criterios prescritos por la misma ley y que destacan
por su correspondencia con la lógica neoliberal de ligar los precios
internos a los precios internacionales. Así, el artículo 89 señala
que los precios máximos del petróleo y GLP se fijarán "tomando
como referencia la Paridad de Exportación del producto de
referencia"[5]; asimismo, los precios de los productos derivados
se determinarán sobre la base del precio de sus materias primas, es
decir del GLP y el petróleo señalados.
De
esta manera, se impone el criterio de rentabilidad de la empresa
productora por encima de la necesidad social –y el principio de la
economía capitalista de libre mercado- de fijar los precios en relación
a los costos de producción, lo que correspondería de manera más
adecuada a la capacidad adquisitiva de la población. Sólo en el caso
de las ventas internas del gas natural se incorpora la posibilidad de
que el estado subsidie su precio para el consumo de centros de educación,
industria y agroindustria, pequeña industria y artesanía, riego y de
consumidores domiciliarios (artículo 141). Empero, esta figura está
ligada a la posibilidad de establecer Contratos de Compensación de
Servicios, en los que el Estado reconoce el costo de extracción del
gas pagando en especie con gas del mismo yacimiento, lo que se puede
entender como una actitud obsecuente del Estado respecto a las
empresas transnacionales, las mismas que no asumirían ningún costo
para favorecer el consumo social, interpreta el Cedla.
Notas:
[1]
La versión sancionada corresponde al texto aprobado con algunas
modificaciones en la Cámara de Senadores y remitida luego a la cámara
de origen.
[2]
El texto introduce confusión al referirse a la regalía departamental
como el equivalente al 11% "de la producción Departamental
fiscalizada", a la regalía nacional compensatoria del 1% de
"la producción Nacional fiscalizada" y a la participación
del 6% de la producción Nacional fiscalizada", siendo que sólo
existe una definición precisa de la producción fiscalizada como el
volumen de "de hidrocarburos medidos en el Punto de Fiscalización",
el mismo que alude al campo específico y no a una producción
departamental o nacional. Esto llevaría a dificultar la liquidación
de dichos tributos pues podría interpretarse que cada productor paga
un 12% del total de la producción departamental y un 6% del total de
la producción nacional.
[3]
El problema radica en el parámetro a utilizarse en la definición de
"campo pequeño". En el caso de la propuesta del gobierno,
por ejemplo, la tabla de alícuotas del ICH consideraba que los campos
que podrían pagar una alícuota mínima de 5% eran aquellos que
producían hasta 52 millones de pies cúbicos diarios, situación que
para fines del 2004 correspondía a 29 de 32 campos en producción.
[4]
Tal es el caso de la venta actual de gas a la Argentina, donde Repsol
cumple al mismo tiempo el papel de una de las empresas vendedoras y la
compradora al otro lado de la frontera.
[5]
De acuerdo al glosario que contiene la ley sancionada, paridad de
exportación es "el precio del mercado de exportación en el
punto de entrega, descontando los costos de transporte y seguros
asociados a la exportación hasta el punto de entrega".
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