The Role of Public and Private enterprises in hydrocarbon exploitation in Latin America

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1 Empresas públicas y privadas en la explotación de hidrocarburos en América Latina The Role of Public and Private enterprises in hydrocarbon exploitation in Latin America María José Paz Antolín Universidad Complutense de Madrid mjpazant@ccee.ucm.es Juan Manuel Ramírez Cendrero Universidad Complutense de Madrid jramirez@ccee.ucm.es Resumen: El control de los recursos naturales, entre ellos los hidrocarburos, ha sido un eje tradicional de reflexión sobre el subdesarrollo. En el contexto del boom de las materias primas algunas economías latinoamericanas están reformando las modalidades de explotación de sus recursos especialmente aquellas cuestiones relacionadas con la participación del capital extranjero. El objetivo del trabajo que se presenta es analizar estos cambios en el sector de hidrocarburos de Bolivia y Brasil para tratar de responde a preguntas tales como pueden converger las estrategias de empresas extranjeras y gobiernos locales?, qué modelo de estructura de propiedad que combine capital público y privado es el más adecuado? Qué marco regulador puede garantizar un incremento sostenido de la producción y las inversiones? Palabras clave: petróleo, gas, empresa, marco regulador Abstract: Control of natural resources, especially oil and gas, has been a major issue concerning reflection on underdevelopment. During the present commodity boom, some Latin American economies are reforming their resource exploitation regimes, especially those issues linked with foreign capital share. The purpose of this report is to analyze these changes in the Bolivian and Brazilian hydrocarbon industry in order to answer such questions as: Can the strategies of foreign companies and local governments converge?; Which property system that combines public and private capital is the most suitable?; Which regulating framework can guarantee a sustainable increase in output and investment? Key words oil, gaz, public companies, transnational corporations, regulatory framework

2 1. Introducción En la literatura reciente sobre estrategias de desarrollo el rol asignado a las empresas públicas y privadas (sobre todo transnacionales) ha variado con respecto al Consenso de Washington. Varios factores han contribuido a ello. Por un lado, las propuestas recientes cercanas al institucionalismo y neoestructuralismo que inciden en un papel más activo de las instituciones públicas como pieza clave para favorecer un proceso de desarrollo económico (Deraniyagala, 2001; Rodrik, 2001; Bardhan, 2005; Iglesias, 2006) 1. El papel de las instituciones se revela también en algunos trabajos como pieza clave para evitar la conocida maldición de los recursos naturales. Esto adquiere gran relevancia en el contexto del boom de las materias primas que está favoreciendo el crecimiento de muchos países en desarrollo y estimulando que los mismos adopten estrategias de desarrollo basadas en los recursos naturales. Por otro lado, desde los primeros años de este nuevo siglo han proliferado los trabajos que cuestionan los efectos de la inversión extranjera directa (IED), una inversión que en muchos casos se destinó a la compra de empresas públicas, recibida por los países en desarrollo durante los noventa. Diversos autores han planteado la necesidad de revisar las políticas de atracción de IED típicas del Consenso de Washington por considerar que no favorecen el logro de ciertos objetivos de desarrollo (UNCTAD, 2003, Gligo, 2007). La revisión de este marco regulador de la IED está cobrando particular importancia en el sector del gas y petróleo, convertido en pieza clave de buena parte de los planes de desarrollo adoptados por los distintos gobiernos de América Latina. Durante las décadas de los 80 y 90 la mayoría de los países de la región optaron por la apertura de dicho sector al capital extranjero. En algunos casos esto supuso también la privatización de las empresas públicas existentes (como en el caso de Argentina o Bolivia) generando un aumento significativo de las entradas de IED. Estas privatizaciones dieron lugar a una abundante bibliografía sobre las empresas públicas que, en gran medida, buscaba justificar tales privatizaciones mostrando las debilidades de este tipo de empresas (Banco Mundial, 1995). Algunos trabajos abarcaron también a empresas públicas del sector señalando la falta de autonomía en la toma de decisiones y las políticas distributivas populistas como las fuentes de ineficiencias en este tipo de empresas (Hertog, 2010). A pesar de estos planteamientos, el cuestionamiento de los resultados de la IED y la adopción de políticas industriales más activas ha generado en varios países de América Latina recientes procesos de renacionalización (Bolivia) o intentos por modificar el marco regulador que afecta al capital extranjero (Ecuador, Brasil, Venezuela). Es preciso aclarar que ni las 1 Es preciso señalar la existencia de diferencias en el rol asignado a las instituciones públicas por unos autores y otros. En líneas generales podríamos destacar dos grandes planteamientos: el de quienes consideran que ese rol más activo debe concretarse en garantizar un desempeño eficiente de los mercados pero nunca sustituirlos; el de quienes consideran que la intervención pública debe ir más allá liderando en algunos sectores la producción, inversión e innovación tecnológica. 2

3 propuestas más radicales plantean la vuelta a un monopolio público cerrado a la participación de capital privado. Se plantea más bien una situación en la que, aparentemente, las instituciones públicas recuperen el control y un mayor margen de maniobra frente al capital privado. Esto se está plasmando, sobre todo, en modificaciones que tienen que ver con la estructura de propiedad y la forma de regular y coordinar la participación de empresas públicas y privadas (fundamentalmente transnacionales) que operan en el sector. Estos planteamientos han ido acompañados de trabajos que, trascendiendo o dejando aparcado el discurso más ideológico a favor o en contra de las empresas públicas, las comparan para identificar buenas prácticas (Medinaceli, 2009). A partir de aquí se plantean preguntas tales como qué modelo de estructura de propiedad que combine capital público y privado es el más adecuado? Qué marco regulador es el más apropiado para garantizar el logro de los objetivos en términos de incremento sostenido de la producción? 2 Obviamente no hay una única respuesta a estas preguntas pues los condicionamientos de cada economía pueden hacer más adecuado uno u otro. Sin embargo sí es posible avanzar algunos elementos que contribuyan al debate a partir del análisis de algunas experiencias concretas. A primera vista la evidencia estadística sugiere que la existencia de una empresa pública no garantiza por sí mismo el dinamismo del sector y el crecimiento de la producción. Tampoco la entrada de capital extranjero. Téngase en cuenta las distintas trayectorias seguidas en los últimos años en el sector de hidrocarburos por países como Argentina, Brasil, México, o Venezuela todos ellos con empresas públicas y con distintos grados de participación del capital extranjero (ver tabla 1). Por ello son necesarios análisis en profundidad que permitan explicar la dinámica de cada país. 2 El planteamiento de este objetivo de referencia no significa asumir que es el único posible en una política hidrocarburífera. Ésta también podrá incluir otros que tengan que ver con la industrialización, la diversificación energética, la distribución de la renta petrolera, etc. y en cualquier caso estarán relacionados con la estrategia de desarrollo del país. Todo esto remite a una discusión sobre estrategias y objetivos de desarrollo que supera las pretensiones de este artículo. En este trabajo hemos elegido el incremento de la producción como un primer elemento de referencia para el análisis de distintas estructuras de propiedad por ser un objetivo presente en la legislación de los países analizados y ser considerado a su vez por los autores condición necesaria para el logro de otros como los también mencionados. 3

