subvencion de diesel oil y su incidencia en la economia

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SUBVENCION DE DIESEL OIL Y SU INCIDENCIA EN LA ECONOMIA NACIONAL

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRESFACULTAD DE CIENCIAS ECONOMICAS Y FINACIERAS

CARRERA DE ECONOMIA

TESIS DE GRADO


POSTULANTE: ELSA ELIZABETH CAZORLA VARGASTUTOR : LIC. JUAN PABLO RAMOS MORALESRELATOR : LIC. ALBERTO QUEVEDO IRIARTE

LA PAZ BOLIVIA2012


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DEDICATORIA

A mi familia: mi mami María Luisa de Cazorla Vargas y mi abuela Guadalupe Vda. de

Vargas S. que dentro de sus preocupaciones fueron tolerantes con las noches de desvelo

brindándome una ayuda constante en todo el desarrollo de la investigación. Mis padres

políticos René Flores L. y Angélica de Flores S. porque siempre han sido un ejemplo, un

estímulo a querer vivir a pesar de todas las adversidades de éste mundo. Mi esposo Dr.

Yonny R. Flores Segura, por su paciencia y comprensión y mis hijos Jhony Sergio,

Manuel Ángel y María Renee Flores Cazorla con quienes me siento en deuda por restar

el tiempo de dedicación de madre a cambio del desarrollo de la presente investigación

que sin embargo me brindaron su amor y alegrías ingredientes fundamentales para

conseguir un equilibrio que me permitió dar el máximo de mi persona para la

culminación de éste trabajo, por lo que estoy infinitamente agradecida con Dios por la

calidad de familia de la que gozo.

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AGRADECIMIENTOS

A Dios, no sólo por llevarme a su lado a lo largo de ésta vida siempre llenándome de esperanza

y gozo, sino también, por las personas que puso en mi camino.

A mi Tutor y Relator de Tesis Lic. Juan Pablo Ramos Morales y al Mg. Alberto Quevedo Iriarte

por la generosidad brindada al darme la oportunidad de que esta experiencia académica sea

satisfactoria ya que su calidad humana se manifestó en una disposición permanente para

escuchar y solucionar problemas, enmarcados no sólo en una experiencia académica que

transmiten, sino también en un marco de confianza, afecto y amistad, fundamentales para la

culminación de este trabajo

A mis amigos (as), Ing. Betty Silva M., Ing. Ximena Ruiz, Lic. Célica Hernandez L. Ramiro

Saavedra, Daniel Madso Calle, Lic. Johan Medrano y Lic. Juan Varela por su granito de arena

ya que invirtieron su tiempo y conocimientos para ayudarme en el intercambio de ideas y la

recopilación de información, base fundamental para el análisis de la presente investigación.

Por último un agradecimiento especial a Manuel Morales Olivera (Ex presidente de YPFB), por

cada una de esas sesiones en que compartimos opiniones y sentí su interés altruista en cada uno

de los capítulos de este documento, mi tesis. A quién recuerdo que: "Una injusticia hecha al

individuo es una amenaza hecha a toda la sociedad y el permitir la misma significa abrir el

camino a todas las que siguen”. Es así que el actual gobierno empezó a ser injusto con nuestro

país alejando de sus filas políticas a los mejores hombres comprometidos con nuestro país no

siendo tú el único. Espero que este pensamiento un día no muy lejano mueva a tu persona y

otras, para retomar el lápiz y reescribir la historia de Bolivia a mano alzada ya que: “La

historia es madre de la verdad, émula del tiempo, depósito de las acciones, testigo de lo pasado,

ejemplo y aviso de lo presente, advertencia de lo porvenir”.

Cervantes

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INDICE GENERAL

INTRODUCCION ....................................................................................................................................................... 1

CAPITULO I................................................................................................................................................................ 8

CONSIDERACIONES GENERALES ....................................................................................................................... 8

1.1. Economías y características del mercado ..................................................................................................................8

1.1.1. Economías de competencia perfecta e imperfecta ....................................................................................................8

1.1.2. Características del mercado hidrocarburifero boliviano .................................................................................................... 9

1.2. Los precios en mercados de competencia perfecta e imperfecta ............................................................................................ 9

1.3. Distorsiones del mercado ......................................................................................................................................................... 10

1.3.1. Impuestos ............................................................................................................................................................................ 10

1.3.2. Subsidios ............................................................................................................................................................................. 11

1.3.3. Control de precios............................................................................................................................................................... 12

CAPITULO II ............................................................................................................................................................ 14

CONTEXTO INTERNACIONAL Y NACIONAL DE LOS SUBSIDIOS ENERGETICOS............................... 14

2.1. Análisis de la subvención ............................................................................................................................................14

2.1.1. Subsidios energéticos en el mundo ............................................................................................................................14

2.1.2. Subvención a Diesel Oil en Bolivia ...........................................................................................................................19

2.2. Efectos económicos de la subvención .......................................................................................................................23

2.2.1. Oferta y demanda .........................................................................................................................................................23

2.2.2. Asignación del gasto público ........................................................................................................................................24

2.2.3. Recaudación de impuestos y egresos por subvención Diesel Oil ...............................................................................26

2.2.4. Relación entre precio nominal y precio real ............................................................................................................29

2.3. Costo de oportunidad ..................................................................................................................................................29

2.3.1. Costo de oportunidad en el proceso de refinación ..................................................................................................29

2.3.2. Costo de oportunidad en el IEHD Diesel Oil Nacional .........................................................................................30

2.4. Mercado informal .........................................................................................................................................................31

2.4.1. Efectos de la informalidad en los Combustibles......................................................................................................31

2.4.2. Causas de la Informalidad en los Combustibles .....................................................................................................32

CAPITULO III........................................................................................................................................................... 33

CONTEXTO ENERGETICO NACIONAL............................................................................................................. 33

3.1. Inventario de las fuentes energéticas en Bolivia .....................................................................................................33

3.1.1. Matriz energética..........................................................................................................................................................33

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3.1.1.1. Oferta de energía primaria y secundaria ............................................................................................................33

3.2. Consumo energético.....................................................................................................................................................35

CAPÍTULO IV ........................................................................................................................................................... 37

DIAGNÓSTICO DEL MERCADO DIESELOIL ................................................................................................... 37

4.1. El Mercado de Diesel Oil en Bolivia .........................................................................................................................37

4.1.1. Marco Legal e Institucional del Mercado de Diesel Oil en Bolivia .....................................................................37

4.1.2. Descripción del marco legal de la subvención ............................................................................................................39

4.1.3. Antecedentes previos de los hidrocarburos en Bolivia ...........................................................................................43

4.1.4. Evolución de reservas y producción de gas natural, petróleo/condesado y gasolina natural en Bolivia..........43

4.1.5. Evolución de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en Bolivia ................................45

4.1.5.1. Producción de Hidrocarburos en Bolivia ...........................................................................................................47

4.1.6. Cadena de productiva de Diesel Oil en Bolivia.......................................................................................................48

4.1.6.1. Refinación ................................................................................................................................................................48

4.1.6.1.1. Capacidad de refinación........................................................................................................................................49

4.1.6.2. Transporte y Almacenamiento ..............................................................................................................................52

4.1.6.2.1. Capacidad de Almacenamiento ............................................................................................................................52

4.1.6.2.2. Transporte de Combustibles..................................................................................................................................56

Oleoductos .....................................................................................................................................................................................56

Poliductos.......................................................................................................................................................................................57

4.1.6.2.3. Transporte para Diesel Oil Nacional y otros derivados de petróleo ..............................................................58

Ductos .............................................................................................................................................................................................59

Cisternas.........................................................................................................................................................................................59

Ferrocarril .....................................................................................................................................................................................59

Transporte Fluvial ........................................................................................................................................................................59

4.1.6.2.4. Transporte para Importación de Diesel Oil .......................................................................................................60

Buque ..............................................................................................................................................................................................60

Barcazas .........................................................................................................................................................................................60

Cisternas.........................................................................................................................................................................................61

Ferrocarril .....................................................................................................................................................................................61

4.1.6.3. Distribución .............................................................................................................................................................62

4.1.6.3.1. Infraestructura de Distribución mediante el sistema de poliductos ...............................................................62

4.1.6.3.2. Infraestructura de Distribución Almacenaje ......................................................................................................62

4.1.6.3.3. Infraestructura de Distribución Distritos y Zonas Comerciales Terminales de ventas ...............................63

4.1.6.3.4. Infraestructura de Distribución Estaciones de Servicio ...................................................................................63

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4.1.6.4. Comercialización ....................................................................................................................................................63

4.1.6.4.1. Fuentes de aprovisionamiento ..............................................................................................................................64

4.1.6.4.2. Oferta de Diesel Oil en el Mercado Interno .......................................................................................................64

4.1.6.4.3. Programa de Planeación de Abastecimiento de Diesel Oil .............................................................................65

4.1.6.4.4. Características de Comercialización ...................................................................................................................67

4.1.6.4.5. Comercialización por Departamentos .................................................................................................................68

4.1.6.4.6. Precio........................................................................................................................................................................70

Fundamentos de la determinación del Precio ..........................................................................................................................70

Evolución de precios internacionales Diesel Oil y petróleo ..................................................................................................73

4.1.6.4.7. Estimación de estructura de costos de importación de Diesel Oil ...................................................................74

4.2. Consumo de DO y valorización estimada de la subvención del DOI en Bolivia ...............................................75

4.2.1. Estimación de consumo total de DO en Bolivia ......................................................................................................76

4.2.2. Estructura del consumo de DO en Bolivia ...............................................................................................................77

4.2.2.1. Consumo de DO en el sector transporte .............................................................................................................78

4.2.2.2. Relación consumo y ventas de DOI en el sector transporte carretero servicio particular, público y

oficial. 79

4.2.2.3. Valoración estimada de la subvención a DOI en el sector transporte carretero servicio particular ........80

4.2.3. Consumo de DO en el sector de agricultura - pesquera y minería ......................................................................80

4.2.3.1. Consumo de DO subsector agrícola ....................................................................................................................81

4.2.3.1.1. Estimación de consumo de DO en cultivos de cereales ....................................................................................81

4.2.3.1.2. Valoración estimada de la subvención a DOI en cultivos de maíz, cebada, sorgo y trigo. .........................81

4.2.3.1.3. Estimación de consumo de DO en cultivos de productos industriales ...........................................................82

4.2.3.1.4. Estimación del consumo de DO en la producción de soya y caña de azúcar. ...............................................82

4.2.3.1.5. Estimación del consumo de DO en el subsector soyero por tipo de productor.............................................85

4.2.3.1.6. Valoración estimada de la subvención a DOI en el subsector soyero por tipo de productor .....................85

4.2.3.1.7. Estimación del consumo de DO en el subsector cañero por tipo de productor ............................................87

4.2.3.1.8. Valoración estimada de la subvención al DOI en el subsector cañero por tipo de productor ...................87

4.2.4. Consumo de DO en el sector minero .........................................................................................................................88

4.2.4.1. Estimación de consumo DO en el subsector minero .........................................................................................88

4.2.4.2. Estimación de consumo DO en el subsector minero por categoría ................................................................89

4.2.4.3. Valoración estimada de la subvención al DOI subsector minero por categoría ..........................................89

4.2.4.4. Estimación del consumo de DO y subvención total a DOI en el sector agropecuario pesquero y minero

90

4.2.5. Consumo de DO en el sector de industria ................................................................................................................91

4.2.5.1. Estimación del consumo de DO sector industria ...............................................................................................91

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4.2.5.2. Valoración estimada de la subvención al DOI sector industrial .....................................................................92

4.2.6. Consumo de DO en el sector construcción ..............................................................................................................92

4.2.6.1. Estimación del consumo de DO sector construcción ........................................................................................92

4.2.6.2. Valoración estimada de la subvención al DOI sector construcción ...............................................................93

4.2.7. Consumo de DO en el sector electricidad ................................................................................................................93

4.2.7.1. Estimación del consumo de DO sector electricidad..........................................................................................94

4.2.7.1.1. Valoración estimada de la subvención al DOI sector electricidad Sistema Aislado ...................................96

4.2.8. Consumo de DO en actividades no registradas .......................................................................................................97

4.2.8.1. Estimación de consumo DO en Actividades no registradas .............................................................................97

4.2.8.2. Consumo de DO en el transporte carretero de carga internacional y vehículos no registrados “Chutos”.

98

4.2.8.3. Estimación del consumo de DO en el transporte carretero de carga internacional y vehículos no

registrados “Chutos”. ..................................................................................................................................................................99

4.2.8.4. Valoración estimada de la subvención a DOI para el transporte carretero de carga internacional y

vehículos registrados “Chutos”. ................................................................................................................................................99

4.2.8.5. Consumo de DO en actividades ilícitas (Contrabando, producción de cocaína y robo de producto) ....100

4.2.8.5.1. Estimación del volumen de DO con destino al contrabando .........................................................................100

4.2.8.5.2. Valoración estimada de la subvención a DOI con destino al contrabando .................................................101

4.2.8.5.3. Consumo de DO en la producción de cocaína y por robo de producto .......................................................101

4.2.8.5.4. Estimación del consumo de DO en la producción de cocaína y robo de producto ....................................102

4.2.8.5.5. Valoración estimada de la subvención a Diesel Oil en la producción de cocaína y robo de producto ...103

4.2.8.6. Consumo de DO en actividades económicas que no benefician al conjunto de Bolivia ...........................104

4.2.8.6.1. Estimación del consumo de DO en actividades que no benefician al conjunto de Bolivia .......................104

4.2.8.6.2. Relación de ventas de volumen de DOI vs volumen de consumo en actividades que no benefician al

conjunto del país. ........................................................................................................................................................................105

4.2.8.6.3. Valoración estimada de la subvención en actividades que no benefician al país en su conjunto. ...........106

4.3. Pérdida de eficiencia en la oferta total de Diesel Oil 2008 .................................................................................106

CAPITULO V........................................................................................................................................................... 110

ANALISIS DE LA POLITICA ACTUAL DE HIDROCARBUROS................................................................... 110

5.1. Políticas de gobierno .................................................................................................................................................110

5.1.1. Política actual de hidrocarburos de Bolivia ..........................................................................................................110

5.1.2. Incidencia de la subvención a DOI sobre el producto interno bruto PIB. ..............................................................116

CAPITULO VI ......................................................................................................................................................... 119

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PLANTEAMIENTO DE ALTERNATIVA PARA EL DESMONTE DE LA SUBVENCION DE DIESEL OIL

IMPORTADO .......................................................................................................................................................... 119

6.1. Descripción general de las propuestas como alternativas para el desmonte de la subvención a DOI ........120

6.2. Políticas, estrategias, programas y proyectos para el desmonte de la subvención a DOI .............................121

6.3. Políticas específicas, estrategias, programas y proyectos que inciden en el desmonte de la subvención a

DOI 121

6.4. Propuesta de programas y proyectos prioritarios para el desmonte de la subvención a Diesel Oil

Importado .....................................................................................................................................................................................122

6.4.1. P1 E2 Programa 1: Sustitución de combustible DO por GNV y de DO a DO/GNV .......................................124

6.4.1.1. P1 E2 P1 Proyecto 1: Conversión vehicular de DO a GNV gratuito y obligatorio para el transporte del

servicio público, opcional para el servicio particular y oficial. ..........................................................................................125

6.4.1.1.1. Contexto general parque automotor ..................................................................................................................126

6.4.1.1.2. Tecnología e inversión de conversión de Diesel Oil a GNV ..........................................................................126

Tecnología de conversión vehicular de DO a GNV ...............................................................................................................126

Análisis de inversión de conversión taxis y micros de DO a GNV......................................................................................127

Obstáculos para la conversión de micros y vehículos de alto tonelaje ..............................................................................132

6.4.2. P1 E2 P1 Proyecto 2: Implementación, control y fiscalización de tecnología que consumen DO aplicada en

cultivos del sector agroindustrial. ............................................................................................................................................134

6.4.2.1. Comparación de estimación de consumo de DO en cultivos de girasol, soya y trigo – Siembra

convencional Bolivia – Argentina ............................................................................................................................................134

6.4.2.2. Estimación de consumo, ahorro y subvención de DOI destinado en exceso a cultivos de girasol soya y

trigo 136

6.4.3. P1 E2 P1 Proyecto 3: Sustitución de DO a DO/GNC en tractores mulas para cultivos de trigo, girasol y

soya. (Simultaneo al Proyecto 2). .............................................................................................................................................139

6.4.4. P1 E2 P1 Proyecto 4: Sustitución de DO en motores estacionarios a DO/GNC. ...........................................141

6.4.5. P1 E 3 Programa1: Desarrollo y mejoramiento de confiabilidad del sistema de abastecimiento de

combustibles.................................................................................................................................................................................144

6.4.5.1. P1 E3 P1 Proyecto 1: Análisis y definición de la infraestructura y logística requerida para implementar

el uso masivo de gas natural .....................................................................................................................................................145

6.4.5.2. Proyecto de fortalecimiento a las instituciones democrática USAID Bolivia: Estudio de factibilidad

para el suministro de Gas Natural a la localidad de Uyuni.................................................................................................146

6.4.5.3. Fases del proceso de gasocentros de GNC .......................................................................................................147

6.4.6. P1 E3 P1 Proyecto 2: Reserva Estratégica Nacional de Hidrocarburos ..........................................................149

6.4.7. P1 E4 Programa 1: Obtención de Diesel a través de materia prima no convencional. .................................149

6.4.7.1. P1 E4 P1 Proyecto 1: Implementación de nuevas tecnologías para la producción de Diesel a partir de

la transformación de residuos sólidos. ....................................................................................................................................149

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6.4.8. P2 E1 Programas 1: Organización de las transacciones en el mercado interno de DO y gas natural ........153

6.4.8.1. Propuesta de esquema de funcionamiento de comercialización en el mercado interno de Diesel Oil y

Gas Natural154

6.4.9. P2 E1 P1 Proyecto 1: Creación del comité de asignación de combustibles .....................................................155

6.4.10. P2 E2 Programa 1: Adecuación de la cadena de precios y tarifas al régimen de servicios.....................156

6.4.10.1. P2 E2 P1 Proyecto 1: Redefinición del régimen de precios y tarifas ...........................................................159

6.4.11. P2 E2 Programa 2: Redefinición económica de las tarifas por servicios ...................................................160

6.4.11.1. P2 E2 P2 Proyecto 1: Redefinición conceptual de precios y tarifas ............................................................161

6.4.11.2. P2 E2 P2 Proyecto 2: Redefinición metodológica de tarifas por servicios .................................................162

6.4.11.2.1. Estrategia de determinación del componente de política fiscal ..............................................................163

6.4.12. P2 E3 P2: Programa 1: Determinación de precios relativos al consumidor final de energéticos ..........163

6.4.12.1. P2 E3 P1 Proyecto 1: Focalización de la subvención a Diesel Oil ..............................................................164

6.4.12.1.1. Ventajas de la focalización del subsidio a Diesel Oil ................................................................................164

6.4.12.1.2. Ventajas en el subsidio al transporte público: ...........................................................................................165

6.4.12.1.3. Ventajas en el subsidio a la energía eléctrica: ...........................................................................................165

6.4.12.1.4. Ventajas en el subsidio al sector agrícola y minero:.................................................................................165

6.5. Impactos macroeconómicos de la aplicación de políticas hidrocarburiferas...................................................168

6.5.1. Balanza de pagos........................................................................................................................................................168

6.5.2. Presupuesto Fiscal .....................................................................................................................................................169

6.5.3. Inversión y PIB ...........................................................................................................................................................170

6.5.4. Empleo .........................................................................................................................................................................171

6.5.5. Efectos macroeconómicos .........................................................................................................................................171

6.5.6. Efectos microeconómicos ..........................................................................................................................................171

6.5.7. Efectos sociales...........................................................................................................................................................172

6.5.8. Efectos ambientales....................................................................................................................................................172

CAPITULO VII ....................................................................................................................................................... 173

ANALISIS DE LA DEMANDA Y OFERTA DE COMBUSTIBLES .................................................................. 173

7.1. Análisis de la demanda y oferta de Diesel Oil, crudo y gas natural ..................................................................173

7.2. Proyección de la demanda de DO, crudo y gas natural sin políticas hidrocarburiferas ................................174

7.2.1. Proyección de la demanda de Diesel Oil................................................................................................................174

7.2.2. Oferta y Demanda de Diesel Oil con y sin aplicaciones de políticas (Mercado Interno)...............................175

7.3. Proyección de la oferta de Petróleo/Condesado y Diesel Oil .............................................................................176

7.3.1. Proyección de la Oferta y Demanda de Petróleo/Crudo sin y con aplicaciones de políticas, estrategias y

proyectos (Mercado Interno) .....................................................................................................................................................176

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7.4. Demanda de Gas Natural mercado interno sin aplicación de políticas y proyectos de sustitución de DO a

gas natural. ..................................................................................................................................................................................177

7.4.1. Demanda de Gas Natural con implementación de políticas y ejecución de proyectos para cambio de matriz

energética .....................................................................................................................................................................................178

CAPITULO VIII ...................................................................................................................................................... 180

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES...................................................................................................... 180

8.1. Conclusiones ...............................................................................................................................................................180

8.2. Recomendaciones .......................................................................................................................................................183

ANEXOS................................................................................................................................................................... 186

BIBLIOGRAFIA ..................................................................................................................................................................255

LISTA DE TERMINOS .............................................................................................................................................................. 257

UNIDADES DE VOLMEN, FISICAS Y CALORIFICAS ....................................................................................................................260

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INDICE DE TABLAS

TABLA Nº 1 APOYO TOTAL MUNDIAL AL CONSUMO DE PETRÓLEO Y DERIVADOS 1.......................................... 15

TABLA Nº 2 PRECIOS DE LOS DERIVADOS EN AMERICA LATINA 2005 ..................................................................... 16

TABLA Nº 3 SUBSIDIOS A LOS DERIVADOS LAC 2005 ..................................................................................................... 17

TABLA Nº 4 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL PIB – 2005............................................................................................. 18

TABLA Nº 5 COMPARACION ESTIMADA DE TASAS PROMEDIO DE IEHD/SUBVENCION..................................... 27

TABLA Nº 6 COMPARACION ESTIMADA DE TASAS PROMEDIO DE IEHD/SUBVENCION..................................... 28

TABLA Nº 7 ESTIMACION DE COSTO DE OPORTUNIDAD POR NO PRODUCIR DO AL 31% DE RENDIMIENTO

.............................................................................................................................................................................................. 42

TABLA Nº 8 CAPACIDAD DE REFINACIÓN A NIVEL NACIONAL ........................................................................................ 49

TABLA Nº 9 VOLUMEN DE CRUDO PROCESADO REFINERÍAS CRUDO PROCESADO ................................................... 50

TABLA Nº 10 CARGA DE CRUDO A REFINERÍAS Y CARBURANTES OBTENIDOS ........................................................... 50

TABLA Nº 11 CAPACIDAD PLANTAS DE ALMACENAJE DE DIESEL OIL REFINERIAS ESTATALES Y PRIVADAS

.............................................................................................................................................................................................. 53

TABLA Nº 12 CAPACIDAD NETA DE ALMACENAJE EN TANQUES– CLHB................................................................. 53

TABLA Nº 13 CAPACIDAD PLANTAS DE ALMACENAJE DE DIESEL OIL ESTATALES Y PRIVADAS.................... 54

TABLA Nº 14 SEGURIDAD ENERGÉTICA ............................................................................................................................. 54

TABLA Nº 15 CAPACIDAD DE OLEODUCTOS ..................................................................................................................... 56

TABLA Nº 16 CAPACIDAD POLIDUCTOS ............................................................................................................................. 57

TABLA Nº 17 NIVEL DEL CALADO DEL RÍO PARAGUAY - PUERTO LADARIO ......................................................... 61

TABLA Nº 18 NUMERO DE ESTACIONES DE SERVICIO POR DEPARTAMENTOS .................................................... 63

TABLA Nº 19 ESTRUCTURA DE PRECIOS DE DIESEL OIL 25/08/2009 CONSIDERANDO EL BBL DE PETROLEO

A PRECIO DE MERCADO INTERNO VS PRECIO INTERNACIONAL ................................................................... 72

TABLA Nº 20 PRECIO PROMEDIO DE IMPORTACION DE DIESEL OIL POR PROVEEDOR Y PUNTO DE

ENTREGA 2009 .................................................................................................................................................................. 73

TABLA Nº 21 COMPARACION DE PRECIOS FINALES DE DIESEL OIL EN AMERICA LATINA........................................ 74

TABLA Nº 22 ESTIMACIÓN DE ESTRUCTURA DE COSTOS DE IMPORTACIÓN DE DIESEL .................................. 75

TABLA Nº 23 PARQUE AUTOMOTOR Y A DIESEL OIL POR TIPO DE SERVICIO Y VEHICULO, 2009 .................... 79

TABLA Nº 24 ESTIMACION DE LA SUBVENCION A DO EN EL SECTOR TRANSPORTE PARTICULAR ............... 80

TABLA Nº 25 VALORACION ESTIMADA DE LA SUBVENCION A CULTIVOS DE CEBADA, MAIZ, SORGO Y

TRIGO.................................................................................................................................................................................. 82

TABLA Nº 26 MAGNITUD DE LOS BENEFICIOS DE GRUPOS DE PRODUCTORES SEGÚN SU NACIONALIDAD,

CAMPAÑA 2003-2004 ....................................................................................................................................................... 84

TABLA Nº 27 MAGNITUD DE LOS BENEFICIOS POR TIPO DE PRODUCTOR, CAMPAÑA 2003-2004 ................... 84

TABLA Nº 28 VALORACIÓN ESTIMADA DE LA SUBVENCION A DIESEL OIL POR TIPO DE PRODUCTOR ....... 86

TABLA Nº 29 PARTICIPACION PORCENTUAL POR CATEGORIA EN SUPERFICIE DE CULTIVO ........................... 86

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TABLA Nº 30 COSTOS POR TECNOLOGIA DE LABORES EN CULTIVO DE CAÑA DE AZUCAR............................ 86

TABLA Nº 31 VALORACIÓN ESTIMADA DE LA SUBVENCION A DIESEL OIL POR TIPO DE PRODUCTOR ....... 88

TABLA Nº 32 ESTIMACION DE LA SUBVENCION A DIESEL OIL EN EL SECTOR MINERO .................................... 90

TABLA Nº 33 VALORACION ESTIMADA DE LA SUBVENCION A DOI SECTOR AGROPECUARIO, PESQUERO Y

MINERO .............................................................................................................................................................................. 90

TABLA Nº 34 VALORACION ESTIMADA DE LA SUBVENCION A DIESEL OIL EN EL SECTOR INDUSTRIAL .... 92

TABLA Nº 35 VALORACIÓN ESTIMADA DE LA SUBVENCION A DIESEL OIL EN EL SECTOR CONSTRUCCION

.............................................................................................................................................................................................. 93

TABLA Nº 36 CENTRALES Y UNIDADES TERMOELÉCTRICAS A DIESEL OIL – 2009 .............................................. 95

TABLA Nº 37 VALORACION ESTIMADA DE LA SUBVENCION A DIESEL OIL TRANSPORTE CARRETERO DE

CARGA INTERNACIONAL ........................................................................................................................................... 100

TABLA Nº 38 VALORACION ESTIMADA DE LA SUBVENCION DE DIESEL OIL AL CONTRABANDO ............... 101

TABLA Nº 39 VALORACION ESTIMADA DE LA SUBVENCION A DIESEL OIL EN LA PRODUCCIÓN DE

COCAINA Y POR ROBO DE PRODUCTO .................................................................................................................. 103

TABLA Nº 40 VALORACION ESTIMADA DE LA SUBVENCION EN ACTIVIDADES QUE NO BENEFICIAN EL

CONJUNTO DEL PAIS .................................................................................................................................................... 106

TABLA Nº 41 POLITICAS, ESTRATEGIAS Y PROYECTOS PLANTEADOS POR EL GOBIERNO DEL

MOVIMIENTO AL SOCIALISMO................................................................................................................................. 112

TABLA Nº 42 POLITICAS Y ESTRATEGIAS PARA EL DESMONTE DE LA SUBVENCION A DOI .......................... 122

TABLA Nº 43 OBJETIVOS DE ESTRATEGIAS Y PROPUESTA DE PROGRAMAS/PROYECTOS PRIORITARIOS 123

TABLA Nº 44 PARQUE AUTOMOTOR POR TIPO DE SERVICIO, VEHÍCULO Y USO DE COMBUSTIBLE, 2009 . 126

TABLA Nº 45 ESTIMACION DE CONSUMO DE DO EN EL TRANSPORTE CARRETERO POR TIPO DE SERVICIO

– 2009 ................................................................................................................................................................................. 126

TABLA Nº 46 ANALISIS DE INVERSION DE CONVERSION TAXIS Y MICROS DE DIESEL OIL A GNV.............. 128

TABLA Nº 47 RELACIÓN GASTO Y AHORRO DO VS GNV............................................................................................. 128

TABLA Nº 48 ANALISIS RENTA INVERSION ..................................................................................................................... 129

TABLA Nº 49 VEHICULOS DE SERVICIO PUBLICO POR TIPO Y DEPARTAMENTO 2009....................................... 130

TABLA Nº 50 ESTIMACION DE COSTO DE CONVERSION DE VEHICULOS DE DIESEL OIL A GNV .................. 130

TABLA Nº 51 ESTIMACION DE FINANCIAMIENTO Y AUTOFINANCIAMIENTO - PROGRAMA DE

CONVERSION.................................................................................................................................................................. 131

TABLA Nº 52 ESTIMACION DE GASTO/AHORRO POR SUBVENCION A DIESEL OIL EN EL SECTOR

TRANSPORTE PUBLICO CARRETERO 2011- 2015 ................................................................................................. 132

TABLA Nº 53 ALCANCES DE LA P1 E2 P1 PROYECTO 1: CONVERSION VEHICULAR GRATUITO DE DO A GNV

(OBLIGATORIO PARA EL TRANSPORTE DEL SERVICIO PÚBLICO – OFICIAL Y OPCIONAL PARA EL

SERVICIO PARTICULAR ............................................................................................................................................... 133

TABLA Nº 54 CONSUMO DE COMBUSTIBLE TOTAL POR TIPO DE CULTIVO Y PRODUCTO .............................. 134

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


xiii

TABLA Nº 55 COMPARACION DE VOLUMEN DE CONSUMO DE DO EN CULTIVOS DE GIRASOL APLICANDO

LOS DATOS DEL INSTITUTO DE INGENIERÍA RURAL – CIA - I.N.T.A. Y EL PACTO DE Y.P.F.B. Y ANAPO

............................................................................................................................................................................................ 135

TABLA Nº 56 COMPARACION DE VOLUMEN DE CONSUMO DE DIESEL OIL EN CULTIVOS DE SOYA

APLICANDO LOS DATOS DEL INSTITUTO DE INGENIERÍA RURAL – CIA - I.N.T.A. Y EL PACTO DE YPFB

Y ANAPO .......................................................................................................................................................................... 135

TABLA Nº 57 RESULTADOS DE CONSUMO DE DIESEL OIL EN CULTIVOS DE TRIGO.......................................... 136

TABLA Nº 58 RESULTADOS DE CONSUMO DE DIESEL OIL EN CULTIVOS DE GIRASOL, SOYA Y TRIGO

APLICANDO LOS DATOS DEL INSTITUTO DE INGENIERÍA RURAL – CIA - I.N.T.A. Y EL PACTO DE

Y.P.F.B. Y ANAPO ............................................................................................................................................................ 136

TABLA Nº 59 ESTIMACION DE AHORRO POR IMPORTACION Y SUBVENCION DIESEL OIL 2011-2015 ........... 137

TABLA Nº 60 ALCANCES DE LA P1 E2 P1 PROYECTO 2: IMPLEMENTACIÓN, CONTROL Y FISCALIZACIÓN DE

TECNOLOGÍA QUE CONSUMEN DIESEL OIL, APLICADA EN CULTIVOS DEL SECTOR

AGROINDUSTRIAL........................................................................................................................................................ 138

TABLA Nº 61 ESTIMACION DE AHORRO POR IMPORTACION Y SUBVENCION A DIESEL OIL 2011-2015........ 139

TABLA Nº 62 ANÁLISIS DE AHORRO PARA EL PRODUCTOR POR SUSTITUCIÓN DE COMBUSTIBLE 2011-2015

............................................................................................................................................................................................ 140

TABLA Nº 63 ALCANCES DE LA P1 E2 P1 PROYECTO 3: SUSTITUCIÓN DE DO A DO/GNC EN TRACTORES

MULAS PARA CULTIVOS DE TRIGO, GIRASOL Y SOYA. (SIMULTANEO AL PROYECTO 2)...................... 140

TABLA Nº 64 ESTIMACION DE CONSUMO Y AHORRO PARA LA EMPRESA 2011-2015 ......................................... 141

TABLA Nº 65 ESTIMACION DE AHORRO/GASTO POR DOI EN EL SECTOR ELECTRICIDAD 2011-2015 .......... 142

TABLA Nº 66 INVERSIONES, AHORROS, RETORNOS Y BENEFICIOS AMBIENTALES .......................................... 142

TABLA Nº 67 RESUMEN DE LA VARIACIÓN DE PRECIOS DE GAS NATURAL EN EL MERCADO INTERNO... 143

TABLA Nº 68 ALCANCES DE LA P1 E2 P1 PROYECTO 4: SUSTITUCIÓN DE DO EN MOTORES

ESTACIONARIOS A DO/GNC ....................................................................................................................................... 144

TABLA Nº 69 PRINCIPALES USOS DEL GAS NATURAL POR SECTOR PRODUCTIVO ............................................ 145

TABLA Nº 70 CONSIDERACIONES PARA LA REGASIFICACION EN BOLIVIA ......................................................... 145

TABLA Nº 71 INVERSION DE CAPITAL Y COSTOS DE OPERACIÓN PARA EL PRIMER AÑO .............................. 146

TABLA Nº 72 VENTAS DE DIESEL OIL GASOLINA Y GLP EN ZONA COMERCIAL DE UYUNI ........................... 147

TABLA Nº 73 ALCANCES DE LA P1 E3 P1 PROYECTO 1: ANÁLISIS Y DEFINICIÓN DE LA

INFRAESTRUCTURA Y LOGÍSTICA REQUERIDA PARA IMPLEMENTAR EL USO MASIVO DE GAS

NATURAL ......................................................................................................................................................................... 148

TABLA Nº 74 P1 E3 INVERSIÓN ESTIMADA Y AHORRO POR SUBVENCIÓN A DOI .............................................. 151

TABLA Nº 75 P1 E4 P1 PROYECTO 1: IMPLEMENTACIÓN DE NUEVAS TECNOLOGÍAS PARA LA PRODUCCIÓN

DE DIESEL OIL A PARTIR DE LA TRANSFORMACIÓN DE RESIDUOS SÓLIDOS .......................................... 152

TABLA Nº 76 P2 E1 P1 PROYECTO 1: CREACION DEL COMITE DE ASIGNACION DE COMBUSTIBLES .......... 155

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


xiv

TABLA Nº 77 CADENA DE PRECIOS DE DIESEL, EN EL RÉGIMEN ACTUAL Y EN EL PROPUESTO .................. 158

TABLA Nº 78 P2 E2 P1 PROYECTO 1: REDEFINICIÓN DEL RÉGIMEN DE PRECIOS Y TARIFAS .......................... 160

TABLA Nº 79 P2 E2 P2 PROYECTO 1: REDEFINICIÓN CONCEPTUAL DE PRECIOS Y TARIFAS........................... 162

TABLA Nº 80 ESTIMACION DE LA SUBVENCION EN CONDICIONES ACTUALES DE PRODUCCION

NACIONAL Y DEMANDA DE DO Y ESTIMACION DE SUBVENCION FOCALIZADA ................................... 164

TABLA Nº 81 ALCANCES DE LA P2 E3 P1 PROYECTO 1: FOCALIZACIÓN DEL SUBSIDIO A DIESEL OIL ........ 166

TABLA Nº 82 VOLUMEN DE IMPORTACION DE DIESEL OIL CON Y SIN APLICACION DE POLITICAS ........... 167

TABLA Nº 83 INVERSION ESTIMADA EN LA EJECUCION DE PROYECTOS PARA LA REDUCCION DE

CONSUMO DE DO Y SUBVENCION ......................................................................................................................... 170

TABLA Nº 84 TASA DE CRECIMIENTO DEL PIB – PRONOSTICO DE PIB (%)............................................................ 173

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


xv

INDICE DE GRAFICAS

GRAFICA Nº 1 IMPUESTOS ...................................................................................................................................................... 10

GRAFICA Nº 2 SUBSIDIOS ........................................................................................................................................................ 11

GRAFICA Nº 3 FIJACION DE PRECIO .................................................................................................................................... 13

GRAFICA Nº 4 EVOLUCIÓN DEL PRECIO DIESEL OIL MERCADO INTERNO ........................................................... 20

GRAFICA Nº 5 EVOLUCIÓN DEL PRECIO DEL PETROLEO ............................................................................................. 20

GRAFICA Nº 6 ESTIMACION DE LA SUBVENCIÓN AL DIESEL OIL IMPORTADO CONSIDERANDO

ESTRUCTURA DE COSTOS DE IMPORTACION (MM $US) .................................................................................... 21

GRAFICA Nº 7 FIJACIÓN DEL PRECIO MÁXIMO AL DIESEL OIL.................................................................................. 24

GRAFICA Nº 8 EVOLUCIÓN GASTO PUBLICO INCLUYENDO SUBVENCION A DIESEL OIL IMPORTADO

CONSIDERANDO ESTRUCTURA DE COSTOS DE IMPORTACION ...................................................................... 25

GRAFICA Nº 9 IMPUESTOS VS SUBVENCION A DIESEL OIL IMPORTADO CONSIDERANDO ESTRUCTURA DE

COSTOS DE IMPORTACION........................................................................................................................................... 25

GRAFICA Nº 10 IMPUESTOS AL DIESEL OIL ....................................................................................................................... 26

GRAFICA Nº 11 RECAUDACION DE IMPUESTOS POR EL IEHD .................................................................................... 27

