Chuquisaca exige “proporcionalidad” en la asignación de mercados para el gas

Chuquisaca, a través de su Comité Cívico, plantea introducir en la nueva Ley de Hidrocarburos una normativa específica que permita “homogeneizar” criterios de asignación de mercados (interno versus exportación) en función al volumen producido por cada campo o bloque, para evitar distorsiones en la liquidación de regalías e IDH entre los departamentos.

El presidente del Comité Cívico de Defensa de los Intereses de Chuquisaca (Codeinca), Cliver Pérez, anunció que solicitarán un informe a YPFB “para que nos remita las cantidades de exportación de gas que ha realizado el país y cuánto de eso salió de Chuquisaca”.

También se pedirá un informe sobre cuáles son los criterios de asignación de mercado para la producción de gas de los campos.

Pérez consideró importante sumarse al trabajo de elaboración de la nueva Ley de Hidrocarburos, para lo cual expresó que, como departamento productor, se debe plantear la incorporación de un “principio de proporcionalidad” en la asignación de mercados para los campos de gas natural. 

HABÍA UN LINEAMIENTO

Durante la presidencia de Carlos Villegas en YPFB (aprox. 2008–2015) se establecieron lineamientos para la distribución proporcional de los volúmenes destinados al mercado interno y externo, en función de la participación productiva de cada campo. Sin embargo, en la actualidad, dicha proporcionalidad no se estaría respetando, generando distorsiones en la liquidación de regalías.

Si bien no había una normativa específica, se emitieron lineamientos internos y resoluciones operativas orientadas a homogeneizar criterios de asignación de mercados (interno versus exportación), evitar distorsiones en la liquidación de regalías e IDH entre departamentos y

garantizar que ningún campo cargue desproporcionadamente el mercado interno (precio bajo).

El criterio impulsado por Villegas fue que la distribución proporcional del destino de producción (mercado interno versus externo) debía ser en función al volumen producido por cada campo o bloque.

DIFERENCIA DE PRECIOS

Para la venta del gas boliviano al mercado externo, YPFB usa como referencia la cotización internacional del WTI; en cambio, para el mercado interno se aplican precios regulados.

La diferencia de precios es enorme, pues actualmente YPFB entrega el gas al mercado interno a un precio de alrededor de 0,65 centavos de dólar por millón de BTU versus 5 o 7 dólares que ese millón de BTU cuesta fuera del país.

En otros tiempos, los precios de exportación del gas boliviano llegaron incluso hasta 11 dólares por millón de BTU. Eso ocurría, por ejemplo, cuando se atendía al mercado de Argentina. Actualmente, Bolivia todavía mantiene sus ventas externas de gas a Brasil.

En 2005, Bolivia llegó a destinar el 72% de su producción de gas al mercado externo y el 20% se quedaba en el país para consumo interno.

Entre 2005 y 2015, destinó del 83% al 86% de su producción de gas al mercado externo y del 14% al 17%, respectivamente, al mercado interno.

A marzo de este año, la realidad es muy distinta.

El 48% se exporta y el 52% se queda en el país para consumo interno, de acuerdo con un informe de la Fundación Jubileo con base en datos oficiales del sector.

ANÁLISIS

Contexto. Durante la presidencia de Carlos Villegas en YPFB, se aplicaron lineamientos operativos internos para la distribución del gas entre mercado interno y externo.

Marco normativo. No existe un decreto supremo específico que obligue a nivelar porcentajes por campo.

Criterio técnico aplicado. Se buscaba una distribución proporcional según producción de cada campo, evitando que algunos carguen mayor proporción al mercado interno.

Situación actual. Se observan distorsiones, especialmente en el campo Margarita-Huacaya (Chuquisaca), donde el 65% se destina al mercado interno (precio bajo) y el 35% a exportación (precio alto).

Problema identificado. La asignación actual no responde a una normativa explícita, sino a decisiones operativas, generando inequidad en regalías departamentales.

Conclusión. Existe necesidad de formalizar un criterio de distribución proporcional mediante normativa de mayor jerarquía para garantizar equidad entre regiones productoras.

Elaboración: Fernando Rodríguez, experto en hidrocarburos

¿Qué dice un exministro del área?

El exviceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Raúl Mayta explicó que, por mandato de la Ley 3058, YPFB es el encargado directo de asignar mercados a la producción de gas natural de los campos.

“No hay una norma que establezca qué tanto por ciento de cada campo se tiene que ir al mercado interno y qué tanto por ciento se tiene que ir al mercado de exportación. No funciona de esa manera“, sostuvo.

Lo que sí se aplica es una prelación de mercado, es decir, YPFB primero debe atender la demanda interna y después el mercado externo.

Una vez atendido el mercado interno, la Ley 767 de incentivos permite exportar inicialmente con la producción de los campos maduros o marginales y las acumulaciones descubiertas no comerciales de gas “para darles economía”.

“La Ley de Incentivos establece que el 99,5% de la producción de estos campos maduros o acumulaciones descubiertas no comerciales se vaya al mercado de exportación”, remarcó.

“Ahora, del resto de la operativa de cómo se hace efectiva la asignación de los volúmenes que ponen los campos que tiene por ejemplo Repsol, Total, Petrobras o YPFB, los criterios bajo los cuales se asignan esos volúmenes, eso lo establece YPFB”, subrayó.

En el caso de los campos grandes, como es el Margarita-Huacaya, “no se trata de ver la relación porcentual de cuánto se está yendo de un determinado departamento al mercado de exportación y cuánto se está yendo al mercado interno. Lo que se trata de ver es qué porcentaje de la producción, por ejemplo, de Margarita se está yendo al mercado interno y qué porcentaje de la producción se está yendo al mercado de exportación“.

“No es cuestión de decir, a ver, en Margarita hay tantos pozos de Chuquisaca, tantos pozos de Tarija, entonces los pozos que están en Chuquisaca que vayan a mercado interno y los pozos que están en Tarija que vayan a mercado de exportación. No funciona así, no se contabiliza de esa manera. La forma en la que se contabiliza es por campo y, como este es compartido, se aplica un factor de distribución para la liquidación de regalías según su grado de participación”, subrayó.

Mayta, además, dijo que tanto Incahuasi como Margarita-Huacaya y Sábalo aportan alrededor del 85% del volumen que requiere el mercado interno y que “el volumen que aportan es proporcional a la producción que tienen”.

REGALÍAS ENERO

Tarija               $us 11.478.559

Santa Cruz       $us 6.063.492

Chuquisaca      $us 2.390.996

Beni                 $us 904.364

Pando              $us 452.182

Cochabamba   $us 426.178

TOTAL           $us 16.278.561