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Latinoamérica

22 de agosto del 2002

La venta del gas, control yanqui, un gran negocio para las transnacionales y un saqueo para Bolivia

Luis Alberto Echazu Alvarado
Rebelión

El gas natural es un energético que se está convirtiendo en un gran alternativa al petróleo.
Las reservas de gas natural en el mundo.- En el año 2.000, se registraron las siguientes reservas de gas natural en el mundo:
CUADRO N ° 1
RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL EN EL MUNDO
(Año 2.000, en billones de pies cúbicos)

PAIS

RESERVAS (Billones de pies cúbicos)

Rusia

1.700

Irán

812

Qatar

394

Arabia Saudita

214

Emiratos Árabes

212

EE.UU.

167

Argelia

160

Venezuela

147

Nigeria

124

Iraq

110

O t r o s

  

Bolivia

52.4

Perú

13.3

Brasil

8.5

Chile

4.4

Fuente : BP AMACO STATISTICAL (Rewiew of World Energy - junio 2.001)
En 1999, las reservas totales de gas natural en el planeta eran 157.700 billones de metros cúbicos de gas. Entre 1970 y 1999 aumentaron en 118.200 billones de metros cúbicos. Las reservas de este energético aumentan continuamente. Este aumento de reservas convierte al gas natural en una de las energías mas utilizadas en la actualidad y que mayor demanda tendrá en el siglo XXI. El crecimiento de las reservas en este período (1970-1999) es del orden del 10% anual.
Como se puede observar en el cuadro precedente, Rusia es de lejos, el país con las mayores reservas mundiales de gas natural. Por el contrario, EE.UU, que es junto al Japón el mayor consumidor del mundo, ocupa un discreto sexto lugar con menos del 10% de las reservas de Rusia. Después de Rusia, las reservas están concentradas en los países del golfo pérsico, especialmente en Irán, Qatar, Arabia Saudita y los Emiratos Arabes.
En América, Venezuela es el país con las mayores reservas, casi 3 veces más de lo que tiene Bolivia.
PRODUCCIÓN Y CONSUMO MUNDIALES DE GAS NATURAL
La producción y el consumo de gas natural tiene actualmente los índices más elevados de crecimiento. Los siguientes son los datos del consumo mundial.
CUADRO N ° 2
CONSUMO MUNDIAL DE GAS NATURAL Y PROYECCIONES
(En trillones de pies cúbicos)

AÑO

CONSUMO

Crecimiento anual

1.970

36

-.-

1.980

53

4.7

1.990

73

3.8

1.996

82

2.1

1.997

82

0.0

Proyecciones

    