GRAFICA Nº 12 ESTIMACION DE RECAUDACION DE IMPUESTOS IEHD DON Y SUBVENCION A DOI

CONSIDERANDO TASAS ESTABLECIDAS MEDIANTE D.S. Y COSTOS DE IMPORTACION ................................. 28

GRAFICA Nº 13 PRECIO NOMINAL FRENTE AL PRECIO REAL DE DIESEL OIL........................................................ 29

GRAFICA Nº 14 COSTO DE OPORTUNIDAD ........................................................................................................................ 30

GRAFICA Nº 15 COSTO DE OPORTUNIDAD POR EL IEHD DON .................................................................................... 31

GRAFICA Nº 16 PARTICIPACIÓN DE ENERGETICOS EN LA OFERTA TOTAL DE ENERGIA PRIMARIA % .......... 33

GRAFICA Nº 17 BOLIVIA OFERTA TOTAL DE ENERGÍA SECUNDARIA DERIVADOS DE PETROLEO Y GAS

NATURAL 2007.................................................................................................................................................................. 34

GRAFICA Nº 18 BOLIVIA CONSUMO DE ENERGÍA SECUNDARIA DERIVADOS DE PETROLEO Y GAS

NATURAL POR SECTOR2007......................................................................................................................................... 35

GRAFICA Nº 19 EXPORTACION DE DERIVADOS DE PETROLEO ................................................................................. 41

GRAFICA Nº 20 PRODUCCION Y RENDIMIENTO DE DIESEL OIL CON RESPECTO AL VOLUMEN DE CARGA

DE CRUDO ......................................................................................................................................................................... 42

GRAFICA Nº 21 EVOLUCION DE LAS RESERVA GAS NATURAL Y PETROLEO Y CONDENSADO ....................... 44

GRAFICA Nº 22 PROYECCION DE EVOLUCION DEL CONSUMO DE RESERVAS DE PETROLEO Y

CONDENSADO.................................................................................................................................................................. 44

GRAFICA Nº 23 EVOLUCION DE LAS INVERSIONES EN EXPLORACION Y EXPLOTACION................................. 45

GRAFICA Nº 24 EVOLUCION DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACION Y EXPLOTACION ................................ 45

GRAFICA Nº 25 EXPORTACION DE GAS A BRASIL GASODUCTO RIO GRANDE – MUTUN................................... 46

GRAFICA Nº 26 PRECIO INTERNACIONAL DEL PETROLEO VS PRECIO DEL MERCADO INTERNO .................. 47

BIBLIO

TECA DE E

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GRAFICA Nº 27 EVOLUCION DE PRODUCCION DE GAS NATURAL Y PETROLEO Y CONDENSADO................. 48

GRAFICA Nº 28 DISTRIBUCION DE CAPACIDAD DE REFINACION.............................................................................. 49

GRAFICA Nº 29 PRODUCCION NACIONAL DE DIESEL OIL ............................................................................................ 51

GRAFICA Nº 30 PRODUCCION NACIONAL DE DIESEL OIL POR REFINERIA ............................................................ 51

GRAFICA Nº 31 PRODUCCION NACIONAL DE DIESEL OIL POR REFINERIA % ........................................................ 52

GRAFICA Nº 32 CAPACIDAD MÁXIMA TOTAL DUCTOS – BOLIVIA ............................................................................ 58

GRAFICA Nº 33 PARTICIPACION DE MEDIOS DE TRANSPORTES UTILIZADOS EN BOLIVIA PARA EL

ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLE ..................................................................................................................... 59

GRAFICA Nº 34 OFERTA TOTAL DE DIESEL OIL ................................................................................................................ 64

GRAFICA Nº 35 OFERTA IMPORTACION (PROVEEDOR CON MAYORES VOLUMENES) ........................................ 65

GRAFICA Nº 36 OFERTA IMPORTACION POR PROVEEDOR ........................................................................................... 65

GRAFICA Nº 37 PROGRAMACION VS COMERCIALIZACION DE DIESEL OIL - 2008 .............................................. 66

GRAFICA Nº 38 VENTA TOTAL DE DIESEL OIL NACIONAL E IMPORTADO............................................................... 67

GRAFICA Nº 39 VENTAS DE DIESEL OIL NACIONAL E IMPORTADO .......................................................................... 68

GRAFICA Nº 40 VENTAS DE DIESEL OIL POR DEPARTAMENTOS ................................................................................ 69

GRAFICA Nº 41 VENTAS DE DIESEL OIL POR DEPARTAMENTOS ................................................................................ 69

GRAFICA Nº 42 METODOLOGIA DE CALCULO DE PRECIOS DE DIESEL OIL EN BOLIVIA .................................. 71

GRAFICA Nº 43 CONSUMO ESTIMADO DE DO POR SECTOR Y EN ACTIVIDADES NO DETERMINADAS ........ 77

GRAFICA Nº 44 BOLIVIA: CONSUMO TOTAL ESTIMADO DE DIESEL OIL POR SECTOR ....................................... 78

GRAFICA Nº 45 BOLIVIA: CONSUMO TOTAL DE DIESEL OIL EN EL TRANSPORTE CARRETERO POR TIPO

DE SERVICIO ..................................................................................................................................................................... 78

GRAFICA Nº 46 BOLIVIA: CONSUMO DE DIESEL OIL EN EL TRANSPORTE CARRETERO POR TIPO DE

SERVICIO VS VENTAS DE DOI ..................................................................................................................................... 79

GRAFICA Nº 47 CONSUMO DE DIESEL OIL EN EL SECTOR AGROPECUARIO, PESQUERO Y MINERO ............. 80

GRAFICA Nº 48 EXPANSIÓN AGRICOLA AREA CULTIVADA.......................................................................................... 81

GRAFICA Nº 49 ESTIMACION DE CONSUMO DE DO EN CULTIVOS DE CEBADA, MAIZ SORGO Y TRIGO...... 81

GRAFICA Nº 50 ESTIMACION DE CONSUMO DE DO EN CULTIVOS DE PRODUCTOS INDUSTRILAES............. 82

GRAFICA Nº 51 CONSUMO DE DO POR TIPO DE PRODUCTOR NACIONAL–EXTRANJERO ................................. 85

GRAFICA Nº 52 CONSUMO DE DO POR TIPO DE PRODUCTOR..................................................................................... 87

GRAFICA Nº 53 ESTIMACION DE CONSUMO DO EN EL SUBSECTOR MINERO POR CATEGORIA ..................... 89

GRAFICA Nº 54 CONSUMO DE DIESEL OIL EN EL SECTOR INDUSTRIAL ................................................................. 91

GRAFICA Nº 55 CONSUMO DE DIESEL OIL EN EL SECTOR CONSTRUCCION .......................................................... 93

GRAFICA Nº 56 CONSUMO DE DIESEL OIL EN CENTRALES ELÉCTRICAS/AUTOPRODUCTORES .................... 94

GRAFICA Nº 57 CONSUMO DE DIESEL OIL POR TIPO DE SISTEMA DE GENERACION DE ELECTRICIDAD... 95

GRAFICA Nº 58 TARIFAS PROMEDIO A CONSUMIDOR FINAL POR TIPO DE SISTEMA ......................................... 96

GRAFICA Nº 59 TARIFAS PROMEDIO AL CONSUMIDOR FINAL POR CATEGORIA Y TIPO DE SISTEMA........... 96

BIBLIO

TECA DE E

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xvii

GRAFICA Nº 60 VALORACION ESTIMADA DE LA SUBVENCION A DIESEL OIL EN EL SECTOR ELECTRICIDAD SISTEMA AISLADO .... 97

GRAFICA Nº 61 CONSUMO TOTAL DE SECTORES REGISTRADOS Y ACTIVIDADES NO REGISTRADAS VS

VENTAS DON+DOI E IMPORTADO............................................................................................................................. 98

GRAFICA Nº 62 CONSUMO ESTIMADO DE DIESEL OIL TRANSPORTE CARRETERO DE CARGA

INTERNACIONAL Y VEHICULOS NO REGISTRADOS ........................................................................................... 99

GRAFICA Nº 63 ESTIMACION DEL VOLUMEN DE CONTRABANDO DE DO............................................................ 101

GRAFICA Nº 64 RELACION DE CONSUMO ESTIMADO DE DIESEL OIL EN LA PRODUCCION DE COCAINA Y

ROBO DE PRODUCTO Y GENERACION Y DEMANDA DE ELECTRICIDAD ................................................... 102

GRAFICA Nº 65 CONSUMO ESTIMADO DE DO EN ACTIVIDADES QUE NO BENEFICIAN EL CONJUNTO DEL

PAIS.................................................................................................................................................................................... 105

GRAFICA Nº 66 CONSUMO ESTIMADO DE DO EN ACTIVIDADES QUE NO BENEFICIAN EL CONJUNTO DEL

PAIS VS VENTA DOI....................................................................................................................................................... 105

GRAFICA Nº 67 PÉRDIDA IRRECUPERABLE DE EFICIENCIA 2008 ............................................................................. 107

GRAFICA Nº 68 OFERTA DE EQUILIBRIO VS PERDIDA IRRECUPERABLE DE EFICIENCIA 2008....................... 108

GRAFICA Nº 69 PRODUCCION DE HIDROCARBUROS .................................................................................................. 108

GRAFICA Nº 70 INGRESOS PARA EL ESTADO PROVENIENTES DE LOS HIDROCARBURS ................................. 111

GRAFICA Nº 71 INGRESOS POR IEHD DON EN CONDICIONES ACTUALES VS CONDICIONES D.S. 748 ......... 114

GRAFICA Nº 72 TASAS DE CRECIMIENTO DEL PIB, VENTAS DO Y SUBVENCION A DOI ................................... 117

GRAFICA Nº 73 CARACTERÍSTICAS DEL MOTOR .......................................................................................................... 141

GRAFICA Nº 74 PROCESO DE ABASTECIMIENTO DE GNV O GNC ........................................................................... 147

GRAFICA Nº 75 GENERACIÓN DE RESIDUOS SÓLIDOS DISPONIBLE PARA LA PRODUCCIÓN DE DIESEL

TECNOLOGÍA KDV (EJE TRONCAL - URBANO)................................................................................................... 150

GRAFICA Nº 76 PRODUCCIÓN DE DIESEL POR TECNOLOGÍA KDV.......................................................................... 150

GRAFICA Nº 77 RELACION DE VENTAS DE DOI Y DIESEL (KDV LA PAZ, SANTA CRUZ Y COCHABAMBA) . 151

GRAFICA Nº 78 FUNCIONAMIENTO ACTUAL DE LA COMERCIALIZACIÓN DE DIESEL OIL Y GAS NATURAL

............................................................................................................................................................................................ 153

GRAFICA Nº 79 PROPUESTA DE FUNCIONAMIENTO DE LA COMERCIALIZACIÓN DE DO Y GN EN EL

MERCADO INTERNO .................................................................................................................................................... 154

GRAFICA Nº 80 COMPONENTES DE LA CADENA DE PRECIOS DEL DIESEL OIL EN EL REGIMEN ACTUAL Y

PROPUESTO.....................................................................................................................................................................159

GRAFICA Nº 81 CADENA DE PRECIOS EN EL REGIMEN DE PRESTACION DE SERVICIOS .................................159

GRAFICA Nº 82 REQUERIMIENTO DE DOI EN CONDICIONES ACTUALES DE CONSUMO VS

REQUERIMIENTO DE DOI CON APLICACIÓN DE POLITICAS Y EJECUCION DE PROYECTOS ...............169

GRAFICA Nº 83 COSTO POR IMPORTACION Y SUBVENCION EN CONDICIONES ACTUALES VS CON

APLICACIÓN DE POLITICAS Y EJECUCION DE PROYECTOS PARA LA REDUCCION DE CONSUMO Y

SUBVENCION A DIESEL OIL.......................................................................................................................................170

BIBLIO

TECA DE E

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GRAFICA Nº 84 PROYECCION DE LA DEMANDA DE DIESEL OIL ................................................................................... 174

GRAFICA Nº 85 PROYECCION DE LA OFERTA Y DEMANDA DE DIESEL OIL CON Y SIN APLICACIONES DE POLITICAS ..................... 175

GRAFICA Nº 86 PROYECCION DE LA OFERTA DE PETROLEO/CONDENSADO Y DIESEL OIL ............................................................. 176

GRAFICA Nº 87 OFERTA, DEMANDA DE CRUDO PARA DO SIN Y CON APLICACIÓN DE POLITICAS, ESTRATEGIAS Y PROYECTOS .. 177

GRAFICA Nº 88 PROYECCION DE DEMANDA DE GAS NATURAL MERCADO INTERNO SIN APLICACIÓN DE POLITICAS Y PROYECTOS

DE SUSTITUCION DE DO A GN ............................................................................................................................................. 178

GRAFICA Nº 89 DEMANDA DE GAS NATURAL MERCADO INTERNO Y EXTERNO........................................................................... 178

BIBLIO

TECA DE E

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xix

RESUMEN EJECUTIVO

Uno de los grandes problemas socioeconómicos de los países, que establecen los precios de los

combustibles por debajo del precio de mercado, es la subvención creciente, debido a las fluctuaciones

del precio de los combustibles y a sus consecuencias, que en el caso de Bolivia no sólo se debe a este

factor sino también, a la incapacidad de gestión y a la crisis estructural del sector de hidrocarburos, ya

que no responde al nuevo régimen del mismo.

En este sentido, la presente investigación tiene como objetivos proponer políticas, programas,

proyectos y mecanismos prácticos que permitan el desmonte gradual de la subvención a Diesel Oil

Importado (DOI), a través de políticas específicas que incidan en el desmonte de la subvención basada

en la producción y consumo eficiente no sólo de Diesel Oil (DO), sino también de otros energéticos

alternativos como el gas natural y la producción de Diesel proveniente de residuos sólidos, las mismas

enmarcadas en una política integral basada en la restructuración del sector de hidrocarburos acorde al

nuevo régimen. Propuestas realizadas sobre la base de la evaluación y el análisis de la subvención a

DOI y su incidencia en la economía nacional reflejados en efectos macroeconómicos. Para dicho

propósito y como ejemplos, se estima la incidencia de la subvención en el PIB y la incidencia del

precio de DO en la producción de caña de azúcar por ser materia prima para uno de los artículos de

primera necesidad más relevantes de la canasta familiar como es el azúcar. Para tal efecto, se realiza el

análisis dividido en los siguientes capítulos:

Capítulo I.- Este capítulo considera los fundamentos teóricos de los mercados, con el objetivo de

investigar la incidencia de la subvención a DO en la economía nacional en el nuevo régimen de los

hidrocarburos establecido en Bolivia.

Capítulo II.- En éste capítulo se realiza el análisis de la subvención a los energéticos en el contexto

internacional y nacional y los efectos económicos de los mismos.

Capítulo III.- Este capítulo, contiene el análisis del contexto energético nacional determinando la

participación de DO en la matriz energética y el consumo en los sectores económicos del país.

Capítulo IV.- Se realiza el diagnóstico del mercado DO, analizando toda la cadena de dowstream de

DO, siendo inevitable realizar un análisis de la actividad upstream referente a reservas, producción de

petróleo/condensado y gas natural, además de la inversión realizada en ésta actividad primaria. Este

análisis permitió identificar las variables económicas que inciden en la subvención y ésta en la

BIBLIO

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xx

economía nacional, estimando la estructura de costos de importación, el consumo y valorización de la

subvención por sector, identificando a los beneficiarios de la subvención, estimando el consumo y la

valorización de la subvención de DOI por sector económico y estimando la pérdida irrecuperable de

eficiencia. Además de identificar los problemas técnicos e institucionales del sector de hidrocarburos

que inciden en la subvención.

Capítulo V Se Analiza las políticas actuales de gobierno con referencia a la subvención de DOI

considerando, los documentos del Plan de Desarrollo Económico 2007, Estrategia Boliviana de

Hidrocarburos 2007, Plan quinquenal (2009-2014, 2015) y el D.S. 748 que a pesar de su abrogación

los efectos económicos fueron irreversibles.

Capítulo VI Se Plantea las alternativas y propuestas para el desmonte de la subvención a DOI, tanto

desde el punto de vista especifico como integral, en respuesta a los problemas identificados,

clasificados en estrategias y proyectos prioritarios (Conversión vehicular obligatoria y gratuita en

transporte público y oficial; Implementación de control y fiscalización en tecnología que consume DO

aplicada en cultivos agroindustriales; Conversión DO a GN en tractores mulas y motores estacionarios;

Producción de Diesel mediante la tecnología de KDV; Organización de la transacciones en el mercado

interno de DO y GN; Determinación del componente fiscal). Por último, se realiza la relación de los

efectos económicos de la aplicación y/o ejecución de políticas en la economía nacional.

Capítulo VII.- Se realiza un análisis de la demanda y oferta de DO y GN con y sin la aplicación y/o

ejecución de proyectos.

Capítulo VIII.- Contiene las conclusiones y recomendaciones. Del análisis de investigación se

concluye que la subvención a DO es una variable que sirve como amortiguador ante las presiones

inflacionarias e incentiva la producción del sector agroindustrial. Sin embargo al ser una subvención

generalizada, cada vez se hace más evidente las fallas de mercado haciendo que la subvención sea

insostenible en el tiempo y ante tal problema nos encontramos con la incapacidad e ineficiencia de

gestión en el sector de hidrocarburos, al no contar con una política energética clara, ni una

administración, operación ni fiscalización óptima en el sector de hidrocarburos.

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1

INTRODUCCION

La incorporación de subsidios o subvención1 en las economías Latinoamericanas ya sea a

hidrocarburos u otros bienes y servicios, tuvo mayor evidencia en el año 2004 por el incremento de

precio en el petróleo. Estos subsidios se dieron mediante diferentes mecanismos, todos con

implicancia fiscal y que en general operan sobre: a) Los precios de los combustibles líquidos,

vinculados al transporte público, b) Al precio del gas licuado y c) la energía eléctrica.2

La experiencia en Bolivia sobre la subvención a Diesel Oil (DO), tiene una dinámica muy intensa e

insostenible en el tiempo que ha venido acumulando presiones fiscales, distorsiones en los precios

relativos y una subvención indiscriminada. En primer lugar, desde el punto de vista fiscal la

subvención a DOI es el 2% del PIB entre el 2005 al 2009 y en el transcurso de éste periodo la

subvención tiende a ser superior a las recaudaciones del Impuesto Especial a los Hidrocarburos y

Derivados (IEHD) mercado interno e importación, éste despliegue de fondos públicos se convierte en

un desequilibrio fiscal que gracias al incremento de los ingresos de los hidrocarburos por el Decreto

Supremo de la Nacionalización y los Nuevos Contratos de Operación no género un déficit fiscal

profundo hasta el 2010.

En segundo lugar, la forma generalizada de la subvención ha ocasionado: Distorsiones en la demanda

de DO, mayor déficit en los volúmenes de Diesel Oil Nacional (DON), un costo de oportunidad

oneroso para Bolivia por el Precio de Paridad Internacional (PPI), ya que el año 2004 para que la

importación de éste combustible sea atractivo, el Estado asume la subvención garantizando el

abastecimiento de dicho energético, hecho que genero un crecimiento continuo de la demanda,

incentivando a mayor consumo interno impulsado por: El resurgimiento de la actividad minera; El

crecimiento económico agroindustrial en el departamento de Santa Cruz; El parque automotor y la

generación de energía eléctrica, a esto se suma la comercialización y consumo en actividades ilícitas,

éste hecho se verifica en los siguientes datos:

De acuerdo a los reportes de YPFB, el año 2010 el volumen de ventas de DO ascienden a 8.363.577

BBL y el 53% de este volumen corresponde a Diesel Oil Importado (DOI), la tasa promedio anual de

crecimiento del volumen de ventas de Diesel Oil Nacional (DON) disminuyo desde el 2005 al 2010 en

un 2% y la tasa de crecimiento del volumen de ventas de DOI es del 22%, incrementando la

1 Para el caso de la presente investigación debido a la diversidad de literatura y con el fin de respetar las fuentes de información, los términos de subvención ysubsidio se utilizaran en forma indistinta ya que conceptualmente son antónimas de impuestos como se demostrará en el marco teórico.2 Análisis y rediseño de los subsidios en el Salvador 2008

BIBLIO

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2

subvención a éste combustible valor que para el año 2010 se estima en 509,3 MM $us, debido a la

constante elevación de la cotización internacional del petróleo (WIT) y la disminución de la

producción de DON.

Por lo expuesto anteriormente, la presente investigación es de tipo descriptiva y se utiliza el método

deductivo ya que se considera el análisis a partir del contexto internacional de la subvención a los

combustibles para analizar la subvención en Bolivia, basada en datos estadísticos y principios

económicos básicos de la subvención (transitoriedad, focalización, eficiencia y factibilidad

económica), las mismas son analizadas con el fin de evaluar su incidencia en la economía nacional.

Marco teórico

Análisis teórico de la subvención ó subsidios

Los orígenes teóricos de los subsidios del gobierno parten desde la concepción misma del Estado. Con

el surgimiento de naciones libres con gobiernos que ejercían funciones básicas cómo garantizar la

vida, la libertad y la propiedad privada de las personas se generaron y propiciaron enormes avances

para el bienestar de la sociedad. Sin embargo esta generación de riqueza no fue uniforme. Algunos

individuos tienen más capacidades, mejores habilidades o más propensión al trabajo y a la innovación

que otros.

El asombro ante tal situación, incentiva promover políticas correctivas. Tales medidas, en su base

conceptual, consisten en instrumentar mecanismos de transferencias involuntarias desde aquellos que

más tienen hacia aquellos que tienen menos.

Esta teoría es reafirmada por John Maynard Keynes en su teoría general de (1936), aparecía un axioma

central que puede resumirse en dos grandes afirmaciones: 1) Las teorías existentes sobre el desempleo

no tenían ningún sentido; ni un nivel de precios elevado ni salarios altos podían explicar la persistente

depresión económica y el desempleo generalizado; 2) Por el contrario, se proponía una explicación

alternativa a estos fenómenos que giraba en torno a lo que se denominaba demanda agregada, es decir,

el gasto total de los consumidores, los inversores y las instituciones públicas. Cuando la demanda

agregada es insuficiente, decía Keynes, las ventas disminuyen y se pierden puestos de trabajo; cuando

la demanda agregada es alta crece la economía.

BIBLIO

TECA DE E

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3

A partir de estas dos afirmaciones genéricas, surgió una poderosa teoría que permitía explicar el

comportamiento económico. Puesto que la cantidad de bienes que puede adquirir un consumidor está

limitada por los ingresos que éste percibe, los consumidores no pueden ser responsables de los

altibajos del ciclo económico. Por lo tanto, las fuerzas motoras de la economía son los inversores (los

empresarios y los gobiernos). Durante una recesión, y también durante una depresión económica, hay

que fomentar la inversión privada o en su defecto, aumentar el gasto público. Si lo que se produce es

una ligera contracción, hay que facilitar la concesión de créditos y reducir los tipos de interés (teoría

fundamental de la política monetaria), para estimular la inversión privada y restablecer la demanda

agregada, aumentándola de forma que se pueda alcanzar el pleno empleo. Si la contracción de la

economía es grande, habrá que incurrir en déficit presupuestarios, invirtiendo en obras públicas o

concediendo subvenciones a fondo perdido a los más perjudicados.3

Así surgen los subsidios o transferencias directas. La idea básica es cobrar un impuesto a los que más

tienen para distribuirlo entre los que menos tienen. Esta noción responde a lo que los teóricos de la

política fiscal denominan “función de redistribución de ingresos” por parte del Estado.

Estos subsidios que otorga el gobierno, pueden canalizarse a través de la oferta o la demanda. En el

primer caso, la subvención permite cubrir parte de los costos de producción, y por lo tanto, la gente

puede adquirir un bien o servicio por un valor inferior al precio de mercado (Subsidio financiero). En

el caso de los subsidios a la demanda, se incrementan los ingresos del receptor para que éste financie la

adquisición de ese bien al precio de mercado (Subsidio económico).

Algunos aspectos teóricos

Al realizar la conceptualización de subvención y subsidio, se considera a ambos términos sinónimos es

decir:

Concepto de subvención.- Subsidio que da el Estado a comerciantes o a individuos para alentar

sectores productivos determinados4.

Concepto de subsidio.- Subvención o ayuda financiera concedida casi siempre por un organismo

gubernamental a alguna persona o institución. Cuando estas subvenciones están restringidas a fines

3 Historia del Pensamiento Económico archivo del portal de recursos para estudiantes www.robertexto.com.4Diccionario de Economía de Graham Bannock, R.E. Baxter y Ray Rees

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4

especiales, se conocen con el nombre de donación o cooperación gubernamental agregándosele

generalmente su propósito restringido.5

Definiciones de subvención.- A pesar de que la palabra “subvención” se utiliza con mucha frecuencia

en economía, es raro que se defina.

La definición de un subsidio o subvención encontrada en la literatura depende del grado de alcance del

estudio que se quiera hacer y la disponibilidad de datos.

Subsidios energéticos

De acuerdo a estudios realizados por María Onestini señala que, la definición más ajustada y quizás la

más comúnmente usada es la que menciona que un subsidio es un pago de efectivo realizada por un

gobierno a un productor o a un consumidor de la energía, a manera de estimular la producción o el uso

de un combustible en particular o de un determinado tipo de energía6 y afecta a la producción,

consumo, comercio, ingreso y el medio ambiente.7 Esta definición resume el desarrollo de la presente

investigación “La Subvención de Diesel Oil y su Incidencia en la Economía Nacional”.

En el caso de los derivados de petróleo, un subsidio se interpreta como la desviación entre precios de

los combustibles de referencia internacional y los precios en refinerías, en caso que el precio interno

sea inferior al precio internacional y en el caso contrario como impuesto. En el primer caso es claro

que ese subsidio beneficia directamente al consumidor. No es tan claro en el segundo caso quien es el

beneficiario de la percepción de ese impuesto en particular cuando existen distintos agentes que

interviene en los diferentes eslabones de la cadena del downstream.

Clasificación de subsidios

Según las definiciones anteriores y la literatura revisada existen dos grandes grupos de subsidios; los

subsidios a la Oferta y los subsidios a la Demanda8.

Subsidios a la oferta: Son aquellos subsidios que se otorgan a los productores de bienes y/o servicios

y pueden ser Subsidios de Capital o Subsidios Corrientes.

5Diccionario para Contadores - Kohler6 Más Allá del Sector Energético: Subsidios y una Economía Sustentable publicado por Centro de Estudios Ambientales (CEDEA) Foro Regional de MediosCosta Rica, 27-29 de Marzo del 20087 Mayrand y Dionne (2003).8 Walker, Ian, F. Ordoñez, P. Serrano y J. Halpern. Pricing Subsidies and the Poor – Demand for Improved Water Services in Central America. World Bank PolicyResearch Working Paper 2468. November 2000.

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5

Subsidios de capital: Por ejemplo: los pagos del Gobierno Central a las empresas

importadoras de DO para pagar el costo de sus inversiones, los cuales son contabilizados

normalmente como transferencias de capital en las cuentas fiscales. Generalmente estas

asignaciones no se tienen que re-pagar; la deuda (si lo hay) es pagada por el fisco.

Subsidios corrientes: Estos son menos frecuentes en América Latina, sin embargo se dan,

sobre todo en momentos cuando las empresas entran en crisis financiera debido a atrasos en la

autorización de sus ajustes tarifarios.

Subsidios a la demanda: Son aquellos subsidios que buscan reducir el precio pagado por los usuarios

de bienes o servicios por debajo del costo del productor del bien o servicio. En este sentido, se

entiende que alguien que no es el adquiriente del bien o servicio paga al productor la diferencia entre

lo pagado por el adquiriente y el precio real del bien o servicio puesto por el productor (usualmente es

el Estado quien cubre esta diferencia).

Los Subsidios a la demanda pueden ser:

Subsidios directos: Se dan cuando el Estado paga directamente una parte del bien y/o servicio

a un grupo de consumidores. Lo ideal en este tipo de subsidios, es que este se vea reflejado

dentro de la factura como una rebaja al precio normal e indicando quién lo está pagando y cuál

es la base del cálculo (Nicholson, 2001).

Subsidios cruzados (entre diferentes usuarios): En este caso la empresa calcula su tarifa

general, pero no cobra el mismo monto a todos sus clientes, sino que algunos pagan más que el

costo real de tal manera que otros paguen menos del costo real. A diferencia del Subsidio

Directo, en este caso el Estado no interviene ya que el ingreso total de la empresa se mantiene

igual. Con los Subsidios Cruzados no todo el sector está siendo subsidiado sino sólo algunos

usuarios los más necesitados, quienes son subsidiados por el resto de usuarios los menos

necesitados (Nicholson, 2001).

Existe también otro tipo de subsidio llamado “Subsidio Ciego o generalizados”: Cuando un subsidio

beneficia indiscriminadamente a toda la demanda de un bien y/o servicio y no al grupo objetivo de

usuarios del mismo. En este tipo de subsidio aplicado equivocadamente, no es posible identificar al o

a los beneficiarios del mismo. 9.

9 Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo, 2009.

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6

Delimitación de investigación

La investigación considera para su periodo de análisis 10 años que comprende de la gestión 2000 al

2010.

Planteamiento del problema

Los precios internacionales del petróleo han repercutido de manera muy significativa en las políticas

internas de precios de combustibles de todos los países y Bolivia no se excluye de este efecto. La

problemática de los hidrocarburos, por razones adicionales que no son parte del presente análisis, ha

adquirido connotaciones sociales y políticas tan delicadas que los gobiernos nacionales de turno se han

visto poco más que forzados a mantener los precios de los hidrocarburos congelados como el DO,

gasolinas y GLP, con el objetivo de evitar en el mercado interno los incrementos bruscos al precio de

estos combustibles que inciden en la economía de los consumidores y los precios en general.

Sin embargo, la subvención, a la vez de ser un factor de amortiguamiento de precios, es una política

que lesiona la economía nacional, por lo cual, resulta importante evaluar si dicha subvención debe

eliminarse o reestructurarse con la finalidad de orientar su focalización ya que, en tanto la brecha entre

el precio interno y el internacional sumado a éste, el precio de mercado interno de DO de los países

vecinos se va incrementando, las dificultades en la provisión son cada vez mayores, repercute en

importantes divergencias entre la demanda y la oferta, particularmente por el fuerte crecimiento de la

primera y el estancamiento de la segunda. Como es lógico, para cubrir la brecha entre la demanda y la

oferta, se llegó a importar mayores volúmenes de DO, en consecuencia la subvención también cada

vez es más alta. La realidad es que la subvención generalizada alienta a los consumidores con

mayores posibilidades económicas a desperdiciar éste combustible usando en exceso,

consiguientemente existe un desvió de recursos económicos en la subvención que puede ser asignado a

sectores que verdaderamente lo requieren como salud, educación, etc.

Por otra parte, existe el problema de la producción del DO, debido a la disminución de la producción

de los hidrocarburos, la calidad del petróleo boliviano y la capacidad de refinación. En las actuales

circunstancias, aún si se llegaría a producir mayor volumen de crudo, las refinerías, por falta de

capacidad, no podrían producir todo el diesel que el mercado interno requiere, ya que la capacidad

instalada de las refinerías en Bolivia para el 2007 es de 54.400 BPD y la capacidad de proceso es de

48.500 BPD (equivalentes a la carga de crudo), su rendimiento promedio de producción de Diesel es

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7

del 28%, por lo que la máxima producción de DON seria de 13.580 BPD y el volumen de ventas de

Diesel es de 20.763 BPD, por lo que, la importación de Diesel continuaría incrementándose.

Objetivos

Objetivos generales

Establecer los efectos negativos de la subvención a DOI en la economía nacional.

Objetivos específicos

Determinar la subvención a Diesel Oil Importación.

Determinar los costos de importación.

Determinar la demanda de Diesel Oil y la oferta nacional.

Proponer políticas, programas, proyectos y mecanismos prácticos que permitan que la

producción nacional y consumo de Diesel Oil sean eficientes, generando el desmonte gradual

de la subvención, sobre la base de la evaluación y el análisis de la subvención a Diesel Oil

Importado y su incidencia en la economía.

Identificar las variables económicas que inciden en la subvención del Diesel Oil Importado y

determinar los efectos en la economía nacional.

Hipótesis

Se plantea la siguiente hipótesis:

El otorgamiento de la subvención a Diesel Oil Importado produce efectos negativos en la economía

nacional a causa de la política de precios del mercado interno de Diesel y el precio internacional del

petróleo.

Las variables

Variable dependiente

IPIB= Incidencia de la subvención a DOI sobre el producto interno bruto.

Variables Independientes

PRIP = Precio internacional del petróleo WITPND = Producción nacional dieselSUB = Subvención DOI=F(Demanda, Oferta, Costos de importación Precio de mercado interno)

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8

CAPITULO ICONSIDERACIONES GENERALES

No cabe duda, que la política económica es fundamental en un Estado para el logro de sus objetivos

económicos y sociales, estableciendo régimen económico, políticas fiscales y monetarias etc. Es así,

que para la presente investigación se parte del fundamento teórico de las economías de Competencia

Perfecta e Imperfecta a fin de investigar en el régimen económico establecido en Bolivia la incidencia

de la aplicación de subvención a DOI en la economía nacional.

1.1. Economías y características del mercado

1.1.1. Economías de competencia perfecta e imperfecta

Si bien la economía mundial se desarrolla en mercados de Competencia Perfecta, donde los

productores pueden entrar o salir libremente del mercado sin que su decisión afecte a la cantidad o al

precio del producto; los consumidores conocen el precio y costos de los productos y las condiciones

del mercado; el tamaño de las empresas comparado con el mercado mundial es relativamente pequeño

y las empresas ofrecen productos prácticamente similares y donde; el precio del bien es determinado

exclusivamente por la intersección de las curvas de demanda agregada y oferta agregada del mercado.

Los compradores y vendedores están bien informados porque en este tipo de mercado la información

circula de manera perfecta (por ejemplo la información de la publicación diaria de los precios

mediante internet Platts). Sin embargo, la realidad de la mayoría de países o sectores productivos no

es esa, intereses de todo tipo intervienen para afectar el mercado en beneficio de unos u otros. Es así

que se generan mercados de Competencia Imperfecta, donde puede existir un único proveedor o

grupos de proveedores que controlan el mercado, la calidad de los productos y sus precios, siendo

necesarias las intervenciones del Estado para garantizar un beneficio equitativo de todos los sectores

de la población.10

En el caso de la economía imperfecta se presenta dos tipos de mercados: a) Un mercado de

oligopolio, situación en el que un mercado es limitada del lado de la oferta debido a la existencia de un

número muy limitado de empresas11, las mismas tienen una gran dependencia entre sí, suelen suscribir

acuerdos que les favorezcan para mejorar su rentabilidad, para mantener la posición de cada uno en el

mercado, para minimizar los riesgos de las inversiones o para controlar el ingreso de nuevos oferentes

10 Incidencia del subsidio de diesel oil en la economía ecuatoriana, en el período 2003 al 2010 y alternativas para reducirlo oeliminarlo Autor: Ing. Luis Edgardo Vásquez Salazar11 http://www.serfinco.com/glossary/default.asp?l=O

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9

al mercado. Los oligopolios son normalmente penados por ley en varios países y frecuentemente, los

acuerdos entre empresas son rotos por la conveniencia de uno u otro de sus participantes. b) Un

mercado monopólico, situación en el que el mercado de un producto es controlado o atendido

exclusivamente por un único proveedor o empresa.12 El monopolio también puede ser ejercido

directamente por una empresa del Estado.

Si el monopolio es ejercido por una empresa privada, ésta propenderá a optimizar sus costos para

maximizar su volumen de utilidades. El precio de venta será mayor al que el mercado fijaría

libremente en competencia perfecta y el nivel de producción inferior. Por lo tanto, el monopolio

obtendrá mayores beneficios y los consumidores son perjudicados por cuanto tienen que pagar un

precio superior al ver reducida la cantidad ofertada del bien.

En el caso de que sea el Estado el que ejerza el monopolio, éste se justificará con la obtención de

distintos objetivos políticos, sociales y/o económicos.

1.1.2. Características del mercado hidrocarburifero boliviano

A partir del 1º de mayo de 2006 a través de la Nacionalización de los Hidrocarburos en el caso de

Bolivia, el mercado de éste sector es controlado o atendido exclusivamente por un único proveedor

que es el Estado, ejerciendo un monopolio en todo la cadena hidrocarburifera efectivizándose en el

abastecimiento y comercialización del DO, el 1º de julio del mismo año mediante la venta de

productos derivados del petróleo y gas por YPFB, dejando de lado a los comercializadores privados.

Esta política asumida por el Estado boliviano sobre la nacionalización de los hidrocarburos en la

actualidad perdió el rumbo de los objetivos trazados ideológicamente, conduciendo a futuro al

desfiladero de una crisis económica, política y social, por la ineficiencia del sector de hidrocarburifero.

1.2. Los precios en mercados de competencia perfecta e imperfecta

El mecanismo para impulsar a un productor de aumentar o disminuir la cantidad a producir y al

consumidor a comprar mayor o menor cantidad de un producto, es el precio. En un mercado de

competencia perfecta, en el cual no existe ninguna distorsión o restricción que altere la libertad del

productor o del consumidor para producir o adquirir un bien, las libres fuerzas del mercado actúan

12 La empresa tiene control total de la oferta de un producto.La empresa está en capacidad de producir a un costo muy bajo, la cantidad suficiente de un producto, para abastecer a todo el mercado, lo que lepermite venderlo a un precio rentable e inferior al de cualquier competidor.La empresa es la propietaria exclusiva de las patentes correspondientes al producto.El Gobierno le ha otorgado exclusividad a la empresa para elaborar un producto o prestar un servicio.

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10

como agentes reguladores que conducen poco a poco a la fijación de un precio de equilibrio del bien,

en el cual se maximizan la rentabilidad del productor y el beneficio recibido por el consumidor.

En la práctica, los mercados difícilmente son de competencia perfecta, sino que están sujetos a

distintas distorsiones, que afectan su comportamiento. Algunas distorsiones pueden presentarse

conjuntamente o estar relacionadas entre sí, provocando mayores desajustes en el mercado. Entre las

principales fuentes de distorsión se puede mencionar: impuestos, subsidios, control de precios, etc.13

1.3. Distorsiones del mercado

Existen diferentes fuentes de distorsión de mercado, con aplicaciones muy variadas. Para el caso de la

presente investigación se describen las distorsiones más relevantes que tienen relación con el tema de

la subvención a DOI.