4 Tabla 1. Producción de gas y petróleo por empresas trasnancionales en América Latina, 1995 y 2005 (millones de barriles equivalentes de petróleo) Producción Producción de ET Participación de ET (%) Producción Producción de ET Participación de ET (%) América Latina Argentina Brasil México Venezuela Fuente: elaboración propia a partir de los datos de UNCTAD (2007:106) El objetivo de este trabajo es analizar el caso de dos economías latinoamericanas, Brasil y Bolivia, con diferente evolución en el marco regulador de estas actividades, particularmente en lo que se refiere a su estructura de propiedad. Se busca relacionar dicha estructura con los resultados alcanzados hasta ahora en una dimensión fundamental para la trayectoria del mismo: la productiva. No se pretende plantear una comparación entre ambos pues existen fuertes condicionamientos relacionados con la trayectoria histórica y la estructura de ambas economías. Más bien la finalidad es mostrar dos casos representativos de las tendencias más sobresalientes en el panorama regional. Consideramos que de dicho estudio pueden surgir interesantes aportaciones que nutran el debate sobre las recientes estrategias de desarrollo adoptadas por varios países de la región. 2. Marco regulador: la importancia de las empresas públicas y privadas A pesar de las grandes diferencias en la configuración de sus sectores, tanto Bolivia como Brasil introdujeron cambios similares en el marco regulador (MR) durante los años noventa. En efecto, en el marco de las fuertes tendencias de liberalización económica, propias del Consenso de Washington, se estableció en ambos países un MR que acababa con el monopolio estatal de las actividades de gas y petróleo y abrió el sector al capital privado y extranjero. Sin embargo, la evolución del sector en ambos casos ha sido muy diferente. En Brasil, la petrolera estatal Petrobras mantuvo su clara hegemonía mientras que asumía un importante papel en el mercado regional, siendo muy poco relevante la participación del capital privado y extranjero. En Bolivia, en cambio, con la apertura externa el sector se transnacionalizó completamente y la petrolera estatal YPFB pasó a desempeñar una función marginal mientras que petroleras extranjeras, como Repsol-YPF o Petrobras, se convertían en las empresas de referencia. Además, mientras que Brasil ha mantenido y consolidado el proceso de liberalización del sector, Bolivia, a partir de 2006, con el decreto de nacionalización 3, introdujo un nuevo giro 3 El 1 de de mayo de 2006, se estableció el llamado decreto de nacionalización, DS 28701, que obligaba a todas las empresas extranjeras presentes a adaptar su actuación a unos nuevos contratos de operación, más exigentes 4

5 estratégico en el MR. Con ese cambio Bolivia intenta revertir algunos aspectos del proceso de liberalización y construir una alternativa reguladora que potencie el papel de la recuperada petrolera estatal YPFB como sujeto de referencia en el sector. Sin embargo esto no ha supuesto la salida del capital privado. Los marcos reguladores de ambos países permiten la convivencia de empresas públicas y privadas en las actividades del sector. A continuación vamos a analizar los aspectos de ambos MR que afectan a la gestión de las empresas públicas y privadas y que, por tanto, influyen en la dinámica productiva. En primer lugar será necesario tener en cuenta, la participación de las distintas empresas que operan y el modo en que el MR garantiza la capacidad técnica y financiera de las corporaciones estatales para cumplir con sus objetivos de producción. En este sentido hay un enorme contraste entre Bolivia y Brasil. En Bolivia, existe una corporación estatal, YPFB, renacionalizada en 2006, que intenta paulatinamente y con enormes dificultades adquirir capacidad operativa en la exploración y explotación de hidrocarburos. No obstante su participación no supera el 20 % de la producción de gas o petróleo (ver tabla 6). Hay que señalar que YPFB participa en estas actividades a través de dos subsidiarias, YPFB-Andina e YPFB-Chaco, siendo Andina una empresa participada en un 48,9 % por Repsol-YPF, con lo que participación de la corporación estatal sería menor incluso de esa quinta parte. Frente a esta situación, la corporación estatal brasileña, Petrobras, mantiene una posición cuasimonopolística. A pesar de la ruptura del monopolio en 1995 y del objetivo de atraer inversión extranjera, la empresa sigue teniendo una alta participación en la producción de petróleo crudo, más del 90% en 2010, y todavía mayor en los productos derivados 4. A su vez, controla el 100% de la red de transporte y sólo en la distribución su participación está por debajo del 50%. Esta desigual participación en la producción por parte de las dos empresas públicas se debe no sólo a la trayectoria histórica de ambas compañías sino también a las diferencias actuales en los mecanismos que deben garantizar su capacidad financiera. Petrobras no sólo dispone de recursos propios y ajenos a través del acceso a los mercados financieros internacionales sino que cuenta además con el apoyo del Banco Nacional de Desarrollo 5. Además, tras los descubrimientos de nuevas reservas en la zona del presal el gobierno quiso fortalecer la posición financiera de la compañía aprobando la cesión de reservas probadas por valor de millones de barriles para que sean explotadas por Petrobras. A cambio aumentó la participación del Estado en la compañía que ha pasado a tener un 59% de las acciones con derecho a voto frente al 54% que tenía anteriormente. Sin embargo, para YPFB el acceso a la financiación ha sido una limitación crónica que la nacionalización no ha conseguido resolver. Por una parte la insuficiencia financiera se asocia fiscalmente, a firmar en 180 días y que establecía el monopolio de la petrolera estatal YPFB sobre la distribución y del gas. A pesar de hablar de nacionalización, no suponía la eliminación de la propiedad privada en el sector, sino tan solo la nacionalización de dos empresas operadoras, Chaco y Andina, la red distribuidora Transredes, dos refinerías y CLHB, centrada en almacenamiento y gestión de ductos. Ver Ramírez Cendrero (coord.)(2012). 4 Datos obtenido a partir del Anuario Estadístico de la ANP 5 En 2010 el BNDES manejó un presupuesto total de casi 170 mil millones de $R de los cuales un 15% (25 mil millones) fueron destinados solo a la capitalización de Petrobras. 5