2.005

104

3.3

2.010

123

3.7

2.015

140

2.8

2.020

167

3.9
Como se observa en el cuadro, desde el 2.005 y hasta el 2.020 el aumento del consumo de gas natural en el mundo estará cercano al 3.5% anual con un ritmo más acelerado en el último quinquenio.
El empleo del gas natural tiene un amplio espectro, sin embargo actualmente se utiliza principalmente en la generación de energía eléctrica. Las turbinas de gas natural de ciclo combinado en las plantas de generación, ofrecen algunas de las más altas eficiencias económicas disponibles. Otra de sus ventajas es su bajo efecto contaminante. Es llamado un combustible limpio porque emite menos dióxido de azufre y carbono que el petróleo y el carbón.
El consumo de gas natural en EE.UU y Canadá crecerá a un ritmo del 1.6% anual entre 1997 y 2020. México registrará crecimientos del 2.4% anual. En 1998, Canadá exportó el 55% de su producción a EE.UU, y se están haciendo importantes inversiones en infraestructura, entre los dos países para satisfacer la creciente demanda norteamericana.
Para México, se estima un aumento en la demanda del 9.2% anual entre 1998 y 2007. El mayor porcentaje de esta demanda ocupará ña generación de energía eléctrica, aunque también se espera un aumento significativo en la demanda de gas natural en la fabricación manufacturera y las plantas de ensambaje ubicadas en la frontera con EE.UU.
Cerca de un tercio de la demanda en Europa es abastecida por gasoductos de Rusia y Argelia. Son importantes productores Noruega, Holanda y el Reino Unido. Las inversiones europeas en infraestructura en 1998 incluyen la construcción de cuatro nuevos gasoductos para transportar gas natural desde le norte de Africa.
Rusia domina el mercado con una exportación anual de 0.1 trillones de metros cúbicos al resto de Europa.
En Asia se espera un crecimiento del consumo de 0.09 trillones de metros cúbicos en 1997 a 0.14 trillones de metros cúbicos en el 2020. El principal consumidor seguirá siendo Japón, aún más dado que en septiembre de 1.999 ocurrió un grave accidente relacionado con la energía nuclear, para la generación de electricidad, donde el principal competidor es el gas natural.
Australia es un importante exportador de gas para la zona del pacífico. Su consumo interno está creciendo aceleradamente..
El Medio Oriente es la segunda mayor reserva de gas natural en el mundo, su producción y exportación son importantes, espero su consumo es bajo. En 1997 fue de 0.16 trillones de metros cúbicos. En el 2.020 se espera será de 0.32 trillones de metros cúbicos.
Las reservas del Africa son actualmente el 8% del total mundial. Más del 80% de su producción está concentrada en Argelia y Egipto, lugares donde también se registra el mayor consumo. Su consumo en 1997 fue de 0.05 trillones de metros cúbicos y en el 2.020 puede llegar a 0.08 trillones.
EL IMPERIALISMO NORTEAMERICANO Y SU ESTRATEGIA DE CONTROL MUNDIAL DE LOS ENERGÉTICOS
Existen presiones muy evidentes para la venta inmediata de gas natural boliviano al mercado de California. Pero no es solo este estado, - que efectivamente muestra evidentes déficits - el que necesita energía. Es en realidad todo Norteamérica la que requiere de crecientes cantidades de energía para garantizar un hiperconsumo doméstico y un hiper consumo de su industria, especialmente de su industria y maquinaria militar y sus constantes agresiones a lo ancho y largo del planeta.
Su política de dominación mundial ha establecido como prioridad el control de los recursos energéticos de todo el globo.
No se trata ya de los depósitos de tal o cuál país. Es el petróleo del mundo entero que debe estar a su disposición, principalmente por razones políticas estratégicas y en segundo lugar por razones económicas e industriales.
En esta perspectiva sus propios depósitos están siendo consumidos a un ritmo acelerado, con crecientes costos, razón por la cuál se ha establecido una severa política de protección y mantenimiento de reservas. Esto agudiza su incontenible voracidad por la energía del Medio Oriente (Iraq, Irán, Emiratos Arabes, Abu Dabi, Kuwait, Arabia Saudita), de Africa (Libia, Nigeria), de Indonesia, del Cáucaso (Azerbaizán), del Mar Caspio (Kazajstán y Turkmenistán)), de América Latina (Venezuela, México, Ecuador, Bolivia), en fin de todos los países y regiones del orbe.
En un estudio de la industria, Tina Vidal, analista petrolera de la agencia de calificación crediticia, mencionó el agotamiento de los pozos de gas natural y de petróleo de EE.UU, el limitado acceso a reservas conocidas de bajos costos, las restricciones comerciales, las normativas ambientales y las perturbaciones políticas y económicas de las principales regiones productoras de América Latina y el Medio Oriente. "Tenemos que preguntarnos, de dónde vamos a sacar nuestro petróleo" (Energy Press, N° 99 pág 17, tomado de el Universal, Venezuela.). ¡La situación no puede ser más clara !
La agencia Standard & Poors considera que el riesgo que se observa en el suministro procedente de fuentes extranjeras de las cuales depende América del Norte, para cubrir casi el 40% de su consumo petrolero, es significativo. En tanto los despachos desde zonas cercanas al Medio Oriente y al Golfo Pérsico podrían verse amenazados por el creciente conflicto entre Israel y los palestinos o una extensión de la guerra contra el terrorismo.
La mayor parte de las guerras y conflictos pasados y actuales tienen su origen en la búsqueda del acceso y control de los hidrocarburos de parte de EE.UU y sus transnacionales.
Veamos, solo como ilustración algunos casos recientes :
La guerra de golfo y las posteriores agresiones a Irak que ya anuncian una nueva guerra contra este país, no son sino dos de los últimos hechos que muestran cómo opera EE.UU para mantener el control absoluto del petróleo del golfo pérsico.
La inclusión de Libia, Argelia e Irán como miembros de una supuesta internacional "terrorista" busca por una parte amedrentar a los gobiernos de dichos países para hacerlos más dóciles al control norteamericano y por otra, prepara el pretexto para acciones futuras en caso de desobediencia o uso soberano de sus recursos petroleros.
Lo propio ocurre con la permanente agresión y desestabilización del gobierno de Hugo Chávez en Venezuela, que ha mostrado una política de fortalecimiento de los países productores de petróleo y de su organización, la OPEP.