1.3.1. Impuestos

La diferencia entre lo que paga el consumidor respecto del valor recibido por el productor, constituye

lo que se conoce como impuesto (I).

GRAFICA Nº 1 IMPUESTOS

P = Precio p1 = Precio sin ImpuestosQ = Cantidad q1 = Cantidad sin ImpuestosI = Impuesto pc = Precio que paga el comprador

pv = Precio que recibe el vendedorq2 = Cantidad con Impuestos

En vista de que el consumidor paga un valor mayor (pc), por la cantidad de producto ofertada (q2) por

el productor o vendedor, a un precio (pv), se produce una asignación deficiente de los recursos y una

disminución de la cantidad demandada, lo que es conocido como pérdida irrecuperable de eficiencia

13 “Incidencia del subsidio de diesel oil en la economía ecuatoriana, en el período 2003 al 2010 y alternativas para reducirlo oeliminarlo” Ing. Luis Edgardo Vásquez Salazar

Pv

Pc

Demanda

Qq1q20

P1

P

C

B

F

E

Oferta

Oferta conimpuestos

I

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11

(áreas E y F), (GRAFICA No 1). Al mismo tiempo se puede observar que los ingresos percibidos por

el Estado por concepto de impuestos, son iguales a I x q2, o lo que es lo mismo, a las áreas B + C.10

1.3.2. Subsidios

Los subsidios son exactamente lo contrario de los impuestos.

GRAFICA Nº 2 SUBSIDIOS

P = Precio p1 = Precio sin SubsidioQ = Cantidad q1 = Cantidad sin SubsidioS = Subsidio pc = Precio que paga el comprador

pv = Precio que recibe el vendedorq2 = Cantidad con Subsidio

Los consumidores pagan un valor (pc) inferior por el producto, aumentando la cantidad demandada

(q2) por existir una percepción de un precio menor, demanda que es asumida por el productor, pero al

no existir un adecuado precio de equilibrio, el costo de producir una cantidad mayor (pv) es superior al

beneficio que reciben los consumidores. En este caso también se produce una pérdida irrecuperable de

eficiencia (área F). (GRAFICA No 2).

Si se considera que el equilibrio competitivo es eficiente en la medida en que se maximiza el Bienestar

de la Sociedad (B), entonces, este bienestar será el resultado de sumar los excedentes del consumidor

(Ec) y los excedentes del productor o vendedor (Ev) menos los subsidios otorgados por el Estado (S):

B = Ec + Ev – S

En una primera instancia, cuando existe competencia perfecta, los subsidios (S) son iguales a cero, por

lo que el bienestar de la sociedad se puede expresar por las áreas identificadas en la GRAFICA No 3,

de la siguiente manera:

B1 = (A + B) + (C + D) - 0

P

q

P v

qP 1

q

P c

q

S

q

Qq 1 q20

A

B

C

D

G

E

H

F

Demanda

Oferta con

Subsidio

Oferta

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12

Cuando el Estado otorga un subsidio a la población, éste asume la diferencia de precio entre lo que

recibe el productor y lo que realmente paga el vendedor, situación que se expresa de la siguiente

forma, considerando las áreas identificadas en la GRAFICA No 3:

B2 = (A + B + C + G + H) + (B + C + D + E) - (B + C + E + F + G + H)B2 = A + B + C + D + F

La Pérdida Irrecuperable de Eficiencia (PIE) se puede obtener de la diferencia entre el bienestar

percibido por la sociedad, antes y después de haberse otorgado el subsidio por parte del Estado:14

PIE = B1 – B2

PIE = (A + B + C + D) – (A + B + C +D + F)PIE = -F.

Con lo anterior se demuestra que la aplicación de un subsidio genera una pérdida irrecuperable de

eficiencia igual al área F de la GRAFICA No 2.

1.3.3. Control de precios

Según la teoría del libre mercado, el mercado mismo mediante la conocida ley de la oferta y demanda,

debe regular los precios de los bienes y servicios, siendo este precio la señal que estimula a los agentes

del mercado sobre la cantidad de oferta y la cantidad de demanda, pero en ocasiones el Estado decide

intervenir mediante la fijación de precios máximos al público ya sea por razones especulativos o por

una medida social encaminada a proteger derechos básicos como es el transporte, alimentación,

energía etc.

Los precios fijados por el Estado tienen un efecto sobre la oferta y la demanda de los bienes y servicios

sujetos al control de precios dependiendo si el precio es: a) Mayor al precio de equilibrio en este caso

el mercado está en capacidad de alcanzar el equilibrio de la oferta y la demanda en un precio inferior al

máximo y b) El precio máximo fijado por el Estado es menor al precio de equilibrio, en cuyo caso, la

cantidad demandada (qd) es superior a la cantidad ofertada (qo), con lo cual se genera una situación de

escasez en el mercado (GRAFICA No 3).

14 Ing. Luis Edgardo Vásquez Salazar: Los Estados deben analizar adecuadamente las circunstancias de su Economías, en las cuales es conveniente la aplicación deun subsidio, circunstancias que están generalmente ligadas a la mejora del bienestar de la sociedad, cuando se presentan distorsiones o fallos del mercado, queimpiden a la empresa privada atender o maximizar dicho bienestar, en base al libre juego de la oferta y la demanda. Algunos de estos fallos pueden ser: mercadosde competencia limitada, mercados incompletos, mercados con información imperfecta, mercados inestables en presencia de ciclos económicos, bienes públicos yexternalidades.

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13

GRAFICA Nº 3 FIJACION DE PRECIOMAXIMO RELEVANTE MINIMO RELEVANTE

P = Precio pe = Precio de EquilibrioQ = Cantidad qe = Cantidad de EquilibriopM = Precio Máximo qo = Cantidad Ofertadaqd = Cantidad DemandadaP = Precio pe = Precio de EquilibrioQ = Cantidad qe = Cantidad de Equilibriopm = Precio mínimo qo = Cantidad Ofertadaqd = Cantidad Demandada

PePe

PM

P P

Pm

q0 qe qd Q Qq0qeqd

Escasez

Excedente

DemandaDemanda

Oferta Oferta

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14

CAPITULO IICONTEXTO INTERNACIONAL Y NACIONAL DE LOS SUBSIDIOS ENERGETICOS

En el contexto mundial la subvención energética se analiza bajo el término de subsidio, considerando

el mismo al pago efectivo que realizan los gobiernos a un productor o a un consumidor de la energía, a

manera de estimular la producción o el uso de un combustible en particular o de un determinado tipo

de energía se denomina subsidio.

2.1. Análisis de la subvención

El estudio global más prominente, realizado por el Banco Mundial en 1992, calculó los subsidios al

consumo del combustible fósil en el mundo en aproximadamente 230.000 MM $us por año y otros

estudios confirman que los subsidios de la energía son mucho más grandes en países no – OECD. En

1997 el FMI auguro que el año 2010 los subsidios rondará entre los 740.000 y los 970.000 MM $us, lo

que equivale entre el 1 y el 1,3% del Producto Interno Bruto (PIB) mundial15.

Los subsidios de la energía en la Unión Europea en su gran mayoría están direccionados al control del

medio ambiente, reducción de la contaminación (dióxido de sulfuro, óxido de nitrógeno, partículas o

emisiones de gas del invernadero y para satisfacer responsabilidades de protocolos y tratados

internacionales.16

2.1.1. Subsidios energéticos en el mundo

El valor monetario de las medidas de apoyo al consumo de petróleo y derivados, calculado con el

método de la brecha de precios, tiene relación directa con el precio internacional del petróleo, pues las

medidas asumidas busca que la variación del precio interno sea menor que la del precio internacional.

De acuerdo a la TABLA No 1, sin incluir los subsidios implícitos por el cobro de una tasa impositiva a

los combustibles inferior a la óptima17 el subsidio al consumo de petróleo y derivados para el 2003 es

de 60.000 MM $us, para el 2008 es 519.000 MM $us, luego bajó a 136.000 MM $us el 2009,

estimándose 240.000 MM $us para el 2010. Si se incluye el subsidio implícito por el cobro de una

tasa impositiva inferior a la óptima, los montos se incrementan de sobremanera: 406.000 MM $us el

15 http://www.lanacion.cl/fmi-pide-eliminar-subsidios-al-combustible-por-razones-fiscales-...16 Energy Subsidies and External Cost UIC Nuclear Issues Briefing Paper # 71 February 200717 La tasa impositiva óptima al petróleo y derivados se puede definir como la que tiene en cuenta las externalidades ambientales, lasconsideraciones de recaudación y las cuestiones de equidad distributiva (Coady et al., 2010: 5). Como tasa óptima, Coady et al. (2010) utilizan0,30 $US/litro en función de los resultados de otros estudios. A mediados de 2009, 46 países de los 145 relevados en dicho trabajo cobraban unatasa inferior que la considerada como óptima, entre los que se encuentra Estados Unidos.

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15

2003, 998.000 MM $us el 2008, 524.000 MM $us el 2009 y un proyectado de 742.000 MM $us para

fin de 2010.

TABLA Nº 1 APOYO TOTAL MUNDIAL AL CONSUMO DE PETRÓLEO Y DERIVADOS 1

EN % Y EN MILLONES DE TONELADAS, ENFOQUE POR SECTORES

1 No incluye el apoyo al productor.2 El apoyo se calcula como la diferencia entre el precio al consumidor y el precio internacional ajustado por costos de transporte, distribución y

comercialización.3 Para calcular el subsidio implícito, se considera la diferencia entre los impuestos que se cobran al combustible y el que debería cobrarse si se tuviese enconsideración las externalidades ambientales y las cuestiones distributivas y de recaudación (tasa óptima). La tasa óptima utilizada es de 0,30 $US/litro.

Fuente: CEI en base a Coady et al . (2010)

Según la información de la TABLA No 1, los países desarrollados no otorgan subsidios explícitos al

consumo de petróleo y derivados, pero sí cobran impuestos menores al nivel óptimo.

En los países de América Latina y el Caribe, los precios de los derivados varían considerablemente, si

se trata de un país exportador o importador de petróleo. Por lo general, los impuestos aplicados a los

productos derivados del petróleo son mucho más bajos en países exportadores que en países

importadores.18

Los precios más bajos de la región a los derivados del petróleo, se encuentran en Venezuela y Ecuador

según la TABLA No 2. Para el caso de la gasolina, fuel oil y el diesel, se consideraron como precios de

referencia internacional los precios en Estados Unidos publicados en el Weekly Petroleum

Report/Energy Information Administration (2005). Se utilizó como referencia la gasolina regular sin

plomo de 87 octanos, para el Fuel Oil el de bajo contenido de azufre 1% y para el diesel, el No 2 con

0,2% de azufre del New York Harbor. Para el caso del GLP se consideró el precio Mont Belvieu.

18 Políticas de precios de combustibles en América del Sur y México: implicaciones económicas y ambientales. Hugo Altomonte y Jorge Rogat CEPAL agosto2004

FIN2003

MITAD 2008

MITAD2009

FIN 2010(PROYECTADO)

Sin subsidio tributario implícito 2 57 519 136 240

Con subsidio tributario implícito 3 406 998 524 742

Sin subsidio tributario implícito 2Países avanzados 0,2 0 0 0

Países emergentes 66 70,3 60,5 64,6

Otros países en desarrollo 33,8 29,7 39,5 35,4

Con subsidio tributario implícito 3Países avanzados 36,7 12,7 26,5 22,8

Países emergentes 45,6 63,9 52,4 56,7

Otros países en desarrollo 17,7 23,4 21,1 20,5

En miles de millones de $US

En % del subsidio total

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16

TABLA Nº 2 PRECIOS DE LOS DERIVADOS EN AMERICA LATINA 2005

Fuente: Precio por países OLADE Sistema de Información SIEE año 2005. : Precio Internacional referencial: Agencia Internacional de la Energíahttp://www.iea.org/Textbase/stats/surveys/mps.pdf promedio del año 2005. Para los países con acceso a datos oficiales las fuentes han sido los Ministerios

de Energía y para Centro América Sieca focalización de los subsidios a los combustibles en américa latina y el caribe análisis y propuesta, Autores:Álvaro Ríos Roca, Mauricio Garrón B y Pablo Cisneros G.

El diferencial entre el precio de referencia y el del mercado interno, multiplicado por el consumo total

de los derivados da como resultado el subsidio estimado para cada uno de los países de la región como

se muestra en la TABLA No 2.

En América del Sur, los países que muestran más subsidios en el diesel son Venezuela, México,

Argentina, Ecuador y Colombia. En la TABLA No 3, se presentan estimaciones del nivel de subsidios

otorgados en los países de América Latina y el Caribe para el GLP, gasolina, diesel y fuel oil. Estos

resultados, fueron estimados a partir de la diferencia de precios locales de los combustibles en los

países de América Latina y el Caribe frente a los precios internacionales, considerando precios

PRECIO PRECIO PRECIOFUEL

PRECIO GLP

GASOLINA ($US/lt)

DIESEL ($US/lt) ($US/lt) ($US/lt)

Argentina 0,61 0,48 0,21 0,18

Barbados 0,70 0,35 0,11 0,7

Bolivia 0,46 0,46 0,35 0,16

Brasil 0,95 0,71 0,27 0,53

Chile 0,90 0,67 0,23 0,58

Colombia 0,60 0,42 0,2 0,23

Costa Rica 0,83 0,62 0,29 0,63

Cuba 0,40 0,35 0,19 0,13

Ecuador 0,35 0,24 0,18 0,07

El Salvador 0,52 0,42 0,38 0,2

Grenada 0,54 0,41 0 0,54

Guatemala 0,74 0,59 0,31 0,62

Guyana 0,70 0,61 0,29 0,59

Haití 0,50 0,34 0,09 0,21

Honduras 0,85 0,72 0,47 0,49

Jamaica 0,69 0,67 0,32 0,45

México 0,58 0,48 0,22 0,29

Nicaragua 0,76 0,7 0,17 0,39

Panamá 0,57 0,51 0,34 0,48

Paraguay 0,61 0,62 0,27 0,44

Perú 0,81 0,76 0,26 0,32

Rep, Dominicana 0,60 0,42 0,26 0,23

Suriname 0,56 0,41 0,07 0,4

Trinidad & Tobago 0,44 0,24 0,24 0,2

Uruguay 1,15 0,77 0,35 0,57

Venezuela 0,04 0,03 0,03 0,12

Precio Internacional 21 0,49 0,67 0,27 0,37

PAISES 20

BIBLIO

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17

promedio del año 2005 (sin impuestos), más un valor estimado por transporte de los combustibles de

referencia hacia la Región.19

TABLA Nº 3 SUBSIDIOS A LOS DERIVADOS LAC 2005

Fuente: Focalización de los subsidios a los combustibles en América Latina y el Caribe junio 2007(*): Las celdas en blanco, corresponden a países que de acuerdo a las estadísticas de OLADE del año 2005 no presentan subsidios.

En la TABLA No 4, se observan la clasificación y posición de los países de LAC de acuerdo a su nivel

de subsidio a los derivados con relación a su PIB. Así, Surinam, Venezuela y Ecuador son los países

que más altos porcentajes por concepto de subsidio asignan de su PIB, entre 9 a 7% respectivamente.

Asimismo, dentro de los países que tienen la menor asignación presupuestaria para subsidio están:

Costa Rica, Panamá, Guatemala, México, Trinidad y Tobago y Paraguay.20 El promedio del subsidio

en relación al PIB para LAC alcanza a 2,25% del PIB. A nivel de las subregiones, la que más otorga

subsidios como porcentaje del PIB es el Caribe, con un promedio de 2,8% del PIB. En América del

Sur el promedio de subsidio es del 2,31% del PIB y en los países de América Central se tiene 0,7% del

PIB. Finalmente México con un 0,6% del PIB.

19 Fuente OLADE. Datos de SIEE OLADE,20 Focalización de los subsidios a los combustibles en América Latina y el Caribe junio 2007 Análisis y propuesta autores: Álvaro Ríos Roca,Mauricio Garrón B. y Pablo Cisneros G.

GAS LICUADOTOTAL

GASOLINASTOTAL

DIESEL TOTAL

FUEL OILTOTAL TOTAL

(M$US) (M$US) (M$US) (M$US) (M$US)

Argentina 597,52 2.486,68 110,09 3.194,29Barbados 29,70 30,17 59,87Bolivia 35,39 12,99 135,10 183,49BrasilChile 77,41 77,41Colombia 168,17 1.196,85 13,94 1.378,96Costa Rica 45,17 45,17Cuba 73,39 63,19 623,43 235,12 995,13Ecuador 488,89 275,61 1.562,91 115,96 2.443,37El Salvador 53,35 193,93 247,28Grenada 11,01 11,01Guatemala 112,49 112,49Guyana 18,89 18,89Haití 4,16 123,73 2,32 130,21HondurasJamaicaMéxico 3.580,14 1.064,91 4.645,05Nicaragua 52,43 52,43Panamá 112,88 112,88Paraguay 50,04 50,04PerúRep. Dominicana 181,07 441,61 622,68Suriname 54,37 62,15 116,51Trinidad & Tobago 25,46 81,35 106,81UruguayVenezuela 531,33 6.451,83 4.087,20 486,83 11.025,85América latina Caribe 2.133,27 6.829,08 14.947,48 2.251,33 25.629,82

PAISES (*)

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18

TABLA Nº 4 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL PIB – 2005

Fuente: Banco Mundial Elaboración propia.

Según las estadísticas de la UNESCO,21 los porcentajes promedios de los países de la región asignados

a la educación, se encuentran entre un 5% al 2% del PIB, mientras que como vemos en la TABLA

anterior los porcentajes destinados al subsidio de los derivados del petróleo, alcanzan hasta un 8,7%

del PIB y tienen un promedio de 2,25% en los países de la región. Esta comparación levanta la

interrogante sobre analizar cuál es el impacto y beneficio que la población obtiene de esta asignación y

por ende la importancia de tratar de focalizar los subsidios. Según el FMI casi el 38% del gasto

público de las subvenciones en América Latina beneficia al segmento de la población con mayores

recursos, mientras que a los pobres les llega poco más que el 6%.

En la mayoría de los países y Bolivia no se excluye de ello, con la apertura que se dio a la

participación privada (régimen de capitalización y privatización) y a medida que los precios se

acercaban a los de mercado, los subsidios se hicieron explícitos. Así, se crearon fondos para cubrir los

subsidios que fueron aumentando a medida que los precios de mercado también se incrementaban.

Diferentes segmentos sociales empezaron a rechazar los incrementos en precios y los gobiernos

empezaron a presupuestar los subsidios, los cuales fueron creciendo en la medida que aumentaban los

precios de los energéticos. Por tanto, de acuerdo a la Políticas de cada país se introdujeron diferentes

21 Compendio mundial de la educación 2003 Comparación de las estadísticas de educación en el mundo Instituto de Estadística de la UNESCO,Montreal, 2003

PAISPIB (NOMINAL)

2005 (MM $US)

SUBSIDIOS(M$US)

ANUALES2005

%DE

SUBSIDIOSCON

RELACIONAL PIB (%)

Surinam 1,35 116,51 8,66

Venezuela 132,85 11025,85 8,3

Ecuador 36,49 2443,37 6,7

Haití 3,98 130,21 3,27

Cuba 39,18 995,13 2,54

Grenada 490 11,01 2,24

Rep. Dom. 29,09 622,68 2,14

Bolivia 9,36 183,49 1,96

Barbados 3,06 59,87 1,96

Argentina 181,55 3194,29 1,76

El Salvador 16,97 247,28 1,46

Guyana 786 18,89 1,13

Colombia 122,27 1378,96 1,13

Nicaragua 4,91 52,43 1,07

Paraguay 7,47 50,04 0,67

Trinidad y Tobago 16,25 106,81 0,66

México 768,44 4645,05 0,6

Guatemala 27,37 112,49 0,41

Panamá 15,47 52,43 0,34

Costa Rica 19,99 45,17 0,23

Promedio 2,25

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19

tipos de subsidios, cruzados, fondos de solidaridad o desarrollo, se crearon cuentas especiales para

incrementos adicionales en recaudaciones y se contrataron seguros de cobertura, entre otras.

En la gran mayoría de países, los subsidios que inicialmente fueron implementados de manera

coyuntural hace algunos años, se mantienen debido a situaciones plenamente de orden político, que

actualmente amplían más aun la brecha entre ricos y pobres.

Los subsidios son muchas veces necesarios por aspectos tales como: fomento de ciertas tecnologías,

promoción de determinados productos para promover el desarrollo productivo y social para facilitar el

acceso a la población de menores recursos de los servicios básicos y consumo de ciertos bienes.

En América Latina, los precios de los combustibles se han mantenido históricamente por debajo de los

precios internacionales. En la década del 70, los productos derivados del petróleo como el diesel

fueron subsidiados y en los años 80 90. Sin embargo entre el 90 y 2000, como resultado de las

reformas energéticas y económicas, se dio un reordenamiento de precios y en algunos casos

eliminación total de subsidios.22

La dinámica de precios de los derivados del petróleo desde el 2004 a la fecha hizo que los mecanismos

de compensación o subsidios surjan con mucha fuerza nuevamente, por lo que se requiere analizar

cuánto efectivamente representan los subsidios en el fomento al desarrollo productivo o si estos

subsidios están o no dirigidos o focalizados hacia los grupos que realmente requieren de esta

subvención y por último analizar la situación y grado de la SUBVENCIÓN DE DIESEL OIL Y SU

INCIDENCIA EN LA ECONOMÍA NACIONAL, tema de la presente tesis.

2.1.2. Subvención a Diesel Oil en Bolivia

En la práctica, todos los países latinoamericanos utilizan en menor o mayor medida subsidios dirigidos

en principio a los sectores más empobrecidos o al sector productivo en lo que hace a la provisión de

bienes, insumos y servicios de energía, transporte e infraestructura en general y Bolivia es parte de éste

tema ya que, hasta antes del 2005 los precios de los combustibles, se ajustaban en función a los precios

de productos de similares características que cotizan en el mercado internacional (Precio de

Referencia, GRAFICA No 4), en el caso de DO su precio de referencia era LS N2 Diesel (DS 24914

del 5 de diciembre de 1997). Estos ajustes fueron rechazados por diferentes segmentos sociales debido

22 Focalización de los subsidios a los combustibles en América Latina y el Caribe junio 2007 Análisis y propuesta autores: Álvaro Ríos Roca,Mauricio Garrón B. y Pablo Cisneros G.

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20

a la constante alza de precios a los carburantes y el gobierno introdujo los subsidios a la oferta,

cruzados y generalizados.

GRAFICA Nº 4 EVOLUCIÓN DEL PRECIO DIESEL OIL MERCADO INTERNOBs/Lt

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – INE

Sin embargo, como en muchos países, en Bolivia existe la ausencia de mecanismos e instrumentos que

permitan aislar la política social o de transferencia de la determinación de los precios para el acceso y

uso del DO, por lo que requiere explorar mecanismos complementarios que coadyuven a una

transferencia de recursos económicos fiscales eficientes dirigida a satisfacer las necesidades básicas de

servicios, en este caso no sólo para el transporte, sino también como insumo para la generación de

electricidad y para el sector productivo agrícola.

GRAFICA Nº 5 EVOLUCIÓN DEL PRECIO DEL PETROLEO$US/BBL

Fuente: Elaborado por el Centro de Estudios de las Finanzas Públicas de la H. Cámara de Diputados con base en datos de PEMEX y la EnergyInformation Administration (EIA) de los Estados Unidos. INE

Lo anteriormente descrito, se evidencia en la política asumida por el Estado boliviano en octubre de

2004, determinando el precio de referencia del petróleo 24,53 – 27,11 $us/BBL para todos los

productos regulados, con excepción del GLP (D.S. 24914), mientras que el precio internacional se

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21

incrementaba en el tiempo GRAFICA No 5 y el 01 de abril de 2005 se establece precio fijo del DO a

3,72 Bs/Lt (D.S. 28059) (Ver GRAFICA No 4).

La GRAFICA No 6, evidencia el incremento del precio de petróleo llegando el año 2008 a 133,93

$us/BBL en promedio anual, factor que incidió al incremento de la subvención de DOI. Sin embargo,

disminuye el precio el año 2009 a 61,69 $us/BBL en promedio anual, hecho que favoreció al Estado

boliviano atenuando el incremento de la subvención del DOI, pero se presenta un nuevo factor que

incide en el incremento de la subvención este factor es la disminución del volumen de producción

DON en el 13% con respecto al año 2008 y por tanto se incrementó un mayor volumen de importación

de DO. En el año 2010 el precio del petróleo asciende a 79,38 $us/BBL.

GRAFICA Nº 6 ESTIMACION DE LA SUBVENCIÓN AL DIESEL OIL IMPORTADOCONSIDERANDO ESTRUCTURA DE COSTOS DE IMPORTACION

(MM $US)

Fuente: Datos de Importación de Diesel Oil INE 23 . (*) Preliminar Estructura de Costos: Costo Promedio PDVSA y Otros Países $/m3 TC: BCB

Por tanto, en Bolivia al igual que los otros países se evidencio un crecimiento acelerado de la

subvención a los combustibles en general y en el caso de DO el año 2005 se tiene una subvención de

197 MM $us incrementándose el año 2006 a 239 MM $us, el año 2007 a 303 MM $us, el año 2008 a

354 MM $us, el año 2009 existió una disminución del 2% GRAFICA No 6, debido a la volatilidad del

precio internacional del petróleo correspondiendo a una subvención equivalente a 348 MM $us y el

año 2010 la subvención a DOI asciende a 509 MM $us debido a la disminución de la producción de

DON.24

La subvención en nuestro país, ha sido implementada inicialmente con el objetivo de promover el

desarrollo productivo y social; en el sector agroindustrial incentivando la producción y el transporte

público y referente a la energía, brindando servicios básicos a los sectores empobrecidos,

manteniéndose los mismos hasta la fecha debido a situaciones plenamente de orden político ya que, en

23 Densidad de DO 0,88 TM/M3 SISTEMAS DE UNIDADES Y FACTORES DE CONVERSIÓN Ing. Fabio García OLADE24 La gráfica No 6 La subvención se calcula sobre los valores de importación de Diesel Oil INE, estimando un costos promedios los mismos se detallan en el cuadro de estructura de costos deimportación de Diesel Oil,.

2005 2006 2007 2008 2009 2010*Subvención MM

$us 197 239 303 354 348 509

-

100

200

300

400

500

600

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22

la actualidad ésta subvención beneficia más a sectores que no necesariamente lo requieren ni son

empobrecidas hecho que amplía más aún la brecha entre ricos y pobres.

Por otra parte, problemas como el contrabando, el uso masivo de estos combustibles en actividades

particulares para las que no fue diseñada la subvención, sumado a manejos políticos distorsionados,

incapacidad de gestión, falta de responsabilidad institucional mancomunada, la falta de medidas de

control y de focalización, han distorsionado sus objetivos, resultando la subvención a DOI en beneficio

de segmentos de la población con recursos suficientes que merman los presupuestos para destinarlo en

áreas como educación y salud.25

La subvención establecida en Bolivia no es eficiente, debido a que la misma es transferida por el lado

de la oferta, (subvención implícita en el precio del servicio o insumo a través de la subvención a

oferentes privados hasta antes del 2006 y posteriormente a YPFB por unidad de volumen DOI

ofrecido). Este sistema de subvención por el lado de la oferta, puede ser más susceptible al abuso y

corrupción debido a una oferta de un mayor volumen del que en realidad se requiere. Este sistema de

subvención, es indirecta y generalizada lo que conlleva a no cumplir con los principios básicos de los

subsidios de acuerdo al marco teórico de la presente investigación:

El primer principio básico de un subsidio efectivo es la transitoriedad, es decir el subsidio debe

implementarse con un fin y perdurar en tanto exista las condiciones iníciales por el cual fue

implementado. Sin embargo, la implementación de la subvención a DOI y otros hidrocarburos

líquidos, responde más a una decisión política con el fin de evitar conflictos sociales y no así con el fin

de corregir una mala asignación de recursos por el Estado buscando equidad social.26

Por otra parte, al distorsionar los precios relativos impide flexibilizar la búsqueda de energéticos

sustitutos y al no existir una política energética que toma en cuenta la escasez del recurso, se promueve

a un mayor consumo de combustible, por lo que no se busca nuevas fuentes alternativas más eficientes

de energía, que permitan prevenir los shocks de precios a los que estaría asociado el consumo de estos

energéticos.

25 Focalización de los subsidios a los combustibles en América Latina y el Caribe junio 2007 Análisis y propuesta autores: Álvaro Ríos Roca, Mauricio Garrón B. y Pablo Cisneros G., ycomplementación con análisis propio de la coyuntura actual.26 Análisis de las políticas públicas enero 2008. IEEP ¿Los subsidios en el Ecuador valen la pena? Por Roberto Villacreses León.

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23

El segundo principio básico es la focalización de las transferencias en beneficio de los sectores que

realmente lo necesitan. Este principio también está ligado a la eficiencia económica, especialmente en

la progresividad del subsidio (ayudar en mayor proporción a quienes más lo necesiten).27

En el caso de la subvención al DOI en nuestro país los mayores beneficiarios son los sectores de

agroindustrial, transporte nacional e internacional, agropecuario, pesquero y minero, centrales

térmicas, construcción e industrias además de otras actividades ilícitas, por ser una subvención

generalizada.

El tercer principio básico es la eficacia está relacionada con la eficiencia económica mediante la cual

se busca un manejo eficaz de los costos de administración y de control de los subsidios. En el caso de

nuestro país, la asignación de subvención generalizada es indebida y al respecto en la actualidad ni el

gobierno central, ni el Sector de Hidrocarburos implemento y/o ejecutaron mecanismos y políticas que

logren reducir la creciente subvención a DOI.28 La promulgación del D.S. 748 fracaso por las políticas

paliativas que acompañaba al mismo, medidas discriminatorias y sectoriales, no existían medidas

paliativas reales ejecutadas con anterioridad para atenuar los impactos socioeconómicos del país.

Finalmente, el último principio básico de los subsidios efectivos es que, el subsidio no arriesgue la

eficiencia financiera sostenibilidad fiscal.29 En nuestra economía, ésta característica es sumamente

preocupante, debido a que la subvención crece a una tasa promedio anual del 22% entre el 2005 al

2010.

2.2. Efectos económicos de la subvención

2.2.1. Oferta y demanda

La fijación del precio de referencia de petróleo $us/BBL 24,53 – 27,11 D.S. 24914 y la fijación precio fijo

para el DO de 3,72 Bs/Lt (precio máximo) por parte del Estado mediante D.S. 28059, ha creado señales en

el mercado30 que incentivaron una escasez de oferta de producto nacional, o lo que es lo mismo, un exceso

de la demanda interna para la utilización de este producto en distintas actividades económicas GRAFICA No

7 (a), no previendo que el país es deficitario de este producto, por lo que la producción nacional no cubre la

27 Análisis de las políticas públicas enero 2008. IEEP ¿Los subsidios en el Ecuador valen la pena? Por Roberto Villacreses León..28 Análisis de las políticas públicas enero 2008. IEEP ¿Los subsidios en el Ecuador valen la pena? Por Roberto Villacreses León.. .29 Análisis de las políticas públicas enero 2008. IEEP ¿Los subsidios en el Ecuador valen la pena? Por Roberto Villacreses León..30 Una “verdadera señal” no tan solo trasmite información, sino que también proporciona el incentivo para “actuar adecuadamente” conforme a la señal recibida. Las ganancias económicas y laspérdidas económicas constituyen dichas señales”

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24

demanda interna y es necesaria la importación de significativos volúmenes de DO, lo cual se efectúa a

precios internacionales.

GRAFICA Nº 7 FIJACIÓN DEL PRECIO MÁXIMO AL DIESEL OILPRECIO MAXIMO DIESEL (a) PRECIO MAXIMO DIESEL (b)

EXCESO DE DEMANDA INTERNA O NACIONAL EXCESO DE DEMANDA EXTERNA

P = Precio pe = Precio de Equilibrio P = Precio pe = Precio de EquilibrioQ = Cantidad qe = Cantidad de Equilibrio Q = Cantidad qe = Cantidad de EquilibriopM = Precio Máximo qo = Cantidad Ofertada PM = Precio Máximo qo = Cantidad Ofertada

qdi = Cantidad Demanda Interna qde= Cantidad Demanda Externaqdi = Cantidad Demanda Interna

Para la determinación del costo real del Diesel, es necesario ponderar la cantidad y costos de la producción

nacional con la cantidad y costos de importación, lo cual es lógico de esperarse obtener un resultado con un

valor real interno muy superior al precio de venta máximo fijado por el Estado para este producto. El Estado

por sus obligaciones debe satisfacer la demanda interna y al no existir control riguroso en la asignación de

volúmenes se incrementa las importaciones para satisfacer este exceso de demanda.

En la GRAFICA No 7 (b) se observa en cambio, lo que sucede con el exceso de demanda externa, que se

produce por cuanto el precio máximo fijado en el país es apreciablemente inferior al precio de venta de éste

mismo producto en los países vecinos, lo que crea un incentivo para que se produzca un comercio ilegal de

DO como “El Contrabando”.

2.2.2. Asignación del gasto público

La subvención a DOI modifica la asignación de recursos de la economía. Afecta el nivel de la composición

del gasto público social, siendo paradójico este hecho al existir medios y mecanismos para reducir la

subvención del DOI.

Exceso dedemandainterna

P

Demanda

Oferta

QqdIqeq0

pM

pe

Exceso de demanda

externa

qde

P

Demanda

Oferta

QqdIqeq0

pM

pe

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25

GRAFICA Nº 8 EVOLUCIÓN GASTO PUBLICO INCLUYENDO SUBVENCION A DIESEL OILIMPORTADO CONSIDERANDO ESTRUCTURA DE COSTOS DE IMPORTACION

MM $US

Fuente: Elaborado en base a información Unidad de Programación Fiscal (UPF),Contaduría General del Estado y Viceministerio de Inversión Pública y Financiamiento Externo (VIPFE).

TC: BCB; Resultados de costos de importación para datos de la subvención a DOI(p) Preliminar; (*) Corresponde a datos proporcionados en fecha 19 de junio de 2008;

El impacto económico de la subvención al DOI tiende a ser significativo, ya que consumen los ingresos y

los impuestos recaudados por parte del Estado y con ello desvían recursos considerables fuera del sector de

salud, educación y otros sectores como se evidencia en la GRAFICA No 8, la subvención a DOI es casi los

mismos valores que el gasto público en desarrollo rural.

La GRAFICA No 9, evidencia que los montos de la subvención a DOI son casi el mismo valor

recaudado por el IEHD. En relación al IDH la subvención representa en promedio anual el 41% entre

2005 al 2009. Con respecto a los impuestos en general recaudados, la subvención representa el 10%

en promedio anual entre el 2005 al 2010.

GRAFICA Nº 9 IMPUESTOS VS SUBVENCION A DIESEL OIL IMPORTADO CONSIDERANDOESTRUCTURA DE COSTOS DE IMPORTACION

MM $USSUBVENCION VS IEHD NAC + IMP + VAL - IDH SUBVENCION VS IMPUESTOS GENERAL

Fuente: SIN, ANH, TC: BCB; Resultados de costos de importación para datos de la subvención a DOINOTA: A partir de Mayo de 2005 se implementó el IDH.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

2005 2006 2007 (p)

MM

$us

2005 2006 2007 (p)Subvención DOI 197 239 303Caminos Vecinales 65 88 103Desarrollo Rural 188 250 301Urbanismo 74 214 321Saneamiento Básico 81 67 58Educación 482 590 673Salud 335 370 401

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

2005 2006 2007 2008 2009 2010

197 239 303 354 348 509

1.865

2.5282.943

3.8724.157

3.387

Subvención MM $us Impuestos General MM $us

-

200

400

600

800

1.000

2005 2006 2007 2008 2009 2010

197 239303

354 348

509

233 248 302 347253 306288

682754

912 914 954

Subvención MM $us IEHD total MM $us IDH MM $us

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26

Por otra parte, de la GRAFICA No 9, se puede inferir que la subvención fue cubierta por la totalidad de

los IEHD. Desgraciadamente las reformas para corregir la subvención mal establecida que afecta la

economía del país, es muy compleja, pero no por ello se debe dejar de tomar acciones para mitigar el

desangramiento económico.

2.2.3. Recaudación de impuestos y egresos por subvención Diesel Oil

Como se puede observar en la GRAFICA No 10, el valor recuperado por el Estado en concepto de

impuestos resulta de multiplicar la tasa I del impuesto por la cantidad qo, más la tasa I por la cantidad

excedente de la demanda interna y externa producida por la fijación del precio máximo (qd-qo).

GRAFICA Nº 10 IMPUESTOS AL DIESEL OIL

P = Precio pe = Precio de EquilibrioQ = Cantidad qe = Cantidad de EquilibriopM = Precio Máximo qo = Cantidad Ofertada

qd = Cantidad Demanda

Sin embargo, por la fijación del precio máximo, el Estado deja de percibir ingresos por concepto de

impuestos, los cuales tendrían márgenes superiores si fueran calculados en base a los precios

internacionales del producto. Considerando el costo del producto y que el Estado es el único

proveedor del mismo, esta pérdida de ingresos se transforma en el costo de oportunidad traducida en

subvención.

La GRAFICA No 11, evidencia que la recaudación por el IEHD, crece el año 2000 con respecto a 1999

en un 572%, entre el 2001 y el 2008 crece a una tasa promedio anual del 7%, presentando una

disminución en un 68% el año 2009 con respecto al año 2008 y el 2010 disminuye el 80% con

respecto al 2009 debido a la tasa del IEHD entre otros factores, el mismo es manejado más con

criterios de política social que con criterios tributarios hecho que incide en su recaudación originando

pérdidas en la economía nacional.

P

Pe

PM

I

Qqdqeqo

Demanda

Pérdida de Ingreso

Oferta sin impuestos

Oferta con impuestos

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27

GRAFICA Nº 11 RECAUDACION DE IMPUESTOS POR EL IEHDM Bs

Fuente: Elaborado con datos SIN

El Impuesto Especial a los Hidrocarburos y sus Derivados (IEHD), constituye una "especie de impuesto al

consumo especifico" impuesto trasladado al consumidor final31, gravando a la comercialización de

derivados del petróleo ya sea de origen nacional o importados. Las tasas varían según el tipo de producto

y son actualizadas en función de la variación de UFVs TABLA No 5.