6 al modo en que se llevó a cabo el proceso de nacionalización. Los pagos para recuperar la propiedad estatal de los activos nacionalizados los hizo YPFB de sus propio recursos, y a diferencia de otras nacionalizaciones, se cancelaron en muy poco tiempo. Esta forma de pagar la nacionalización descapitalizó a YPFB y dificultó su fortalecimiento para afrontar una estrategia protagonista en la producción de hidrocarburos. El MR surgido de la nacionalización tampoco estableció mecanismos adecuados que pudieran subsanar estas deficiencias. Aunque el decreto de nacionalización proponía el desvío de una parte de la renta petrolera para capitalizar YPFB su cuantía fue sólo significativa durante el llamado periodo de transición (los seis meses posteriores al decreto) lo que ha resultado del todo insuficiente 6. Esto ha favorecido que YPFB haya recurrido en mayor medida que Petrobras a la asociación con firmas extranjeras para explorar nuevas áreas, además de mantener los contratos de operación para la explotación de los yacimientos ya descubiertos con las empresas presentes en Bolivia en 2006 y que se adaptaron el nuevo MR derivado del decreto de nacionalización. Precisamente Petrobras (a través de Petrobras Bolivia y Petrobras Energía) es la empresa que más participación tiene en la producción de hidrocarburos en Bolivia, junto a otras como Repsol o British Gas. La presencia de empresas extranjeras en el sector en Brasil es, en cambio, testimonial, como se verá en el siguiente punto. Además con independencia de su participación en la producción, la importancia de las petroleras públicas es muy diferente en ambos países. En Brasil, la relevancia de Petrobras para el sector (y para la economía brasileña) va más allá de lo que reflejan las estadísticas de producción. Los últimos gobiernos han seguido influyendo en la estrategia de la empresa para lograr su funcionalidad a la política económica aplicada y, más específicamente, a la energética e industrial. Esto se ha manifestado en distintos aspectos entre los que destacan dos: i) la intensificación del programa de inversiones en exploración tras la crisis energética de 2001 a partir de la cual lograr el autoabastecimiento se convirtió en objetivo clave de la política energética; ii) el apoyo de Petrobras al fortalecimiento de la cadena offshore mediante elevados porcentajes de contenido local superiores en la mayoría de los casos a los de otras firmas. YPFB por su parte cumple a la vez funciones de fiscalización además de operador en el upstream, administra los contratos de las petroleras privadas y es monopolio en el downstream. Así, sus funciones superan las meramente empresariales: a la vez opera y administra los contratos de los operadores, es decir, desempeña tareas sujetas a fiscalización y además actúa como fiscalizador de esas mismas tareas. La naturaleza híbrida de YPFB actúa por tanto en contra del propio desempeño empresarial y, al contrario de Petrobras, le resta capacidad de liderazgo. 6 En el artículo 4.I del Decreto Supremo nº del 1 de Mayo de 2006 se establece para ese periodo de transición una participación adicional del Estado en el valor de la producción de los megacampos (sólo aquellos con una producción superior a los 100 millones de pies cúbicos diarios) del 32% a favor de YPFB. 6

7 En segundo lugar, veamos cómo se adjudican los contratos de exploración y explotación así como los compromisos que obtienen las empresas concesionarias. En Bolivia hay que diferenciar entre dos tipos de contratos vigentes. a) Los 43 contratos 7 firmados en octubre de 2006 entre las empresas extranjeras presentes en Bolivia en el momento de la nacionalización que, además, aceptaron las nuevas condiciones (contratos de migración) derivadas del decreto de nacionalización. De ellos, 36 se dedicaron a la explotación de campos ya descubiertos por esas mismas empresas, es decir, en áreas en las que ya venían realizando operaciones, y siete correspondieron a áreas de exploración. b) Los contratos de servicios para la exploración y explotación de campos reservados a favor de YPFB para lo que puede asociarse con empresas privadas o públicas. Estos contratos están regulados a través de la resolución ministerial número , de mayo de Por tanto, hay que diferenciar en Bolivia dos tipos de contratos: los 43 contratos de migración, mediante los cuales la empresa privada se compromete a entregar toda la producción de hidrocarburo a YPFB para su comercialización a cambio de un pago por sus servicios, y los contratos de servicios para la exploración y explotación del campo, aún débilmente desarrollados. En este segundo tipo, a fin de 2011 se encontraban 56 áreas reservadas para YPFB 8 y en cuatro de ellas se había suscrito un contrato de servicios para su exploración entre la empresa privada boliviana GTLI y YPFB. Había también otras 12 áreas exploradas por Petroandina, sociedad anónima mixta constituida entre PDVSA e YPFB. En Brasil, por su parte, los contratos de exploración y explotación se adjudican mediante un proceso de libre concurrencia a partir de las rondas de licitación, función de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP). Este organismo se encarga del estudio de las necesidades de inversión y propone las características concretas de cada ronda. Desde la ruptura del monopolio estatal hasta 2008 se han puesto en marcha 11 rondas de licitación 9 a través de las cuales se han asignado 765 bloques exploratorios de los cuales un 40% aproximadamente en áreas offshore. Entre 2008 y 2011 no se lanzaron nuevas rondas debido a los cambios que se estaban produciendo en el MR tras los descubrimientos del presal. Como se puede apreciar en la tabla 2, la tasa de éxito de las ofertas presentadas (ofertas vencedoras/ofertas presentadas) es significativamente mayor para la compañía brasileña que para los nuevos operadores (80% frente a 54%). A pesar de ello, el promedio de ofertas vencedoras sin participación de Petrobras con relación al total de ofertas vencedoras es de 53,4% lo cual muestra una alta participación de nuevos operadores en el número de bloques adjudicados. Sin embargo, como 7 En 2006 se firmaron 44 contratos, pero uno fue devuelto en 2008 por la empresa concesionaria, Petrobras áreas se asignaron en 2007 y otras 23 en octubre de La primera de ellas (1998), denominada ronda cero, no fue propiamente dicha una ronda de licitación. Se trató más bien de un conjunto de acuerdos firmados entre la ANP y Petrobras para adecuar las condiciones en las que estaba operando esta empresa a la nueva normativa y a la supervisión por parte de la ANP. 7