Tras varios años de presiones e intrigas, los gobiernos de Turquía, Georgia, Azerbaizán y Kazajstán firmaron un pacto para la construcción de un oleoducto de 2.000 km de Bakú, el puerto petrolero del mar Caspio, al puerto de Ceyhan, en el sur de Turquía. Si el proyecto de cumple, el petróleo de esa región, que antes era el recurso natural más importante del imperio soviético, llegará al mundo por medio de un oleoducto controlado por el imperialismo yanqui y sus aliados ("El Obrero Revolucionario N° . El Oleoducto de la Avaricie"). De esta manera EE.UU pretende controlar el petróleo y el gas natural del Mar Caspio. Además, al arrebatarle a Rusia esos campos petrolíferos, le asestará un golpe contundente a sus planes de recuperar el lugar de potencia mundial. El Mar Caspio tiene dos zonas de campos petrolíferos :una está bajo el mar al este de Bakú, la capital de Azerbayzán, la otra está en Tengiz, al otro lado del Mar Caspio, en el país de Kazajstán. Además hay grandes yacimientos de gas natural en toda la región. Los pozos petrolíferos explorados en Kazajstán son más grandes que los de Nigeria y Libia y los campos inexplorados podrían ser cinco veces mayores, es decir, se cree que hay tanto petróleo en el Mar Caspio como en Irán o Kuwait. ("El Obrero Revolucionario N° . "El Oleoducto de la Avaricie"). Rusia propuso construir un nuevo oleoducto hacia el norte, paralelo al viejo oleoducto de Bakú a Novorossisk, y construir oleoductos de Tengiz a Novorossisk. Irán propuso construir un oleoducto hacia el sur a través de su territorio, de Bakú al puerto de la isla iraní de Kharg. Ese proyecto convertiría al Caspio en un anexo del golfo Pérsico y fortalecería la posición de Irán y los demás países del Golfo en la industria petrolera mundial. Algunas compañías apoyaron el proyecto iraní porque era el más barato. Además, pensaban que el oleoducto les daría más influencia dentro de Irán, o sea, que fortalecería el control imperialista de dicho país.
EE.UU, en particular, la administración Clinton, se opuso firmemente a todo oleoducto "norte-sur" y, en cambio, adoptó el plan del ideólogo imperialista Zbigniew Brzezinski de construir un oleoducto "este-oeste" que no pase ni por Rusia ni por Irán.
Con este oleoducto EE.UU le quita el control de ese petróleo a Rusia, además quiere que los campos del Caspio sean independientes de los países productores del Gofo Pérsico, con ello les quita influencia también a ellos.
En definitiva se construye ya el oleoducto Bakú-Ceyhán que estará finalizado en el 2.004 - el más caro de los 3 propuestos, con un costo doble del de la ruta Bakú-Kharg - que une Azerbayzán y Turquía, un aliado incondicional de EE.UU. El oleoducto hacia Rusia, fue desbaratado porque en su ruta se interpuso (¿casualmente?), la guerra de Chechenia y del Daguestán. El oleoducto hacia Turquía rebajo sustancialmente sus costos, aún por debajo del que se dirigiría a Irán, debido a la oferta de aquel país de financiar todo el costo del tendido que pase por su territorio (alrededor del 60% del costo total). Las empresas quedaron satisfechas, y EE.UU con todo el control.
La guerra de Chechenia y el Daguestán, es otra manifestación de la disputa por el control de los recursos hidrocarburíferos del mar Caspio entre EE.UU y Rusia.
Los conflictos en esta región que incluyen a Ingushetia (norte y sur), Osetia y Chechenia son también parte de esta contienda, que a todas luces muestra ya al ganador : El imperialismo norteamericano y sus empresas petroleras. Igor Sergeyev, un ex ministro de defensa de Rusia lo manifestó claramente : "La estrategia estadounidense busca socavar la posición internacional de Rusia y sacarla de regiones estratégicas del mundo, sobre todo del Caspio, Transcaucasia y Asia Central". (El Obrero Revolucionario". Ob. Cit).
Un consorcio de 11 transnacionales petroleras han establecido oficinas en el Mar Caspio : Atlantic Richfield, Chevron, Exxon (la ex Standart Oil of New Jersey de los Rockefeller), Mobil, Pennzoil, Philips Petroleum, Texaco y sobre todo la nueva supercorporación inglesa-estadounidense BP Amoco (Una subsidiaria de esta empresa es la que ha capitalizado la empresa "Andina", una de las partes de la cuarteada YPFB), compraron por billones de dólares las compañías de la era soviética y derechos de exploración. Por su parte la administración Clinton estableció un equipo "interdepartamental", bajo el Consejo de Seguridad Nacional, para dirigir la conquista geopolítica del Mar Caspio.
Resumiendo señalemos que el tener un mercado como el norteamericano que usa a los energéticos como un elemento central de su estrategia de dominación política mundial, en vez de representar una buena alternativa se convierte en un peligroso y desventurado juego para un país pequeño y débil como el nuestro.
Los precios serán fijados no por el mercado, sino por la imposición de un consumidor que es o pretende ser el amo del mundo y que considera que el acceso a los energéticos es un problema de su seguridad nacional.
Adicionalmente, estamos presenciando actualmente una de la peores crisis bursátiles de Norteamérica. Su economía esta en plena recesión, razón por la cuál los precios están deprimidos. Vender en estas circunstancias seria nefasto.
Finalmente si se concreta la venta a EE.UU, a precios que serán con toda seguridad muy inferiores a los pactados con el Brasil, este país con todo derecho y razón exigirá un trato similar.
LAS RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA
Las reservas certificadas hasta la fecha son: Reservas probadas y Reservas probables:
52.3 trillones de pies cúbicos de gas = 52.300.000.000.000 pies cúbicos. Esta cantidad se puede también expresar en metros cúbicos cono sigue :
1.14 trillones de metros cúbicos de gas = 1.140.000.000.000 metros cúbicos.
Las reservas posibles incrementarían las probadas y probables hasta alcanzar los 77 trillones de pies cúbicos de gas natural.
Es fundamental esclarecer cómo se lograron estas reservas. Desde la posición neoliberal, de un modo cínico y mentiroso como es su conocido proceder, se repite hasta el cansancio, de que estas enormes reservas descubiertas han sido producto y trabajo exclusivo de las empresas capitalizadoras.
Tres son los campos que cuentan con las reservas más importantes:
San Alberto, campo ubicado en el municipio de Caraparí, segunda sección de la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija. Tiene una estructura de más de 60 km de largo por 7.5 km de ancho. Este campo se descubrió el 15 de octubre de 1990 en la formación devónica Humampampa a una profundidad de 4.518 metros. El informe del presidente de YPFB en la memoria anual de 1990 señala: "En el marco de las actividades de prospección y perforación exploratoria, desarrollo de campos se alcanzó niveles aceptables de ejecución que han permitido a la empresa la obtención de importantes realizaciones entre las que se destacan la incorporación de significativos volúmenes de hidrocarburos líquidos y gasíferos descubiertos en las estructuras de San Alberto, San Ignacio y Guairuy".
Esto es tan evidente que el propio ex Viceministro de Energía e Hidrocarburos, Carlos Alberto López señaló que : "de diciembre de 1989 a noviembre de 1990, YPFB realizó una exploración profunda en la estructura de San Alberto con la perforación del pozo SAL-X10, mediante la cuál se alcanzó el nivel superior de la formación Huamampampa (4.345 m) y se descubrió indicios de gas y condensado en la arenisca Huamampampa - 2. Posteriormente, YPFB perforó el pozo SAL-X9 que llegó a los 4.518.5 m alcanzando el nivel superior de la formación Huamampampa, (Huamanpampa-2), la cuál se encuentra comprendida entre los 4.479.5 m y 4.518.5 m. En agosto de 1.998, la empresa Petrobras descubrió importantes reservas de gas en la formación Huamampampa, al haber efectuado trabajos de RE-PERFORACIÓN del pozo SAL-X10.
Posteriormente la operadora Petrobras basada en la información geológica de YPFB, perforó el pozo SAL-X11, encontrando la arenisca Santa Rosa a una profundidad de 5.200 metros, elevando las reservas de gas del país a 46.8 trillones de pies cúbicos. Cuando se termine la perforación del pozo SAL-X12, alcanzará la arenisca Tacuara a 5.800 metros. Se estima tener una reserva en San Alberto de 51.44 trillones de pies cúbicos y para el país de 61 trillones de pies cúbicos. (Ing. Jorge Aramayo Montes. Ob. Cit)
¿Cómo es posible que una re-perforación sea considerada como un pozo nuevo? ¿Puede demostrar Petrobras, que hizo trabajos de exploración y de perforación en estructuras nuevas?
A pesar de todas las evidencias, el entreguismo del MNR otorgó un gracioso regalo a todas las empresas transnacionales considerando a 21 campos explorados y perforados por YPFB, como campos nuevos y de esa manera redujo los impuestos del Estado del 50% a solo el 18%.
El campo de San Alberto es la demostración más fehaciente de la política entreguista y antinacional de todos los gobiernos y partidos neoliberales, especialmente del MNR.
San Alberto contiene 13 trillones de pies cúbicos de gas y 12.47 millones de barriles de petróleo. Estas cifras fueron certificadas por la empresa De Golyer Mac Naughton y reconocida por YPFB (Wilfredo Ramírez Terceros, Revista del Centro de Diplomados en Altos Estudios Nacionales). Adicionalmente en este campo se encuentra la arenisca Santa Rosa a 5.200 m y la arenisca Tacuara a 5.800 m ambas con excelentes posibilidades gasíferas.(Ing Jorge Aramayo Montes. Revista de Altos Estudios Nacionales N° 31 pág 64). La planta que se ha instalado e inaugurado en enero de 2.001, tiene una capacidad de 6.6 millones de metros cúbicos diarios de gas y tuvo una inversión de 53 millones de dólares en la construcción y el montaje, además de otros 147 millones de dólares en exploración y perforación.
Los operadores de San Alberto son: Petrobras, (Brasil), TotalFina Elf (Franco-Belga) y Repsol- YPF (Hispano Argentina, que también opera el reservorio de Camisea en el Perú).
San Antonio, campo ubicado en la provincia Gran Chaco, del departamento de Tarija y está a 36 kilómetros de Villamontes y a 44 de Palos Blancos, por el camino Tarija - Gran Chaco. Este bloque tiene reservas probadas y probables de 8.63 trillones de pies cúbicos de gas. Este campo fue también descubierto por YPFB en 1990.
Margarita, campo ubicado en la provincia del departamento de Tarija. Fue descubierto por YPFB y tiene reservas certificadas por 6.73 trillones de pies cúbicos de gas por la empresa Maxus.
VOLUMENES PROBABLES DE LAS EXPORTACIONES DE GAS NATURAL-
¿CUÁNTO SIGNIFICARÍA LA VENTA DE GAS AL BRASIL EN VOMUMEN?
Si vendemos tal como dice el contrato, desde el año 2.003, los 30 millones de metros cúbicos diarios de gas durante 20 años tenemos: 10.04 TRILLONES DE PIES CÚBICOS Esto representa el 19.2% de las reservas actuales.
En los dos últimos años hemos vendido como promedio solo, 10 millones de metros cúbicos diarios al Brasil, lo que representaría en 20 años: 3.34 TRILLONES DE PIES CÚBICOS Esto representa el 6.4% de las reservas actuales.
¿CUÁNTO SIGNIFICARIA LA VENTA DE GAS A CALIFORNIA (EEUU) Y MEXICO EN VOLUMEN?
Si vendemos igual cantidad que lo que esta establecido en el contrato de compra-venta con el Brasil, tenemos: 10.04 TRILLONES DE PIES CÚBICOS Esto representa el 19.2 % de las reservas actuales.
Existen algunas otras versiones que señalan que la creciente demanda en California, requeriría una oferta de 45 millones de metros cúbicos diarios del proyecto LNG Pacific. Este volumen representa en 20 años: 15.06 TRILLONES DE PIES CÚBICOS Esto representa el 28.8% de las reservas actuales.
TENEMOS ENTONCES QUE SI VENDEMOS 60 MILLONES DE METROS CÚBICOS DIARIOS, ES DECIR, 30 MILLONES AL BRASIL Y 30 MILLONES A EEUU DURANTE LOS PROXIMOS 20 AÑOS, TENEMOS: 20.08 TRILLONES DE PIES CÚBICOS Esto representa el 38.4 de las reservas actuales.
EN LA SEGUNDA ALTERNATIVA, ES DECIR SI VENDEMOS 75 MILLONES DE METROS CÚBICOS DIARIOS DE GAS, ES DECIR, 30 MILLONES AL BRASIL Y 45 MILLONES A EE.UU DURANTE LOS PROXIMOS 20 AÑOS, SE REQUERIRAN: 25.2 TRILLONES DE PIES CÚBICOS Esto representa el 48.2 % de las actuales reservas
Esto significa que quedaría para el país, es decir para el uso doméstico e industrial y para futuras ventas a los vecinos (Chile, Argentina, Paraguay quizá una ampliación al Brasil) solo una mitad de las actuales reservas.
EXPORTACIONES DE HIDROCARBUROS ENTRE 1996 - 2.001
El cuadro que sigue a continuación muestra datos oficiales de los montos de exportación de hidrocarburos (gas natural y petróleo) después de la capitalización de YPFB (1996-2.001).
CUADRO N ° 3
EXPORTACIONES DE HIDROCARBUROS ENTRE 1996 Y 2.001
(En millones de dólares)