TABLA Nº 5 COMPARACION ESTIMADA DE TASAS PROMEDIO DE IEHD/SUBVENCIONBs/Lt

Fuente: Elaborado con datos diferentes Decretos Supremos sobre modificación IEHD 1995-2009 y datos de la ANHNota.- La subvención se inicia el 1 de abril de 2005 mediante D. S.

De acuerdo a la bibliografía revisada32 el IEHD es un impuesto levemente regresivo, lo cual revela que los

grupos de mayor consumo tributan en menor proporción que los grupos más pobres. Las tres principales

razones son: 1) Que la estructura del consumo de todos los quintiles incluye el transporte de forma

generalizada, 2) Que la incidencia del transporte en el resto de bienes y servicios es importante y 3) Que la

totalidad del consumo de combustibles está gravado efectivamente por el IEHD. La amplia base tributaria

y la facilidad en el control y cumplimiento de un impuesto a los hidrocarburos y sus derivados son factores

importantes; sin embargo, sus impactos en la distribución de la carga tributaria también deben ser tomados

en cuenta. En países con altos niveles de pobreza los impuestos sobre algunos productos, fáciles de gravar

como los hidrocarburos, pueden contener altos grados de regresividad.

31 El ministerio de hacienda es autorizado para emitir notas de Créditos Fiscal Negociables a los importadores de Diesel Oil.32 INCIDENCIA DISTRIBUTIVA DE LA POLÍTICA FISCAL (Informe de Equidad Fiscal de Bolivia) Fernando Cossío Muñoz∗.

-

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 IEHD Importaciones 47.447 37.426 201.680 196.286 197.819 183.509 164.136 53.058 15.247 21.356 23.901 56.513 30.247 24.065 IEHD (Mercado Interno) - 1.114 5.848 4.246 1.149.85 1.082.25 1.137.41 1.015.79 1.002.81 1.514.87 1.485.59 2.054.96 2.009.56 625.784 134.921

PRODUCTO 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010DieselNacional 0,96 0,10 0,39 0,25 0,22 0,76 0,90 0,96 0,68 0,79 1,39 1,53 1,37 1,37 1,35 1,25 1,30DieselImportado 0,70 - - 0,43 0,85 0,85 0,67 0,74 0,67 0,19Argentina (1,85) (2,52) (2,52) (4,61) (2,62) (0,56) (1,85) (2,52) (2,52) (4,61) (1,75) (3,34)Otros Paises (2,05) (2,88) (1,81) (4,41) (1,95) (3,54)

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28

La GRAFICA No 12, evidencia que la recaudación por IEHD DON para el año 2005 es de 136,30 MM $us

con una tasa de crecimiento promedio anual del 1% entre el 2006 al 2008; presentando una disminución el

2009 del 28% con respecto al 2008 y el año 2010 se da un incremento del 5% con respecto al año 2009. Se

deduce que la disminución que se presentan en la recaudación del IEHD de DON se debe a la política de

precios de los carburantes.

GRAFICA Nº 12 ESTIMACION DE RECAUDACION DE IMPUESTOS IEHD DON Y SUBVENCION ADOI CONSIDERANDO TASAS ESTABLECIDAS MEDIANTE D.S. Y COSTOS DE IMPORTACION

MM $US

Fuente: Elaborado con datos de ANH tasas de IEHD y Subvención YPFB y SSHH volúmenes de ventas de DO,

Por otra parte, la subvención a DOI establecidas calculadas mediante tasas establecidas por Decretos

Supremos es menor en promedio con el 16,5 % referente al valor de la subvención calculado con costos de

importación entre el 2005 y 2010. Esta subvención a DOI lo asumen todos los contribuyentes al Estado,

cubriendo la misma a través del mecanismo de compensación, en la producción e importación mediante

Notas de Crédito Fiscal (NOCRES) que son entregados ahora a YPFB, antes a las empresas importadoras,

incidiendo en la liquidez monetaria del país ya que YPFB tributa con NOCRES.

TABLA Nº 6 COMPARACION ESTIMADA DE TASAS PROMEDIO DE IEHD/SUBVENCIONBs/Lt

Fuente: Elaborado con datos de la ANH

El esquema actual de los precios relativos de los combustibles en relación al de DO y el rezago en la

adecuación de su infraestructura energética para una demanda creciente de los mismos que enfrente los

altos precios internacionales del petróleo o el despilfarro en subvención, no posibilita la masificación

de consumo de combustibles menos nocivos como es el caso de gas natural en Bolivia y la

2005 2006 2007 2008 2009 2.010

136,30 135,32 135,33 148,04109,32 114,92

-79,79-121,10 -116,64

-240,30-168,39

-342,90

-196,62-238,67

-303,14-354,28 -347,67

-509,38

IEHD DON mediante tasas establecidas por D.S.Subvención a DOI mediante tasas establecidas por D.S.Subvención por calculo de estructura de costos de importación

COMBUSTIBLE PRECIOCOSTO

PROMEDIO DIA/ VEH.

No/VEHICULOS EQUIVALENCIAA

Bs. Bs. 2009 1 Lt DO

Diesel Oil Lt 3,72 55,8 171.447

Gasolina Especial Lt 3,74 56,1 719.190 1,01 Lt GE

GNV m3 1,66 30,38 15.161 0,45M3 GNV

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29

diversificación de fuentes de energía además de sumar a este hecho los mitos sobre el GNV.

Verificándose este hecho en la TABLA No 633:

2.2.4. Relación entre precio nominal y precio real

El precio de DO establecido por el Estado el 01 de abril del año 2005 de 3,72/Lt se convierte en precio

nominal que de acuerdo a la GRAFICA Nº 13, se evidencia que en el transcurso del tiempo de acuerdo

a las tasas de crecimiento del FMI (TABLA No 89), el precio real del DO es cada vez menor al precio

nominal de 3,72 Bs/litro de tal forma que si no se implementa una política o mecanismo de reducción

o eliminación al subsidio del diesel se estima que en el año 2015 el litro de DO tendrá un valor de 2,07

Bs/litro y el año 2020 tendrá un valor de 1,75 Bs/litro por la variable de inflación.

GRAFICA Nº 13 PRECIO NOMINAL FRENTE AL PRECIO REAL DE DIESEL OILBs/Lt

Fuente: Elaborado con datos de AEI y FMIPrecio de deflactado= Precio nominal / Tasa de crecimiento * 100

Precio real = Precio nominal (Precio Nominal / Precio deflactado * 100) Actual / (Precio Nominal / Precio deflactado * 100) Anterior

2.3. Costo de oportunidad

En el caso de Bolivia, el costo de oportunidad que asume el país por el DO no sólo se da en la

subvención onerosa a DOI como se demostró anteriormente, sino que también se da en el proceso de

refinación al igual que en la recaudación del IEHD DON.

2.3.1. Costo de oportunidad en el proceso de refinación

El costo de oportunidad se da por no comercializar el petróleo/condesados a precios internacionales

debido a la banda de precios establecido en Bolivia de 23,54 a 27,11 $us/BBL, hecho que afecta a las

instituciones que reciben ingresos por regalías y participación en boca de pozo y a algunas empresas

33Se considera el consumo de DO y GE de 15 Lt/día y el equivalente de 1 Lt DO=1.22 m3 gnv.


29























29






















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30

petroleras que operan en la producción de petróleo de acuerdo a los términos de los contratos de

operación.

Las estimaciones de este costo de oportunidad para el DO se estima en promedio para el año 2007 que

existe una pérdida 12,33 $us/BBL y para el petróleo 43,26 $us/BBL para el 2008 se estima una pérdida

en el DO 37,95 $us/BBL y para el petróleo de 70,89 $us/BBL GRAFICA No 14 A). Monetizando

estos valores se estima una pérdida en el valor de ventas por DO de 60 MM $us para el 2007 y 195

MM $us 2008. La pérdida por la venta de petróleo es de 779 MM $us para el 2007 y 1.217 MM $us

para el 2008 GRAFICA No 14 B). Este costo de oportunidad se aprecia desde el punto de vista

económico.

GRAFICA Nº 14 COSTO DE OPORTUNIDADA) COSTO DE OPORTUNIDAD B) COSTO DE OPORTUNIDAD POR VENTAS

$US/BBL MM $US

Fuente: elaborados con datos de YPFB, Publicación Platts ANH

2.3.2. Costo de oportunidad en el IEHD Diesel Oil Nacional

Considerando la tipología de los subsidios de acuerdo a la OECD: los subsidios presupuestarios, son

las políticas fiscales en la que el Estado otorga subsidios mediante tratamiento preferencial de

impuestos, en este marco se considera que Bolivia aplica esta política fiscal mediante la fijación de la

tasa del IEDH DON e IEHD DOI que es inversamente proporcional al precio internacional del Diesel

LS N2, medida que coadyuvó a estabilizar el nivel general de precios pero genero una demanda en

exceso tanto interna como externa ya que las ventas de DO para el año 2010 representa 8.363.577

BBL.

Los impuestos de acuerdo a Ley 1606 de 22 de diciembre del 1994 deberían incrementarse por el

criterio de indexación, sin embargo en la actualidad van disminuyendo generando menos recursos para

el Estado como se evidencia en la GRAFICA No 15. El Estado deja de percibir un monto estimado

DIESEL CRUDO DIESEL CRUDO

2007 2008

87,0770,37

119,16

98

74,74

27,11

81,21 27,11

12,33 43,2637,95 70,89

Promedio PI Promedio P Mdo Int Costo de Oportunidad

DIESEL CRUDO DIESEL CRUDO

2007 2008

60

779

195

1.217

2007 DIESEL 2007 CRUDO

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31

promedio anual de 138,72 MM Bs, debido a la disminución de la tasa del IEDH DON (ver TABLA No

5).

GRAFICA Nº 15 COSTO DE OPORTUNIDAD POR EL IEHD DONMM Bs

Fuente: Elaborado con datos de ANH-YPFB

2.4. Mercado informal

La informalidad en el Sector Hidrocarburos se concentra en el segmento downstream de la industria, la

informalidad en los combustibles, es la realización de actividades sin autorización y fuera de norma

legal. El término “sector informal” fue introducido por la Organización Internacional de Trabajo

(OIT) en un informe desarrollado en Kenya en 1969. Al presentarse la economía informal en

diferentes países las denominaciones y definiciones a esta actividad son variadas a manera de ejemplo

se puede señalar las siguientes denominaciones: Economía no registrada, economía sumergida,

economía ilegal, economía subterránea, economía negra, economía marginal, economía informal entre

otras.

La economía informal también se puede conceptualizar como actividades no medidas y ocultas por ser

ilegales. En Bolivia se desarrolla esta actividad principalmente en lugares con poca densidad de

población y en las que no se llega a construir surtidores de combustible que sin embargo se requiere el

DO para el transporte por ser la carretera el medio de transporte principal y por existencia de

actividades económicas como la agricultura. También se da en lugares donde existe la actividad de

narcotráfico

2.4.1. Efectos de la informalidad en los Combustibles

Inseguridad. Mayor probabilidad de accidentes al no cumplir con las normas.

Desangramiento de la economía nacional. Por la actividad del contrabando y las actividades

ilícitas.

Daño a la propiedad privada. DO adulterado afecta a motores y maquinaria.

2005 2006 2007 2008 2009 2010IEHD 1.53 Bs/Lt DON 1.102 1.216 1.191 1.220 944 954IEHD Disminución Bs/Lt DON 1.102 1.091 1.068 1.078 773 812Costo de oportunidad - (125,00) (122,43) (141,41) (171,29) (141,89)

MM

Bs

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32

Macroeconómicos. Evasión de impuestos, inexactitud en el cálculo del PIB en el sector

servicios.

Medio Ambiente. Contaminación por derrame o venteo de combustibles por indebido

manipuleo.

2.4.2. Causas de la Informalidad en los Combustibles

Factores estructurales. El excedente de mano de obra que no es absorbido por la economía

formal pasa a desarrollar actividades informales34.

Incentivos. Dinero ilegal debido a la evasión del pago de impuestos, contrabando o

comercialización del producto adulterado.

34 Lewis; 1954, Figueroa; 1981

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33

CAPITULO IIICONTEXTO ENERGETICO NACIONAL

3.1. Inventario de las fuentes energéticas en Bolivia

A finales del siglo XIX ya se usaba el petróleo y sus derivados como combustibles y en la segunda

década del siglo XX se introduce el gas natural. En la actualidad Bolivia produce petróleo el 17% de

la producción de gas en términos energéticos, esta producción mínima se debe a la banda de precios

que se tiene como política estabilizadora de la economía.

3.1.1. Matriz energética

La matriz energética de Bolivia tiene gran dependencia del Petróleo, energía no renovable y en la

actualidad la producción no es suficiente para la refinación de los hidrocarburos líquidos como el DO,

la gasolina, jet fuel y GLP de refinería y planta.

3.1.1.1. Oferta de energía primaria y secundaria

Al ser Bolivia un país importador y exportador de energía primaria cuenta con la siguiente relación:

OFERTA TOTAL DE ENERGIA PRIMARIA=OTEP = Producción + importación – exportación

+/- variación de inventarios – energía no aprovechada.35,

Por lo que la oferta total de energía primaria del año 2007 está compuesta por los siguientes

energéticos GRAFICA No 16:

GRAFICA Nº 16 PARTICIPACIÓN DE ENERGETICOS EN LA OFERTA TOTAL DE ENERGIAPRIMARIA

%

Fuente: Elaboración propia en base a datos Balance Energético Nacional 2000 – 2007 Ministerio de Hidrocarburos y Energía

35 LC/L.1966 8 de octubre de 2003 Sostenibilidad energética en américa latina y el caribe: el aporte de las fuentes renovables.

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34

Petróleo, condensado y gasolina natural 44% incrementando su porcentaje de participación en un 4%

en relación al año 2000. Gas natural participa con el 37% incrementando su participación en 3% en

relación al año 2000. La hidroenergia participa con el 14% con una disminución de participación en

relación al año 2000 del 6%. La biomasa participa con 5% y una disminución en la matriz energética

del 1% respecto al año 2000.

No se contabiliza aportes de las nuevas tecnologías renovables como la energía nuclear, eólica,

fotovoltaica y geotérmica.

Del análisis de la GRAFICA No 17, se deduce que en el año 2007, la oferta secundaria está

determinada por los derivados del petróleo correspondiendo el 12% a electricidad, 11% a Gas Licuado,

16% Gasolina Especial y 31% Diesel Oil energético que es objeto de investigación en la presente

investigación, 4% de Gas de Refinería, 14% de Crudo Reconstituido y Asfaltos 8%, existiendo otros

energéticos que tienen un porcentaje menor al 1% (Gasolina de Avión, Premium y Kerossene, Fuel Oil,

Nafta, Aceites, Grasas y Parafinas).

GRAFICA Nº 17 BOLIVIA OFERTA TOTAL DE ENERGÍA SECUNDARIA DERIVADOS DEPETROLEO Y GAS NATURAL 2007

%

Fuente: Elaboración propia sobre la base de datos Balance Energético Nacional 2000 – 2007Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

Actualmente la Oferta Total de Energía Secundaria muestra aún una gran dependencia de los

energéticos - derivados de petróleo. En este sentido, se identifica que el principal consumo se centra

en la energía secundaria proveniente de los derivados de hidrocarburos tales como: Gasolinas, Gas

Licuado de Petróleo (GLP) y Diesel.

De las GRAFICAS No 16 y 17, se deduce la tendencia decreciente de la oferta de fuentes energéticas

nacionales, no renovables y ante la falta de la diversificación en la producción de los energéticos

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35

menos contaminantes y abundantes se hace necesario destacar la importancia de explotar y maximizar

el valioso potencial de la energía que más produce Bolivia “Gas Natural”.

De acuerdo a los datos analizados, se verifica que desde el año 2000 al año 2007, no existió políticas

efectivas sobre el uso eficiente de recursos energéticos, como consecuencia de aquello se consume en

mayor volumen un energético escaso como es el Diesel Oil incentivado por la subvención que existe

por el Estado y su rendimiento por el poder calorífico con que cuenta este combustible.

3.2. Consumo energético

El concepto de consumo energético está inversamente relacionado con el concepto de eficiencia

energética, puesto que en la medida en que aumenta el consumo de energía por servicio prestado es

cada vez menor la eficiencia energética. Este es un principio básico que debe ser aplicado por parte de

todas las Administraciones Públicas, que en relación con los consumidores se concreta en incentivos

adecuados, por ejemplo, en los planes de sustitución de uso de energía más barata y menos

contaminante, renovación de vehículos y de electrodomésticos.36

GRAFICA Nº 18 BOLIVIA CONSUMO DE ENERGÍA SECUNDARIA DERIVADOS DEPETROLEO Y GAS NATURAL POR SECTOR2007

%

Fuente: Plan de Desarrollo EnergéticoAnálisis de Escenarios: 2008-2027 Ministerio de Hidrocarburos y Energía

36 http://www.madrid.es/portales/munimadrid/es/Inicio/Ayuntamiento/Consumo-y Comercio/Consumo/Diccionario-deConsumo?vgnextfmt=default&vgnextoid=ab28d0f730fc8210VgnVCM1000000b205a0aRCRD&vgnextchannel=560b9ad016e07010VgnVCM100000dc0ca8c0RCRD&idioma=es&idiomaPrevio=es&idCapitulo=5872139&rmEspecial=ab28d0f730fc8210VgnVCM1000000b205a0aRCRD&rmCapitulo=3ad00530393f8210VgnVCM1000000b205a0aRCRD.

Centraleselectricas

Industrial Transporte Agroindustrial

11% 14%

35%

8%

4%

44%

86%

39%

55%

40%

13%2%

44%

5%

Electricidad

GLP

Gasolina Especial

Jet Fuel

Diesel Oil + Importación DO

Gas Refineria

Crudo Reconstituido

Asfaltos

Hidroenergia

Gas/Diesel

Gas Natural

Biomasa

Otros

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36

De acuerdo a la GRAFICA No 18 la central eléctrica registra en su consumo los siguientes

combustibles gas/diesel 55%, hidroenergia con el 39%, diesel con el 4% y biomasa con el 2%. El

sector industrial registra en su consumo los siguientes combustibles: Biomasa con 44%, Gas/diesel

con el 40%, electricidad con el 11% y otros con el 5%. El sector transporte consume del total de su

combustible el 44% Diesel, el 35% gasolina especial, 13% gas natural y 8% jet fuel y por último el

sector agroindustrial consume del total de su combustible el 86% de diesel y 14% electricidad. De los

datos señalados se deduce que en tres sectores el combustible de mayor consume es el diesel (Sector

energética, transporte y agroindustria), no se registra al sector construcción en el consumo de

combustibles.

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37

CAPÍTULO IVDIAGNÓSTICO DEL MERCADO DIESELOIL

4.1. El Mercado de Diesel Oil en Bolivia

De acuerdo a lo expuesto anteriormente, el 44% de la matriz energética del país está dictada por

petróleo condensado y/o gasolina natural y en lo que respecta a energéticos secundarios el 31%

corresponde a DO dentro de la oferta total de energía secundaria (GRAFICAS 17 y 18).

Bolivia al igual que los demás países del mundo en el mercado de energía predomina los hidrocarburos

y dentro de estos se encuentra el combustible DO. En la actualidad, el Estado boliviano controla

directamente la cadena de hidrocarburos, razón por la cual se considera iniciar el desarrollo de este

capítulo a partir del marco legal actual de los hidrocarburos.

4.1.1. Marco Legal e Institucional del Mercado de Diesel Oil en Bolivia

Como resultado de las reformas de la década de los 90 aplicadas en el downstream, que comprende las

actividades de comercialización, transporte, refinación e industrialización y distribución de gas natural

por redes, se eliminó el control de precios y los subsidios en los mercados internos, tomando como

referencia los precios internacionales, por parte de la Superintendencia de Hidrocarburos.

En la actividad del mayoreo y la distribución de derivados existía tanto la participación de las

empresas privadas y la empresa estatal YPFB. Es así que mediante el Artículo 81° de la Ley N° 1689

de 30 de abril de 1996 - Ley de Hidrocarburos, dispone que los precios máximos para la

comercialización de productos de refinación en el mercado interno, deben ser fijados por el Sistema de

Regulación Sectorial – SIRESE, por lo que, se emite el D.S. N° 24914 de 5 de diciembre de 1997 y sus

posteriores modificaciones, aprobando el Reglamento sobre el Régimen de Precios de los Productos

del Petróleo.

Estas políticas empiezan a cambiar notoriamente a partir del año 2004 de acuerdo al siguiente marco

legal.

La promulgación de los Decretos Supremos 27691 de fecha 19 de agosto 2004 en el que

establece que, “El precio de referencia del petróleo crudo puesto en refinería se ajustará dentro

de la banda de 24,53 a 27,11 $us/BBL y el D.S. No 28117 de fecha 17 de mayo 2005 en la

que determina que el margen de refinación es de 4,81 $us/BBL, además de crearse el

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38

Margen de Compensación de $us/BBL 1,57, sin IVA, el mismo que deberá ser incluido

dentro de la metodología de cálculo del Precio Ex Refinería y aplicado a todos los

productos regulados excepto al GLPR, GLPP, Gas Oil y Agro Fuel, dando lugar a la

Resolución Administrativa SSDH 0646/2005 en la que establece los precios máximos

finales de los combustibles con precios “congelados”, es decir, ya no responden a

movimientos en los precios internacionales, son precios fijos en el caso de DO 3,72

Bs/litro.

La promulgación de la Ley 3058 17 de mayo de 2005, la misma que hace referencia

respecto al mercado interno en su Art.11 inciso d) El Estado debe garantizar, a corto,

mediano y largo plazo, la seguridad energética, satisfaciendo adecuadamente la demanda

nacional de hidrocarburos de manera continua.

D.S. de Nacionalización 28701 del 1 de mayo de 2006, en el que estipula que el Estado

toma el control de toda la cadena de hidrocarburos siendo este el único comercializador de

los Hidrocarburos.

La Nueva Constitución Política del Estado (Congreso Nacional Octubre 2008) la misma

guarda relación con el mercado interno con los siguientes artículos:

Artículo 348 Parágrafo II. Los recursos naturales son de carácter estratégico y de interés

público para el desarrollo del país.

Artículo 359. I. Los hidrocarburos, cualquiera sea el estado en que se encuentren o la

forma en la que se presenten, son de propiedad inalienable e imprescriptible del pueblo

boliviano. El Estado, en nombre y representación del pueblo boliviano, ejerce la propiedad

de toda la producción de hidrocarburos del país y es el único facultado para su

comercialización. La totalidad de los ingresos percibidos por la comercialización de los

hidrocarburos será propiedad del Estado.

Artículo 360. El Estado definirá la política de hidrocarburos, promoverá su desarrollo

integral, sustentable y equitativo, y garantizará la soberanía energética.

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39

Artículo 361. I. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) es una empresa

autárquica de derecho público, inembargable, con autonomía de gestión administrativa,

técnica y económica, en el marco de la política estatal de hidrocarburos.

YPFB, bajo tuición del Ministerio del ramo y como brazo operativo del Estado, es la única

facultada para realizar las actividades de la cadena productiva de hidrocarburos y su

comercialización.

Artículo 362. I. Se autoriza a YPFB suscribir contratos, bajo el régimen de prestación de

servicios, con empresas públicas, mixtas o privadas, bolivianas o extranjeras, para que dichas

empresas, a su nombre y en su representación, realicen determinadas actividades de la cadena

productiva a cambio de una retribución o pago por sus servicios. La suscripción de estos

contratos no podrá significar en ningún caso pérdidas para YPFB o para el Estado.

Artículo 367. La explotación, consumo y comercialización de los hidrocarburos y sus derivados

deberán sujetarse a una política de desarrollo que garantice el consumo interno. La exportación

de la producción excedente incorporará la mayor cantidad de valor agregado.

4.1.2. Descripción del marco legal de la subvención

A partir del D.S. 24914 5 de diciembre de 1997 los gobiernos de acuerdo a la coyuntura modifican el

reglamento sobre el régimen de precios de los productos de hidrocarburos. El factor que hizo que existiera

modificaciones al D.S. 24914 es “La indexación de los precios del mercado interno a los precios del

mercado internacional”, basados en las publicaciones del boletín internacional “Platt´s Oilgram Price

Report”.

El régimen en Bolivia, no es en el que se da la libre oferta y demanda de los hidrocarburos, por el contrario

el Estado interviene no sólo en toda la cadena de precios de los hidrocarburos, sino también en el

establecimiento de impuestos y subvención.

Ante el alza sostenida de los precios internacionales del petróleo y de los precios de referencia de la gasolina

especial y del DO, cuyo impacto se reflejó en el incremento de los precios de los productos regulados en el

mercado interno, el Estado se vio obligado a generar mecanismo de ajuste con el objetivo de mitigar el

impacto de las subidas de los precios internacionales en el mercado interno.

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40

El problema mayor surge cuando el IEHD toca fondo y no tiene la capacidad de absorber las variaciones de

los precios internacionales, entonces se crea un nuevo mecanismo de ajuste mediante D.S. 26917 de 14 de

enero de 2003 introduciendo un mecanismo de fijación de la tasa IEHD, para el DOI y el D.S. Nº 28416 21

de octubre de 2005 modifica las definiciones del mecanismo de ajuste del IEHD mediante la siguiente

fórmula:

IEHD1 = IEHD0 + (PP0 – PP1) X T.C./158,9837

Este mecanismo se caracteriza por absorber el IEHD las variaciones de precios del DO, de modo que éstas

sean percibidas por el fisco y no por el consumidor final.

El D.S. N° 26946 del 28 de febrero del 2003, establece los mecanismos de compensación para las Empresas

Importadoras de DO. Además autoriza al Ministerio de Hacienda emitir Notas de Crédito Fiscal

Negociables a través del Viceministerio del Tesoro y Crédito Público, a favor de aquellas empresas

importadoras de DO incluida Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos YPFB, que cumplan con los

requisitos establecidos en el presente el mismo es modificado por el D.S. 26972.

Hasta esta fase el Estado asume un costo de oportunidad al dejar de recibir ingresos por el IEHD y emitir

NOCRES el Estado deja de percibir ingresos por parte de las empresas lo cual afecta a liquidez monetaria

del país.

37 “IEHD1: Nueva tasa del IEHD del Diesel Oíl Importado.IEHD0 = Tasa de IEHD resultante del cálculo efectuado por la Superintendencia de Hidrocarburos en aplicación del Decreto Supremo Nº 26917 y posterioresmodificaciones y de la presente norma. Para el primer cálculo se utilizará el valor de -3.10 Bs/Lt (menos tres 10/100 bolivianos por litro).PP0 = Precio efectivo correspondiente al último día de la variación del +/- 4%, para el primer cálculo será 97.99 $us./Bbl (Noventa y siete 99/100 dólares porbarril).PP1 = Es el promedio del LS Diesel publicado en el Platt's Oilgram Report Price de los últimos cinco datos anteriores a la fecha de cálculo realizado por laSuperintendencia de Hidrocarburos. Para el primer cálculo será 97.99 $us./Bbl (Noventa y siete 99/100 dólares por barril).PDO0 = Precio vigente del Diesel Oil, calculado por la Superintendecia de Hidrocarburos de acuerdo al Reglamento de precios y posteriores modificaciones. Parael primer cálculo será 3,72 Bs/Lt (Tres 72/100 Bolivianos por litro).PDO1 = Nuevo Precio vigente del diesel oil calculado por la Superintendecia de acuerdo al Reglamento de precios y posteriores modificaciones. Para el primercálculo será 3,72 Bs/Lt (Tres 72/100 Bolivianos por litro).”

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41

La subvención al DOI emerge del D.S. 26972 del 25 de marzo del 200338 modificado por el D.S. 2744039 el

mismo tiene por objeto establecer modificaciones a la metodología de compensación mediante la emisión de

Notas de Crédito Fiscal Negociables (NOCRES), en favor de todas aquellas empresas importadoras de DO

incluida Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) cuando la alícuota del Impuesto IEHD del

DOI, se situé por debajo de 0,00 Bs /Lt.

Una de las consideraciones del D.S. 27440 es que el DO producido por las refinerías nacionales, no abastece

el total de la demanda nacional, por tanto es necesaria la importación de este producto. Este hecho es

evidente debido a que la empresa Petrobras Bolivia Refinación S.A. PBR S.A. obtenía mayores ganancias

en la exportación de RECON que en la producción de DO, gasolina y GLP etc. GRAFICA No 19.

GRAFICA Nº 19 EXPORTACION DE DERIVADOS DE PETROLEOBBL

Fuente: INE

A partir de la nacionalización de los hidrocarburos las condiciones son diferentes, pero en los hechos

no mejora la producción de DO.

La GRAFICA No 20, evidencia una disminución de producción de DO al mismo tiempo señala que el

año 2004 las refinerías producen DO a un rendimiento del 31%40, esto se debe al incentivo a la

producción de DO de 3,36 $us/barril creado mediante D.S. 27065 y modificado a 1,68 $us/BBL por el

D.S. 27696, razón por la cual el rendimiento disminuye a 30% el 2005-2006, el 2007 a 29% y 2008-

38 DS 26972NOCRES = (0.02 Bs./Lt IEHD1 ) x VolumenDonde:NOCRES = Es el monto de notas de crédito fiscal negociables expresadas en bolivianos.IEHD1 = Es el valor de la tasa del IEHD resultante de la aplicación del mecanismo establecido en el Decreto Supremo 26917 y posteriores modificaciones, y que es menor al limiteinferior de variación del IEHD =establecido en la Ley 2152.Volumen = Es el volumen importado.39 DS 27440NOCRES = (IEHD1) x VolumenDonde:NOCRES: Es el monto de notas de crédito fiscal negociables expresadas en bolivianos.IEHD1: Es el valor negativo de la alícuota delIEHD resultante del cálculo efectuado por la Superintendencia de Hidrocarburos en aplicación del mecanismo establecido en el Decreto Supremo 26917 y posteriores modificacionesy que sea menor a 0,00 Bs./Lt. Volumen: Es el volumen importado40Rendimiento Diesel Oil = Es el porcentaje de producción de Diesel Oil por cada barril de crudo procesado por la Empresa de Refinación. D.S. 27696

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Total Barriles 2.226.339 1.775.948 2.095.930 3.032.495 3.380.327 4.596.010 5.575.762 5.333.875 3.734.626 3.258.391 1.901.428 1.529.158

-

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

BIBLIO

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42

2009 a 27% y el 2010 a 26%. Paradójicamente el rendimiento de la producción de DO en las

refinerías disminuye más, después de la nacionalización de los hidrocarburos41.

GRAFICA Nº 20 PRODUCCION Y RENDIMIENTO DE DIESEL OIL CON RESPECTO ALVOLUMEN DE CARGA DE CRUDO

PRODUCCION DE DIESEL OIL RENDIMIENTO DE DIESEL OILBBL %

Fuente: YPFB y MHE

Al no producir las refinerías DO a un rendimiento del 31% el país importo mayor volumen y asigno

mayor subvención de acuerdo a la siguiente estimación TABLA No 7.

TABLA Nº 7 ESTIMACION DE COSTO DE OPORTUNIDAD POR NO PRODUCIR DO AL 31% DERENDIMIENTO

$US

Fuente: Elaboración con datos de YPFB, MHE,BCB,, Resultados de estimación de costos de importación.Precios Promedio de compra de Producto: INE Importación de Diesel Oil valor CIF.

De acuerdo a la TABLA No 7, el costo de oportunidad que asumió el Estado por no producir mayor

volumen de DO entre el año 2005 y 2010 es de 255,8 MM $us por la subvención a DOI.

Aparentemente, jurídicamente y económicamente se traduce en daño económico para el país, por

incumplimiento, omisión de funciones y deberes principalmente a partir de la suscripción de los

contratos de operación.

Por otra parte, el estado mediante D.S. 27691 establece el sistema de estabilización para precios de

referencia del petróleo crudo puesto en refinería fijando un precio máximo y un mínimo 24,53 a 27,11

$us/BBL, argumentando que: “El precio del petróleo crudo en el mercado interno debe reflejar el costo

de oportunidad del productor de colocar su producción en las refinerías, considerando un precio de

referencia ajustado por calidad y los costos asociados a la comercialización del producto y que es

41Las refinerías de Santa Cruz y Cochabamba Ambas plantas fueron transferidas el 26 de junio de 2007, a partir de cuya fecha YPFB pasó a ser propietaria de la totalidad de las acciones y responsable por todos susactivos y pasivos, incluyendo el suministro de derivados de petróleo en Bolivia

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Producción Diesel Oil BPD 7.564 8.212 9.099 9.901 12.488 12.368 12.819 13.393 14.046 11.103 11.060

02.0004.0006.0008.000

10.00012.00014.00016.000

25%

27%

26%

28%31%

30%

30%

29%

30%27%

26%

0%5%

10%15%20%25%30%35%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTALProducción de DO BPD 12.368 12.819 13.393 14.046 11.103 11.060Carga de Crudo BPD 41.828 43.368 45.624 47.612 41.186 42.608Producción de DO al 31% de rendimiento 752.426.617 780.129.041 820.711.293 856.472.604 740.877.944 766.457.715Producción de DO Lt 717.686.594 743.857.086 777.164.986 815.057.074 644.281.553 641.786.362Volumen que se dejo de producir Lt 34.740.023 36.271.955 43.546.307 41.415.530 96.596.391 124.671.353Diferencia Costo de DOI – Precio de Mdo. Interno $us/Lt 0,59 0,66 0,71 0,91 0,54 0,72Costo de oportunidad $us 20.641.502 23.949.617 31.044.288 37.806.889 52.186.427 90.148.337 255.777.060

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43

necesario promover la eficiencia de la actividad de refinación en el país, la escala de la producción y

las inversiones en la misma, en el marco de una política energética sustentable, que asegure el

abastecimiento de combustibles líquidos en cantidades y precios acordes con la realidad y necesidades

del país”.

El D.S. 27778, tiene por objeto estabilizar los precios de referencia de los productos regulados como

consecuencia de la estabilización del precio del petróleo y sus derivados en el mercado interno por el

continuo incremento en el precio del petróleo crudo internacional

De acuerdo a las fuentes de información Gaceta Oficial de Bolivia, el tema de la subvención tuvo un

sin fin de modificaciones tanto en el reglamento de precios, el IEHD y el factor de compensación. Sin

embargo la vigente hasta el 26 de agosto del 2009 para el cálculo de la subvención/IEHD del DOI se

basa en los siguientes D.S. 27832 - 27964 - 28046 – 28059.

A lo largo del análisis de las modificaciones al D.S. 24194, se pudo advertir la ausencia de una

participación de gestión real de los organismos o entidades que tenían o tienen como función:

1.- Evaluar y controlar la demanda y producción de hidrocarburos y 2.- Asignación de volúmenes,

tema que se analizará en los próximos capítulos.

4.1.3. Antecedentes previos de los hidrocarburos en Bolivia

Para iniciar el análisis de la cadena de producción y comercialización de DO, se vio por conveniente

hacer referencia sobre las reservas de Petróleo/Condensado - Gasolina Natural y Gas Natural en

relación a la producción y consumo del resto del mundo. Con respecto al gas natural, se hace

referencia debido a la relación existente con la producción de DON.

4.1.4. Evolución de reservas y producción de gas natural, petróleo/condesado y gasolina

natural en Bolivia

De acuerdo a la GRAFICA No 21 A), se evidencia que el volumen de reservas probadas de gas natural

se duplica, sólo con las reservas probables. Dependiendo de las políticas sobre la producción de gas

natural, existen reservas probadas para aproximadamente 25 años y para 40 años con las reservas

probables y posibles.

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44

GRAFICA Nº 21 EVOLUCION DE LAS RESERVA GAS NATURAL Y PETROLEO YCONDENSADO

A) GAS NATURAL B) PETROLEO Y CONDENSADOTRILLONES PC MM BBL

Fuente: YPFB - Gaspront

La GRAFICA No 21 B), dependiendo del uso que se le dé al petróleo/condensado, se estima que

existen reservas de petróleo/condensado probadas suficientes para satisfacer la demanda interna

durante 8 años bajo el supuesto de ampliación de capacidad de proceso de refinación de 48.500 a

144.500 BPD (estrategia del plan quinquenal 2009 – 2014 YPFB) y considerando sólo las reservas

probadas; si se considera las reservas probadas + probables se estima que las reservas abastecen 17

años verificándose en la GRAFICA No 22 y en condiciones actuales se duplicaría los años de

abastecimiento de petróleo y condensado.

GRAFICA Nº 22 PROYECCION DE EVOLUCION DEL CONSUMO DE RESERVAS DE PETROLEOY CONDENSADO

MM BBL

Fuente: YPFB - Gaspront

Por lo expuesto en el anterior párrafo, se deduce que, en la actualidad se tiene suficiente

petróleo/condensado para la capacidad instalada de refinación existente sin realizar nuevas

exploraciones. Sin embargo es necesario cuantificar las reservas de petróleo que existe en nuestro país

a partir de nuevas exploraciones y planificar su producción direccionando su uso y destino del mismo.

-400,00

-200,00

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026PROBADAS (P1) + PROBABLES (P2) 830,24 777,50 724,76 672,01 619,27 566,53 513,79 461,04 408,30 355,56 302,82 250,07 197,33 144,59 91,85 39,10 -13,64PROBADAS (P1) 421,29 368,55 315,81 263,06 210,32 157,58 104,84 52,09 -0,65 -53,39 -106,14 -158,88 -211,62 0,00 0,00 0,00 0,00

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45

4.1.5. Evolución de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en

Bolivia

A pesar de existir grandes reservas de gas natural y en menor volumen petróleo/condensado en

Bolivia, se presenta en la actualidad una disminución en la producción de los hidrocarburos, debido a

la depresión existente en las actividades de exploración y explotación, hecho que se evidencia en la

GRAFICA No 23, este problema incide de forma directa en la producción de DO.