8 veremos más adelante estos resultados contrastan con la todavía muy baja participación de los nuevos operadores en la producción de petróleo 10 Tabla 2. Brasil. Resultado de las rondas de licitación de bloques para exploración y producción de petróleo y gas natural, Rondas de Licitación 1ª Ronda 2ª Ronda 3ª Ronda 4ª Ronda 5ª Ronda 6ª Ronda 7ª Ronda 8ª Ronda 9ª Ronda Bloques ofertados Bloques adjudicados Ofertas totales Ofertas de Petrobras Ofertas sin Petrobras Ofertas ganadoras con Petrobras Ofertas ganadoras sin Petrobras Fuente: Elaboración propia con base a datos de ANP y Silva (2010: ) Vemos por tanto que mientras en Bolivia es YPFB quien firma los contratos, de diferentes tipos, con las empresas privadas, en Brasil las rondas de licitación las gestiona la ANP, siendo Petrobrás una empresa más que participa en esas rondas. YPFB presenta así una naturaleza híbrida, de entidad reguladora y a la vez participante en las actividades hidrocarburíferas frente a una Petrobras nítidamente operadora, cuasimonopolio, con funciones diferentes a las de la reguladora ANP. 11 Se perciben también diferencias en las condiciones que deben cumplir las empresas participantes. En el caso boliviano, de nuevo hay que diferenciar entre los dos tipos de contratos: los contratos derivados del decreto de nacionalización, a los que se adaptaron todas las empresas entonces presentes y a las que, por tanto, no se exigió ninguna condición más que la de estar ya operando en el país; y los nuevos contratos de servicios para explorar las áreas reservadas a YPFB derivados de la resolución ministerial de En este caso las empresas participantes deben estar en una de las tres condiciones siguientes: a) empresas bajo el alcance de convenios de cooperación energética (como el suscrito entre Bolivia y Venezuela), b) empresas que hubieran suscrito un convenio de estudios cuyos resultados sean 10 Diversos factores explican esta situación: el periodo de tiempo que transcurre desde el inicio de las actividades de exploración en un bloque hasta que éste, en caso de éxito exploratorio, comienza a ser productivo; las características de los bloques adjudicados a unas y otras compañías; y, muy especialmente, el mejor conocimiento geológico y el dominio de la técnica de Petrobras en la exploración en aguas profundas que le ha garantizado un mayor éxito exploratorio. 11 No obstante, para el caso brasileño, son numerosos los autores que cuestionan la independencia del regulador aunque unos y otros se distancian a la hora de señalar quiénes son los responsables del conocido fenómeno de la captura del regulador. Para Silva (op.cit.: 101 y ) es Petrobras la que ejerce una influencia mayor sobre la ANP (fundamentalmente por las asimetrías de información que favorecen a la primera) condicionando buena parte de sus decisiones. Para Rodrigues (2009), sin embargo, prevalecen los intereses del capital privado, particularmente el extranjero. Algunas de las actuaciones de la ANP más cuestionadas por su falta de independencia fueron las relacionadas con la puesta en marcha de la 8ª Ronda. En ella la ANP estableció un límite a la participación de cada empresa en la adjudicación de bloques. Aunque la ANP justificó tal decisión con el objetivo de evitar que una empresa extranjera pudiera concentrar una alta participación, lo cierto es que los límites que se establecieron sólo podían afectar en la práctica a Petrobras. La licitación fue impugnada por la Asociación de Ingenieros de Petrobras cuando apenas se había resuelto un 25% de las áreas programadas. Desde otra perspectiva, también existen trabajos que cuestionan el desarrollo de la libre competencia en las licitaciones como resultado de las fuertes asimetrías de información que existen entre los diferentes competidores (Rodrigues et. al, 2008). 8

9 satisfactorios según YPFB, o c) empresas que hubieran ganado una licitación pública internacional. No se presentan en cambio exigencias así para que las empresas se presenten a las rondas de licitación que gestiona la ANP brasileña, existiendo por tanto libertad para que cualquier petrolera opte a ellas. Las empresas que acceden a un contrato se encuentran también sometidas a diferentes exigencias en Bolivia y en Brasil. En Bolivia, las petroleras que firmaron los contratos de octubre de 2006 debieron presentar a YPFB un plan de desarrollo del campo o campos dentro del área del contrato. Además, deben entregar los hidrocarburos producidos a YPFB para que ésta los comercialice. Para los nuevos contratos de servicios, los compromisos son más amplios y complejos. En este caso primero se suscriben y aprueban por YPFB unos convenios de estudios con empresas privadas para la exploración de campos reservados a YPFB. De esos convenios de estudios aprobados se derivan unos contratos de servicios para la exploración de cada campo. En caso de existir éxito exploratorio, deberá constituirse una empresa mixta entre la empresa privada que ejecutó las actividades exploratorias e YPFB. Esa empresa mixta sería la encargada de la explotación y desarrollo del campo y recibiría de la empresa privada las obligaciones y derechos del contrato de servicios. Como ya se dijo, hasta final de 2011 sólo se han firmado contratos de servicios para la exploración de cuatro áreas con GTLI, además de las 12 áreas exploradas por la empresa mixta Petroandina (en el marco de los acuerdos de cooperación energética entre Bolivia y Venezuela), aunque son 56 las áreas que están integradas en convenios de estudios suscritos o aprobados pero pendientes de desarrollar (ver tabla 3) Tabla 3. Contratos para exploración de nuevos campos en Bolivia 56 áreas de exploración exclusiva de YPFB, de las cuales: 12 áreas a favor de Petroandina (criterio 1, convenio de cooperación energética) 11 áreas a favor de: GTLI (4) Pluspetrol (1) Eastearn Petrogas (1) Total Bolivie y Tecpetrol (1) Gazprom (1) Global Energy Dev. (3) (criterio 2, convenio de estudios aprobado) 12 áreas a favor de: Petrobras (3) Repsol YPF (3) Pluspetrol (3) Petrovietnam (3) (criterio 2, convenio de estudios suscritos, pendiente de aprobación) De las cuales, suscritos en junio de contratos de servicios con GTLI para explorar campos de sus 4 áreas. Fuente: Energy Press 9

10 En Brasil, el contenido de cada contrato depende de las condiciones ofertadas por las compañías en cada caso. Hay tres aspectos fundamentales que deben figurar en todas las ofertas y que son tenidos en cuenta como criterios de asignación y que serán posteriormente parte fundamental de los contratos que se firmen: a) El Programa de Exploración Mínimo que incluye las distintas actividades de exploración que va a realizar la compañía; b) Bono de asignación, es el valor en dinero ofrecido por la empresa como contrapartida por la adjudicación del bloque exploratorio; c) Compromisos de adquisición por parte de la empresa adjudicataria de un porcentaje de suministros locales para el desarrollo de las actividades en los distintos bloques adjudicados. Tienen como finalidad favorecer el desarrollo de la cadena offshore y a partir de la quinta ronda se establece un porcentaje mínimo de contenido local. Fuera de estos criterios de asignación pero como un elemento más que singulariza los contratos celebrados en Brasil se incluye la cláusula de inversiones en actividades de I+D. Las empresas adjudicatarias asumen el compromiso de invertir como mínimo el 1% del valor de la producción bruta en el caso de campos de alta rentabilidad o de alto volumen de producción 12. Por tanto, vemos que entre Bolivia y Brasil se percibe una diferencia fundamental: el tipo de compromisos de las empresas beneficiadas por adjudicaciones o contratos, más definidos y de más alcance en el caso brasileño (sobre todo de inversión y de contenido local) y más genéricos, con una orientación más recaudadora y fiscalizadora, en el caso boliviano (como entregar toda la producción a YPFB pero sin compromisos definidos de combinar actividades de exploración y explotación una vez que los campos entran en producción 13 ). El compromiso de adquisición de suministros locales actuaría como un aspecto decisivo en la articulación entre el sector y el resto de la estructura sectorial y en la superación de esquema duales; no obstante, la débil diversificación productiva en Bolivia dificulta plantear en este momento exigencias así. En tercer lugar, comparemos las modalidades de supervisión de los contratos. En Brasil esas funciones están claramente delimitadas en la ANP, órgano exclusivamente administrativo. En efecto, será precisamente la ANP el órgano encargado de promover la regulación, la contratación y la fiscalización de las actividades económicas integradas en la industria de petróleo, gas natural y biocombustibles (art.8, I, del capítulo IV de la Ley nº 9.478/97). En Bolivia, será la petrolera estatal YPFB, lo que supone complejas y excesivas tareas administrativas muy específicas que debe afrontar con los mismos recursos e instrumentos con los que afronta la actividad hidrocarburífera. En efecto, como fiscalizador de contratos, cada mes de septiembre la empresa contratista debe poner a consideración de YPFB el llamado Programa de Trabajo y Presupuesto 14 para cada gestión. Ese documento, junto con el 12 Durante el periodo , las aportaciones por este concepto han sido superiores a los 500 millones de reales anuales siendo Petrobras la responsable del 99,2 por ciento de tales desembolsos. Obviamente esto guarda relación con la participación de dicha empresa en la producción. 13 De hecho, lo débiles resultados en exploración se relacionan con la naturaleza de los contratos derivados del decreto de nacionalización firmados con las petroleras presentes en Bolivia. Véase Wanderley y Makroni (2011), pp. 183 y ss. 14 En ese programa figuran las actividades programadas de exploración, explotación y desarrollo del campo, así como los montos invertidos por la empresa. 10