AÑOS

1996

1997

1998

1999

2.000

2.001

Gas

94.5

69.3

57.4

35.7

121.7

236.9

Petróleo

38.6

28.2

30.2

26.1

36.2

52.4

T O T A L

133.2

97.8

87.7

64.8

165.8

289.3

Fuente : Memoria Anual de B.C.B. (1998-1999-2000 y 2.001)
Se observa una declinación persistente entre 1996 y 1999 disminuyendo desde 133.2 a solo 64.8 millones de dólares, es decir menos de la mitad. Una notable recuperación se produce en el 2.000 con el inicio de las exportaciones de gas natural al Brasil. Estas exportaciones aumentan de 35.7 millones de dólares en 1.999 a más del triple, es decir a 121.7 millones de dólares en el 2.000 y nuevamente más del doble en el 2.001, hasta llegar a 236.9 millones de dólares.
Las exportaciones de petróleo no han sufrido grandes variaciones y llegan a un promedio de unos 32 millones de dólares anuales.
El precio del gas exportado ha tenido una positiva evolución en los últimos años. veamos el cuadro que sigue :
CUADRO N ° 4
VOLUMEN Y PRECIO DE LAS EXPORTACIONES DE GAS NATURAL

Año

Volumen en millones de metros cúbicos por día

Precio en $us, por millar de pies cúbicos

1.998

3.44

0.52

1.999

2.34

0.91

2.000

4.46

1.63

2.001

9.88

1.72

Fuente: Instituto Nacional de Estadística
Como se puede observar en el cuadro, el precio casi se ha cuadruplicado en los últimos cuatro años. Esta tendencia es muy importante para consideraciones posteriores. En cuanto al volumen, a excepción de la caída en 1999, se advierte un repunte especialmente en el año 2.001 por el inicio de las ventas al Brasil.
INGRESOS FISCALES POR LA VENTA DE HIDROCARBUROS ENTRE 1996 Y 2.001
REGALIAS POR LA VENTA DE HIDROCARBUROS
Los departamentos productores de hidrocarburos han recibido los siguientes montos por concepto de regalías
CUADRO N ° 5
REGALIAS POR HIDROCARBUROS SEGÚN DEPARTAMENTO
(1996-2.001, en millones de bolivianos)

Departamento

1.996

1.997

1.998

1.999

2.000

2.001

Santa Cruz

80.07

82.71

73.88

70.67

147.23

136.74

Cochabamba

60.07

67.23

59.03

71.12

121.72

128.23

Tarija

37.53

39.05

27.70

16.02

46.30

54.75

Chuquisaca

28.67

20.08

15.07

17.70

34.01

38.43

Beni

12.96

9.73

10.87

10.83

25.31

10.66

Pando

6.33

6.59

5.27

5.36

10.61

9.93

TOTAL

225.63

225.39

191.82

191.70

385.18

378.74

Fuente : Ministerio de Hacienda. Instituto Nacional de Estadística
Desde 1996 y hasta el 2.001, Santa Cruz fue el departamento que más recibió por concepto de regalías por la venta de hidrocarburos, le siguen Cochabamba, Tarija y Chuquisaca. Como se sabe el Beni recibe 0.67% y Pando el 0.33% del 1% del total de las ventas de hidrocarburos.
En estos seis años (1.996-2.001), la participación porcentual de las regalías hidrocarburíferas por departamento fue la siguiente:
Santa Cruz = 36.99%
Cochabamba = 31.74%
Tarija = 13.84%
Chuquisaca = 9.63%
Beni = 5.02%
Pando = 2.76%
Santa Cruz participa con más de un tercio del total de regalías, Cochabamba con un poco menos de un tercio. Tarija con un poco más del 10% y Chuquisaca, con un poco menos del 10%. Beni con el 5% y Pando con el 2.7%.
Con toda seguridad, la participación de Tarija crecerá en el futuro inmediato, por la producción y exportación creciente de San Alberto, San Antonio y Margarita, los tres campos con mayores reservas y mayor producción y que están ubicados en este departamento.
INGRESOS DEL TESORO GENERAL DE LA NACION Y REGALIAS DEPARTAMENTALES POR LA VENTA DE HIDROCARBUROS ENTRE 1996 - 2.001
Los ingresos, en millones de dólares, por regalías y participación del Tesoro General de la Nación serían los siguientes:
CUADRO N ° 6
INGRESOS POR REGALIAS Y PARTICIPACIÓN DE TESORO GENERAL DE LA NACION POR VENTA DE HIDROCARBUROS

Departamento

1.996

1.997

1.998

1.999

2.000

2.001

REGALIAS

            

Santa Cruz

15.75

15.72

13.39

12.13

23.77

20.66

Cochabamba

11.82

12.78

10.70

12.21

19.65

19.38

Tarija

7.38

7.42

5.02

2.75

7.47

8.27

Chuquisaca

5.64

3.82

2.73

3.04

5.49

5.80

Beni

2.55

1.85

1.97

1.86

4.08

1.61

Pando

1.24

1.25

0.95

0.92

1.71

1.50

Total Regalías

44.39

42.86

34.78

32.92

62.19

57.24

T.G.N

22.20

21.43

17.40

16.46

31.20

28.62

TOTAL

66.59

64.29

52.18

49.38

93.39

85.86

Fuente : Elaboración propia con datos del Instituto Nacional de Estadística. Se ha utilizado para la transformación el tipo de cambio promedio anual.
RELACION EXPORTACIONES DE HIDROCARBUROS E INGRESOS FISCALES ENTRE 1996 - 2.001
Si analizamos la relación que existe entre el valor de las exportaciones y los ingresos fiscales totales (regalías más impuesto del 6% para el TGN tenemos :
CUADRO N ° 7
EXPORTACIONES DE HIDROCARBUROS E INGRESOS FISCALES (REGALÍAS Y PARTICIPACIÓN DEL TGN) ENTRE 1996 Y 2.001
(En millones de dólares)