GRAFICA Nº 23 EVOLUCION DE LAS INVERSIONES EN EXPLORACION Y EXPLOTACIONMM $US

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía – VME

Por otra parte, el hecho de que existió incremento de pozos para la explotación GRAFICA No 24, la

producción de gas y consecuentemente la producción de líquidos se encuentra condicionada a los

volúmenes de exportación por el tipo de contrato de venta (take or pay–deliver or pay), debido a las

constantes variaciones de entrega de volúmenes de gas a Brasil, disminuyendo la producción de

condensados a consecuencia de: 1) Incumplimiento de entrega de volúmenes por parte de YPFB; 2) La

estacionalidad de su demanda de este país; 3) Su planta de regasificación y a futuro la explotación de

sus nuevas reservas de gas,

GRAFICA Nº 24 EVOLUCION DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACION Y EXPLOTACIONNº DE POZOS

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía – VME

Por otra parte, las condiciones comerciales de entrega de volúmenes (take or pay–deliver or pay) a

Brasil GRAFICA No 25, impiden firmar contratos en firme y de mayor volumen con Argentina u otro

país, ya que se corre con el riesgo de incumplir contrato con los mismos, sumándose a este hecho la

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010EXPLORACION 130,38 374,56 372,2 256,79 168,99 113,47 108,58 86,66 45,84 71,57PRODUCCION 140,42 230,25 208,55 185,33 237,38 231,31 171,96 149,26 153,72 126,59 285,83TOTAL DE INVERSIÓN EN LA ACTIVIDAD

PRIMARIA 270,80 604,81 580,75 442,12 406,37 344,78 280,54 235,92 199,56 198,16 209,00 281,00 286,00 482,92

0100200300400500600700

1998 1999 2000 2006 2007 2008 * 2009 2010EXPLORACION 29 35 39 4 4 2 0 2EXPLOTACION 35 30 25 5 1 3 6 13

0

10

20

30

40

50

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46

limitada capacidad de transporte hacia la Argentina o en su defecto la inexistencia de transporte para

otros países.

GRAFICA Nº 25 EXPORTACION DE GAS A BRASIL GASODUCTO RIO GRANDE – MUTUN(MM PCD)

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos - YPFB

En el caso de producción del petróleo desde el punto de vista de las empresas productoras las

limitaciones para su producción radica, en la banda del precio establecido por el Estado entre 24,53 a

27,11 $us/BBL desde el año 2004, que en el transcurso del tiempo va siendo un precio muy por debajo

del precio internacional de acuerdo a la GRAFICA No 26, razón por la cual las empresas operadoras no

muestran interés en el desarrollo de los campos petrolíferos, a pesar de la existencia de los contratos

petroleros en los que estipulan que: En caso de desabastecimiento en el mercado interno de

Hidrocarburos o de necesidades adicionales del mismo, YPFB destinará una parte de la producción

comercial de Hidrocarburos al referido mercado, de conformidad con la Ley de Hidrocarburos. YPFB

y el Titular buscarán conjuntamente soluciones técnicas y comerciales para satisfacer esta demanda

adicional. En caso de que las necesidades adicionales requieran el Desarrollo de un Campo en el Área

del Contrato, YPFB y el Titular deberán acordar conjuntamente las condiciones técnicas y comerciales

que viabilicen el desarrollo del Campo. Esta comercialización de parte de YPFB se repartirá de forma

equitativa entre los distintos Campos en producción y nuevos proyectos de desarrollo en el país.

Por otra parte, los contratos petroleros de operación también estipulan que: A partir del Año en que se

prevea el inicio de la Producción Comercial Regular, el Titular incluirá en sus Programas de Trabajo

un pronóstico de producción por Pozo y por Campo. El caudal de producción propuesto por el Titular

estará sujeto a la aprobación de YPFB, que además tendrá la facultad de modificarlo en el marco de las

condiciones técnicas específicas del Campo. El Titular deberá llevar a cabo las Operaciones de

Explotación acorde con los volúmenes de producción aprobados, incluyendo cualquier modificación a

los mismos que YPFB hubiese dispuesto.

-

200

400

600

800

1,000

1,200

Juli

o

Se

p.

No

v.

En

ero

Ma

r.

Ma

yo

Juli

o

Se

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No

v.

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Juli

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En

e

Ma

r

Ma

y

Jul

Se

p

No

v

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

EXPORTACION A BRASIL POR MUTUN TAKE OR PAY DELIVER OR PAY

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47

"Operaciones de Explotación" significa todas las actividades llevadas a cabo bajo el presente

Contrato para la operación y mantenimiento de la producción de un Campo, incluyendo de forma

enunciativa y no limitativa, la perforación de Pozos de desarrollo y de producción, tendido de líneas

de recolección, construcción e instalación de plantas de almacenaje, de procesamiento y separación de

líquidos y licuables, de recuperación primaria, secundaria y mejorada y toda otra actividad en el suelo

y el subsuelo dedicada a la producción, separación, procesamiento, compresión y almacenaje de

Hidrocarburos.

De los dos párrafos anteriores se concluye que: El Estado a través de su brazo operador aún no asume

el derecho propietario y la responsabilidad de exigir el cumplimiento de lo estipulado en los contratos

de operación sobre la exploración y producción de los hidrocarburos, eludiendo la administración, el

control y fiscalización de los mismos, por falta de evaluación y posición sobre los Planes de Desarrollo

de los campos petroleros, existiendo cada vez menor producción de Petróleo por parte de las empresas

privadas.

GRAFICA Nº 26 PRECIO INTERNACIONAL DEL PETROLEO VS PRECIO DEL MERCADOINTERNO($US/BBL)

Fuente: Elaborado por el Centro de Estudios de las Finanzas Públicas de la H. Cámara de Diputados con base en datos de PEMEX y la EnergyInformation Administration (EIA) de los Estados Unidos. INE y Superintendencia de Hidrocarburos. MHE 2010 hasta septiembre

Por tanto, la omisión e incumplimiento de lo estipulado en los contratos se constituye en un daño

económico para el país, ya que asume el mismo un costo de oportunidad socioeconómico muy alto al

no evaluar de acuerdo a los contratos de operación si corresponde o no mantener la política de la banda

de precio del petróleo por debajo del precio internacional y exigir mayor producción a las empresas

petroleras.

4.1.5.1. Producción de Hidrocarburos en Bolivia

La producción de petróleo en Bolivia el año 2010 es de 4.700 BPD equivalentes al 17% de la

producción de gas natural de acuerdo a la GRAFICA No 27 y para el año 1998 la producción de

petróleo es de 3.407 BPD disminuyendo en el tiempo a un tasa promedio anual del 11%, siendo su

producción el año 2008 de 1.015 BPD.

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48

El año 2009 se incrementó la producción de petróleo en un 469%, incremento que se destinó a la

producción de gasolina especial TABLA No 10 ya que las ventas de DOI se incrementó en 66%

GRAFICO No 38 y 39). Estos resultados se deben a la disminución de la producción de líquidos

verificándose en la GRAFICA No 31 B).

GRAFICA Nº 27 EVOLUCION DE PRODUCCION DE GAS NATURAL Y PETROLEO YCONDENSADO

A) PRODUCCION DE GAS NATURAL - B) PETROLEO/CONDESADO Y GASOLINA NATURALBEP/PD (BPD)

Fuente: YPFB

De acuerdo a párrafos anteriores, la producción de derivados del petróleo (DO, gasolina, GLP, jet fuel

entre otros) no sólo depende de la producción de petróleo sino que también, tiene una gran

dependencia de la producción de líquidos asociados a la producción de gas natural, hecho que se

evidencia en la GRAFICA No 27 y en el análisis del tema de refinación.

4.1.6. Cadena de productiva de Diesel Oil en Bolivia

Habiendo realizado el análisis de la producción de líquidos de hidrocarburos en Bolivia, se analiza al

conjunto de agentes económicos que participan directamente en la producción, transformación y en el

traslado hasta el mercado de DON a partir de la refinación petróleo/condensado y gasolina blanca.

4.1.6.1.Refinación

La refinación es el proceso que se encarga de la transformación de los hidrocarburos líquidos en

productos derivados y su desarrollo en Bolivia se describe a continuación de acuerdo a antecedentes

históricos 42.

42 http://www.buenastareas.com/ensayos/Refinacion-De-Petroleo/2524171.html

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Produción de Gas Natural 87.377 87.975 81.994 93.178 117.22 145.92 167.51 207.34 240.65 240.65 249.63 251.24 219.78 249.45

Producción Petroleo /Condensado + Gasolina Natural 32.984 37.856 32.509 31.462 35.848 36.334 39.606 46.512 50.834 48.835 49.391 47.098 40.801 42.974

-20.00040.00060.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

PETROLEO 3.407 3.143 2.738 2.285 2.204 2.205 1.702 1.492 1.450 1.234 1.015 5.783 4.700

CONDENSADO 34.327 29.265 28.629 33.469 34.019 37.267 44.672 48.467 47.274 47.980 37.758 28.784 29.840

PETROLEO/CONDENSADOS Y GASOLINABLANCA 37.799 32.460 31.415 35.794 36.280 39.547 46.442 50.758 48.762 49.317 47.027 41.021 42.820

PRODUCCION DE PETROLEO, CONDENSADOS Y GASOLINA NATURALPRODUCION DE GAS NATURAL

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49

4.1.6.1.1. Capacidad de refinación

En la actualidad, la actividad de refinación en Bolivia por parte del Estado, se realiza a través de dos

refinerías ubicadas en Cochabamba (Gualberto Villarroel) y Santa Cruz Guillermo Elder Bell, las cuales

datan de los años 70, ambas pertenecientes a YPFB Refinación subsidiaria de YPFB. Por las características

del crudo nacional API 61, los productos que se obtienen del mismo tienen precios más elevados en el

mercado internacional debido a que son hidrocarburos más ligeros.

Por otra parte, en el país existen otras tres refinerías privadas (Oro Negro, Reficruz/Refineria Santa Cruz,

Parapety); entre todas las refinerías privadas y estatales alcanzan a una capacidad instalada de 54.400 BPD y

una capacidad de proceso de 48.500 BPD y su capacidad utilizada fue de 94% para la gestión 2007

obteniendo gasolina especial, DO, GLP, jet fuel, etc.

TABLA Nº 8 CAPACIDAD DE REFINACIÓN A NIVEL NACIONALREFINERÍAS DEL PAÍS CAPACIDAD INSTALADA Y DE PROCESO A NOVIEMBRE 2007

(MBPD)

(*) Está siendo probada para entrar en operación continua el 2008Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

De acuerdo a la GRAFICA No 28, se evidencia que las refinerías estatales tienen la mayor capacidad de

refinación entre 52% la refinería Gualberto Villarroel y 38% la Gillermo Elder Bell y el resto de la

capacidad de proceso se encuentran en las empresas privadas.

GRAFICA Nº 28 DISTRIBUCION DE CAPACIDAD DE REFINACION(%)

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos 2006-2007

CARGA DE CAPACIDADINSTALADA PROCESO CRUDO 2007 UTILIZADA

(BPD) (BPD) (BPD) %

Gualberto Villarroel Cochabamba 27.250 25.300 24.195 96%

Valle Hermoso 12.500 No Opera No Opera No OperaGuillermo Elder Bell Santa Cruz 16.500 16.300 16.300 100%

Palmasola (*) 5.000 1.800 729 41%Oro Negro Santa Cruz Campo La Peña 3.500 3.500 3.266 93%Reficruz Santa Cruz Campo La Peña 2.000 1.500 1.092 73%Parapety Santa Cruz Camiri - Cañada 150 100 42 42%

Carlos Montenegro Sucre Mesa Verde 3.000 FUERA DEFUNCIONAMIENTO

FUERA DEFUNCIONAMIENTO

FUERA DEFUNCIONAMIENTO

Total 54.400 48.500 45.624 94%

REFINERIACAPACIDAD

UBICACION

52%38%

7% 3% 0%

Gualberto Villarroel Guillermo Elder BellOro Negro ReficruzParapety

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La TABLA No 9, evidencia la existencia de 6 refinerías en Bolivia, dejando de funcionar por problemas

técnicos y políticos la refinería Carlos Montenegro (Sucre) el año 2003, quedando 5 refinerías (ver

ubicaciones de refinerías ANEXO No 1).

TABLA Nº 9 VOLUMEN DE CRUDO PROCESADO REFINERÍAS CRUDO PROCESADO(BPD)

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos 2006-2007 – 2008 – YPFB 2009 y 2010

La TABLA Nº 9, evidencia que existió un incremento constante en el tiempo referente a la carga de crudo a

una tasa de crecimiento promedio anual del 6% entre 2000 y 2008 decreciendo drásticamente en un 13% el

año 2009 con respecto al año 2008, teniendo una leve recuperación del 3% el 2010 llegando a procesar

42.608 BPD.con un rendimiento del 75% TABLA No 10.

TABLA Nº 10 CARGA DE CRUDO A REFINERÍAS Y CARBURANTES OBTENIDOS(BPD)

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos 2006-2007 - 2008 – YPFB 2009* y 2010

Al mismo tiempo, se evidencia en la TABLA No 11, que el rendimiento de corte de DO del total de la

carga de crudo entre los años 2000 y 2010 oscila desde un 24,7% hasta 31,1%. y que el rendimiento

promedio de las refinerías bolivianas es de 71% siendo un 29% residuos que son rentables para

exportar RECON más que la producción de Diesel.

De acuerdo a la GRAFICA No 29, la producción de DO fue creciente en el tiempo a una tasa promedio

anual de 8% entre el año 2001 al 2008, decrece el 2009 en un 21% y el 2010 disminuye en un 0.4%

con respecto a 2009.

REFINERIAS 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010%

CARGA2009

%CARGA

2010 Gualberto Villarroel 16.278 17.064 18.535 18.323 21.979 24.456 23.738 24.195 25.240 25.338 24.477 62% 57% Guillermo Elder Bell 13.864 13.420 14.153 14.779 16.004 15.519 16.302 17.029 18.319 13.540 15.323 33% 36%

Carlos Montenegro 439 65 340 0 0 0 0 0 - - 0

Reficruz /Santa Cruz 0 231 528 686 705 736 981 1.092 931 14 0 0,03% Oro Negro 0 0 804 1.387 1.443 1.117 2.339 3.266 3.075 2.267 2.780 6% 7% Parapety 0 0 0 0 0 0 8 42 47 27 27 0,06% 0,1% Total 30.580 30.779 34.359 35.175 40.131 41.828 43.368 45.624 47.612 41.186 42.607 100% 100%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

30.580 30.779 34.359 35.175 40.131 41.828 43.368 45.624 47.612 41.186 42.608 Kerosén 634 420 399 455 410 414 437 360 335 341 349 Gas Licuado de Petróleo 1.601 1.610 1.723 1.905 2.167 2.367 2.397 2.959 2.692 2.614 2.590 Jet Fuel 2.591 2.373 2.580 2.623 2.628 3.065 2.990 2.718 2.835 2.863 3.008 Diesel Oil 7.564 8.212 9.099 9.901 12.488 12.368 12.819 13.393 14.046 11.103 11.060 Gasolina Especial 10.468 9.496 9.530 9.532 10.689 10.428 11.349 12.124 14.607 14.645 14.993 Gasolina Premium 97 66 58 50 44 54 53 59 66 52 62 Gasolina de Aviación 70 76 44 54 61 70 77 87 98 38 0 Fuel Oil 23 12 16 0 0 0 0 0 0 0 Agro Fuel 0 0 0 0 3 18 18 0 0 0 Total 23.048 22.265 23.450 24.520 28.490 28.783 30.140 31.700 34.679 31.198 32.062

75% 72% 68% 70% 71% 69% 69% 69% 73% 76% 75%25% 27% 26% 28% 31% 30% 30% 29% 30% 27% 26%

Rendimiento de RefineriasRendimieno de la producción

PRODUCTO

Carga de Crudo

Car

bura

ntes

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GRAFICA Nº 29 PRODUCCION NACIONAL DE DIESEL OIL(BPD)

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos –YPFB

En suma, la producción de DO disminuye por los niveles bajos de producción de petróleo a falta de

inversión. A este hecho se suma la calidad de petróleo boliviano del cual no se puede obtener mayor

rendimiento de DO por sus características químicas API 61 y las características de la planta de

refinación, el problema se ahonda aún más por:

La disminución de la producción de líquidos asociados a la producción de gas natural ya que

existe un grado de dependencia en la producción de productos refinados en relación a la

producción de líquidos asociados a la producción de gas natural, significa que al existir una

disminución en la producción de gas natural existe una disminución en la producción de

combustibles. Por otra parte:

De existir una mayor producción de petróleo y condensados las refinerías se encuentran casi al

límite de su capacidad instalada de refinación la misma es menor al volumen de consumo. Por

otro lado, el transporte por ducto en los mayores centros de consumo (La Paz, Cochabamba y

Santa Cruz), también se encuentra al límite de su capacidad.

GRAFICA Nº 30 PRODUCCION NACIONAL DE DIESEL OIL POR REFINERIABPD

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos, 2009 y 2010 (YPFB)

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Producción Diesel Oil BPD 7.564 8.212 9.099 9.901 12.488 12.368 12.819 13.393 14.046 11.103 11.060

02.0004.0006.0008.000

10.00012.00014.00016.000

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Ref. Parapeti - - - - - - 4 22 15 21 21Ref. Oro Negro - - 493 827 737 459 878 1.230 1.268 846 1.026Ref. Santa Cruz - 88 184 209 211 211 259 291 233 3 -Ref. Carlos Montenegro 186 23 162 - - - - - - - -Ref. Guillermo Elder Bell 3.402 3.531 3.459 3.809 4.612 4.104 4.291 4.598 4.925 3.128 3.614Ref. Gualberto Villarroel 3.976 4.453 4.678 4.921 6.757 7.424 7.215 7.238 7.606 7.105 6.398

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La evolución de producción de DO por refinería se detalle en la GRAFICA No 30, evidenciándose que

las dos refinerías estales producen mayores volúmenes que las tres refinerías privadas.

La proporción de producción de DO por refinería se verifica en la GRAFICA No 31

GRAFICA Nº 31 PRODUCCION NACIONAL DE DIESEL OIL POR REFINERIA %(% 2009) (% 2010)

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

4.1.6.2.Transporte y Almacenamiento

Para proceder al transporte, almacenamiento y venta de petróleo bruto, como de los derivados tanto

para el mercado interno como para exportación transportados desde los centros de producción,

refinerías y centros de abastecimientos hacia los centros de consumo, así como para llevar a cabo la

distribución de los productos elaborados a los diversos consumidores, se utilizan los llamados

oleoductos, poliductos, gasoductos, transporte naviero buques y barcazas que se utilizan tanto para el

transporte de petróleo bruto y/o gas natural desde el campo petrolífero/gasífero hasta la refinerías o

puerto de embarque o desembarque y para la distribución al consumidor se utiliza el transporte

terrestre cisternas, ferrocarril y naviero con diferentes centros de almacenaje.

4.1.6.2.1. Capacidad de Almacenamiento

Bolivia posee capacidad de almacenamiento, incluyendo infraestructura portuaria en Puerto Suarez,

para la recepción de DO proveniente de Argentina transportado en barcazas la cual está dotada de

Almacenamiento para DO en volumen de 62.901 BBL (Free Port Terminal Cia. Limitada).

La infraestructura de almacenaje en las plantas de refinación es de 243.722 BBL, siendo que las

refinerías estatales Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell tienen la mayor capacidad de

almacenaje de 134.734 BBL y 98.107 BBL respectivamente y el resto se encuentra distribuida entre las

otras tres refinerías privadas TABLA No 11.

64%

28%

0% 0% 8% 0%

PRODUCCION DE DIESEL OIL POR REFINERIA

Ref. Gualberto Villarroel Ref. Guillermo Elder BellRef. Carlos Montenegro Ref. Santa Cruz

58%33%

0%0%

9%0%

PRODUCCION DE DIESEL OIL POR REFINERIA

Ref. Gualberto Villarroel Ref. Guillermo Elder BellRef. Carlos Montenegro Ref. Santa Cruz

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TABLA Nº 11 CAPACIDAD PLANTAS DE ALMACENAJE DE DIESEL OIL REFINERIASESTATALES Y PRIVADAS

(BBL)

Fuente: SH 2008: Producción máxima 2008

La infraestructura de almacenaje que corresponde a la estatal petrolera a nivel nacional es de 418.380

BBL, siendo que los mayores consumidores de DO son; los distritos comerciales Occidente, Centro y

Oriente, con una capacidad neta de almacenaje de 71.713 BBL, 165.857 BBL y 91.383 BBL

respetivamente TABLA No 12.

TABLA Nº 12 CAPACIDAD NETA DE ALMACENAJE EN TANQUES– CLHBBBL

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

REFINERIAS DOBBL

PRODUCCIONBPD

STOCK DESEGURIDAD

DIASGualberto Villarroel 134.734 7.606 18Guillermo Elder Bell 98.107 4.925 20Oro negro 7.359 1.268 6Reficruz 956 233 4Parapetí 2.566 15 177Capacidad Total 243.722 14.046 17

PLANTASDE ALMACENAJE

VOLUMENBBL

San Pedro (Oruro) 20.078 Senkata 51.635 DISTRITO COMERCIAL OCCIDENTE 71.713 Gualberto Villarroel (Valle Hermoso) 100.289

Puerto Villarroel 22.575 Trinidad 13.933 Riberalta 9.485 Cobija 3.592

Guayaramerin 15.983 DISTRITO COMERCIAL CENTRO 165.857 San José de Chiquitos 7.938 Camiri 23.814 Puerto Suarez 2.516 Guillermo Elder (Palmasola) 57.114 DISTRITO COMERCIAL ORIENTE 91.383 Potosí 18.908 Tupiza 2.742 Uyuni 2.912 Qhora Qhora 23.173 Monteagudo 1.554 DISTRITO COMERCIAL SUD 49.289 Tarija 11.108 Villamontes 22.116 Bermejo 3.233 Yacuiba 541 Villazon 3.139 DISTRITO COMERCIAL TARIJA 40.137TOTAL 418.380

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TABLA Nº 13 CAPACIDAD PLANTAS DE ALMACENAJE DE DIESEL OIL ESTATALES YPRIVADAS

BBL

Fuente: SH 2008* Incluye importación de Diesel Oil de Venezuela ** Plantas cerradas Fuente: SH 2008

La totalidad de volumen de almacenamiento de Bolivia entre plantas estatales y privadas es de 687.200

BBL TABLA No 13.

TABLA Nº 14 SEGURIDAD ENERGÉTICA

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía EBH

Por otra parte, ninguno de los tres distritos de mayor consumo de Diesel cuenta con una independencia

de dos semanas TABLA No 14, siendo este hecho un riesgo frente a hechos fortuitos, imposibilidad

sobre venida u otro tipo de problemas que afecten al abastecimiento normal de DO.

PLANTAS DE ALMACENAJE VOLUMENBBL

San Pedro (Oruro) 20.078 Senkata 51.635PETROBOL** 10.001DACSA** 16.002PLEA 13.209Entre Ríos 1.396Puerto Linares** 15.870 DISTRITO COMERCIAL OCCIDENTE 128.192 Gualberto Villarroel (Valle Hermoso) 100.289 Puerto Villarroel 22.575Villa Tunari** 2.824 Trinidad 13.933 Riberalta 9.485 Cobija 3.592 Guayaramerin 15.983 DISTRITO COMERCIAL CENTRO 168.682 Guillermo Elder (Palmasola) 57.114 San José de Chiquitos 7.938 Camiri 23.814 Puerto Suarez 2.516 Discar SRL 44.031 Freeport Terminal Co. Limited 62.901GRAVETAL BOLIVIA SA 62.901 Autuma Sinper SRL 1.698 Alcasa 12.580 DISTRITO COMERCIAL ORIENTE 275.494 Potosí 18.908 Tupiza 2.742 Uyuni 2.912 Qhora Qhora 23.173 Monteagudo 1.554Tarabuquillo** 245 DISTRITO COMERCIAL SUD 49.535 Tarija 11.108 Villamontes 22.116 ICB SRL 12.580 Copenac Ltda. 12.580 Bermejo 3.233 Yacuiba 541 Villazon 3.139 DISTRITO COMERCIAL TARIJA 65.298TOTAL 687.200

CIUDAD SEGURIDAD2008 (DIAS)

SEGURIDAD 2017 (DIAS)

La Paz 13 7 Santa Cruz 12 6

Cochabamba 21 11 Oruro 12 6 Potosí 6 3 Sucre 13 7 Tarija 8 4

Trinidad 48 26 Cobija 28 15

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El consumo de combustibles seguirá siendo creciente en el tiempo y la tasa de crecimiento dependerá

de las políticas a implementarse al no aplicarse políticas que incentiven a la reducción del consumo de

DO se requiere, tanques o equipos estacionarios ya que el almacenaje constituye un elemento de sumo

valor en la comercialización de los hidrocarburos el mismo actúa como un amortiguador entre la

producción/importación de DO y el transporte para absorber las variaciones de consumo de los

mercados debido a las épocas estacionarias de consumo de DO u otras circunstancia que incidan en el

desabastecimiento del combustible.

Por lo expuesto, es necesario contar con un stock de combustible de por lo menos un mes para

modular los ajustes de la demanda. Sin embargo en la actualidad la capacidad de almacenaje en

nuestro país es de 6 a 11 días dependiendo de las épocas estacionarias de consumo y como parte de

solución al problema de almacenamiento de diesel el año 2009 empieza operar la planta de

almacenamiento de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Transporte, que se encuentra

en Arica, Chile, en toda su capacidad, con el objetivo de garantizar el suministro permanente de DO,

especialmente para la agroindustria del oriente del país. 43

“Esta mega planta tiene la capacidad de almacenar 55 millones de litros de DO (345.955 BBL),

provenientes de (PDVSA) importando dos veces al mes en un cupo aproximado de 17 millones de

litros (106.932 BBL), los que serán almacenados en la planta de Arica y después transportados para su

distribución a las regiones que lo requieran. Este depósito de almacenamiento permite cubrir 30 días

para toda Bolivia y dos meses para las necesidades del agro cruceño”.44

Si bien, la planta de Arica permitiría 30 días de abastecimiento de DO para el país la pregunta es: ¿a

qué costo de importación de DO se abastecerá al sector agroindustrial del departamento de Santa Cruz

y otros departamentos?. Esta interrogante advierte que no se debe dejar de lado que las plantas de

almacenamiento tienen y deben ser estratégicas a las regiones de mayor consumo.

Por otra parte, la estrategia de YPFB no es muy convincente por los datos emitidos, ya que el sector

agroindustrial según declaraciones de prensa asevera que el sector agropecuario en el departamento de

Santa Cruz consume 210.MM Lt. año de DO (1.320.921 BBL/año). Por tanto, para abastecer el sector

agroindustrial se requiere aproximadamente 17 cisternas por día. La oferta de este transporte carretero

es limitada a nivel cono sur. Por otro lado, a pesar de que la Gerencia Comercial de YPFB afirma que

43 http://www.cedla.org/obie/content/4185 Declaraciones de prensa Gerente de Comercialización YPFB 28/08/200944 http://www.cedla.org/obie/content/4185 Declaraciones de prensa Gerente de Comercialización YPFB 28/08/2009

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56

el producto llegará a Santa Cruz en dos días en cisternas bajo el supuesto de 17 cisternas día, se

transportará aproximadamente 523 m3/mes (3.290 BBL/mes) y frente al transporte por barcaza en un

volumen de 1.500 a 3.000 m3/mes (943 a 1.887 BBL/mes).

4.1.6.2.2. Transporte de Combustibles

El transporte de combustible se desarrolla en función a la oferta y al abastecimiento de la demanda del

mercado interno y los mercados externos, constituyéndose dicha actividad en una parte fundamental de

la cadena de comercialización de los hidrocarburos. Por tanto, para proyectos de ampliación del

sistema de transporte, se requiere consolidar la oferta de hidrocarburos a largo plazo y mercados a

nivel interno y/o de exportación, sincronizando el tiempo de la programación de ejecución de obras o

proyectos en el caso del transporte por ductos, ya que en la actualidad la infraestructura de transporte

en ductos, se encuentra al límite de su capacidad.

El sistema de transporte de grandes volúmenes de petróleo y combustible en nuestro país se presenta

mediante los oleoductos y poliductos:

Oleoductos

Oleoducto es un sistema de ductos que transporta petróleo crudo, condensado, gasolina, crudo

reconstituido y gas licuado de petróleo. La importancia de realizar un análisis somero sobre el

transporte de oleoductos es que tanto la producción del crudo como la producción del condensado son

determinantes para la producción nacional de DO, razón por la cual la TABLA No 15 señala la

capacidad del sistema de oleoductos en nuestro país, evidenciando que la capacidad utilizada se encuentra

al límite de su capacidad instalada ya que la capacidad total utilizada a mayo 2008 es del 71%, siendo

la capacidad disponible de un 29%.(ver ANEXO No 2 Red de oleoductos Bolivia).

TABLA Nº 15 CAPACIDAD DE OLEODUCTOSMAY-08

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos en base a información de la Superintendencia de Hidrocarburos

OLEODUCTOS CAPACIDAD PROGRAMADO UTILIZADO CAPACIDAD DISPONIBLE

TRAMO BPD BPD BPD UTIL. % % Camiri - Yacuiba OCY (TPC-ETG)* 26.500 28.523 27.716 105% -5% Camiri - Villamontes OCY (ETG-ECH) 29.150 30.534 32.607 112% -12% Cerrillos - Chorety OCCH 3.000 360 0 0% 100% Chorety - Santa Cruz OCSZ-2 * 28.600 30.373 31.692 111% -11% Rio Grande - Santa Cruz ORSZ 4.500 1.035 1.034 23% 77% Santa Cruz - Cochabamba OSSA - 1 33.500 34.183 32.904 98% 2% Cochabamba - Arica OSSA - 2 18.000 10.096 10.484 58% 42% Surubí - Carrasco OSCR 15.000 6.527 6.286 42% 58% Carrasco - Caranda ONSZ - 2 21.000 9.779 9.802 47% 53% Yapacaní - Sirari - Vibora ONSZ - 1A 5.000 - - - - Humberto Suárez- Caranda ONSZ - 1C 8.100 2.693 2.663 33% 67% Caranda - Santa Cruz OCSC 30.000 12.959 13.802 46% 54% Carrasco - Cochabamba OCC 16.200 1.650 1.220 8% 92%Total 238.550 168.712 170.210 71% 71%

SIGLA

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Poliductos

Los poliductos son sistemas de transporte por ductos que transportan hidrocarburos líquidos y al igual

que los sistemas de oleoductos tiene importancia realizar un análisis en la presente investigación

debido al transporte de DO por el sistema de poliductos.

TABLA Nº 16 CAPACIDAD POLIDUCTOSPROMEDIO 2007

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos en base a información de la Superintendencia de Hidrocarburos

De acuerdo a los datos analizados, la mayor demanda de DO se presenta en el Departamento de Santa

Cruz y La Paz y TABLA No 16 evidencia que los ductos a estos mercados se encuentran al límite de su

capacidad de transporte, en el caso de poliducto Cochabamba – La Paz la capacidad utilizada es de

97%, existiendo una capacidad disponible de 3%. En el caso de poliducto Santa Cruz – Camiri la

capacidad utilizada es del 70% y existiendo una capacidad disponible del 30% (ver ANEXO No 3 Red

de poliductos Bolivia). El análisis realizado, evidencia que la situación de transporte de hidrocarburos

NominalBPD % BPD BPD % BPD %

Gasolina Especial 5.078 43% GLP 4.049 35% Diesel Oíl 1.791 15% Jet Fuel 489 4% Kerosene 282 2% Fuel Oíl 0 0% Gasolina Premium 0 0% TOTAL 11.689 100% 12.000 11.689 97% 311 3%

Diesel Oíl 449 48% Gasolina Especial 460 50% Kerosene 20 2% Jet Fuel 0 0% GLP 0 0% TOTAL 929 100% 2.000 929 46% 1.071 54%

Kerosene 143 5% Petróleo Crudo 0 0% GLP 997 37% Platformado 0 0% Diesel Oíl 751 28% Gasolina Liviana 0 0% Gasolina Especial 772 29% TOTAL 2.663 100% 8.000 2.663 33% 5.337 67%

Diesel Oíl 216 20% Gasolina Eespecial 424 39% GLP 376 34% Kerosene 74 7% TOTAL 1.090 100% 3.000 1.090 36% 1.910 64%

Gasolina Eespecial 331 27% GLP 551 45% Diesel Oíl 331 27% Kerosene 17 1% TOTAL 1.230 99% 1.500 1.230 82% 270 18%

Petróleo Crudo 0 0% Gasolina Liviana 0 0% Kerosene 168 6% Diesel Oíl 1.299 47% Gasolina Especial 1.325 47% TOTAL 2.792 100% 4.000 2.792 70% 1.208 30%

Jet Fuel 1.360 100% TOTAL 1.360 100% 2.500 1.360 54% 1.140 46%

Jet Fuel 283 100% TOTAL 283 100% 2.000 283 14% 1.717 86%TOTAL DE TOTALES 22.036 35.000 22.036 63% 12.964 37%

DUCTO PRODUCTOS VOLUMEN

CAPACIDAD Utilizada Disponible

POLIDUCTO COCHABAMBA - LA PAZ

OCOLP

POLIDUCTO COCHABAMBA - PTO. VILLARROEL

PCPV

POLIDUCTO CAMIRI - SUCRE

PCS

POLIDUCTO SUCRE - POTOSI (CLHB)

PSP

POLIDUCTO VILLAMONTES - TARIJA (CLHB)

PVT

PVAC

POLIDUCTO SANTA CRUZ - CAMIRI

OCSZ-1

POLIDUCTO - PALMASOLA - VIRU VIRU

PPVV

POLIDUCTO - VALLE HERMOSO - AEROPUERTO COCHABAMBA

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58

líquidos por poliductos es crítica y más aún en los departamentos de mayor consumo (mercados de La

Paz y Santa Cruz).

De acuerdo a la GRAFICA No 32, se evidencia que la capacidad de transporte en general se encuentra

casi al tope de su capacidad, en el caso de gasoductos la capacidad disponible es del 20%, para el

transporte de oleoductos la capacidad disponible es del 28% y la de poliductos es del 37%.

GRAFICA Nº 32 CAPACIDAD MÁXIMA TOTAL DUCTOS – BOLIVIAMAY 2008(%)

Fuente: Elaboración en base a información de la ANH.

A este hecho se suma el mantenimiento y vida útil de los sistemas de transporte por ductos que

aproximadamente es de 40 años en nuestro país dependiendo de las características socio-geográficas,

geológicas, topográficas y climatológicas del área donde se encuentra, además del tipo de material,

protección y grado de mantenimiento que tengan estos para prevenir el desgaste interno y externo

principalmente provocado por fricción y corrosión. Los ductos más antiguos en Bolivia datan al año

1972, lo que significa que el 2012 cumplen los años de vida útil.45 (ver ANEXO No 4 Red de

poliductos).

4.1.6.2.3. Transporte para Diesel Oil Nacional y otros derivados de petróleo

Según información de YPFB Refinación S.A. para el transporte de la producción nacional de refinados

se hace uso de diferentes medios de transporte como se evidencia en la siguiente GRAFICA No 33.

45 Ministerio de Energía e Hidrocarburos

POLIDUCTOS

OLEODUCTOS

GASODUCTOS

63%

72%

80%

37%

28%

20%

Capacidad Utilizada Capacidad disponible

BIBLIO

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59

GRAFICA Nº 33 PARTICIPACION DE MEDIOS DE TRANSPORTES UTILIZADOS EN BOLIVIAPARA EL ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLE

Fuente: Situación Actual y Propuestas YPFB Refinación S.A. GEPLAN – GECOM – GELOG – GAF

Ductos

De acuerdo a datos de YPFB Refinación S.A. en el año 2007 para el transporte de productos refinados

se utilizó el 52,7% por medio de ductos de CLHB y 8,2% por ductos correspondientes a YPFB en

relación al total de los tipos de transportes utilizados GRAFICA No 33.

Cisternas


se utilizó el 27,6% por medio de cisternas en relación al total de los tipos de transportes utilizados (ver

GRAFICA No 33). Este transporte es el más caro en relación a los otros tipos de transporte además de

transportar en menor volumen.

Ferrocarril

El transporte de DO por ferrocarril, se utiliza generalmente para abastecer el mercado de Santa Cruz.

A pesar de ser un transporte más barato que el transporte de las cisternas no se amplió este transporte

para tramos que pueden ser habilitados como Villamontes - Santa Cruz y de acuerdo a datos de YPFB

Refinación S.A. El año 2007 para el transporte de productos refinados se utilizó el 3,8% por medio de

ferrocarril en relación al total de los tipos de transportes utilizados (ver GRAFICA No 33).

Transporte Fluvial


se utilizó el 7,7% por medio del transporte fluvial en relación al total de los tipos de transportes

utilizados (ver GRAFICA No 33). Este transporte es el más barato que el transporte de cisternas.

53%27%

8%8%

4%

PRODUCTO TRANSPORTADO POR MODAL%

Ducto CLHB Terrestre Fluvial Ducto YPFBR Ferrocarril

BIBLIO

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60

4.1.6.2.4. Transporte para Importación de Diesel Oil

Debido a que Bolivia es un país mediterráneo el transporte de DO encarece los costos de importación

de dicho combustible ya que estos transportes por ser escasos son monopólicos o cartelizados. Estos

transportes son los siguientes:

Buque

Los mayores volúmenes de importación de diesel oil se realiza de Venezuela mediante el Acuerdo

Energético de Caracas en 200.000 BBL mes, los mismos desembarcan en el Puerto de Ilo - Perú (30%)

y a partir del año 2009 en el Puerto de Arica - Chile (30%), para luego ser transportado por medio de

cisternas al Departamento de La Paz, Oruro y Santa Cruz.

El DO transportado en buques petroleros de 80.167 BBL que desembarcan en 10 días en Ilo Perú,

almacenando el producto en la Planta de Consorcio Terminales para su posterior internación a Bolivia

por Desaguadero en cisternas hasta La Paz y Oruro en 3 días si no se presenta ningún percance.

Barcazas

Este medio de transporte se utiliza, para el transporte del 30% de DOI desde el puerto de Zarate y/o

San Nicolás y/o km 171 Argentina mediante la Hidrovía - Paraná hasta Santa Cruz Puerto Suarez.