11 plan de desarrollo del campo (compromiso del contrato), son los instrumentos básicos para el seguimiento y fiscalización de la actividad hidrocarburífera de cada empresa por parte de YPFB. No obstante YPFB no dispone aún de capacidad para un seguimiento exhaustivo de todos los campos en los que operan las empresas, a pesar de haber creado unidades específicas para ello. La razón fundamental, aparte de las dificultades financieras, es el haber previsto una menor presencia de empresas extranjeras ya que YPFB debería ser la empresa de mayor potencial operativo. Al no resultar ello posible y ser mucho mayor la implicación de las empresas, la estructura supervisora de YPFB se demuestra claramente insuficiente. En cuarto lugar, como último aspecto que se tratará respecto al marco regulador, veamos algunas disposiciones sobre el destino de la renta petrolera. Qué mecanismos se establecen para el uso y reparto de la renta petrolera?, cómo es la participación de las empresas públicas y privadas en la captación y uso de la renta petrolera? En el tema que nos ocupa, esta cuestión es importante en la medida en la que la participación de las distintas compañías en la renta petrolera pueda ser crucial para financiar las inversiones en el sector y el desarrollo tecnológico necesario para el mismo. En Bolivia la Ley de Hidrocarburos dispone que el Estado retenga el 50% del valor de la producción, creándose el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), estableciendo una redistribución de las regalías y fijando la participación del Tesoro General de la Nación (TGN). El IDH se grava en la primera etapa de comercialización de los hidrocarburos producidos, se aplica de manera directa (no progresiva) sobre el valor de la producción en el punto de fiscalización (boca de pozo) por un porcentaje del 32 %. Las regalías, por su parte, son una compensación económica obligatoria que debe pagarse al Estado por la explotación de sus recursos naturales no renovables. Sobre la base imponible, valor de la producción en el punto de fiscalización, se aplica el 18 %. Todo esto implica en última instancia que el estado, independientemente de los costos, recauda, inicialmente, el 50 % del valor del hidrocarburo en boca de pozo. En Brasil existen las participaciones gubernamentales (definidas en el artículo 45 de la Ley del Petróleo). Incluyen cuatro mecanismos de recaudación específicos que inciden en las actividades de exploración y producción: los royalties, las participaciones especiales, lo bonos de asignación y la tasa de ocupación de área. De estos cuatro conceptos los dos más importantes (en términos de su capacidad recaudatoria) son los royalties y las participaciones especiales que representan más del 90% del total de las participaciones gubernamentales. Además ambos mecanismos, a diferencia de los otros dos, están referidos a la producción quedando establecidas en la Ley del Petróleo los porcentajes correspondientes a cada uno de ellos: en el caso de los royalties, le ley establece que el pago por este concepto oscilará entre el 5 y 10 % dependiendo de los riesgos geológicos, las perspectivas de producción y otros factores a considerar por la ANP que es quien fija finalmente en el contrato de concesión el valor definitivo; con respecto a las participaciones especiales, que se aplican solo a los campos de gran producción o alta rentabilidad, las participaciones oscilan entre el 10 y el 40 %, porcentajes que se aplican al valor de la producción una vez descontados los royalties, las inversiones en exploración, los costes de producción, la depreciación y otros tributos. Como en el caso anterior, la cantidad exacta quedará establecida finalmente en el contrato de concesión. 11

12 Hay, más allá de las figuras y sus nombres, similitudes en ambos casos. En efecto, tanto en Bolivia como en Brasil existen dos figuras (una general y otra específica) que se aplican como porcentaje sobre la producción de hidrocarburo obtenida, aunque más exigente en el caso boliviano que en el brasileño (50 % frente a una horquilla de 15 a 50 %). No obstante, también hay un reparto entre empresas privadas y públicas del beneficio después de regalías, IDH o participaciones gubernamentales (la denominada utilidad). De ahí se deriva una diferencia muy importante asociada al protagonismo en cada caso de la petrolera estatal. Como esa utilidad le corresponde a las empresas implicadas, en Bolivia predominantemente se orienta hacia las firmas extranjeras, y en mucha menor medida, hacia YPFB, dada su limitada participación en la producción de gas. En Brasil, por su parte, la posición de cuasimonopolio que ocupa Petrobrás supone que, indirectamente, el estado acapare también esa parte de la renta petrolera 15. De ahí que Bolivia tenga una mayor necesidad de un régimen fiscal más exigente, ya que sólo a través de él puede obtener una participación relevante en la renta petrolera. Brasil, en cambio, no necesita un marco fiscal muy recaudatorio para que el uso de la mayor parte de la renta petrolera se oriente a objetivos de política nacional. El elemento decisivo es esta diferencia es el de la petrolera estatal en cada caso. Una vez puestas de manifiesto las diferencias más relevantes en el MR de ambos caso, se analiza a continuación el desempeño en términos de producción e inversión de hidrocarburo. 3. Dinámica de la producción e inversión En este apartado se van a presentar los resultados obtenidos en Bolivia y Brasil en términos de producción e inversión en el sector de hidrocarburos tratando de relacionar estos resultados con las características del marco regulador descritas anteriormente para cada país y con la distinta participación de empresas públicas y privadas Producción de gas y petróleo Comenzando con la producción, hay que tener en cuenta que los volúmenes totales son muy distintos y que Brasil está más especializado en petróleo mientras que Bolivia lo está en gas. A pesar de estas diferencias, como se aprecia en las tablas 4 y 5 la producción de petróleo y de gas ha aumentado en ambos países aunque es posible señalar rasgos claramente distintos en la dinámica de crecimiento de cada uno y en la participación de las distintas empresas. 15 Petrobras es el mayor contribuyente del país. En 2007 su aportación a las arcas públicas por distintos tributos e impuestos fue equivalente al 2,72% del PIB y 3,2 veces superior al total recaudado por los conceptos de royalties y participaciones especiales (Rodrigues y Wulff, 2008:232). 12