AÑOS

1996

1997

1998

1999

2000

2001

Export. Hidrocarburos

133.2

97.8

87.7

64.8

165.8

289.3

Total Ingresos Fiscales

66.59

64.29

52.18

49.38

93.39

85.86

Participación en %

49.9

65.7

59.5

76.2

56.3

29.7

Fuente : Elaboración propia con datos del I.N.E y B.C.B.
Es realmente sorprendente que precisamente cuando más crecen las exportaciones, la participación de los ingresos fiscales desciende hasta menos del 30% en el 2.001. Por otra parte es preciso recordar que de estos ingresos fiscales totales, solo una tercera parte corresponden al Tesoro General de la Nación, porque el resto - dos tercios - se destina a las regalías departamentales.
Si calculamos tanto los valores como la participación porcentual, tenemos que el TGN, ha recibido solo 28.6 millones de dólares de exportaciones de hidrocarburos, lo que representa el 9.9%
El estante 70% (sobre todo en el año 2.001), va a pagar el transporte y principalmente a engrosar las arcas de las transnacionales, como Andina (que controla la española Repsol-YPF y Pluspetrol) que tiene actualmente el 32% de participación en las exportaciones (año 2.002), Petrobras (Empresa Estatal Brasileña con una participación del 23.1%, Chaco (que controla la norteamericaca AMOCO)con el 19.5%, British Gas (BG, con el 9.6%), PECOM con el 6.6%, VINTAGE con el 5.6%, MAXUS con el 2.4%y PLUSPETROL con el 1.3%.
LAS CONSIDERACIONES Y POSICIONES NEOLIBERALES SOBRE LOS FUTUROS INGRESOS POR LA EXPORTACION DE HIDROCARBUROS.
a) LA POSICIÓN DE YPFB: volúmenes y valores de ventas de gas natural y condensados entre 2.006 y 2.026 según YPFB
El cuadro que sigue muestra datos de volúmenes y valores de ventas de gas natural y condensados entre el 2.006 y el 2.026 de acuerdo al modelo de YPFB con nuevos supuestos a saber:
10.6 millones de metros cúbicos por día hasta 2.006(Venta al Brasil)
Un precio promedio de 1.60 $us por millar de pies cúbicos hasta 2.006.(Venta al Brasil)
21.3 millones de metros cúbicos por día entre 2.007 y 2.026 (Venta a EE.UU)
Un precio promedio de 0.80 $us por millar de pies cúbicos hasta el 2.026.(Venta a EE.UU).
CUADRO N ° 8
VOLUMENES Y VALORES DE VENTAS DE GAS NATURAL Y CONDENSADOS A EE.UU ENTRE 2.007 Y 2.026

AÑO

Gas Natural

Condensado

Gas Natural

Condensado

Total Exportaciones
 

MMpcd

Bpd

MM.$us

MM.$us

MM.$us

2006

490.0

48.811.9

286.4

336.5

622.8

2007-2011

980.0

72.701.2

572.7

497.5

1.070.3

2012-2016

980.0

67.371.8

572.7

460.0

1.032.7

2017-2021

980.0

62.149.6

572.7

423.3

996.0

2022-2026

980.0

60.815.9

572.7

413.9

986.6

TOTAL

20.090

1.364.004

11.741

9.309.9

21.050.9

Fuente : Modelo de YPFB con Nuevos Supuestos (La Prensa, 11 de agosto de 2.002).
De acuerdo a estos datos tenemos que:
Mientras que para el precio de exportación al Brasil se considera un promedio de 1.60 dólares el millar de pies cúbicos, el de exportación a EE.UU sería de 0.80 el millar de pies cúbicos, es decir justo la mitad o lo que es lo mismo el precio en boca de pozo, puesto que de allí, tanto el gasoducto que lleve a la costa como todas las operaciones posteriores (planta de licuefacción y sus derivados) no reportarán ya para Bolivia ingreso alguno.
De esta manera las exportaciones a EE.UU totalizarían 20.428.1 millones de dólares, entre gas natural y condensados en 20 años, es decir 1.021 millones de dólares anuales desde 2.007
La exportación de gas natural representaría el 56% y el restante 44% los condensados.
El total exportado de gas representaría 7.15 trillones de pies cúbicos de gas, es decir el 13.7% de las actuales reservas.
Los ingresos fiscales de estas exportaciones serían los siguientes:
CUADRO N ° 9
INGRESOS FISCALES
(Estudio aislado del proyecto LNG. No se promedia los precios y tarifas
de transporte con los otros proyectos)
(En millones de dólares)

Período

Regalías y Participacion

I.U.E

Surtax

Imp. Remesas al Exterior

Total Impuestos

Particip.
Fiscal

Prom. Anual

Prom.
Anual

Prom. Anual

Prom. Anual

Prom.
Anual

   