Siendo el tiempo de transporte un mes de no presentarse contratiempos. Si bien este transporte es más

barato que el de cisternas y transporta mayor volumen 1.500 m3 a 3.000 m3 equivalentes a 943 y

1.887 BBL/mes, en el año 2007 se elevó su precio casi el 100% del precio en relación al año 2006

debido a la licitación de transporte convocada por YPFB y el monopolio de la Empresa Horamar S. A..

Por otra parte, el transporte de barcaza presenta el problema del calado en épocas secas, supliendo este

transporte con el transporte de cisternas. De Asunción a Paraná/Santa Fe es navegable ya que la mayor

parte del año tiene aproximadamente 3,04 metros, la dificultad de este tramo para volverlo más

navegable radica en que necesita un calado entre 3,65 y a 4,57 metros (los meses de navegabilidad

generalmente se presente en los meses de abril a septiembre TABLA No 17), por lo que además de

limpiarlo frecuentemente hay que incluir señalización.”46 Por lo tanto se debe considerar la intensidad

de las lluvias para el transporte de DO por esta vía.

46 Según estudios realizados por el Ing. Geógrafo, Magíster manejo y Administración de Recursos Hídricos CN. DIM. Jesús R. Skobelj Tejada.

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61

TABLA Nº 17 NIVEL DEL CALADO DEL RÍO PARAGUAY - PUERTO LADARIOM

Fuente: Distrito Comercial Oriente Unidad de Importación YPFB

Cisternas

El transporte de DOI por cisternas se utiliza desde Ilo (Perú) hasta La Paz – Oruro – Pando (producto

de PDVSA), Arica (Chile) hasta La Paz – Oruro – Pando (producto de Shell y Copec); desde Argentina

Zarate y San Nicolás hasta Bermejo – Yacuiba – Santa Cruz y por último desde Paulinia (Brasil) hasta

Santa Cruz (producto de PETROBRAS). Por este medio se transporta en menores volúmenes y es el

más caro, además de ser el más vulnerable a hechos fortuitos, fuerza mayor o imposibilidad sobre

venida. Este transporte es cartelizado lo cual encarece el precio por ser un transporte escaso en toda la

región. Generalmente las cisternas tienen la capacidad de transportar 207 BBL en el caso de

internación a Bolivia por Tambo Quemado hasta La Paz y Oruro se transporta 9 días, de Argentina

hasta Bermejo y Yacuiba en 3 días si no se presentan percances en la trayectoria y de Argentina hasta

Santa Cruz lo hacen en aproximadamente una semana de no existir contratiempos.

Ferrocarril

El medio de transporte de ferrocarril, se utiliza para el tramo Puerto Suarez - Santa Cruz, San José de

Chiquitos y como anteriormente se mencionó este medio de transporte no se desarrolló ya que la

iniciativa y toma de decisiones en el sector de hidrocarburos sobre este tema debería enfocarse en la

MES 2005 2006 2007 20081-Ene 1,90 1,45 2,45 1,9810-Ene 1,88 1,54 2,54 2,0920-Ene 2,00 1,81 2,63 2,1801-feb 2,39 1,93 2,84 2,7010-feb 2,68 2,11 3,02 2,8020-feb 2,70 2,40 3,22 2,8401-mar 2,70 2,46 3,39 3,1210-mar 2,95 2,55 3,60 3,3320-mar 2,94 2,65 3,86 3,501-Abr 2,98 2,86 4,28 3,7210-Abr 2,99 3,07 4,58 3,9420-Abr 2,98 3,48 4,86 4,3401-may 3,00 3,95 5,01 4,6910-may 3,05 4,02 5,07 4,8820-may 3,14 4,70 5,10 5,0401-jun 3,18 5,19 5,03 5,1210-jun 3,24 5,29 4,95 5,1520-jun 3,28 5,29 4,81 5,1301-jul 3,27 5,32 4,65 5,1010-jul 3,26 5,34 4,48 5,0020-jul 3,14 5,17 4,32 4,811-Ago 2,88 5,00 4,09 4,6510-Ago 2,66 4,80 3,89 4,5020-Ago 2,37 4,50 3,60 4,2801-sep 2,00 4,24 3,17 4,0110-sep 1,70 4,04 2,76 3,8020-sep 1,42 3,80 2,27 3,4101-oct 1,15 3,48 1,74 2,9310-oct 1,21 3,28 1,48 2,5020-oct 1,04 3,14 1,22 2,0601-nov 0,92 2,83 0,96 1,5510-nov 0,94 2,66 0,91 1,5220-nov 1,06 2,39 1,02 1,481-Dic 1,10 2,20 1,45 1,1610-Dic 1,19 2,38 1,70 1,0320-Dic 1,31 2,54 2,04 1,09

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62

habilitación de los tramos Argentina – Bolivia (Villamontes), Villamontes – Santa Cruz para el del

oriente del país y Chile (Arica) – Bolivia (La Paz, Oruro) para el occidente del país.

De acuerdo al análisis realizado sobre el transporte puede entenderse que existe insuficiente

infraestructura de transporte ya que en la actualidad se encuentra operando casi al límite de su

capacidad, lo cual tiene relación directa con el abastecimiento del mercado.

Por otra parte, en el caso de transporte de ductos, la tarifa estampilla que ocasiona los subsidios

cruzados, restringe la ampliación del SNT al afectar la rentabilidad de proyectos de gran longitud y

dificulta el acceso al financiamiento47, sin que a la fecha exista iniciativas del gobierno para

solucionar este tema y en el caso del precio de transporte por importación de diesel también incide en

el costo que asume el país mediante la subvención al DO, ya que al ser Bolivia un país mediterráneo

encarece los costos de importación, debido al tipo de empresas cartelizado o monopolizado.

4.1.6.3. Distribución

La distribución eficiente de DO requiere de una política integral. Sin embargo en la actualidad

presenta los siguientes problemas.

4.1.6.3.1. Infraestructura de Distribución mediante el sistema de poliductos

La problemática que se enfrenta en este tipo de distribución es el crecimiento sostenido de la demanda

y el caudal de trasiego cada vez es insuficiente además que estos ductos datan del año 1949 y no hubo

un mantenimiento a esta infraestructura debido a la tarifa estampilla. El no realizar nuevos tendidos de

ductos acordes a las necesidades que requiere el mercado interno de diesel y otros líquidos conlleva a

mayores costos de operación, tránsito de más cisternas e inseguridad en el abastecimiento.

4.1.6.3.2. Infraestructura de Distribución Almacenaje

El hecho de que la capacidad utilizada de almacenaje en los mercados más importantes como La Paz,

Santa Cruz y Cochabamba se encuentren al límite de su capacidad instalada y el no tener

almacenamiento de stock de DO para un tiempo prudente que pueda cubrir las contingencias del

transporte, conlleva a enfrentar problemas operativos entre la importación, exportación de

hidrocarburos líquidos y no teniendo tanques se corre el riesgo de que colapse el sistema de

almacenaje.

47 Ministerio de Energía e Hidrocarburos.

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63

De no existir políticas que incentiven la reducción de consumo de DO y otros combustibles y al no

invertir en infraestructura de almacenamiento significaría, pérdida de eficiencia en las actividades de

exportación, importación, refinación y distribución de producto con el riesgo de desabastecimiento

nacional.

4.1.6.3.3. Infraestructura de Distribución Distritos y Zonas Comerciales Terminales de

ventas

Los Distritos y Zonas Comerciales enfrentan el crecimiento sostenido de la demanda enfrentando los

problemas en el caudal insuficiente de los cargaderos, medidores de flujo obsoletos y bombas en

condiciones deplorables. El rezago tecnológico provoca pérdidas de productos ya sea por la

inexistencia, obsolescencia de tecnología o la falta de mantenimiento de la infraestructura de

almacenaje.

4.1.6.3.4. Infraestructura de Distribución Estaciones de Servicio

De acuerdo a la TABLA No 18 la mayor parte de los surtidores se encuentran en los departamentos de

Santa Cruz (143 EE SS), La Paz (116 EE SS) y Cochabamba (77 EE SS), corroborando que el mayor

consumo de diesel se da en estos departamentos del país. Los siguientes departamentos cuentan con

surtidores en número menor que los tres departamentos de mayor consumo, Pando (7 EE SS), Beni (26

EE SS), Oruro (27 EE SS), Potosí (24 EE SS), Chuquisaca (17 EE SS) y Tarija (17 EE SS), existiendo

un total de 454 EESS a lo largo del país.

TABLA Nº 18 NUMERO DE ESTACIONES DE SERVICIO POR DEPARTAMENTOS

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos agosto 2010

4.1.6.4. Comercialización

La comercialización de DO hasta antes del 1ro de julio del año 2006 realizaba YPFB y empresas

privadas (Petrobras Refinación Bolivia S.A., Copenac, Autuma, Sniper, EBD y Painter S.R.L. entre

otras). YPFB era responsable de abastecer de este carburante a las poblaciones lejanas como las de

DEPARTAMENTO No EESSPando 7Beni 26La Paz 116Santa Cruz 143Cochabamba 77Oruro 27Potosí 24Chuquisaca 17Tarija 17Total 454

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64

Pando y Beni entre otras por representar costos mayores para las empresas privadas. A partir del 1ro de

julio del año 2006 y en cumplimiento a las disposiciones del Decreto de Nacionalización del 1ro de

mayo del mismo año YPFB es responsable de llevar a cabo el mayoreo de los combustibles y se hace

responsable también de la importación de los carburantes para satisfacer la demanda interna de

Bolivia.

4.1.6.4.1. Fuentes de aprovisionamiento

Al no satisfacer la demanda del mercado interno de DO con la producción nacional aprovisionada por

las refinerías estatales y privadas, YPFB recurre a la importación de dicho combustible.

4.1.6.4.2. Oferta de Diesel Oil en el Mercado Interno

Las fuentes de suministros de DO para Bolivia, está compuesta por Diesel Oil Nacional (DON)

proveniente del centro de transformación refinerías (volúmenes contribuidos a la oferta que se detallan

en el subtítulo 4.1.3.1.2 Producción Nacional de Diesel Oil y Diesel Oil Importado (DOI). La

evolución de la oferta de DO se muestra en la GRAFICA No 34.

GRAFICA Nº 34 OFERTA TOTAL DE DIESEL OILMBBL

Fuente: Balance Energético Nacional 2000-2007, ANH 2008, 2009 y 2010 YPFB

El volumen proveniente de la importación se detalla en las GRAFICAS No 34 y 35:

De acuerdo a la GRAFICA No 35, se evidencia un crecimiento considerable en los volúmenes de

importación de DO; entre los proveedores de mayor volumen se encuentra PDVSA (Acuerdo bilateral

con contratos a largo plazo). Las empresas Shell S.A. y COPEC S.A. proveen mediante compras spot,

existiendo otros proveedores como la empresa Trafigura S.A, Petrobras S.A. Refinor S.A.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010OFERTA IMPORTACION 2.083 2.171 1.607 2.311 1.579 2.404 2.607 3.327 3.149 3.564 3.580OFERTA PRODUCCION NACIONAL REFINERIAS 2.684 2.850 3.197 3.441 4.366 4.318 4.425 5.525 5.525 4.053 4.037

OFERTA TOTAL DE DIESEL OIL

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65

GRAFICA Nº 35 OFERTA IMPORTACION (PROVEEDOR CON MAYORES VOLUMENES)MBBL

Fuente: YPFB

La GRAFICA No 36, al igual que en el Distrito Occidente se evidencia que en los Distritos Oriente y

Sur presenta una progresiva importación de DO, siendo el mayor proveedor PDVSA y REPSOL S.A.

hasta el año 2007 proveedor mediante compras spot (Precio superior al producto de PDVSA) al igual

que las proveedoras de VITOL S.A., PETROMAR y PETROSAN.

GRAFICA Nº 36 OFERTA IMPORTACION POR PROVEEDORMBBL

Fuente: YPFB

Los volúmenes de importación de PDVSA se realizan por compra directa y vía Day Trader48 por

VITOL y Trafigura. La actividad de importación se sintetiza en el ANEXO No 5.

4.1.6.4.3. Programa de Planeación de Abastecimiento de Diesel Oil

Para definir los criterios necesarios en un programa de planeación de abastecimiento de combustible a

nivel nacional se requiere contar con escenarios del balance energético del país, en el caso de la

presente investigación se requiere conocer la oferta de DO "probada" y adecuarla al proyecto de

48 Day-trader: Operadores de futuros u opciones quienes usualmente inician y cierran una posición durante una sola sesión de operaciones.Operar a corto implica un alto riesgo, por ello para evitar sustos suelen concentrarse en un reducido número de valores, volátiles y muy líquidos, para así poderaprovechar las oscilaciones de modo más adecuado con la seguridad de poder deshacer posiciones rápidamente si las cosas no funcionan bien. A la hora de laelección de dichos valores, suelen recurrir al análisis técnico, ya que les permite detectar las tendencias de un valor así como su momento más idóneo de compra yde venta. Ello no quiere decir que no tengan en cuenta el análisis fundamental, ya que aunque están operando a corto, siempre les es mejor operar con valores queconocen, que han estudiado www.bolsavalencia.es/actores/inversores/rinconinversor/01-07-16.htm

-500

1.0001.5002.0002.5003.000

SHELL COPEC PDVSA2008 153 559 1.1602007 102 366 8432006 104 151 653

OCCIDENTE

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

TRAFIGURA PETROMAR PETROSAN REFINOR VITOL REPSOL PETROBRAS PDVSA OTROS PROV.2008 266 173 28 42 246 - 113 925 -2007 - - - - - 934 83 1.041 -2006 44 - - 122 - 48 - 745 353

ORIENTE - SUR

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66

desarrollo económico y social del país. Un balance de oferta y demanda nos indica la relación entre la

producción total de DO y las necesidades internas totales de este combustible, más las importaciones o

exportaciones totales, según sea el caso, tomando en cuenta las variaciones de inventarios.

En el caso de Bolivia, mediante la Ley 3058 Artículo 138 define el Comité de Producción y Demanda

(PRODE). Órgano conformado por representantes de las empresas productoras, refinadoras,

transportadoras por ductos, comercializadoras, YPFB y la Superintendencia de Hidrocarburos. Este

órgano se reúne mensualmente para evaluar los balances de producción y demanda ejecutada en el mes

anterior. Por otra parte, debe programar el abastecimiento para el mercado interno, tomando en cuenta

los volúmenes de producción nacional e importación de combustible para los tres meses siguientes.

La GRAFICA Nº 37, evidencia que la programación de abastecimiento no responde a una planeación,

por falta de una evaluación de la demanda real, al no existir datos históricos del consumo de DO por

sectores no existe una planificación en función a un proyecto de desarrollo económico y social del país

por la ausencia del mismo.

GRAFICA Nº 37 PROGRAMACION VS COMERCIALIZACION DE DIESEL OIL - 2008(MM LITROS/MES)


Por otro lado, de acuerdo a las resoluciones de aprobación de volúmenes para el mercado interno por

SSHH, se verifica que aún no se ha conformado oficialmente el Comité de Producción y Demanda,

siendo que hasta la fecha amparados en el D.S. 28418 del 21 de octubre del 2005 es la SSHH la que

convoca a las empresas e instituciones que componen el “PRODE” y programa el abastecimiento del

mercado interno.

La Ley 3058 de fecha 17 de mayo del 2005, estipula la conformación del PRODE que tenía como

función evaluar la producción y la demanda interna y programar los volúmenes a futuro de producción

-20406080

100120140

ENERO FEB MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOS SEP OCT NOV DICPROGRAMACION PRODUCCION NACIONAL 64 61 61 61 66 59 65 68 64 65 59 58PROGRAMACION IMPORTACION 58 40 53 51 52 60 55 50 54 55 50 50PROGRAMACION TOTAL 121 101 114 112 118 119 120 117 118 120 109 108COMERCIALIZACION NACIONAL (*) 61 64 68 77 72 66 72 72 62 79 64 69COMERCIALIZACION IMPORTADO 33 36 27 32 40 27 33 30 31 33 44 36COMERCIALIZACION TOTAL 94 100 96 109 112 93 105 102 93 112 107 105

PROGRAMACION VS COMERCIALIZACION

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67

y de demanda tanto para el mercado interno como para el externo en consecuencia el Estado delega de

manera transitoria la programación de volúmenes para el mercado interno y externo D.S. 28418 del 21

de octubre 2005 a la Superintendencia de Hidrocarburos hasta la conformación del PRODE49.

Por otra parte, al existir y consolidarse el cambio de timón del régimen de hidrocarburos con el D.S.

28701 del 1º de mayo de 2006 Nacionalización de los Hidrocarburos las atribuciones del PRODE se

minimizan por la nacionalización debido a que se recupera la cadena de Hidrocarburos desde la

exploración hasta la comercialización siendo de responsabilidad plena de YPFB. Lo anteriormente

expuesto quiere decir queda bajo la responsabilidad plena de YPFB los niveles de producción de los

hidrocarburos y la evaluación de la demanda y programación y abastecimiento es responsabilidad del

PRODE. De acuerdo a la literatura revisada en actualidad, la asignación de volúmenes depende de la

ANH ex Superintendencia de Hidrocarburos siendo una de sus atribuciones, el velar por el

abastecimiento y establecer los volúmenes necesarios50.

El ANEXO No 6 resume el sistema de abastecimiento de diesel, describiendo lugares y rutas de: Zonas

Comerciales, Refinerías, Ductos Transporte Ferroviario, Transporte Fluvial, Transporte Carretero y

Transporte de Importación.

4.1.6.4.4. Características de Comercialización

En el caso de DO, como ya se mencionó anteriormente la demanda está cubierta por DON y DOI y las

ventas al consumidor se realizan a través de las estaciones de servicios estatales y privados existentes

en el país que en total al año 2010 llega 454 EESS (TABLA No 18).

GRAFICA Nº 38 VENTA TOTAL DE DIESEL OIL NACIONAL E IMPORTADOMM LITROS

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos 2006 y 2008 – MHE-YPFB

49PRODE.- Órgano conformado por representantes de las empresas productoras, refinadoras, transportadoras por ductos, comercializadoras, YPFB y la Superintendencia deHidrocarburos. Se reúne mensualmente para evaluar los balances de producción demanda ejecutados en el mes anterior y programar el abastecimiento al mercado interno y laexportación para los tres meses siguientes..(Ley 3058)50<Logros en imagines y cifras 2009 documento publicado por la ANH

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010DO IMPORTADO 331 329 327 286 315 235 331 361 425 388 644 705DO NACIONAL 524 440 442 513 571 750 722 796 780 799 618 625

VOLUMENES DE VENTAS DIESEL OILMERCADO INTERNO

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68

La evolución de las ventas se evidencia en la GRAFICA No 38, evidenciando que el año 2000 una

disminución en las ventas de DO en un 10% respecto a 1999 y a partir de este año presenta un

crecimiento a una tasa promedio anual de 1,9 % entre el 2001 y 2002. Entre el 2003 y 2010 presenta

una tasa de promedio anual de crecimiento de 6,7% presentando una disminución el año 2008 de 1,7%

con respecto a 2007.51

Por otra parte, las GRAFICAS No 38 y 39 evidencian que el año 1999 del volumen total

comercializado el 39% es DOI. Los años 2000 y 2001 el volumen importado es de 43%. El año 2002

y 2003 representan el 36%, mientras que el año 2004 es de 24% siendo este el porcentaje menor de

volumen de importación entre el año 1999 y 2009. El año 2007 es de 35%, el 2008 es de 34%, el 2009

el 51% y el año 2010 es de 53% siendo este el porcentaje más alto entre 1999 y 2010.

GRAFICA Nº 39 VENTAS DE DIESEL OIL NACIONAL E IMPORTADO(%)

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos 2006 y 2008 – MHE –YPFB

4.1.6.4.5. Comercialización por Departamentos

El volumen de comercialización de DO en los departamentos está determinado por el tipo de actividad

económica que desarrolla cada departamento y su magnitud de las mismas.

La GRAFICA No 40, señala que los mayores consumidores de DO son los departamentos de Santa

Cruz, La Paz y Cochabamba.

51 Tasas anuales promedio

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

61% 57% 57% 64% 64%76% 69% 69% 65% 67%

49% 47%

39% 43% 43% 36% 36%24% 31% 31% 35% 33%

51% 53%

DO NACIONAL DO IMPORTADO

BIBLIO

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69

GRAFICA Nº 40 VENTAS DE DIESEL OIL POR DEPARTAMENTOSMM LITROS

Fuente: YPFB – MHE

El porcentaje de participación de los departamentos en el consumo de DO se presenta en la GRAFICA

No 41, se evidencia que en el periodo de 1999-2010 del consumo total de DO en promedio el

departamento Santa Cruz consume 43%, La Paz 17%, Cochabamba el 17%, Tarija el 7%, Oruro 5%,

Potosí el 4%, Chuquisaca el 4%, Pando el 2% y Beni el 1%.

GRAFICA Nº 41 VENTAS DE DIESEL OIL POR DEPARTAMENTOS(%)

Fuente: YPFB – Ministerio de Hidrocarburos y Energía

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010PANDO 3 2 2 3 5 6 8 10 11 7 8 9BENI 10 10 11 14 19 23 23 28 37 35 36 42TARIJA 32 36 63 80 72 65 68 72 71 82 81 88CHUQUISACA 28 27 26 30 29 33 35 38 41 42 47 52POTOSI 26 25 24 28 28 34 43 54 56 65 75 75ORURO 35 33 35 42 37 43 48 62 73 79 79 84COCHABAMBA 150 115 135 137 140 155 166 179 189 202 209 221SANTA CRUZ 349 378 331 321 389 435 445 446 482 447 520 536LA PAZ 112 116 117 116 138 163 187 234 244 228 208 223

VENTAS DE DIESEL OIL POR DEPARTAMENTO

0%

20%

40%

60%

80%

100%

15% 16% 16% 15% 16% 17% 18% 21% 20% 19% 16% 17%

47% 51% 44% 42% 45% 46% 44% 40% 40% 37% 41% 40%

20% 16%18% 18% 16% 16% 16% 16% 16% 17% 17% 17%

4% 5% 8% 10% 8% 7% 7% 6% 6% 6% 6% 7%

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

COBIJA - PANDO 0% 0% 0% 0% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1%

BENI 1% 1% 1% 2% 2% 2% 2% 2% 3% 3% 3% 3%

TARIJA 4% 5% 8% 10% 8% 7% 7% 6% 6% 6% 6% 7%

SUCRE 4% 4% 4% 4% 3% 3% 3% 3% 3% 4% 4% 4%

POTOSI 4% 3% 3% 4% 3% 4% 4% 5% 5% 6% 6% 6%

ORURO 5% 4% 5% 5% 4% 4% 5% 5% 6% 7% 6% 6%

COCHABAMBA 20% 16% 18% 18% 16% 16% 16% 16% 16% 17% 17% 17%

SANTA CRUZ 47% 51% 44% 42% 45% 46% 44% 40% 40% 37% 41% 40%

LA PAZ 15% 16% 16% 15% 16% 17% 18% 21% 20% 19% 16% 17%

VENTAS DE DIESEL OIL POR DEPARTAMENTO

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70

4.1.6.4.6. Precio

Las políticas de precios aplicadas a los combustibles en los países de América Latina, se presentan con

diferentes grados de intervención del Estado, es así que existen países con absoluta libertad de fijación

de precios ex refinería y márgenes de comercialización bruta y existen países como Bolivia con

sistemas totalmente regulados en toda la cadena de comercialización.

Fundamentos de la determinación del Precio

La historia a partir de los años 90 respecto a la fijación de los precios en el mercado interno de los

principales derivados del petróleo en Bolivia, puede agruparse en cuatro períodos52, existiendo en este

último periodo el fracaso de “nivelación de precio” mediante D.S. 748 del 26 de diciembre de 2010 y

derogado el 31 de diciembre del mismo año:

Regulado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB): Fijaba los precios en el

mercado interno de los principales productos derivados del petróleo – gasolina, DO y GLP –

respondía a tres criterios fundamentales: a) Cubrir los costos de operación y/o capital.; b)

Realizar aportes fiscales al Estado Boliviano y; c) Cubrir algunos objetivos de política social a

favor de los sectores más pobres de la sociedad. (Gasolinazos cada principio de año).

Regulado por la Superintendencia de Hidrocarburos (SSHH): A mediados de la década de

los noventa, modelo económico neoliberal (privatización y capitalización), se aprobó una

metodología para la determinación de precios para los combustibles; con tres características: a)

El precio del mercado interno se establecía en base al referencia del precio internacional de

productos refinados en la costa del Golfo de los Estados Unidos de América.53. b) La actividad

del dowstream (refinación, transporte, almacenaje y comercialización) tenía asignado un

margen referencial establecido en $us/Barril y c) Se estableció el Impuesto Especial a los

Hidrocarburos y sus Derivados (IEHD)54.

Regulado por la SSHH: Se aplicaron políticas públicas mediante dos mecanismos: a)

Estabilización de precios en la producción y refinación que permitió estabilización del precio

en el mercado interno; b) Regulación de la tasa IEHD en función inversa de la variación de los

52 Metodologías para la determinación de precios de los principales derivados del petróleo: américa del sur – 2009 OLADE53 El precio interno se ajustaba siempre y cuando el promedio del precio internacional vigente fuera mayor/menor en 5% al nuevo promedio calculado por la SHtodos los días54 IEHD es un impuesto, expresado en Bs./litro cuyo agente de retención es la refinería pero que es pagado por el consumidor final.

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71

precios internacionales. (Ajuste para “compensar” el incremento en los precios internacionales

del petróleo).

Regulado por la SSHH: Se aplica la política de precios fijos “congelados” el año 2004. La

banda de precios para el petróleo comercializado en el mercado interno 24,53 - 27,11 $us/BBL

D.S. 27778 06/10/2004 y 3,72 Bs/Lt para el DO D.S. 28059 01/04/2005.

Fracaso de la promulgación del D.S. 748: El 26 de diciembre del 2010 se aplica un incremento al

precio del DO denominada por el gobierno “nivelación de precios” a través del D.S. 748 en el que

establece un precio de 6,80 Bs/Lt, incremento que se realiza vía tasa del IEHD establecida a Bs/Lt 4,33

para el DON. Este D.S. no señalaba mayores detalles sobre si era un precio fijo establecido o era una

desregularización de precios ni hace mención sobre IEHD de DOI hecho que permite inferir que

existía aún la subvención de DOI. Por otra parte, fue una medida no planificada por parte del gobierno

corroborándose este hecho en las políticas paliativas planteadas para hacer frente al incremento de los

precios en general, que a pesar de ser abrogado el D.S. 748 tuvo incidencia en el incremento de precios

escalonado en general de los productos (excepto la tarifa de transporte el cual se convierte en una

bomba de tiempo de no dar una solución inmediata al incremento de las tarifas), siendo este hecho

irreversible golpeando a la economía de la población boliviana.

Por lo anteriormente descrito, el régimen de precios de DO y demás derivados de petróleo no difiere

de la estructura definida mediante el D.S. 24914 del 5 de diciembre de 1997 modificados por

diferentes Decretos con relación al precio de referencia y los márgenes de las actividades del

dowstream.

Los productos derivados del petróleo se clasifican entre regulados y no regulados, la metodología de

cálculo de precios se presenta en la siguiente GRAFICA No 42.

GRAFICA Nº 42 METODOLOGIA DE CALCULO DE PRECIOS DE DIESEL OIL ENBOLIVIA


Precio Ex-refineriaPrecio Pre- Terminal

Precio MayoristaPrecio Final

Precio deReferencia

+Margen deRefinación

+Diferencial de

Margen de Transportepor poliductos

+Margen de Transportediferentes

+IEHD

Margen deAlmacenaje

+MargenMayorista

MargenMinorista

+ + +

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72

La TABLA No 19, evidencia que la estructura de precios no refleja los costos reales de cada actividad

de la cadena de precios, ni la medida asumida por el gobierno mediante el D.S. 748, no contempla el

sinceramiento de los precios ya que el incremento de precios se realiza vía impuestos.

TABLA Nº 19 ESTRUCTURA DE PRECIOS DE DIESEL OIL 25/08/2009 CONSIDERANDO EL BBLDE PETROLEO A PRECIO DE MERCADO INTERNO VS PRECIO INTERNACIONAL

Fuente: Elaborado en base a DS y RA SSDH, resultados de cálculos de la estructura de costos de importación, BCB (TC 7.04)

Los resultados de las TABLAS No 19 y 20, también evidencian que si se consideraba sólo el precio del

petróleo en la estructura de precios de DO vigente al 25/08/2009 a precio fijo de 3,72/ Bs/Lt, se calcula

un precio final de 3,82 Bs/Lt generando un costo de oportunidad de 0,10 Bs/Lt y una subvención de

6,34 Bs/Lt. Al considerar el petróleo a precios internacionales se calcula un precio final de 8,71 Bs/Lt,

un costo de oportunidad de 4,99 Bs/Lt con relación al precio de mercado interno 3,72 Bs/Lt y una

subvención de 1,35 Bs/Lt.

ITEM

DIESEL OILNACIONAL$US/BBLSIN IVA

PRECIO MDO. INT.

MARCO JURIDICO FECHA OBSERVCIONES

DIESEL OILNACIONAL$US/BBL

PRECIO INT.

DIESEL OILNACIONAL$US/BBLDS 748

PRECIO DE REFERENCIA DIARIO $us/BBL 73,07 Planilla: Resumen precios dereferencia - preterminales - finales 25/08/2008 73,07 91,26

PRECIO DE REFERENCIA VIGENTE $us/BBL 27,11 DS 27778 06/10/2004 Costo de Oportunidad muy alto 27,11 27,11

MARGEN DE REFINACION 6,02 DS 29777 05/11/2008No discrimina procesos de obtención de productos.Mg de refinación es para todos los combustibles y no existereglamentado para dicho margen.

6,02 6,02

DIFERENCIAL DE PRECIOS 5,19 Metodo de cálculo 5,19 5,19MARGEN DE COMPENSACION 1,57 DS 28117 16/05/2005 Se subsidia GLP con el precio de los otros combustibles. 1,57 1,57 PRECIO EX REFINERIA / PLANTA $us/BBL 39,89 85,85 39,89

MARGEN TRANSPORTE POLIDUCTOS 2,48 RA SSDH N° 448/02 Este Mg no considera distancias dando lugar a subsidioscruzados. 2,48 2,48

MARGEN TRANSPORTE DIFERENTE 1,45 DS 29768 29/10/2008 No considera distancias ni modo de transporte, también dalugar a subsidios cruzados. 1,45 1,45

IEHD 28,11 Planilla: Resumen precios dereferencia - preterminales - finales 25/08/2008 28,11 97,78

PRECIO PRE TERMINAL $us/BBL 71,93 117,89 141,60MARGEN DE ALMACENAJE 0,41 DS 29508 09/O4/2008 No discrimina productos por tanto no refleja costos reales. 0,41 0,41

MARGEN MAYORISTA 1,58 DS 25530 30/09/1998 No existe evidencias de que el Mg establecido. estérelacionado con los costos de servicio. 1,58 1,58

PRECIO DE VENTA MAYORISTA $us/BBL 73,92 119,88 143,60IVA 7,19 71,34 3,15IT 1,57 1,57 7,19MARGEN MINORISTA 3,15 DS 25530 30/09/1998 3,15 1,57PRECIO FINAL 85,83 195,94 155,51PRECIO FIJO Y PRECIO CALCULADO(PPI DEL PETROLEO) Bs/lt 3,72 DS 28059 01/04/2005 8,71 6,80

COSTO DE OPORTUNIDAD DONBs/Lt 0,10 4,99 0,09SUBVENCION DOI Bs/Lt 6,34 1,35 2,04

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73

Evolución de precios internacionales Diesel Oil y petróleo

En Bolivia, la política de precios de combustibles no se basa en los precios de paridad del mercado

internacional, es decir, los valores se encuentran sometidos a una política de fijación de precios

establecido por parte del Estado por lo que, los precios internos no se rigen estrictamente por las

variaciones observadas en el mercado internacional. En el caso de DO tiene mayor incidencia en la

economía nacional debido a que la producción del mismo por parte de las refinerías bolivianas no

abastece el mercado interno ya que la producción es del 49% del requerimiento por parte del mercado

interno razón por la cual se recurre a la importación del mismo en el 51% por YPFB (2009) mediante

acuerdos bilaterales (Bolivia y Venezuela) y compras directas a empresas chilenas (COPEC y

SHELL), argentinas (TRAFIGURA VITOL Y REFINOR) y brasileras (PETROBRAS), representando

éstas compras spot un precio mayor a la compra de DO de PDVSA TABLA No 20. Sin embargo, al

sumar los costos financieros de corto plazo 2% y de largo plazo 16% por el 25% del volumen

facturado por PDVSA es mayor verificándose este hecho en la TABLA No 19 de estructura de costos

de importación de DO.

TABLA Nº 20 PRECIO PROMEDIO DE IMPORTACION DE DIESEL OIL POR PROVEEDOR YPUNTO DE ENTREGA 2009

$US/M3

Fuente: YPFB

Los precios de importación para los diferentes combustibles varían en función al precio internacional

del petróleo, punto de entrega, tipo de producto, medio de transporte y costo del flete. La importación

de DO hasta antes del 01 de julio del año 2006 realizaban empresas privadas “Mayoristas” dedicadas a

esta actividad por las medidas de incentivo a la importación de DO adoptadas por el Estado mediante

la emisión de notas de crédito fiscal que eran giradas a las empresas importadoras de diesel - Copenac,

Autuma Sniper, EBD y Painter S.R.L., entre otras, con el objetivo de cubrir las pérdidas por el

incremento del precio internacional del DO y el congelamiento del precio interno. Por tanto, el Estado

asumió una subvención indirecta al DO, medida que distorsiona la demanda real de este producto

generando contrabando por la diferencia de precios existente con los países limítrofes TABLA No 21 y

PROVEEDOR ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE PROMEDIOPDVSA (ORIENTE) 425,67 444,24 586,68 433,96 535,8 512,59 510,8 529,71 497,43PETROBRAS 639,23 748,84 792,27 713,1 726,78TRAFIGURA (ORIENTE) 526,16 635,49 569,38 626,65 589,42PDVSA (OCCIDENTE) 335,46 317,03 296,27 310,37 341,73 400,36 369,91 396,87 416,69 438,11 424,24 452,18 374,93COPEC 431,67 424 391,5 427 409 479 504,33 532 530 531 465,95SHELL 452,97 451,8 396,6 422,15 429,1 482,05 511,05 537,2 547,8 470,08TRAFIGURA (SUR) 544,1 511,7 585,16 529,52 562,21 546,54PDVSA (SUR) 399,83 432,48 408,44 421,23 463,46 494,78 524,79 512,57 517,54 530,21 528,29 569,22 483,57

PRECIO PROMEDIO DE IMPORTACION DE DIESEL OIL POR PROVEEDOR Y PUNTO DE ENTREGA ($US M3)

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74

en ciertos periodos se genera especulación no siendo los únicos factores ni los principales, que inciden

en el incremento de la subvención.

TABLA Nº 21 COMPARACION DE PRECIOS FINALES DE DIESEL OIL EN AMERICA LATINA$US /Lt


Las variaciones de los precios internacionales de diesel y petróleo se presentan en la TABLA del

ANEXO No 7.

4.1.6.4.7. Estimación de estructura de costos de importación de Diesel Oil

Para la estimación de la estructura de costos de importación de DO, se consideró volúmenes

importados extraídos del INE hasta el mes de noviembre, además de estimar costos promedio para

cada ítem considerando volúmenes de importación para el occidente, oriente y sur. Los resultados de

la estructura de costos, evidencia que los costos del DO venezolano, es mayor a los costos de otros

proveedores debido a los costos financieros a corto y largo plazo TABLA No 22.

En suma, del análisis de la cadena de producción de DO se concluye que el problema mayor es la falta

de gestión y voluntad institucional traducida en la administración incorrecta de los contratos de

operación sobre exploración y explotación de hidrocarburos, la falta de capacidad instalada de

refinación y transporte, el congelamiento del precio de 27,11 $us/BBL de petróleo puesto en refinería,

pese al incentivo establecido por la Ley 3058 art. 6455. y D.S. 28984 (Reglamento del régimen de

incentivos a la producción de campos marginales y pequeños) debido a que las petroleras no tienen

interés por producir petróleo. Sin embargo el precio 27,11 $us/BBL no es problema para todas las

áreas de exploración y explotación de contrato, tema que debe evaluar YPFB en el marco de los

nuevos contratos de operación.

55 Ley 3058 ARTÍCULO 64º (Incentivo a la Producción de Hidrocarburos de Campos Marginales y Pequeños). La producción de hidrocarburos provenientes decampos marginales y pequeños tendrá un premio según el nivel de producción y la calidad del hidrocarburo, de acuerdo a Reglamento..

AÑO ARGENTINA BOLIVIA BRASIL CHILE COLOMBIA PARAGUAY PERU URUGUAY VENEZUELA2002 0,35 0,42 0,43 0,41 n.d n.d 0,57 0,37 0,032003 0,45 0,40 0,48 0,47 0,26 0,41 0,56 0,46 0,032004 0,33 0,40 0,56 0,62 0,4 n.d 0,74 0,63 n.d2005 0,48 0,46 0,82 0,76 0,47 0,65 0,81 0,84 n.d2006 0,35 0,42 0,43 0,41 n.d n.d 0,57 0,37 0,032007 0,51 0,49 1,03 0,94 0,71 n.d 0,93 1,18 n.d2008 0,53 0,51 1,27 1,16 0,92 n.d 1,01 1,69 n.d

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TABLA Nº 22 ESTIMACIÓN DE ESTRUCTURA DE COSTOS DE IMPORTACIÓN DE DIESEL(DOI PDVSA – DOI OTROS PROVEEDORES)

$US/M3, BS/M3 Y $US/Lt BS/Lt

Fuente: Elaboración con datos de INE, YPFB, DS sobre impuestos BCB

4.2. Consumo de DO y valorización estimada de la subvención del DOI en Bolivia

El consumo de DO en Bolivia, está determinado por el consumo final de tres grandes sectores

consumidores según el BEN 2007 MHE: transporte; agropecuario-pesquero-minero e industrial y

debido al crecimiento del sector de construcción se vio por conveniente considerar el mismo en la

presente investigación dentro el consumo final de DO. Además se considera el volumen utilizado en

los centros de transformación de DO como las Centrales Eléctricas y las plantas de refinería56. Para el

análisis de la estimación de la subvención, se considerara que el volumen del consumo total de cada

sector corresponde a DOI, realizándose un análisis independiente por cada sector para luego realizar

un análisis general de la subvención a DOI.