13 Tabla 4. Brasil y Bolivia: producción de gas y petróleo ( ) Brasil Petróleo (bbl/día) Gas (miles de millones m 3 ) 7,65 9,24 10,04 11,04 11,05 11,35 11,19 13,73 11,66 14,41 - Bolivia Producción de petróleo (bbl/día) Producción de gas (miles de millones m 3 ) 3,2 4,7 4,9 6,4 9,8 11,9 12,9 13,8 14,3 12,3 14,4 16,1 Fuente: ANP, YPFB y BP Statistical Review of World Energy 2011 En Brasil, los aumentos en la producción de petróleo a lo largo del periodo de análisis (un 5,3% en promedio anual) han permitido lograr a partir de 2006 el autoabastecimiento, uno de los principales objetivos de la política energética tras la crisis de racionamiento en También la producción de gas ha crecido fuertemente, con tasas de variación incluso mayores que las del petróleo, resultado en gran medida de las políticas de diversificación energética. En Bolivia, el aumento de la producción de petróleo es menor y menos constante, tratándose además de una producción muy pequeña para las necesidades del país. Sin embargo, la producción de gas ha experimentado un crecimiento promedio anual durante el periodo del 14,6 %, el mejor dato de los cuatro productos analizados. Este dato esconde una dinámica muy distinta hasta 2005, donde el crecimiento promedio fue del 27,3%, y desde 2006 con un promedio de 4,4%. Incluso en 2009 se produjo una notable caída de la producción (del 13,9%) aunque a diferencia de lo ocurrido en los años precedentes ésta tuvo más que ver con la caída de la demanda motivada por la crisis que con problemas de oferta. A partir de 2010 se han recuperado notablemente los niveles de crecimiento, gracias en parte a la propia recuperación de la demanda. El mantenimiento de estos niveles en los próximos años dependerá de que se resuelvan, mediante un aumento de las inversiones, las restricciones de oferta. Condición necesaria será el crecimiento de las reservas que permita recuperar la fuerte caída experimentada entre 2005 y Aquí, la comparación con Brasil refleja una dinámica muy distinta pues en este último las reservas de gas y petróleo han mantenido un crecimiento suficiente para mantener constante o con leves mejoras la ratio reservas/producción mientras que en el caso de Bolivia esta ratio ha experimentado un descenso muy significativo cuestionando la sostenibilidad del ritmo de producción y su posición como suministrador energético regional (ver gráfico 1). Tabla 5. Brasil y Bolivia: reservas de gas (millones de m 3 ) y petróleo (millones de barriles) Brasil Petróleo (MMbl) 7.357, , , , , , , , , , , , ,3 Gas (millones de m 3 ) , , , , , , , , , ,0 Bolivia Petróleo (MMbl) 141,9 151,9 396,5 440,5 477,0 486,1 462,3 465, ,8 - Gas (millones de m 3 ) , , , , , , , , ,7 - Fuente: ANP, YPFB 13

14 Gráfico 1. Bolivia y Brasil: evolución de la ratio Reservas/Producción de gas y petróleo ( ) R/P gas (Bolivia) R/P petróleo (Bolivia) R/P gas (Brasil) R/P petróleo (Brasil) Fuente: elaboración propia con base en datos de ANP, YPFB y BP statistical yearbook, 2011 Además, el problema con la evolución de las reservas en Bolivia no se limita sólo a la espectacular caída experimentada sino a la sospecha justificada de errores importantes de cálculo y desajustes no aclarados. En efecto, la certificación de reservas de 2006 estableció que, a 31 de diciembre de 2005, las reservas probadas ascendían a 26,7 TFC. Por su parte, la última certificación, de 2011, establece que el 31 de diciembre de 2009 las reservas accedían a los 9,7 TCF mencionados. Si en ese período el consumo ha sido de 2,6 TFC, hay un volumen de 14,5 TCF de reservas desaparecidas. No ha habido una explicación oficial al respecto por parte ni del Ministerio ni de YPFB, a pesar de haber sido exigida desde todos los ámbitos. Sí existen muchas hipótesis que apuntan desde errores en la medición, sobreestimación de las reservas o explotación irracional de los megacampos. Esto pone de manifiesto nuevamente problemas en la gestión por parte de la empresa pública y en la coordinación entre agentes públicos y privados. Desde el punto de vista del reparto de la producción entre la empresa pública y los operadores privados de cada país, las diferencias son notables. En Brasil Petrobrás acapara casi toda la producción (más de un 90%) tanto de gas como de petróleo aunque en este último producto se ha producido un descenso mayor en los últimos dos años. El resto de operadores son fundamentalmente empresas trasnacionales destacando la participación de Shell, Chevron y BP. En Bolivia los datos muestran como YPFB Andina e YPFB Chaco producen sólo cerca del 20% de ambas commodities. Es precisamente la misma Petrobras la que, a pesar del proceso de nacionalización, tiene una participación creciente y mayoritaria en la producción de gas y petróleo boliviano. Cuadro 6. Bolivia y Brasil: participación de Petrobras en la producción de gas y petróleo ( ) 14

15 BOLIVIA YPFB (Chaco y Andina) a 47,3% 36,5% 40,5% 24,5% 25,8% 22,6% 21,1% 19,7% 18,6% Petrobras 22,0% 47,0% 47,1% 56,7% 57,3% 60,0% 61,5% 63,1% 60,4% Otros operadores 30,7% 16,5% 12,4% 18,8% 17,0% 17,5% 17,4% 17,2% 21,0% BRASIL Petrobras 100% 99% 97% 98% 99% 99% 99% 98% 95% Otros operadores 0% 1% 3% 2% 1% 1% 1% 2% 5% Fuente: YPFB y ANP Inversiones en el upstream La evolución tanto de las reservas como de la producción depende fundamentalmente de la dinámica inversora en el upstream (exploración y producción). A su vez, ésta viene condicionada por las estrategias corporativas de los distintos operadores y su relación con los requisitos que los marcos reguladores establecen en términos de inversión. En el caso de Bolivia es necesario comenzar destacando el fuerte descenso experimentado entre 2000 y 2007 en las inversiones en el upstream (exploración y producción), recuperándose desde 2008 aunque sin alcanzar el pico de 1998 y Destaca especialmente el desplome de las inversiones en exploración con un promedio de tan sólo 97,6 millones de dólares por año entre 2000 y Entre los factores determinantes de esta caída destacan, por una parte, las estrategias corporativas de las empresas trasnacionales reacias a aumentar inversiones una vez consolidado el proyecto de exportación de hidrocarburos. Por otra parte, el marco regulador previo a la nacionalización también contribuyó a ello. Efectivamente, una parte importante de la caída de las inversiones a partir de 2001 se debió a la promulgación del DS 26366, en 2001, que supuso liberar a las empresas de la obligación de perforar un pozo productor o de inyección por parcela como se establecía en la anterior Ley de hidrocarburos, la de De hecho, el número de pozos perforados así como el de equipos de perforación en actividad experimentaron su descenso más brusco de los últimos 10 años precisamente entre 2001 y 2002 (tabla 7). La nueva normativa aprobada tras el decreto de nacionalización no ha modificado este aspecto relegando la cuestión de las inversiones a los compromisos asumidos (o no) individualmente por cada empresa en sus contratos de operación. Tabla 7. Bolivia: perforación de pozos y equipos de perforación en actividad, (número de pozos nuevos y número de equipos) Pozos Equipos Fuente: CBHE (2010) En el área de producción éstas también han disminuido aunque se han mantenido en niveles superiores a las de exploración y su recuperación se inicia antes, en 2007, precisamente el año en el que más caen las de exploración. A pesar de esta mejor trayectoria, se observa que la 15