2.006

77.0

52.2

0.0

0.0

129.9

20.7

2007-2011

131.7

110.0

44.0

51.8

337.5

31.6

2012-2016

126.9

142.2

96.1

43.4

408.7

39.6

2017-2021

122.3

139.8

89.0

40.5

391.6

39.3

2022-2026

121.1

137.0

83.2

40.9

382.1

38.7

T O T A L

2.586.6

2.697.4

1.561.6

883.2

7.728.8

36.5

Tomado de "La Prensa", La Paz - Bolivia 11 de agosto de 2.002.
De acuerdo a estos datos se tiene:
Una participación fiscal global del 36.5%, que representa un monto de 7.728.8 millones de dólares en 20 años, es decir 386.5 millones de dólares anuales, una cifra importante, pero que no es ni mucho menos "El negocio del siglo", ni está en relación a la magnitud de los montos exportados y que no resolverá ningún problema esencial en nuestro país, por su pequeñez. Además existen fundadas razones para argumentar que lo que realmente recibiremos será mucho menos, veamos:
Las regalías departamentales y la participación del TGN sería de solo 2.509.6 millones de dólares, lo que representa el 21.9%
El monto por impuesto a las utilidades sería superior a las regalías y participaciones (TGN) y alcanzaría a 2.645.2 millones de dólares en 20 años, es decir 132.2 millones anuales. Este monto es realmente una verdadera especulación. Tenemos el antecedente del registro de pérdidas de las empresas Chaco y Andina en los últimos años. Por otra parte, los escándalos contables de las grandes transnacionales petroleras en EE.UU no permiten albergar esperanzas de que, por este rubro, el país pueda recibir montos importantes y mucho menos los consignados en el cuadro precedente.
Tenemos finalmente el Surtax, que es otro monto absolutamente ficticio y el monto de 1.561.6 millones de dólares en 20 años, (78 millones anuales) es aún mas dudoso que el anterior referido al impuesto a las utilidades de las empresas.
El impuesto a las remesas al exterior que figura con 833.2 millones de dólares, 41.6 millones anuales, tampoco representa ninguna garantía y es fácilmente manipulable.
CONSIDERACIONES NEOLIBERALES SOBRE EL COSTO DEL PROYECTO LNG.- otros datos y otros cálculos
El Congreso Interno de la carrera de Física de la UMSA, ha emitido un pronunciamiento sobre este tema. En sus partes salientes señala :
"En cuanto a los ingresos estimados, con las ventas actuales de Gas Natural de 16.6 Tcf (trillones de pies cúbicos) en los próximos 20 años, alcanzan a menos de 200 millones de dólares por año. Doblando el volumen de venta con el proyecto de LNG se añadirían tan sólo 70 millones de dólares por año. Es evidente la merma que representa el proyecto LNG, debido al menor precio en boca de pozo y a la menor tasa impositiva. Por tanto, desde el mero punto de vista de los ingresos el proyecto LNG no es conveniente para el país. Sin embargo debido al hecho que el campo Margarita, de donde saldría de GN para el proyecto LNG, es rico en líquidos, se esperan ingresos adicionales de 44 millones de dólares al año, de los cuales a lo sumo la mitad ingresaría al TGN y el resto se iría para regalías regionales. En suma, el proyecto LNG reportaría al país un máximo de 114 millones de dólares al año, de los cuáles menos de 60 millones serían para el TGN". (Las negrillas son nuestras).(la Paz, junio de 2.002)
OTRAS OPINIONES Y CONSIDERACIONES SOBRE EL PROYECTO LNG
NUESTRAS CONSIDERACIONES Y NUESTRA POSICIÓN
¿CUÁNTO RECIBIRÁ EL PAÍS POR LA VENTA DEL GAS ?
A continuación mostramos en el siguiente cuadro las distintas alternativas para la venta del gas, considerando una venta de 30 millones diarios de metros cúbicos, (tal como reza el contrato con el Brasil, que sin embargo no se esta cumpliendo, porque solo estamos vendiendo una tercera parte, es decir 10 millones de metros cúbicos) o por el contrario una venta conjunta de 30 millones de metros cúbicos diarios a Brasil y EE.UU., a diferentes precios:
CUADRO N ° 10
INGRESOS BRUTOS PROBABLES
DE LA VENTA DE GAS NATURAL AL BRASIL Y EE.UU.