56 Los últimos datos registrados de consumo por sector es del año 2000 por YPFB Unidad de Negocio de Comercialización Informe Anual Ventas 2000, razón por la cual se utilizovarios supuestos para estimar el consumo de los posteriores años, validos ya que la tasa crecimiento del consumo varia con el 1% con la tasa de crecimiento calculada por YPFB PlanQuinquenal 2009-2014. Dichos supuestos se detallara a medida que se vaya desarrollando el subtitulo de consumo de Diesel Oil.

ITEM 2005 2006 2007 2008 2009 2010*

M3. Origen m3 344.622 365.052 361.726 578.759 653.018 507.850M3. Destino m3 Precio por M3 origen valor CIF $US/M3 550,70 602,71 648,64 824,86 560,71 649,78 Costo de inspección en origen $US/M3 0,56 0,56 0,56 0,56 0,56 0,56 Flete Maritimo /Fluvial/ Carrertero $US/M3 65,13 65,13 65,13 65,13 65,13 65,13 Seguro tramo internacional $US/M3 11,26 11,26 11,26 11,26 11,26 11,26 Flat 2 % (Costo financiero Corto Plazo para PDVSA) $US/M3 9,41 10,19 10,88 13,53 9,56 10,90 Costo de inspección Puerto 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04Gastos aduaneros $US/M3 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 Costo Almacenaje Puerto $US/M3 7,38 7,38 7,38 7,38 7,38 7,38 Precio M3 puesto Puerto $US/M3 644,68 697,46 744,09 922,95 654,84 745,25Flete Transporte a distritos Comerciales Occidente - Oriente - Sur $US/M3 89,35 89,35 89,35 89,35 89,35 89,35 Costo Total Unitario (PONDERADO) $us/M3 $US/M3 734,03 786,81 833,44 1.012,30 744,19 834,60 Impuestos Aduaneros 14,94% (IVA) $US/M3 109,66 117,55 124,52 151,24 111,18 124,69 Costo Recinto Aduanero Nacional $US/M3 46,88 46,88 46,88 46,88 46,88 46,88 Costo de inspección Nacional $US/M3 0,80 0,80 0,80 0,80 0,80 0,80Seguro tramo nacional $US/M3 2,34 2,34 2,34 2,34 2,34 2,34 Costo Almacenaje Nacional $US/M3 5,25 5,25 5,25 5,25 5,25 5,25 Precio DESTINO $US/M3 898,96 957,30 1.010,88 1.216,47 908,30 1.012,21T.C. PROMEDIO ANO Bs/$US 8,09 8,06 7,89 7,28 7,07 7,07 Costo Directo Prom. BS/lt Bs/litro 7,27 7,72 7,98 8,86 6,42 7,16 Gastos administrativos Bs/litro 8% 0,58 0,62 0,64 0,71 0,51 0,57Costo financiero 25% (Largo Plazo para PDVSA) Bs/litro 16% 1,16 1,23 1,28 1,42 1,03 1,15 Margen mayorista Bs/litro 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 Costo total Bs/litro 9,09 9,65 9,97 11,07 8,04 8,95 Factor de ajuste por merma Bs/litro 0,70% 0,06 0,07 0,07 0,08 0,06 0,57 Costo total ajustado Bs/litro 9,16 9,71 10,04 11,14 8,10 9,52 Costo total ajustado BS/m3 Bs/M3 9.158,23 9.714,25 10.043,01 11.144,60 8.099,18 9.523,90 Costo total ajustado 2 $us/m3 $US/M3 1.132,48 1.205,35 1.272,48 1.530,04 1.145,57 1.347,09Costo DOI PDVSA $US/litro 1,13 1,21 1,27 1,53 1,15 1,35Costo DOI otros Proveedores $US/litro 0,98 1,04 1,10 1,32 0,99 1,15Costo DOI Promedio (DOI PDVSA y otros Proveedores) $US/litro 1,05 1,12 1,18 1,42 1,07 1,25Costo DOI Promedio (DOI PDVSA y otros Proveedores) $US/M3 1.054,17 1.121,86 1.184,24 1.423,59 1.066,42 1.248,96

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76

4.2.1. Estimación de consumo total de DO en Bolivia

Al igual que otros países, Bolivia carece de información de consumo de DO, ya que los últimos datos

publicados sobre el consumo por sector son del año 2000 por la Unidad de Negocio de

Comercialización Informe Anual Ventas YPFB, datos que se utilizan como base para realizar las

estimaciones de consumo considerando: 1) Tasas de crecimiento del PIB equivalentes a la tasa de

crecimiento de construcción; 2) Variación de índice de cantidad de transporte ferroviario y aéreo.

Para el transporte carretero se consideró 27,06 BBL/Vehículo por año y estadísticas de vehículos a DO

realizadas por Registro Único para la Administración Tributaria Municipal INE, sin contabilizar

furgones, torpedos y tractores. Para el transporte fluvial y lacustre se consideró la tasa de crecimiento

de embarque y desembarque; 3) Para el sector electricidad se consideró el consumo de DO emitidos

por la Superintendencia de Electricidad y Autoridad de Fiscalización y Control de Electricidad; 4)

Para el subsector agrícola se consideró el consumo de 80 Lt/hectárea para los siguientes productos:

Cereales (cebada en granos, maíz en grano, sorgo y trigo); Industriales (girasol, maní y soya) y

Forraje (alfalfa), excepto en la caña de azúcar que se considera 310 Lt/Hac para maquinaria en cultivo,

mantenimiento de lote y subsolado57; y para el consumo de DO en el sector minero se consideró la tasa

de crecimiento de la producción de minerales; 5) Para el consumo en refinería y pérdida de producto

en almacenaje se utilizó como base los datos del BEN 2007 MHE y las tasas de crecimiento de carga

de crudo y volumen de ventas DO para los años 2008-2009-2010 respectivamente para cada ítem

mencionado; 6) Para la estimación de consumo de DO sector industrial se considera la tasa de

crecimiento anual del PIB Industria y manufactura sobre la base del registro de consumo en el sector

industrial elaborado por YPFB año 2000.

La GRAFICA No 43, estima el consumo total de DO de los sectores y actividades anteriormente

mencionadas con una tasa promedio anual de crecimiento del 7% entre el 2001 al 2010, estimándose

un consumo en actividades no registradas que en promedio anual representa el 19% del volumen de

ventas totales DO, el consumo en el sector transporte carretero en promedio anual representa el 59% y

el consumo en el sector agrícola en promedio anual es del 15%.

57 Diseño y estructuración de un sistema de costos para la producción de caña de azúcar, Caso: Dirección de producción del Ejercito (DIPE) - Presentación EMI

BIBLIO

TECA DE E

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77

GRAFICA Nº 43 CONSUMO ESTIMADO DE DO POR SECTOR Y EN ACTIVIDADES NODETERMINADAS

EN % RESPECTO A LAS VENTAS TOTALESBBL

Fuente: YPFB, MHE, INE

4.2.2. Estructura del consumo de DO en Bolivia

La estructura del consumo, es una información indispensable para conocer el destino no sólo del

combustible DO sino de los beneficiarios de la subvención en Bolivia.

Las necesidades internas o consumo a considerar están representadas por el consumo de DO en los

sectores y subsectores de la economía nacional: El sector transporte, agropecuario-pesquero-minero,

industrial y en la presente investigación también se considera a los sectores de construcción y

electricidad como centro de transformación al igual que las plantas de refinación.

De acuerdo a la GRAFICA No 44, se estima que el año 2010 los sectores participaron en el consumo

de DO en las siguientes proporciones: Participación en el consumo de DO del subsector transporte

-

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

8.000.000

9.000.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Consumo en actividades no registradas 1.403.508 1.234.826 1.247.736 1.613.812 1.631.052 1.704.877 2.093.041 1.957.297 1.427.004 1.771.096 1.597.983Perdidas en almacenaje 134 148 160 172 219 216 222 235 231 246 260Consumo refinerias 2.688 2.854 3.202 3.446 4.373 4.324 4.432 4.704 4.909 4.247 4.393Industria 23.929 BBL YPFB 23.929 25.378 26.189 27.688 32.999 35.277 36.854 39.635 42.926 44.138 49.440Consumo subsetor pesca 17.474 17.786 19.378 19.242 20.324 22.301 23.261 25.405 26.841 26.754 27.362Consumo subsetor mineria 29.164 28.203 28.767 29.820 30.605 33.379 35.900 43.345 79.839 90.219 80.295Consumo DO subsector Agricola 827.041 843.323 920.748 913.034 965.279 1.059.349 1.103.909 1.201.496 1.235.385 1.220.737 1.260.454Consumo total DO Sector Construcción 32.403 30.724 36.332 29.346 30.316 34.882 45.052 50.821 57.456 62.295 57.934Consumo total DO Sector Electricidad 67.746 76.331 75.184 123.767 129.565 141.073 191.457 226.518 213.992 230.150 259.801Transporte Fluvial y lacustre 68.718 100.070 106.683 48.685 56.557 35.689 26.167 93.269 65.654 39.238 46.102Transporte Ferroviario 47.241 45.385 51.005 47.935 50.551 54.098 59.666 55.533 56.998 51.223 59.294Sector Transporte Aereo 436 460 518 530 609 825 843 669 653 569 537Transporte Carretero 2.316.018 2.433.812 2.503.899 2.717.324 3.246.652 3.495.310 3.659.594 3.879.433 4.240.202 4.395.637 4.919.722

29%25%

29%

26%26%

29%26%

19%22%

19%

26%

17% 18%16%

16%

17%

48%50%

49%52%

50%

16%15%

16%17%

15%15%

53%

50%51%

57%55%

59%

BIBLIO

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78

carretero es del 73%, el ferroviario, el fluvial y lacustre, construcción, minería e industria participan

con el 1% cada uno, con el 4% participa el sector electricidad y el subsector agrícola es de 18%, y

otros no llegan ni al 1% para el año 2010.

GRAFICA Nº 44 BOLIVIA: CONSUMO TOTAL ESTIMADO DE DIESEL OIL POR SECTOR(% 2010)

Fuente: Elaborado con datos de YPFB – MHE- INE Superintendencia de Electricidad

4.2.2.1. Consumo de DO en el sector transporte

A nivel continental, el sector transporte se revela en general como el mayor consumidor de DO y en

Bolivia de acuerdo a la GRAFICA No 44 el 73% de consumo de DO corresponde al transporte

carretero, por lo que es necesario realizar la estimación en el sector transporte carretero por tipo de

servicio.

GRAFICA Nº 45 BOLIVIA: CONSUMO TOTAL DE DIESEL OIL EN EL TRANSPORTECARRETERO POR TIPO DE SERVICIO

BBL

Fuente: YPFB, registro único para la administración tributaria municipal instituto nacional de estadística y resultados del análisis de consumo

De la GRAFICA No 45, se estima para el periodo 2000 – 2010, la tasa de crecimiento promedio anual

de consumo de DO en el sector transporte carretero es del 32%, la participación en el consumo de DO

del transporte particular en promedio anual es del 62%, frente a la participación del transporte público

con el 37% y el oficial con el 7%, respecto al consumo total del transporte carretero.

73%

1%1%

4%1%

18%

1% 1% 0%

Transporte carretero Transporte Ferroviario Transporte Fluvial y lacustreElectricidad Construcción AgrícolaMinería Industria Otros

-500.000

1.000.0001.500.0002.000.0002.500.0003.000.0003.500.0004.000.0004.500.0005.000.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010CONSUMO DE TRANSPORTE OFICIAL 12.691 14.342 16.750 17.833 20.701 23.191 25.518 29.766 42.025 45.759 43.983CONSUMO TRANSPORTE PUBLICO 1.117.486 1.181.917 1.069.481 1.080.332 1.109.233 1.154.261 1.140.379 1.136.483 1.085.014 1.035.601 1.276.908CONSUMO DO TRANSPORTE PARTICULAR 1.185.841 1.237.553 1.417.667 1.619.159 2.116.718 2.317.858 2.493.697 2.713.184 3.113.163 3.314.276 3.598.832

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79

TABLA Nº 23 PARQUE AUTOMOTOR Y A DIESEL OIL POR TIPO DE SERVICIO Y VEHICULO,2009

Fuente: Registro único para la administración tributaria municipal instituto nacional de estadística

Para la obtención de datos de consumo en el transporte carretero por tipo de servicio se consideró el

número de vehículo a DO al 2009 TABLA No 23, evidenciando que el servicio de transporte particular

cuenta con 128.114 vehículos a DO frente a 41.612 del servicio público y 1.721 del servicio oficial.

4.2.2.2. Relación consumo y ventas de DOI en el sector transporte carretero servicio

particular, público y oficial.

La GRAFICA No 46, evidencia que el consumo de DO, en el transporte particular representa en

promedio anual 94% del volumen de ventas de DOI, frente al 50% que representa al transporte público

y el 1% que corresponde al consumo por el transporte oficial.

GRAFICA Nº 46 BOLIVIA: CONSUMO DE DIESEL OIL EN EL TRANSPORTE CARRETEROPOR TIPO DE SERVICIO VS VENTAS DE DOI

BBL

Fuente: YPFB, Registro único para la administración tributaria municipal instituto nacional de estadística y resultados del análisis costos de importación

TOTALPARQUE

AUTOMOTOR

TOTALDE VEH. A

DIESEL

TOTALPARQUE

AUTOMOTOR

TOTALDE VEH. A

DIESEL

TOTALPARQUE

AUTOMOTOR

TOTALDE VEH. A

DIESEL

TOTALPARQUE

AUTOMOTOR

TOTALDE VEH. A

DIESELAutomóvil 183.582 2.601 13.528 513 581 7 197.691 3.121Camión 64.543 56.422 22.994 18915 1.489 1236 89.026 76.573Camioneta 86.920 15.544 1.934 345 2.817 162 91.671 16.051Furgón 1530 208 37 11 45 12 1.612 231Jeep 46.511 3.224 114 13 1.305 48 47.930 3.285Microbús 8.013 6.607 10.487 8620 33 27 18.533 15.254Minibús 42.659 8.185 8.923 1.897 130 17 51.712 10.099Moto 51857 13 676 0 4.475 1 57.008 14Ómnibus 3.549 3.144 3.229 2.833 103 84 6.881 6.061Quadra Track 459 1 73 0 532 1Torpedo 90 88 11 11 1 1 102 100Tracto-Camión 5359 5.341 3.328 3.320 19 17 8.706 8.678Trimóvil-Camión 8 8 0 0 2 2 10 10Vagoneta 312.188 26.728 20.201 5134 2.067 107 334.456 31.969TOTAL 807.268 128.114 85.462 41.612 13.140 1.721 905.870 171.447

TOTAL PARQUE AUTOMOTOR 905,870 AL 2009PARTICULAR PUBLICO OFICIAL TOTAL

TIPO DE VEHICULO

-500.000

1.000.0001.500.0002.000.0002.500.0003.000.0003.500.0004.000.0004.500.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010CONSUMO DO TRANSPORTE PARTICULAR 1.185.841 1.237.553 1.417.667 1.619.159 2.116.718 2.317.858 2.493.697 2.713.184 3.113.163 3.314.276 3.598.832

CONSUMO TRANSPORTE PUBLICO 1.117.486 1.181.917 1.069.481 1.080.332 1.109.233 1.154.261 1.140.379 1.136.483 1.085.014 1.035.601 1.276.908

CONSUMO DE TRANSPORTE OFICIAL 12.691 14.342 16.750 17.833 20.701 23.191 25.518 29.766 42.025 45.759 43.983

Ventas DOI BBL 2.071.799 2.059.198 1.796.085 1.982.194 1.479.070 2.081.499 2.273.708 2.674.708 2.532.363 4.047.832 4.432.713

BIBLIO

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80

4.2.2.3. Valoración estimada de la subvención a DOI en el sector transporte carretero

servicio particular

La estimación de la subvención se realiza bajo el supuesto de que todo el volumen DOI se consume en

el sector transporte carretero particular. Por tanto, de acuerdo a la GRAFICA No 46, se puede inferir

que el consumo de DO en este subsector es mayor que el volumen de venta de DOI, por lo que la

subvención beneficio al transporte particular en su totalidad en el periodo 2005 al 2008 y para la

estimación de la subvención del 2009 y 2010 se considera el consumo total en el transporte particular,

con un valor estimado en los 6 años de 1.803 MM $us, que representa en promedio anual 300 MM $us

TABLA No 24.

TABLA Nº 24 ESTIMACION DE LA SUBVENCION A DO EN EL SECTOR TRANSPORTEPARTICULAR

$US

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, BCB, INE Resultados de estimación de costos de importación.

4.2.3. Consumo de DO en el sector de agricultura - pesquera y minería

El segundo consumidor de DO es el sector agroindustrial, pesquero y minero, que de acuerdo a la

GRAFICA No 47, se estima que participa aproximadamente con el 31% referente a las ventas totales

DOI el año 2010. Dicho combustible en este sector mayormente se utiliza en: generación de

electricidad, como combustible de transporte y en el uso de maquinaria agrícola.

GRAFICA Nº 47 CONSUMO DE DIESEL OIL EN EL SECTOR AGROPECUARIO, PESQUERO YMINERO

BBL

Fuente: Elaborado con datos de YPFB - INE (2010 proyectado)

El consumo de DO en el sector agroindustria, pesquero y minero es creciente a una tasa promedio

anual del 5%, su evolución del mismo se muestra en la GRAFICA No 47. En éste análisis se hará

énfasis en los subsectores agrícola y minero por ser los mayores consumidores de DO.

VEHICULOS A DIESEL OIL 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTALConumo DO transporte particular Lt 368.493.114 396.447.912 431.341.936 494.930.713 526.903.638 572.142.296Ventas de DOI Lt 330.916.722 361.474.133 425.225.000 402.595.000 643.524.292 704.712.760Diferencia de Costo de DOI – Precio de Mdo. Interno $us/Lt 0,59 0,66 0,71 0,91 0,54 0,72Subvención transporte carretero servicio particular $us 196.621.003 238.673.848 303.144.133 367.515.865 284.660.927 411.942.453 1.802.558.229

-

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000

1.200.000

1.400.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Consumo subsetor pesca 17.474 17.786 19.378 19.242 20.324 22.301 23.261 25.405 26.841 26.754 27.362Consumo subsetor mineria 29.164 28.203 28.767 29.820 30.605 33.379 35.900 43.345 79.839 90.219 80.295Consumo DO subsector Agricola 827.041 843.323 920.748 913.034 965.279 1.059.349 1.103.909 1.201.496 1.235.385 1.220.737 1.260.454

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4.2.3.1. Consumo de DO subsector agrícola

La GRAFICA No 48, evidencia que los sub sectores de producción de cereales y agroindustrial

consumen mayor volumen de DO por la cantidad de hectáreas cultivadas, motivo por el cual se analiza

la expansión agrícola de cereales, su tasa de crecimiento corresponde al 1% promedio anual y los

cultivos de los productos industriales crece a una tasa promedio anual del 4% desde el 2000 al 2010.

GRAFICA Nº 48 EXPANSIÓN AGRICOLA AREA CULTIVADAMHA

Fuente: INSTITUTO NACIONAL DE ESTADÍSTICA; (1) Incluye campaña de invierno anterior, en el caso de maíz se toma en cuenta a partir de 2003(p): Preliminar; USA Departamento de Estado y Sistema de monitoreo nacional apoyado por ONUDD

4.2.3.1.1. Estimación de consumo de DO en cultivos de cereales

La GRAFICA No 49, estima el consumo de DO en cultivos de cebada, maíz, sorgo y trigo, con una

tasa de crecimiento promedio anual del 3%, cebada y trigo al 1%, sorgo al 11% entre el 2000 y 2010.

GRAFICA Nº 49 ESTIMACION DE CONSUMO DE DO EN CULTIVOS DE CEBADA, MAIZSORGO Y TRIGO

M Lt

Fuente: YPFB e INE(p) :preliminar y (proy): proyectado 2009 y 2010. Se considera 80 Lt /hac.

4.2.3.1.2. Valoración estimada de la subvención a DOI en cultivos de maíz, cebada,

sorgo y trigo.

De la TABLA No 25, se deduce que, la subvención a DOI en los cereales maíz, trigo, sorgo y cebada

representa en promedio anual el 15% entre 2005 - 2008, y el 8% representa el 2009 y 2010 con

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

2000 2001 2002 2003 2004(p) 2005(p) 2006(p) 2007(p) 2008(p) 2009(proy) 2010(proy)HOJA DE COCA 15 20 24 24 28 25 28 29 22 22 21TUBÉRCULOS 160 159 163 166 168 171 172 174 208 177 178INDUSTRIALES 849 865 932 938 1.015 1.160 1.185 1.275 1.263 1.358 1.415HORTALIZAS 51 51 53 54 54 55 56 56 54 58 58FRUTALES 57 62 63 65 65 66 66 66 55 66 66ESTIMULANTES 24 25 25 25 25 26 26 26 29 27 27CEREALES 721 711 749 733 772 857 871 917 962 897 911

EXPANSION AGRICOLA

-10.00020.00030.00040.00050.00060.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Trigo 9.563 9.113 10.766 9.146 8.800 8.824 10.343 11.516 10.784 10.477 10.466Sorgo 3.420 3.417 4.844 4.444 5.764 6.404 7.604 8.804 10.746 8.509 8.923Maíz 22.182 22.607 23.716 23.441 24.668 27.022 27.446 28.333 32.696 28.354 28.850Cebada 7.068 7.086 7.158 7.226 7.273 7.367 7.410 7.461 4.416 6.620 6.581

CONSUMO DE DO EN CULTIVOS DE CERELAES

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respecto a la subvención total de las ventas DOI. En promedio anual representa un valor de 37,8 MM

$us y la estimación del valor asignado desde el 2005 al 2010 es de 226,7 MM $us.

TABLA Nº 25 VALORACION ESTIMADA DE LA SUBVENCION A CULTIVOS DE CEBADA, MAIZ,SORGO Y TRIGO

$US

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, MHE, ANH y ANAPO (Considerando 80 Lt/hac), BCB,, Resultados de estimación de costos de importación.Precios Promedio de compra de Producto: INE Importación de Diesel Oil valor CIF

4.2.3.1.3. Estimación de consumo de DO en cultivos de productos industriales

La GRAFICA No 50, estima el consumo de DO en el periodo 2000-2010 a una tasa de crecimiento

promedio anual en la producción de caña de azúcar del 5%, para el girasol el 9%, maní 1%, soya 6% y

alfalfa 2%.

GRAFICA Nº 50 ESTIMACION DE CONSUMO DE DO EN CULTIVOS DE PRODUCTOSINDUSTRILAES

M Lt

Fuente: YPF e INE (p) :preliminar y (proy,): proyectado 2009 y 2010. Diseño y estructuración de sistema de costos para la producción de caña de azúcar.Dirección de producción del Ejercito DIPE

Debido al destino de producción de soya (exportación) y caña de azúcar (consumo mercado interno),

se realiza un análisis mayor de estos dos productos.

4.2.3.1.4. Estimación del consumo de DO en la producción de soya y caña de azúcar.

En el caso de la soya de acuerdo a los gremios empresariales, reconocen la participación de cinco

grupos de productores de soya según su nacionalidad y la importancia de la superficie de sus cultivos

en el total nacional: los productores nacionales, los menonita, los japoneses, los brasileños y otros

DETALLE/AÑO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTALConsumo DO cultivos de cebada, maíz, sorgo y trigo 49.616.640 52.803.280 56.113.840 58.642.320 53.959.249 54.819.876Volumen de venta de DOI Lt 330.916.722 361.474.133 425.225.000 402.595.000 643.524.292 704.712.760Diferencia Costo de DOI – Precio de Mdo. Interno 0,59 0,66 0,71 0,91 0,54 0,72Subvención a cultivos de cebada, maíz, sorgo y trigo $us 29.480.751 34.864.907 40.003.719 53.532.664 29.151.611 39.639.584 226.673.237% de consumo DO en realación volumen de ventas DOI 15 15 13 15 8 8

-

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Alfalfa 1,724 1,755 1,782 1,807 1,825 1,864 1,867 1,883 2,376 2,061 2,096Soya (1) 49,357 49,223 50,970 54,737 64,319 75,285 76,009 76,662 66,803 81,678 85,306Maní 895 875 896 905 936 953 954 960 990 980 989Girasol (1) 10,400 10,800 14,264 10,680 6,640 7,120 7,948 12,960 20,737 15,280 16,056Caña de Azúcar 26,874 29,195 31,984 32,769 33,234 33,576 35,917 42,434 46,853 40,114 41,120

CONSUMO DE DO EN CULTIVOS AGROINDUSTRIALES

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83

extranjeros (entre los que destacarían los rusos, pero con una creciente participación de argentinos,

colombianos y peruanos en los últimos años)58.

Del análisis anterior se concluye que los productores nacionales (´grandes`, ´medianos` y ´pequeños`),

no sobrepasan el 50% del total del área cultivada. Es más, considerando a los japoneses y menonitas

como productores nacionales (tal cual lo reclaman los directivos de la ANAPO) aun así, los extranjeros

detentan por lo menos un 40% de la superficie cultivada en los últimos años, y con tendencias de un

crecimiento de esa participación.

Según ANAPO existen tres categorías de productores en función del área que cultivan: los “pequeños”

(básicamente los “colonizadores” campesinos y algunos productores japoneses y menonitas), cuyas

superficies no exceden las 50 has; los “medianos” (básicamente el grueso de los menonitas y japoneses

y el segmento mayor de los productores nacionales), que cultivan de 51 a 1.000 has, y los “grandes”

(fundamentalmente las corporaciones y los productores extranjeros y un reducido grupo de

nacionales), con más de 1.000 has. Según la misma fuente, de los 14 mil productores soyeros un 2%

son “grandes”, 20% “medianos” y 78% “pequeños”59. En general los “pequeños” productores

enfrentan las condiciones más adversas en comparación con los otros tipos de productores. Esta

situación se debe a sus; “relativamente mayores costos de producción y menores precios recibidos por

su producto. Esto se explica por el menor poder de negociación de los pequeños productores al

comercializar su producción o comprar insumos en volúmenes pequeños y también por realizar sus

labores agrícolas con maquinaria alquilada” (Montenegro y Guzmán, 2000: 347). Los ‘pequeños`

productores deben incurrir en costos extraordinarios debido a la diversidad de trámites a cumplir ante

varias fuentes de financiamiento, pues al no poseer bienes hipotecables se ven obligados a recurrir a

una fuente para la obtención de semilla, agroquímicos y combustible. Por otro lado, es usual que

pongan como garantía de sus préstamos la cosecha a través de “contratos de propiedad de siembra”

(hipoteca de la cosecha) y que paguen intereses mayores que los “medianos” y “grandes” productores.

Por último, a la hora de entregar su producción a los acopiadores, los ‘pequeños` productores deben

58 Grupo de Trabajo sobre Desarrollo y Medio Ambiente en las Américas; Trabajo de Discusión No. 23: La soya en Bolivia, ¿el “grano de oro” que no brilla? Mamerto Pérez julio2008.Nota.- Con la intención de preservar en la mayor medida posible el sentido que imprimieron el y/o autores sus textos dentro de su análisis sobre la soya, se señala de manera textualcada párrafo.59 Grupo de Trabajo sobre Desarrollo y Medio Ambiente en las Américas; Trabajo de Discusión No. 23: La soya en Bolivia, ¿el “grano de oro” que no brilla? Mamerto Pérezjulio 2008Nota.- Con la intención de preservar en la mayor medida posible el sentido que imprimieron el y/o autores sus textos dentro de su análisis sobre la soya, se señala de manera textualcada párrafo.

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84

aceptar los resultados de los análisis físicos realizados por aquellos, que suelen suponer castigos altos

del valor de la producción (por humedad e impurezas).

Estos resultados permiten concluir que el factor determinante de la distribución de los beneficios según

la nacionalidad de los productores no es únicamente la magnitud de la superficie cultivada por cada

uno de los grupos, sino también la técnica utilizada por la mayoría de los productores de esos grupos.

TABLA Nº 26 MAGNITUD DE LOS BENEFICIOS DE GRUPOS DE PRODUCTORES SEGÚN SUNACIONALIDAD, CAMPAÑA 2003-2004

Fuente: Elaborado por Mamerto Pérez con datos de la CAO-ANAPO

Para fines de la presente investigación, la TABLA No 26 evidencia que los beneficios netos para los

productores nacionales corresponden al 34%, siendo así que los mayores beneficiados son los

productores extranjeros y con referencia al área de cultivo que corresponde a los productores

nacionales representa al 32% del total del área cultivada.

TABLA Nº 27 MAGNITUD DE LOS BENEFICIOS POR TIPO DE PRODUCTOR, CAMPAÑA 2003-200460

Fuente: Elaborado por Mamerto Pérez con datos de la CAO-ANAPO

De la TABLA No 27, se advierte que del total de las hectáreas cultivadas y beneficios netos, el 9%

corresponde a los productores pequeños que en su generalidad son nacionales.

Los indudables beneficios económicos que genera el complejo soyero para sus actores tienen un patrón

de distribución regresivo. Por lo menos en lo que concierne al subsector agrícola, donde concurren la

mayor parte de los actores, la distribución de los beneficios tiende a la concentración en muy pocos

60 Grupo de Trabajo sobre Desarrollo y Medio Ambiente en las Américas; Trabajo de Discusión No. 23: La soya en Bolivia, ¿el “grano de oro” que no brilla? Mamerto Pérezjulio 2008* En realidad, con el procedimiento empleado se obtuvo un monto de 72 millones de dólares para esta categoría, pero fue ajustado para llegar al total de 138,2 millones de dólares quese obtuvo en el análisis según nacionalidad porque éste tiene mayores fundamentos cuantitativos.Nota.- Con la intención de preservar en la mayor medida posible el sentido que imprimieron el y/o autores sus textos dentro de su análisis sobre la soya, se señala de manera textualcada párrafo.

MILES DE Has % MM $US % Menonitas 146 24 160 19 26 19 Japoneses 41 6 66 8 10 7 Nacionales 190 28 322 37 47 34 Brasileros 186 34 254 29 47 34 Otros 41 6 60 7 9 6 TOTAL 602 97 863 100 138 100

SUPERFICIESEMBRADA

BENEFICIOSNETOS

CAMPAÑA VERANO E INVIERNOCAMPAÑA VERANO

TIPO DEPRODUCTOR SUPERFICIE

SEMBRADA(MILES Has.)

BENEFICIONETOSMM $US

MILES DE Has % MM $US %Grandes 300 35 51 37Medianos 483 56 75,0 * 54Pequeños 80 9 12 9TOTAL 863 100 138 100

BENEFICIO NETOS TIPO DEPRODUCTOR

CAMPAÑA VERANO E INVIERNO SUPERFICIE SEMBRADA

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productores (fundamentalmente los “grandes” que a su vez son casi exclusivamente extranjeros) y

donde obviamente los “pequeños” (los más numerosos) son los menos favorecidos. De acuerdo a

datos estadísticos de ANAPO el año 2009 la superficie sembrada es de 631.500 hectáreas

disminuyendo en 24% con respecto a la superficie cultivada el año 2008 de 835.000 hectáreas.

Por lo expuesto anteriormente, la estimación de la subvención se realiza considerando los datos de la

TABLA Nº 27 Magnitud de los beneficios de grupos de productores según su nacionalidad, campaña

2003-2004 y bajo el supuesto de incremento de cultivo del 1% para los productores nacionales y el

consumo de DO 80 Lt por hectárea cultivada61.

4.2.3.1.5. Estimación del consumo de DO en el subsector soyero por tipo de

productor

Para estimar el consumo de DO por tipo de productor, se parte de los datos de la TABLA Nº 27

Magnitud de los beneficios de grupos de productores según su nacionalidad, campaña 2003-2004 y

bajo las condiciones descritas GRAFICA No 51.

GRAFICA Nº 51 CONSUMO DE DO POR TIPO DE PRODUCTOR NACIONAL–EXTRANJEROM LT

Fuente: Elaborado por Mamerto Pérez con datos de la CAO-ANAPO y YPFB – MHE

4.2.3.1.6. Valoración estimada de la subvención a DOI en el subsector soyero por

tipo de productor

La TABLA No 28, evidencia que la estimación del total de la subvención otorgada en beneficio de

productores nacionales de soya desde el 2005 al 2010 es de 107,6 MM $us frente a 208,8 MM $us

subvencionada a productores extranjeros y el total de subvención destinada a la producción de soya en

el periodo mencionado es de 316,4 MM $us, que en promedio anual representa 52,7 MM $us. Por otra

parte, la subvención total a cultivos de soya representa el 17% en promedio anual respecto a la

subvención total del DOI, los más favorecidos son los que tienen maquinaria que son los más grandes

61 Declaraciones de ANAPO prensa (El Mundo 30/06/09)

-10.00020.00030.00040.00050.00060.00070.00080.00090.000

2000 2001 2002 2003 2004(p) 2005(p) 2006(p) 2007(p) 2008(p) 2009(p) 2010(P)Productores extranjeros 32.576 32.487 33.640 36.126 42.451 47.430 47.126 46.764 40.082 48.190 49.478Productores nacionales 16.781 16.736 17.330 18.611 21.869 27.856 28.884 29.898 26.721 33.488 35.829

CONSUMO DE DIESEL POR TIPO DE PRODUCTOR

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TABLA Nº 28 VALORACIÓN ESTIMADA DE LA SUBVENCION A DIESEL OIL POR TIPO DEPRODUCTOR

$US

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, MHE, ANH y ANAPO BCB,, Resultados de estimación de costos de importación.Precios Promedio de compra de Producto: INE Importación de Diesel Oil valor CIF . Se considera % de la TABLA 27 para el cálculo de la subvención

Para el caso de la caña de azúcar de acuerdo a su extensión de cultivos, se clasifican en tres categorías

de productores en función del área que cultivan: los “pequeños” (básicamente los colonizadores

campesinos, cuyas superficies no exceden las 20 has; los “medianos” de 20 a 50 has y el segmento de

los grandes productores desde 50 has62. La participación por cada categoría se presenta en la TABLA

No 29.

TABLA Nº 29 PARTICIPACION PORCENTUAL POR CATEGORIA EN SUPERFICIE DE CULTIVO

Fuente: Diseño y estructuración de sistema de costos para la producción de caña de azúcarDirección de producción del Ejercito DIPE

TABLA Nº 30 COSTOS POR TECNOLOGIA DE LABORES EN CULTIVO DE CAÑA DE AZUCAR$US

Fuente: Diseño y estructuración de sistema de costos para la producción de caña de azúcar. Dirección de producción del Ejercito DIPE

62 Diseño y estructuración de sistema de costos para la producción de caña de azúcar Dirección de producción del Ejercito DIPE y http://base.d-p-h.info/es/fiches/dph/fiche-dph-7808.html

DETALLE/AÑO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTALESConsumo productores nacionales de soya Lt 27.855.613 28.883.587 29.898.305 26.721.248 33.488.167 35.828.706Consumo productores extranjeros de soya Lt 47.429.827 47.125.853 46.764.015 40.081.872 48.190.288 49.477.737Volumen de venta de DOI Lt 330.916.722 361.474.133 425.225.000 402.595.000 643.524.292 704.712.760Diferencia Costo de DOI – Precio de Mdo. Interno $us/Lt 0,59 0,66 0,71 0,91 0,54 0,72Subvencion a productores nacionales de soya $us 16.550.987 19.071.232 21.314.588 24.392.957 18.092.061 25.907.301 107.564.460Subvención a productores extranjeros de soya $us 28.181.411 31.116.220 33.338.202 36.589.436 26.034.916 35.776.749 208.801.600subvención total a producción de soya $us 44.732.399 50.187.452 54.652.790 60.982.393 44.126.977 61.684.050 316.366.060% de subvencion a producción de soya respecto al total subv. DOI 23 21 18 17 13 12

TIPO DE PRODUCTORES SUPERFICIECULTIVADA

PEQUENOS (1-20) Has 24%MEDIANOS (20-50) Has 19%GRANDES (>50) Has 58%TOTAL 100

DETALLE $US/HasCOSTO DE

COMBUSTIBLE$US

LtDO

DESMONTETumbado y acordonado 55 229,46 74SIEMBRA 0ACTIVIDADES Y COSTOS MECANICOS POR HECTAREATransporte De acuerdo a distancia -Distribución 15 63 20Tapado 15 63 20Apisionado 8 33 11ASPERSION -Maquinaria y Equipo 8 33 11CULTIVO -Maquinarias -Rastreado 15 63 20cultivado 15 63 20MANTENIMIENTO DE LOTE -MAQUINARIA -Mantenimiento de borde o cabecera 20 83 27Mantenimiento de caminos 30 125 40Desbrozado 20 83 27SUBSOLADO -Maquinaria y equipo 30 125 40TOTAL 231 998 309

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El crecimiento de la industria azucarera ha repercutido también en el incremento de las extensiones de

los cultivos de caña de azúcar y por consiguiente, en la implementación – cada vez mayor – de

maquinaria en la zafra, por tanto en el incremento de consumo en combustible se verifica en la TABLA

No 30.

4.2.3.1.7. Estimación del consumo de DO en el subsector cañero por tipo de

productor

Para estimar el consumo de DO por tipo de productor se parte de los datos de la TABLA Nº 29

Participación porcentual por categoría en superficie de cultivo y bajo el supuesto de que el consumo de

DO 310 Lt por hectárea cultivada.

GRAFICA Nº 52 CONSUMO DE DO POR TIPO DE PRODUCTORM LT

Fuente: Elaborado con datos del documento Diseño y estructuración de sistema de costos para la producción de caña de azúcarDirección de producción del Ejercito DIPE e INE

La GRAFICA No 52, evidencia que el mayor volumen de consumo de DO se presenta en los

productores grandes con el 58%, los pequeños productores con 24% y los medianos productores 19%

del total de consumo de DO en la producción de caña de azúcar.