16 producción de hidrocarburos en Bolivia ha sufrido un estancamiento en el caso del gas natural y una notable caída en el caso del petróleo. En los últimos cinco años se invirtieron 1.243,34 millones de dólares en actividades de explotación para obtener como resultado un incremento de apenas el 4,67% en la producción de gas natural. Todo apunta a que, en Bolivia, las empresas petroleras invirtieron lo mínimo necesario para mantener sus operaciones y cubrir, en lo posible, la demanda de los mercados externos. Con la consolidación del nuevo MR se ha producido desde 2008 una recuperación de la inversión liderada por YPFB y sus empresas subsidiarias aunque las empresas (extranjeras) contratistas también han aumentado notablemente esta partida, particularmente en Sin embargo, la recuperación de la inversión, salvo en este último año, se ha centrado sobre todo en las actividades de explotación, más que en las de exploración lo que se ha reflejado en un cierto crecimiento de la producción. Estos aspectos constituyen un elemento de gran preocupación sobre el futuro del sector pues no permiten garantizar aumentos en la producción y la reposición de las reservas actualmente explotadas. Esta situación se asocia a la forma en que se ha desarrollado el proceso de nacionalización. En lo que a las inversiones se refiere éstas debían quedar garantizadas tanto por la propia YPFB, que pretendía asumir un papel más protagonista, como por los compromisos suscritos por las empresas privadas en los acuerdos sobre inversión asociados a los contratos. Sin embargo, en algunos casos, éstos se retrasaron hasta dos años. En otros, los compromisos asumidos por ciertas transnacionales simplemente no se han cumplido. Por su parte YPFB no ha tenido ni la capacidad de hacer cumplir esos compromisos, ni la de acometer ella misma las inversiones. La financiación de las mismas debe provenir en gran parte de la renta petrolera, sin embargo la distribución excesivamente fragmentada de la misma entre varias administraciones y múltiples usos finales reduce la parte destinada al propio sector (Espada, 2009) A esto se le añaden los problemas de gestión que se han puesto de manifiesto en la sucesión de varios presidentes en cuatro años o en el retraso para la elaboración de un plan de inversiones. 16

17 Gráfico 2. Bolivia y Brasil: inversiones en exploración y producción de gas y petróleo ( ) Explotación (Bolivia) Exploración (Bolivia) E&P (Bolivia) E&P (Brasil) Fuente: YPFB y Petrobras Tabla 8. Bolivia: Inversiones por operador Exploración YPFB Corporación Empresas extranjeras YPFB Corporación Empresas extranjeras Explotación Total Fuente: YPFB Fuente: YPFB La situación en Brasil es notablemente distinta. Los volúmenes de inversión han crecido de manera constante y elevada a lo largo de todo el periodo siendo Petrobras el principal inversor. Aunque no hay un registro sistemático de estas inversiones como en el caso de Bolivia, las estimaciones hablan de una participación de Petrobras de alrededor del 80% (Paz, 2012). Las inversiones de la compañía en upstream (de las que sí hay información disponible) han crecido a una tasa promedio anual entre 2000 y 2009 del 22,5%, lo que supone alrededor de millones de dólares cada año. Este fuerte aumento de las inversiones en el upstream responde al objetivo de autoabastecimiento marcado por la política energética tras la fuerte crisis experimentada en Las perspectivas para los próximos años son de un aumento aún mayor de las inversiones en esta área. La información publicada por Petrobras sobre su plan de negocios para anuncia un aumento de las inversiones en el sector sin precedentes en la historia de la compañía 17. Además, se fija que el mayor aumento se de en 17 El montante total comprometido para todo el periodo es 224,7 miles de millones de US$ lo que supone en valores anuales un 14,4% de la formación bruta de capital fijo de

18 E&P las que van a concentrar un 57% de todas las realizadas durante ese periodo (127,5 miles de millones de US$). La financiación de estas inversiones proviene de la propia Petrobras que ha contado también con el apoyo del BNDES y de otros fondos públicos provenientes del Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) que propone fuertes inversiones en infraestructura, particularmente en el sector de la energía. Los hidrocarburos absorben una alta proporción de los recursos del PAC, buena parte de los cuales son invertidos a través de Petrobras 18. Estas fuentes de financiación aportan más garantías y estabilidad que en el caso de Bolivia 19. Existe otro factor más que, también, ha contribuido a dinamizar las inversiones en el sector: la tecnología. Petrobras es una empresa líder en la tecnología necesaria para la exploración y explotación en aguas profundas. De hecho ha sido la compañía operadora en Brasil con mayor éxito exploratorio lo que le ha permitido rentabilizar sus inversiones incrementando sus reservas y su producción. Pero, además de los aspectos señalados que afectan a Petrobras, el marco regulador ha establecido también otros mecanismos que tratan de garantizar las inversiones por parte de cualquier empresa que opere en el sector. Como ha sido señalado en el apartado anterior, la asignación de campos a explorar y explotar se hace a través de un sistema de licitación en el que las ofertas deben incluir sus compromisos de inversión a través de un Programa de Exploración Mínimo en el que se establecen un calendario y unos compromisos de inversión específicos para cada área adjudicada. También el MR pretende contribuir a potenciar este desarrollo tecnológico pues. Como hemos visto anteriormente incorpora la obligatoriedad de que los grandes productores destinen una parte del valor de la producción a actividades de I+D. En definitiva, los datos mostrados a lo largo de este apartado reflejan que durante la última década Brasil ha podido garantizar las inversiones necesarias para asegurar el crecimiento de la producción de gas y petróleo a la par que se descubren nuevas reservas. Esto ha sido posible fundamentalmente por la presencia de Petrobras pues la participación de las empresas privadas es, 15 años después de la ruptura del monopolio, minoritaria. El MR descrito en el apartado anterior ha desempeñado un rol significativo aunque tal vez no el que se esperaba. Este MR no ha sido suficiente para estimular una entrada masiva de capital extranjero, sobre todo hasta 2003, año en que comienzan a realizarse importantes descubrimientos de nuevas reservas. Sin embargo este marco sí ha permitido a Petrobras mantener su situación de cuasimonopolio garantizando además la financiación necesaria para las inversiones a través de mecanismos que van más allá de la renta petrolera. En el caso de Bolivia, la dinámica ha sido muy distinta. Durante los primeros años de este nuevo siglo, la ausencia de una empresa 18 Para un análisis más detallado del contenido de dicho plan pueden consultarse los informes periódicos elaborados para los niveles nacional y estadual y publicados en la página web pac/relatorios/. 19 Para fortalecer aún más la situación financiera de la compañía ante los retos de exploración y producción en la zona del presal el gobierno aprobó una cesión onerosa de reservas de hidrocarburos por valor de millones de barriles de petróleo. 18