Precio en dólares por millar de pies cúbicos

Ingreso anual en millones de dólares

Ingreso en 20 años en millones de dólares

1.25 *

627.5

12.550

1.00 *

502.0

10.040

0.75 ***

376.5

7.530

0.60 **

301.2

6.024

0.50 **

251.0

5.020

= Rangos de precios actuales de venta al Brasil en boca de pozo.
** = Precios probables de venta a EE.UU en boca de pozo.
*** = Precio promedio probable de venta al Brasil y EE.UU.
De acuerdo al anterior cuadro, tenemos que por las ventas de gas al Brasil, nuestro país obtendrá 627.5 o 502.0 millones de dólares anuales. En cambio por la venta de gas a EE.UU., ingresarán nada más que 301.2 o 251.0 millones de dólares por año, es decir menos de la mitad. Esto se debe a que el precio en boca de pozo para la venta a EE.UU. será con toda seguridad muy inferior al que rige actualmente para el Brasil.
Un precio promedio para 30 millones de metros cúbicos diarios de gas natural (venta conjunta a Brasil y EE.UU.) seria de alrededor de 0.75 dólares por millar de pies cúbicos y los ingresos brutos representarían 376 millones de dólares anuales.
De este monto bruto calculamos en el mejor de los casos un 30% por regalías, participación del TGN e Impuesto a las Utilidades, lo que representa más o menos 113 millones de dólares por año.
Nosotros sostenemos que en el mejor de los casos, se obtendrá alrededor del 25% de los ingresos por exportaciones, es decir 5.100 millones de dólares en 20 años, unos 255 millones anuales.
Este es un monto realmente muy pequeño para poder considerarlo como el negocio del siglo y una base para emprender grandes proyectos de desarrollo agropecuario, turístico e industrial que permitan una sustancial mejora en el nivel de vida de nuestro pueblo.
NUESTRA POSICIÓN SOBRE EL PROYECTO LNG
LA DESESPERACIÓN DE QUE EL GAS LLEGUE A EE.UU. ES DE LA OLIGARQUÍA FINANCIERA Y MILITAR NORTEAMERICANA.
La burocracia neoliberal y sus partidos políticos al unísono con la prensa local y extranjera, especialmente chilena, pretenden hacernos creer que existen 39 proyectos para exportar gas natural a EE.UU. y que si Bolivia demora en su decisión perderá este negocio del siglo. Esto es absolutamente falso.
Quien tiene sí, mucha prisa para que todos exporten su gas a EE.UU., a cualquier precio, especialmente aquel que fijen las transnacionales, es el gobierno norteamericano, sus transnacionales y su oligarquía financiera y militar.
Esto es tan evidente que otro burócrata neoliberal desplazado del gobierno denuncia esta falacia. En efecto, Carlos Miranda, ex superintendente de hidrocarburos señaló que no existe la competencia de la que hablan otros mercados abastecedores de gas. El de las islas Sakhalín en Rusia esta destinado a Japón, China, Corea y Taiwán, el de Australia no tiene la salida que se había previsto por Timor; el de Indonesia no seria rentable por la distancia, y Camisea, en el Perú tiene muchos problemas que lo hacen inviable a corto plazo.
Esto es fácilmente comprensible. Actualmente, el mayor mercado de consumo de gas natural en el mundo es el Japón, con un incremento anual del 7%. Los campos de las islas Sakhalín son su abastecedor lógico, por la distancia. Algo similar puede decirse tanto de los campos de Indonesia como de Australia.
Esta grosera y mentirosa propaganda están destinada a presionar al pueblo boliviano para que acepte una pronta y errada decisión a este respecto, exportando gas a EE.UU. a precios miserables y por puertos chilenos por estar estos, a menor distancia que los peruanos.
CONCLUSIONES.
El gas natural debe servir primero para el desarrollo y el consumo interno y después para la exportación
El gas natural es un recurso no renovable, es un energético limpio y barato. Nuestro país requiere energía para todo. No es posible que antes de tener una estrategia a largo plazo que utilice este recurso para el desarrollo industrial, turístico, agrícola y pecuario, se piense en venderlo a cualquier precio, incluso a un precio muy por debajo de lo que pagamos los bolivianos para nuestro consumo interno.
En este sentido antes de discutir, debatir y decidir donde se vende e incluso cómo utilizamos en nuestro beneficio el gas natural, se debe recuperar la propiedad de este importante recurso.
Es absolutamente falso debatir donde vendemos o si vendemos a EE.UU., porqué puerto se debe exportar, si las condiciones actuales se mantienen. Es imprescindible la abrogación de la actual Ley de hidrocarburos que ha enajenado estos recursos en beneficio de las transnacionales.
LAS TAREAS FUNDAMENTALES SOBRE EL GAS
En nuestro criterio, la lucha del pueblo boliviano y sus organizaciones políticas, sindicales y sociales debería establecer el siguiente orden de prioridades:
1.- Primero: Abrogación de la actual Ley de hidrocarburos. Una nueva ley de hidrocarburos debe establecer como mínimo, una participación del 50% para el TGN, además de las regalías actuales del 12% por la venta de petróleo y gas natural de los campos descubiertos recientemente y una participación adicional por regalías a los departamentos no productores, como ineludible solidaridad nacional, en aquellos depósitos descubiertos por YPFB.
Recuperación de las refinerías enajenadas por el neoliberalismo vendepatria. Se debe refundar YPFB con tareas de prospección y desarrollo de campos, explotación y producción, transporte y comercialización y transformación de derivados industriales. Este nuevo YPFB no puede ser manejado como en el pasado, por los enemigos de las empresas públicas, sino por esclarecidos hombres con probada capacidad, idoneidad y honestidad, además con el control social de cada departamento productor y sus organizaciones populares y el control social de organizaciones populares nacionales.
Es impensable que un gobierno de neoliberales vende patrias pueda seguir una política de este tipo. Por ello, nos espera una tenaz, aguerrida y unitaria lucha para imponerla. Finalmente debemos exigir un referéndum para la abrogación de la actual ley de hidrocarburos
2.- Segundo. Después de alcanzado este objetivo fundamental, la lucha debe continuar para que el gas se utilice en provecho del desarrollo económico del país y de los sectores y regiones más postergadas. Los proyectos para la utilización del gas deben ser:
Industria Petroquímica. (Plásticos, PVC)
Fertilizantes Nitrogenados, Fábrica de Explosivos.
Termoeléctricas, para producir energía eléctrica.
Plantas de GTL (gas transformado en líquidos, para producir diesel sintético, combustible deficitario en el país, naftas y jet fuel. Estas plantas se puede instalar YPFB, en sociedad con otras empresas. Ya existen empresas interesadas en instalar estas plantas en nuestro territorio.
Gasoductos. Redes domiciliarias de gas natural comprimido en todas las ciudades capitales del país. Uso del gas natural comprimido en los parques industriales y en vehículos.
El financiamiento de estos proyectos debe provenir de los ingresos por la venta del gas y en general de los hidrocarburos con una nueva ley.
3.- Tercero. EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL.
Consolidar el mercado brasileño, haciendo cumplir la provisión primero de 18 millones de metros cúbicos por día, (capacidad actual del gasoducto) y que no se esta cumpliendo y después con otro gasoducto de otros 12 o 22 millones de metros cúbicos diarios, que de esta manera totalicen 30 o 40 millones de metros cúbicos diarios.
Es también fundamental lograr modificaciones en este contrato que permitan al Estado boliviano, recibir los recursos que paga el Brasil, por los volúmenes de gas que figuran en el take or pay, que significa "compras o pagas" - que son los volúmenes mínimos pactados, aunque no se reciban y por lo tanto no se exporten - y que actualmente solo recibe la empresa productora (transnacional) y no así las regiones productoras que perciben las regalías, mermando de esta manera sus ingresos.
Termoeléctricas en Santa Cruz, para vender energía eléctrica al Brasil y en Tarija y Chuquisaca para la provisión de energía eléctrica a regiones rurales.
Búsqueda de mercados regionales en Chile, (país cuyo proveedor es actualmente la Argentina que enfrenta serias dificultades para cumplir con sus compromisos), Paraguay y Uruguay.
Exportación a EE.UU., si el precio en boca de pozo que se obtenga sea por lo menos igual al que se tiene en los contratos con el Brasil.
La salida del gasoducto debería ser por un puerto peruano para que su tendido desde Tarija, pase por el norte de Chuquisaca y Potosí, Oruro y La Paz y de esta manera se puedan tender ramales a las capitales de estos departamentos para instalar las redes domiciliarias y termoeléctricas en el altiplano para extraer agua y generar proyectos de riego para las comunidades campesinas. Es cierto que el costo del tendido del gasoducto será mayor por puertos peruanos, por la distancia, sin embargo esta desventaja puede compensarse parcialmente en el transporte de los metaneros, (barcos que transportan el gas natural transformado en líquido) por la menor distancia entre los puertos peruanos y la región de baja California.


LUIS ALBERTO ECHAZÚ ALVARADO, ex rector universidad siglo xx, docente e investigador