19 pública hubiera exigido un MR más estricto en cuanto a los compromisos de inversión. La nacionalización de 2006 no altera en esencia este aspecto del MR boliviano por lo que hubieran sido necesarias más inversiones por parte de la empresa pública, YPFB, lo que tampoco se dio. Todo ello dio lugar a una caída abrupta de las reservas y a un estancamiento de la producción. Hasta esta tendencia no comienza a revertirse. Será preciso esperar algunos años más para comprobar si se consolida el papel de YPFB que difícilmente va a poder prescindir del capital privado. Ello urge a diseñar mecanismos reguladores que den estabilidad también a las inversiones por parte de estos actores. 4.- Conclusiones A partir del análisis del MR y de la dinámica productiva en el sector de gas y petróleo de Bolivia y Brasil se pueden extraer una serie de conclusiones que exponemos a continuación. El MR puede, entre otros aspectos, establecer una determinada estructura de propiedad y un reparto de funciones entre tipos de empresas que se consideran favorables para mejorar el desempeño del sector del gas y petróleo, pero las dinámicas internas y las trayectorias históricas de las empresas estatales y de las propias transnacionales así como las estructuras económicas en las que operan van a ser también factores condicionantes que interactuarán con los marcos reguladores generando resultados dispares. Para el caso de Bolivia se ha constado la existencia de un MR centrado en la recaudación fiscal y también con exigencias formales a las empresas para participar en la explotación del gas (de dominio exclusivo de la petrolera estatal YPFB). Asimismo, el MR boliviano exige un plan de desarrollo de los campos en cada uno de los contratos firmados por las petroleras privadas, remitiendo el cumplimiento de las condiciones a la supervisión de la propia petrolera estatal. De ahí se deriva un protagonismo inevitable del capital privado (sobre todo extranjero), a pesar de que la orientación teórica del MR pudiera parecer otra. Brasil por su parte presenta un MR más abierto a la participación de cualquier empresa, con menores exigencias fiscales pero sí exigencias de desempeño en términos de inversión, innovación y compras locales. La participación empresarial se organiza en rondas de licitación donde la petrolera estatal, Petrobras, acude como cualquier otra. No obstante, su posición de cuasimonopolio es determinante en la dinámica del sector en Brasil: Petrobras controla la renta petrolera (al margen de la pequeña parte de impuestos), canaliza las inversiones, asegura la producción, la inversión, esfuerzos inversores y genera efectos de arrastre generadores de dinamismo en la estructura industrial brasileña. Es un proceso en el que las empresas privadas apenas tienen protagonismo. Qué mecanismos, por tanto, ayudan al aumento de las inversiones y de la producción? Tras lo expuesto parece estar claro como apuntábamos al principio que no es la presencia de una empresa pública en sí misma la que garantiza el éxito en la explotación del gas y petróleo sino que esto dependen de las capacidades técnicas y financieras de la empresa, algo que no se genera espontáneamente, pero sobre las que sí puede incidir el MR contribuyendo a su fortalecimiento o no. También se constata claramente que la ausencia de una empresa pública 19

20 fuerte exige de un MR más estricto en términos de inversión y normalmente más exigente fiscalmente. Es evidente que en una economía globalizada y fuertemente financierizada, las estrategias corporativas en términos de inversión pueden no coincidir en determinados momentos con las necesidades de las distintas economías. Sin embargo el sector del gas y petróleo por su propia naturaleza requiere de inversiones estables. En efecto, en Bolivia las exigencias fiscales, las condiciones impuestas a las empresas para participar en los contratos o las propias condiciones de los contratos de adjudicación se imponen en tanto en cuanto la petrolera estatal no dispone de capacidad técnica y financiera suficiente para garantizar los objetivos de producción e inversión fijados. Cuando además, YPFB hace labores fiscalizadoras, sus funciones se diluyen y produce e invierte poco y supervisa mal. Sí controla, en todo caso, toda la producción de gas en tanto en cuando el MR obliga a que cualquier productor lo entregue a YPFB. La estructura de supervisión de YPFB es muy limitada, máxime cuando debe supervisar más de tres cuartas partes de la producción de gas que no está bajo su control. Eso hace que gran parte de los mecanismos de actuación derivados del MR no actúen plenamente, no sean efectivos, y las petroleras privadas actúen con un gran margen de autonomía en la toma de decisiones y en el cumplimiento de los compromisos que figuran en los contratos. A partir de estas limitaciones, se observa en la experiencia de Brasil un tipo de exigencias del MR que se orientan explícitamente al fomento de la producción, la inversión y la innovación y que, además, son efectivas. Son las referidas a los compromisos de innovación y de compras locales, que contrasta con el papel central en la exigencia fiscal que tiene el MR boliviano. Esas medidas del MR brasileño, que responden a una tradición de vigorosa política industrial desarrollista no siempre son aplicables a cada caso. Dada la estructura sectorial de Bolivia, enormemente especializada en las actividades primario-exportadoras, el efecto de exigencias de compras locales, por ejemplo, no podría tener el mismo alcance que en Bolivia. Precisamente esas dificultades tienden a reforzar la insistencia de un MR como el boliviano en la captación fiscal de la mayor parte posible de la renta petrolera. Referencias ANP (2011): Anuario estadístico, Río de Janeiro. BARDHAN, P. (2005) History, institutions and underdevelopment, Bardhan, P. Scarcity, Conflicts, and Cooperation. Essays in the Political and Institutional Economics of Development, MIT Press, Massachusetts, pp DERANIYAGALA, S. (2001) From Washington to post-washington: Does it matter for industrial policy? Fine, B. et. al., Development Policy in the Twenty-first Century, (Routledge), London, pp BANCO NACIONAL DO DESENVOLVIMIENTO (2010): Relatório Anual, Río de Janeiro. BRITISH PETROLEUM (2001): Statistical Review of World Energy, CBH (2010): Cifras En perspectiva, Santa Cruz de la Sierra. ESPADA, J. L. (2009): La renta de hidrocarburos en las finanzas prefecturales. Tendencias de los ingresos y gastos ( ), Cedla, La Paz. GLIGO, N. (2007): Políticas activas para atraer inversión extranjera directa en América Latina y el Caribe, serie Desarrollo Productivo, nº 175, Cepal, Santiago de Chile. 20