4.2.3.1.8. Valoración estimada de la subvención al DOI en el subsector cañero por

tipo de productor

La TABLA No 31, evidencia que la estimación promedio anual de subvención otorgada en beneficio de

productores cañeros desde el 2005 al 2010 en promedio anual es de 27,99 MM $us y el valor total de

éste periodo corresponde a 167,96 MM $us, de dicho monto 97,27 MM $us corresponde a los grandes

productores, 39,56 MM $us a los productores pequeños y 31,12 MM $us a los medianos. En este caso

la subvención es justificada ya que el azúcar refinado es un producto de mayor importancia en la

canasta básica familiar, lo cual no quiere decir realizar las transferencias sin ningún mecanismo de

control.

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010GRANDES (>50) Has 15.564 16.908 18.524 18.978 19.248 19.446 20.802 24.576 27.135 23.232 23.815

MEDIANOS (20-50) Has 4.980 5.410 5.927 6.072 6.158 6.222 6.656 7.863 8.682 7.433 7.620

PEQUENOS (1-20) Has 6.330 6.877 7.534 7.718 7.828 7.909 8.460 9.995 11.036 9.449 9.685

CONSUMO DE DIESEL OIL POR TIPO DE PRODUCTOR CAÑA DE AZUCAR

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TABLA Nº 31 VALORACIÓN ESTIMADA DE LA SUBVENCION A DIESEL OIL POR TIPO DEPRODUCTOR

$US

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, BCB,, Resultados de estimación de costos de importación.Precios Promedio de compra de Producto: INE Importación de Diesel Oil valor CIF y el documento Diseño y estructuración de sistema de costos para laproducción de caña de azúcar. Dirección de producción del Ejercito DIPE e INE. Para el cálculo de la subvención se considero los datos de la TABLA

No 34.

4.2.4. Consumo de DO en el sector minero

Impulsado por los altos precios internacionales de minerales, el año 2003 se reactiva el sector minero

incrementando la producción y por lo tanto las exportaciones de los mismos, tanto así que el año 2008

más las exportaciones de los hidrocarburos representan casi tres cuartas partes (72,4%) de las

exportaciones totales que realiza Bolivia.

Este sector en el desarrollo de sus actividades consume DO para generar electricidad, transporte y

funcionamiento de maquinaria.

4.2.4.1. Estimación de consumo DO en el subsector minero

Si bien no existe datos sobre el consumo de DO de este subsector, los datos estadísticos sobre la tasa

de crecimiento de la producción de minerales, permiten realizar estimaciones del consumo de DO para

el mismo, considerando como base el consumo del sector minero del año 2000 publicado por YPFB

unidad de negocios de comercialización Informe anual de ventas. Al igual que en el subsector

agricultura es necesario determinar la estructura productiva del sector minero en Bolivia, concebido

como un sector productivo estratégico generador de excedentes, empleo e ingresos, a lo largo de su

historia con mayor o menor importancia relativa en su evolución, ha sido tradicionalmente agrupado

en tres categorías Minería Estatal, Minería Mediana, Minería Chica y Cooperativas, considerándose

que está conformada de más 200.000 trabajadores, cooperativistas entre 70.000 a 100.000 y 1.200

empresas pequeñas sin contar sus trabajadores y las empresas grandes y transnacionales son pocas

pero producen el 60% de los minerales(2007).63

63 Minería en BoliviaDocumento: Beneficio de pocos y pobreza de muchos: Caso Proyecto minero Poopo. Cedla Separata de prensa Oruro 29 de junio del 2008.

DETALLE/AÑO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTALConsumo DO en la produccion de caña de azúcar Lt 33.575.790 35.917.220 42.434.350 46.853.090 40.114.361 41.119.814Volumen de venta de DOI Lt 330.916.722 361.474.133 425.225.000 402.595.000 643.524.292 704.712.760Diferencia Costo de DOI – Precio de Mdo. Interno 0,59 0,66 0,71 0,91 0,54 0,72Subvención al productor de caña de azúcar $us 19.949.749 23.715.393 30.251.571 42.770.660 21.671.877 29.606.266 167.965.516Pequeños productores (1 -20) has 4.699.003 5.585.971 7.125.515 10.074.286 5.104.637 6.973.519 39.562.931Medianos productores (20 - 50) has 3.696.794 4.394.587 5.605.776 7.925.629 4.015.913 5.486.197 31.124.896Grandes productores (> 50) has 11.553.952 13.734.835 17.520.280 24.770.745 12.551.327 17.146.550 97.277.689

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A manera de ejemplo sobre la distribución de beneficios se puede señalar que: En un grupo de cuatro

peones que trabajan para un socio, la distribución de producción es de 40% para el socio y el 60% para

los peones, lo que representa entre 700 y 1.000 Bs. de ingresos al mes para los peones.64 Sobre la base

de los datos analizados anteriormente referentes al consumo de DO en el sector minero se obtiene los

siguientes datos:

4.2.4.2. Estimación de consumo DO en el subsector minero por categoría

Para la estimación del consumo DO por categoría en el subsector minero se considera los porcentajes

del valor de producción en $us publicados por el ministerio de minería y metalurgia.

De acuerdo a la GRAFICA No 53, se evidencia que el mayor consumidor de DO en el subsector

minero es la empresa mediana siendo su participación promedio en el consumo DO entre el 2001 y

2010 del 58 %, el 38% corresponde a las empresas chicas y cooperativas y a COMIBOL corresponde

al 4%, con respecto al total del consumo en el subsector minero.

GRAFICA Nº 53 ESTIMACION DE CONSUMO DO EN EL SUBSECTOR MINERO PORCATEGORIA

BBL

Fuente: YPFB, MHE y Ministerio de Minería y Metalurgia 2009 y 2010 proyecciones. Se considera para el cálculo del consumo por categoría el % departicipación e la producción de minerales

4.2.4.3. Valoración estimada de la subvención al DOI subsector minero por categoría

De acuerdo a la TABLA No 32, se estima que el Estado subvencionó al sector minero en promedio

anual desde el año 2005 al 2010 un valor de 6,7 MM $us, estimando un total en el mismo periodo de

40 MM $us de los cuales se benefician las empresas medianas nacionales con 807 M $us. Las

empresas transnacionales o extranjeras con 22 MM $us, las empresas pequeñas y cooperativistas con

14 MM $us, por último COMIBOL con 3 MM $us.

64COOPERATIVAS MINERAS EN BOLIVIA: Formas de organización, producción y comercialización Jocelyn Michard Centro de Documentación e Información Bolivia –CEDIB Cochabamba-Bolivia 2008

-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Coorporación Minera de Bolivia 1.589 - - - - - 260 3.285 5.812 9.309 9.631Mineria Chica y Cooperativas 10.41 8.851 9.233 11.62 15.28 14.99 16.14 17.02 23.27 31.28 27.29Mineria Mediana 17.16 19.35 19.53 18.19 15.31 18.38 19.49 23.03 50.75 49.62 43.36

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TABLA Nº 32 ESTIMACION DE LA SUBVENCION A DIESEL OIL EN EL SECTOR MINERO$US

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, MHE, BCB, varios documentos sobre minería, Resultados de estimación de costos de importación.. PreciosPromedio de compra de Producto: INE Importación de Diesel Oil valor CIF

Nota.- Los porcentajes de subvención se extrae en analogía a la producción de plata: Empresa Minera Inti Raymi / Elaboración: PCR. INFORMESECTORIAL BOLIVIA: MINERÍA Cecilia Terán Morales y Alan Moscoso De las Muñecas

Una vez más, al igual que en los cultivos de soya y caña de azúcar, se estima que la subvención de

DOI en el sector minero no necesariamente beneficia a los segmentos productivos que más lo

necesiten.

4.2.4.4. Estimación del consumo de DO y subvención total a DOI en el sector

agropecuario pesquero y minero

De acuerdo a la TABLA No 33 y bajo el supuesto de que en el sector agropecuario pesquero y minero

el volumen consumido de DO en su totalidad corresponde al volumen de las ventas de DOI, en

consecuencia se estima que el Estado subvencionó al sector agropecuario desde el año 2005 al año

2010 un valor total estimado de 781 MM $us, 40 MM $us al subsector minero y 16,7 MM $us al

subsector pesquero.

La presente investigación considera, que los productores extranjeros de soya y minerales no deben

gozar del beneficio de la subvención, ya que al ser grandes o medianos productores el margen de

ganancia es mayor al de los otros productores internacionales. En el caso de los productores

nacionales requiere mayor análisis sobre las condiciones para la transferencia de subvención a DO.

TABLA Nº 33 VALORACION ESTIMADA DE LA SUBVENCION A DOI SECTOR AGROPECUARIO,PESQUERO Y MINERO

$US

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, MHE, BCB, varios documentos sobre minería, Resultados de estimación de costos de importación. PreciosPromedio de compra de Producto: INE Importación de Diesel Oil valor CIF. Tasas de crecimiento PIB sector transporte, minero, construcción.

Consumo de DO 80/Lt por hectárea cultivada sector agroindustrial

DETALLE/AÑO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTALConsumo DO sub sector minero Lt 5.306.546 5.707.440 6.890.993 12.692.883 14.342.958 12.765.232Volumen de venta de DOI Lt 330.916.722 361.474.133 425.225.000 402.595.000 643.524.292 704.712.760Diferencia Costo de DOI – Precio de Mdo. Interno 0,59 0,66 0,71 0,91 0,54 0,72Subvención al subsector minero $us 3.152.994 3.768.504 4.912.609 11.586.920 7.748.817 9.190.967 40.360.810Minería empresas medianas nacionales 2% de las Emp. Medianas $us 63.060 75.370 98.252 231.738 154.976 183.819 807.216Empresas medianas extranjeras $us 1.673.163 1.971.168 2.512.020 7.134.155 4.107.019 4.780.492 22.178.017Minería chica y cooperativas $us 1.416.772 1.694.628 1.929.999 3.377.553 2.687.313 3.124.233 14.230.497COMIBOL $us - 27.338 372.338 843.473 799.508 1.102.423 3.145.080

DETALLE/AÑO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTALConsumo Total DO sector agrop., pesq. y min. Lt 177.267.200 184.905.000 201.943.656 213.361.687 212.669.127 217.502.302Consumo DO sub sector agrícola Lt 168.415.310 175.499.460 191.013.790 196.401.570 194.072.787 200.387.024Consumo DO sub sector minero Lt 5.306.546 5.707.440 6.890.993 12.692.883 14.342.958 12.765.232Consumo DO sub sector pesquero Lt 3.545.344 3.698.100 4.038.873 4.267.234 4.253.383 4.350.046Volumen de venta de DOI Lt 330.916.722 361.474.133 425.225.000 402.595.000 643.524.292 704.712.760Diferencia de Costo de DOI – Precio de Mdo. Interno 0,59 0,66 0,71 0,91 0,54 0,72Subvención al sub sector agropecuario $us 100.067.434 115.878.642 136.174.284 179.288.598 104.848.279 145.046.760 781.303.995Subvención al sub sector minero $us 3.152.994 3.768.504 4.912.609 11.586.920 7.748.817 9.239.898 40.409.740Subvención al sub sector pesquero $us 2.106.539 2.441.778 2.879.324 3.895.419 2.297.900 3.148.707 16.769.668

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4.2.5. Consumo de DO en el sector de industria

En la actividad industrial se tiene procesos muy costosos no sólo en la construcción de plantas sino

también en el uso de energía, tal es así como un ejemplo, la industria de cemento en su estructura de

costos, la energía térmica incide en el 31% y el 14% de energía eléctrica del costo de fabricación,

siendo indispensable su reducción y control como una estrategia de ahorro de energía para su

competitividad e incrementos en el rendimiento65. Es así que en Bolivia SOBOCE tiene la intención

de invertir entre 30 y 35% del costo para la construcción de un ducto desde Achica Arriba (carretera La

Paz – Oruro) hasta la población de Viacha.66

4.2.5.1. Estimación del consumo de DO sector industria

Las principales industrias de Bolivia están compuestas por cemento, alimentos, bebidas, tabaco,

textiles ladrilleras, cerámicas entre otras. La energía en el sector industrial representa en muchos casos

aproximadamente el 30% del costo de producción, por lo cual el costo de la energía es un factor

importante en la elección de combustibles.

A pesar de existir en nuestro país un energético en abundancia y a menor precio que los demás

carburantes como es el gas natural y que crece su demanda en el tiempo en el sector industrial aun así,

se presenta un incremento en el consumo de DO a una tasa de crecimiento promedio anual del 8%

entre el 2000 al 2010 GRAFICA No 54.

GRAFICA Nº 54 CONSUMO DE DIESEL OIL EN EL SECTOR INDUSTRIALBBL

Fuente: Elaboración con datos YPFB, MHE e INE.

65Documento.- EL AHORRO DE ENERGIA COMO ESTRATEGIA PARA LA COMPETITIVIDAD GLOBAL Claudia Jimena Gilvono Torres6626/10/2010 Hidrocarburosbolivia.com

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Industria 23.92 25.37 26.18 27.68 32.99 35.27 36.85 39.63 42.92 44.13 49.44

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

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4.2.5.2. Valoración estimada de la subvención al DOI sector industrial

De acuerdo a la TABLA No 34 y bajo el supuesto de que en el sector industrial el volumen consumido

de DO en su totalidad corresponde al volumen de las ventas de DOI, en consecuencia el Estado

subvenciono a este sector desde el año 2005 al año 2010 un valor en promedio anual de 4,6 MM $us. y

un total en éste periodo de 27 MM $us.

TABLA Nº 34 VALORACION ESTIMADA DE LA SUBVENCION A DIESEL OIL EN EL SECTORINDUSTRIAL

$US

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, MHE, BCB,, Resultados de estimación de costos de importación.Precios Promedio de compra de Producto: INE Importación de Diesel Oil valor CIF

4.2.6. Consumo de DO en el sector construcción

El DO es uno de los principales insumos en el equipo pesado de construcción, el volumen de consumo

depende del tipo de equipo y su estado, tecnología y tipo de trabajo. Las obras que más consumen DO son

en construcción de carreteras pavimento flexible, perforación de pozos, agua potable, alcantarillado y

pavimento urbano. El ejemplo claro es que según la empresa constructora Santa Fé y Asociados

responsables de la construcción de la carreta Doble vía La Paz - Oruro señalaron a la prensa que el

requerimiento de DO para el 2012 es de 750.000 Lt/mes y considerando que en Bolivia la inversión pública

contempla la construcción, mantenimiento y mejoras de vías alcanzando en un 65% del total de la inversión

pública67. Es necesario estimar el consumo de DO en éste sector.

4.2.6.1. Estimación del consumo de DO sector construcción

Según datos del INE, el PIB del sector construcción crece a una tasa promedio anual de 11% a partir

del año 2004 hasta el año 2009, razón por lo que se considera a este sector en la estructura del

consumo final de DO, con el objetivo de estimar el consumo de DO con el menor margen de error

posible, la base de estimación es la información del año 2000 publicado por Y.P.F.B. Unidad de

negocios de comercialización: Informe anual de ventas.

6726/Ing. Mgr. Marcelo Vargas Roca

DETALLE/AÑO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTALConsumo DO sector industrial Lt 5.608.292 5.859.073 6.301.104 6.824.416 7.017.033 7.859.997Volumen de venta de DOI Lt 330.916.722 361.474.133 425.225.000 402.595.000 643.524.292 704.712.760Diferencia de Costo de DOI – Precio de Mdo. Interno 0,59 0,66 0,71 0,91 0,54 0,72Subvención al sub sector industrial $us 3.332.282 3.868.624 4.492.075 6.229.787 3.790.968 5.689.326 27.403.062

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La GRAFICA No 55, señala que el consumo de DO en el sector de construcción se estima que crece a

una tasa promedio anual de 14% a partir del año 2004 al año 2009 y disminuye en un 7% el año 2010

considerándose que es debido a la escasez de cemento.

GRAFICA Nº 55 CONSUMO DE DIESEL OIL EN EL SECTOR CONSTRUCCIONBBL

Fuente: INE PIB sector construcción YPFB base datos 2000PIB Trimestral 2010 con respecto 2009

4.2.6.2. Valoración estimada de la subvención al DOI sector construcción

De acuerdo a la TABLA No 35 y bajo el supuesto de que en el sector construcción el volumen

consumido de DO en su totalidad corresponde al volumen de las ventas de DOI, en consecuencia el

Estado subvenciono a este sector desde el año 2005 al año 2010 por un valor total de 34 MM $us y en

promedio anual representa un valor de 5,7 MM $us.

TABLA Nº 35 VALORACIÓN ESTIMADA DE LA SUBVENCION A DIESEL OIL EN EL SECTORCONSTRUCCION

$US

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, MHE, BCB, Resultados de estimación de costos de importación.Precios Promedio de compra de Producto: INE Importación de Diesel Oil valor CIF

4.2.7. Consumo de DO en el sector electricidad

El Artículo 61° de la Ley No 1604 de 21 de diciembre de 1994, de Electricidad, establece que el Estado

tiene la responsabilidad de desarrollar la electrificación en poblaciones menores y en el área rural,

donde no puedan ser atendidas exclusivamente por la iniciativa privada, por tanto y en tanto no se

desarrollen otras alternativas energéticas para la sustitución del combustible subvencionado, el

consumo DO se incrementará en el Sistema Aislado.

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Consumo total DO Sector

Construcción 32.403 30.724 36.332 29.346 30.316 34.882 45.052 50.821 57.456 62.295 57.934

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

DETALLE/AÑO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTALConsumo DO sector construcción Lt 5.545.599 7.162.433 8.079.578 9.134.396 9.903.646 9.210.391Volumen de venta de DOI Lt 330.916.722 361.474.133 425.225.000 402.595.000 643.524.292 704.712.760Diferencia de Costo de DOI – Precio de Mdo. Interno 0,59 0,66 0,71 0,91 0,54 0,72Total de subvención $us 3.295.032 4.729.205 5.759.955 8.338.493 5.350.468 6.666.786 34.139.939

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4.2.7.1. Estimación del consumo de DO sector electricidad

El sector de electricidad no es un sector de consumo final de DO, pero es de transformación energética

y de acuerdo a la GRAFICA No 18 hasta el año 2007 se utiliza como combustible el 4% de DO en la

producción de energía eléctrica, frente a un 55% de hidroenergía, un 39% de gas natural y 2% de

biomasa.

La oferta de electricidad está basada en centrales de generación hidroeléctrica y termoeléctrica como

anteriormente se había mencionado, la misma es desarrollada principalmente a través del Sistema

Interconectado Nacional, SIN en el cual están integrados los principales centros de producción y

consumo de los departamentos de La Paz, Cochabamba, Santa Cruz, Oruro, Potosí y Sucre; y abarca el

92,1% del mercado nacional. Adicionalmente se cuenta con pequeños sistemas aislados con

características diversas en las ciudades y poblaciones menores de Tarija, Pando, Beni y parte de Santa

Cruz. La evolución del consumo de DO en las centrales eléctricas se evidencia en la siguiente

GRAFICA No 56.

GRAFICA Nº 56 CONSUMO DE DIESEL OIL EN CENTRALESELÉCTRICAS/AUTOPRODUCTORES

BBL

Fuente YPFB, MHE, Superintendencia de Electricidad y Anuario Estadístico 2008-2009 Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad

Las centrales y unidades que generan electricidad mediante DO y/o gas natural/Diesel Oil hasta el año

2009 se detallan en la TABLA No 36.

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006(p) 2007(p) 2008(p) 2009(p) 2010(p)Consumo total DO Sector Electricidad 67.746 76.331 75.184 123.767 129.565 141.073 191.457 226.518 213.992 230.150 259.801

-

50.000

100.000

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TABLA Nº 36 CENTRALES Y UNIDADES TERMOELÉCTRICAS A DIESEL OIL – 2009

Fuente: La información se obtuvo de los formularios ISE 130, que presentaron los agentes para la gestión 2008-2009

El Sistema Aislado es el mayor consumidor de DO ya que son 18 unidades de generadores de

electricidad que funcionan a DO frente a 5 unidades del SIN que además son de sistema dual Gas

Natural/Diesel Oil, dicho consumo se verifica en GRAFICA No 57, evidenciando el crecimiento del

consumo de DO en el Sistema Aislado y SIN a una tasa promedio anual de 16% entre los años 2000 y

2009, presentando picos el 2003 con una tasa de crecimiento del 65% respecto al 2002. El 2006

presenta una tasa anual de crecimiento del 36% con respecto al 2005, el 2007 presenta una tasa de

crecimiento del 18% con respecto al 2006. El año 2008 disminuye el consumo a una tasa anual del 6%

incrementándose el 2009 a una tasa del 8%. El consumo de DO en el SIN es mínima frente al

consumo del Sistema Aislado.

GRAFICA Nº 57 CONSUMO DE DIESEL OIL POR TIPO DE SISTEMA DE GENERACION DEELECTRICIDAD

M LITROS

Fuente: YPFB, MHE,, Superintendencia de Electricidad y Anuario Estadístico 2008-2009Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad

A pesar de existir subvención a DO para la generación de electricidad, las tarifas más altas del país

para este servicio se concentran en los departamentos que forman parte del sistema aislado de

electrificación este hecho se verifica en la GRAFICA No 58. Además de evidenciar, que las tarifas del

CENTRAL AÑO OPERACIONSIN INICIO FINAL

ARJ1 1974 Gas Nat./Diesel FuelARJ2 1974 Gas Nat./Diesel FuelARJ3 1974 Gas Nat./Diesel FuelARJ5 1970 Gas Nat./Diesel FuelARJ6 1971 Gas Nat./Diesel Fuel

G2 2008 Diesel OilG3 2000 Diesel OilG4 2003 Diesel OilG5 2002 Diesel OilG6 2002 Diesel OilG7 2008 Diesel OilG8 2005 Diesel Oil

G0 2001 Diesel OilG1 1992 Diesel OilG2 1992 Diesel OilG4 1988 Diesel OilG6 1988 Diesel OilG7 1998 Diesel OilG8 1998 Diesel OilG9 2002 Diesel Oil

G10 2003 Diesel OilG11 2008 Diesel OilG12 2008 Diesel Oil

CASA DEMAQUINAS II

Sistema AisladoSistema Cobija (ENDE)

ARANJUEZ

CASA DEMAQUINA I

UNIDAD TIPO COMB.

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009SISTEMA AISLADO 10.601 11.481 11.883 19.324 20.416 22.233 30.340 35.976 33.815 36.219SIN 169 654 70 352 182 195 98 36 206 370

0

5000

10000

15000

20000

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40000

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sistema aislado son mayores a la del SIN en los siguiente porcentajes: Entre el año 2000 y 2003 son

mayores en un promedio del 28%, entre el año 2004 y 2006 son mayores en promedio de 17% y entre

el año 2006 y 2009 son mayores en un promedio de 10%.

GRAFICA Nº 58 TARIFAS PROMEDIO A CONSUMIDOR FINAL POR TIPO DE SISTEMA[CUS$/KWH] SIN IVA

Fuente: Anuario Estadístico 2008-2009 Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad

La GRAFICA No 59, evidencia que a pesar de la subvención de DO a familias bolivianas de

poblaciones alejadas correspondientes a los departamentos de Tarija, Pando, Beni y parte de Santa

Cruz (Sistema Aislado), aun así se tiene tarifas más altas en cada una de las categorías en las

poblaciones urbanas que cuentan con el SIN y un mayor desarrollo económico y social.

GRAFICA Nº 59 TARIFAS PROMEDIO AL CONSUMIDOR FINAL POR CATEGORIA Y TIPODE SISTEMA

([CUS$/KWH] SIN IVA)

Fuente: Anuario Estadístico 2008-2009 Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad

4.2.7.1.1. Valoración estimada de la subvención al DOI sector electricidad Sistema Aislado

De acuerdo a la GRAFICA No 60 y bajo el supuesto de que en el sector de electricidad Sistema

Aislado consume en su totalidad DO correspondiente al volumen de DOI, en consecuencia el Estado

subvencionó a este sector desde el año 2005 al año 2010 en una estimación de 138,9 MM $us, con un

promedio anual que representa 23,1 MM $us. Al mismo tiempo, se deduce una estimación sobre el

-

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009Tarifa promedio Sitema Aislado 14,00 12,84 11,85 11,20 9,32 9,16 9,40 9,23 10,12 10,69

Tarifa promedio SIN 9,22 9,43 8,42 7,69 7,58 7,74 7,86 8,26 9,15 9,60

0

2

4

6

8

10

12

14

16

Domiciliaria General Industrial Mineria A. Publico OtrosTarifa promedio SIN 7,65 10,59 5,33 4,54 9,27 3,79

Tarifa promedio Sistema Aislado 9,03 14,32 11,15 - 10,03 7,39

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porcentaje de participación por categoría en la subvención DO sector electricidad Sistema Aislado. Es

así que la categoría residencial se beneficia con 64% del total de la subvención al Sistema Aislado, la

categoría general con el 14%, la categoría industrial con el 11%, la categoría alumbrado público y

otros con el 5%.

GRAFICA Nº 60 VALORACION ESTIMADA DE LA SUBVENCION A DIESEL OIL EN EL SECTORELECTRICIDAD SISTEMA AISLADO

$US

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, MHE, BCB,, Resultados de estimación de costos de importación.Precios Promedio de compra de Producto: INE Importación de Diesel Oil valor CIF, Anuario Estadístico 2008-2009 Autoridad de Fiscalización y Control

Social de Electricidad

4.2.8. Consumo de DO en actividades no registradas

El consumo de DO en actividades no registradas ha sido una preocupación permanente del Estado sin

que a la fecha no exista solución a este problema.

4.2.8.1. Estimación de consumo DO en Actividades no registradas

La GRAFICA No 61, estima el consumo de DO por actividades no determinadas en base a las

estimaciones de consumo por cada actividad, el porcentaje promedio de consumo de DO en

actividades no determinadas entre los años 2005 y 2010 es el 23% del total de ventas de DO y

representa el 64% del volumen de ventas DOI. Este porcentaje evidencia ineficiencia en la asignación

de volúmenes por parte del Estado a los distritos comerciales.

-

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

25.000.000

30.000.000

35.000.000

2005 2006 2007 2008 2009 2010Subvencion categoria Otros $us 792.597 1.201.980 1.538.831 1.852.106 1.174.057 1.775.669Subvencion categoria Publico $us 660.498 1.001.650 1.282.359 1.543.421 978.381 1.479.724Subvencion categoria Industrial $us 1.453.095 2.203.630 2.821.190 3.395.527 2.152.438 3.255.393Subvencion categoria General $us 1.849.394 2.804.620 3.590.605 4.321.580 2.739.466 4.143.227Subvencion categoria residencial $us 8.454.373 12.821.122 16.414.196 19.755.795 12.523.274 18.940.468

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GRAFICA Nº 61 CONSUMO TOTAL DE SECTORES REGISTRADOS Y ACTIVIDADES NOREGISTRADAS VS VENTAS DON+DOI E IMPORTADO

BBL

Fuente: Elaborado con datos de YPFB-MH – INE - Superintendencia de Electricidad, Superintendencia de Hidrocarburos y resultados del análisis deconsumo de DO

Por otra parte, es necesario estimar los posibles componentes de este ítem. La presente investigación,

estima que el volumen consumido por actividades no registradas está constituido por transporte

internacional, mercado negro (para la producción de cocaína y economías subterráneas que se

desarrollan en lugares de poca densidad poblacional).

4.2.8.2. Consumo de DO en el transporte carretero de carga internacional y vehículos no

registrados “Chutos”.

La Cámara Boliviana de Transporte Nacional e Internacional, solicitó oficialmente al gobierno la

ampliación de cupo de provisión de DO a 300 Lt fuera de tanque68, reconoció que el combustible

boliviano es utilizado para el viaje internacional de ida y de retorno razón por la cual, se considera que

el transporte internacional consume en promedio 500 Lt por viaje. Sin embargo, de acuerdo a datos de

incautación un vehículo de alto tonelaje puede transportar 700 Lt. Por tanto, se considera un consumo

promedio por viaje/vehículo de 700 Lt hasta el año 2007 y a partir del año 2008 se considera 500 Lt

por vehículo de carga internacional.

Por otra parte, la justificación para ley de registro de autos indocumentados por parte del gobierno es

que, en la actualidad existen 10.000 a 15.000 autos indocumentados en circulación en todo en territorio

boliviano69, razón por la cual se considera en la presente investigación el porcentaje de participación

68El deber 01/12 /200869El presidente de la Comisión de Planificación, Política Económica y Finanzas de la Cámara de Diputados, Marcelo Elio, estima que entre 10 y 15 mil vehículosse beneficiarán con la norma, aunque considera que es una cifra que no puede ser confirmada. eldeber.com. Miércoles, 8 de junio del 2011

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1.000.000

2.000.000

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8.000.000

9.000.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Consumo en actividades no registradas 1.403.508 1.234.826 1.247.736 1.613.812 1.631.052 1.704.877 2.093.041 1.957.297 1.427.004 1.771.096 1.597.983Ventas DON + DOI BBL 4.836.730 4.839.530 5.020.039 5.575.065 6.199.395 6.621.915 7.280.747 7.578.721 7.452.447 7.936.925 8.363.610Consumo en actividades registradas BBL 3.432.992 3.604.474 3.772.064 3.960.988 4.568.048 4.916.723 5.187.359 5.621.063 6.025.088 6.165.452 6.765.594Ventas DOI 2.071.799 2.059.198 1.796.085 1.982.194 1.479.070 2.081.499 2.273.708 2.674.708 2.532.363 4.047.832 4.432.713

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de vehículos a DO en el parque automotor para el año 2009 según información del INE, el mismo es

equivalente a 20%, que representa a 3.000 vehículos indocumentados a DO considerando el número

máximo de estimación por el gobierno, a una tasa promedio de crecimiento del 27% entre el 2000 al

2004 y la tasa de crecimiento del 9% entre el 2006 al 2010.

4.2.8.3. Estimación del consumo de DO en el transporte carretero de carga internacional

y vehículos no registrados “Chutos”.

La GRAFICA No 62, estima que el consumo de DO en el transporte carretero de carga internacional

corresponde al 23%, porcentaje promedio anual del volumen de ventas de DOI entre los años 2000 al

2010. Con respecto al consumo estimado de vehículos indocumentados se estima que es el 3% del

volumen de DOI.

GRAFICA Nº 62 CONSUMO ESTIMADO DE DIESEL OIL TRANSPORTE CARRETERO DECARGA INTERNACIONAL Y VEHICULOS NO REGISTRADOS

Lt

Elaborado con datos INE Importación valor bruto kg. Capacidad promedio del transporte 20 Tn.Ministerio de Comercio exterior y turismo Perú y Estimaciones ADUANA autos Chutos por registrar

4.2.8.4. Valoración estimada de la subvención a DOI para el transporte carretero de carga

internacional y vehículos registrados “Chutos”.

La TABLA No 37, estima que la subvención al transporte carretero de carga internacional representa en

promedio al 20% de la subvención de DOI, equivalentes a 361 MM $us total acumulado entre el 2005

y 2010, que representa en promedio anual 60,1 MM $us. Por otra parte, se estima que la subvención

otorgada a vehículos indocumentados es del 4% con respecto a la subvención total de DOI.

Representando un total de 67,3 MM $us entre el 2005 al 2010 y en promedio anual es de 11,2 MM

$us.

-100.000.000200.000.000300.000.000400.000.000500.000.000600.000.000700.000.000800.000.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Consumo de DO transporte pesado de carga internacional Lt 77.907.935 73.658.760 77.337.295 77.465.185 75.461.890 83.100.500 89.816.930 105.123.655 81.771.675 82.619.975 80.295.925Consumo de DO en vehiculos no registrados (3.000 veh - 2005) 2.675.505 3.665.076 5.020.652 6.877.605 9.421.377 12.905.996 14.067.536 15.333.614 16.713.640 18.217.867 19.857.475Ventas DOI 329.374.543 327.371.300 285.541.671 315.129.257 235.142.612 330.916.722 361.474.133 425.225.000 402.595.000 643.524.292 704.712.760

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TABLA Nº 37 VALORACION ESTIMADA DE LA SUBVENCION A DIESEL OIL TRANSPORTECARRETERO DE CARGA INTERNACIONAL

($US)

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, MHE, BCB,,

Resultados de estimación de costos de importación.Precios Promedio de compra de Producto: INE Importación de Diesel Oil valor CIF, INE importación valor bruto kg. Capacidad promedio del transporte

20 Tn.

4.2.8.5. Consumo de DO en actividades ilícitas (Contrabando, producción de cocaína y

robo de producto)

La presente investigación a parte de considerar el consumo de DO en el transporte de carga

internacional y en el consumo DO en actividades no registradas, también se considera el consumo DO

en las actividades ilícitas como el contrabando, el consumo de DO en la producción de cocaína y robo

de producto.

4.2.8.5.1. Estimación del volumen de DO con destino al contrabando

La Agencia Nacionales de Hidrocarburos presenta como logros las incautaciones de DO realizadas en

los años 2009 y 2010 por un volumen de 93.232 Lt y 26.166 Lt respectivamente, incautaciones

realizadas sólo en La Paz y Santa Cruz70, representando 3 cisternas 1/2 año, con capacidad 33.000 Lt.,

volumen mínimo, para representar la comercialización ilícita que se realiza en casi todos los

departamentos limítrofes de Bolivia, razón por la cual, la presente investigación considera el

contrabando de DO el 30% del volumen de consumo en actividades no registradas GRAFICA No 63,

que significa 6 cisternas por día a nivel nacional, debido a la comercialización de carburantes en tierra

de nadie como Desaguadero, Challapata entre otros a pesar de los mecanismo de control emitidos

mediante: D.S. 29788 puño de hierro (lucha contra el contrabando)71, el D.S. 29814 de noviembre 26

del 2008 sobre diferenciación de precio internacional comprendido dentro de los 50 Km.

70Documento Logros en imágenes y cifras 2009.71El D,S, puño de hierro fue flexibilizado mediante el DS 29801, que, desde hoy, libera de control la compra de 120 litros y amplía los volúmenes fuera de tanque desde 400 hasta20.000 litros

DETALLE/AÑO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTALConsumo actividades no registradas 271,041,325 332,751,731 311,171,019 226,865,052 281,568,792 254,047,352Consumo de DO transporte pesado de carga internacional Lt 83,100,500 89,816,930 105,123,655 81,771,675 82,619,975 80,295,925Consumo de DO en vehículos no registrados (3,000 veh.) 12,905,996 14,067,536 15,333,614 16,713,640 18,217,867 19,857,475Ventas DOI Lt 330,916,722 361,474,133 425,225,000 402,595,000 643,524,292 704,712,760Diferencia de Costo de DOI – Precio de Mdo. Interno $us/Lt 0.59 0.66 0.71 0.91 0.54 0.72Total de subvención estimada DOI $us 196,621,003 238,673,848 303,144,133 367,515,865 347,665,509 510,094,420 1,963,714,779Subvención estimada a DOI transporte carretero de carga internacional $us 49,375,878 59,304,250 74,942,958 74,646,699 44,635,635 58,120,848 361,026,268Subvención estimada a DOI en vehículos no registrados $us 7,668,364 9,288,501 10,931,378 15,257,337 9,842,246 14,373,498 67,361,324

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GRAFICA Nº 63 ESTIMACION DEL VOLUMEN DE CONTRABANDO DE DOM LT

Fuente: Datos YPFB, MHE, INE

4.2.8.5.2. Valoración estimada de la subvención a DOI con destino al contrabando

La TABLA No 38, estima que la subvención al contrabando es de $us 343,7 MM valor entre el 2005 al

2010, que en promedio anual representa 57,2 MM $us.

TABLA Nº 38 VALORACION ESTIMADA DE LA SUBVENCION DE DIESEL OIL ALCONTRABANDO

$US

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, MHE, BCB,, Resultados de estimación de costos de importación.Precios Promedio de compra de Producto: INE Importación de Diesel Oil valor CIF

La subvención estimada al contrabando de DO representa el 19% de la subvención total al DOI.

4.2.8.5.3. Consumo de DO en la producción de cocaína y por robo de producto

El consumo de DO en la producción de cocaína es inevitable no considerar en la presente

investigación y se sustenta en artículos de prensa sobre desbaratamientos de fábricas de cocaína los

mismos señalan que en la producción de dicho estupefaciente utilizan trituradoras eléctricas

(tecnología colombiana) en pleno monte del oriente/chapare/yungas. Para el funcionamiento de dicha

tecnología se utiliza turbinas eléctricas a Diesel enterradas 1,5 m para evitar el ruido72. Además del

sustento científico que prueba que la pasta se fabrica con los productos que consiguen en el mercado

72Fuente: La periodista de AP en Brasilia Vivian Sequera contribuyó con esta nota. 08/06/2007 - 16:18 (GMT) y El Día Fuente FM 11/07 /2010Ref: Una turbina de 150 MW consumo 1.000.000 de Lt de DO/día : LCIE- Viabilidad de Uso de Energías Alternas y Evolución de Precios de Combustibles Fósiles Utilizados paraGenerar Electricidad: Fecha: Viernes, 23 de Noviembre, 2007 18:22:37 (-0400) Autor: Salvador Martínez

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Consumo en actividades no determinadas Lt 223.130 196.313 198.365 256.564 259.305 271.041 332.752 311.171 226.865 281.569 254.047Contrabando 66.939 58.894 59.510 76.969 77.791 81.312 99.826 93.351 68.060 84.471 76.214

-50.000

100.000150.000200.000250.000300.000350.000400.000450.000500.000

DETALLE/AÑO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTAL

Consumo actividades no registradas 271.041.325 332.751.731 311.171.019 226.865.052 281.568.792 254.047.352Estimación de volumen DO destinado al contrabando Lt 81.312.397 99.825.519 93.351.306 68.059.516 84.470.638 76.214.206Ventas DOI Lt 330.916.722 361.474.133 425.225.000 402.595.000 643.524.292 704.712.760Diferencia de Costo de DOI – Precio de Mdo. Interno $us/Lt 0,59 0,66 0,71 0,91 0,54 0,72Subvención estimada al contrabando de DO $us 48.313.440 65.912.713 66.550.416 62.129.315 45.635.460 55.166.365 343.707.709

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102

pues si no hay gasoil = diesel tienen querosén y si no está la nafta73. Por otro lado, la corrupción en los

centros de abastecimiento de Y.P.F.B. se hace presente en el robo de producto hecho que se detalla

posteriormente.

4.2.8.5.4. Estimación del consumo de DO en la producción de cocaína y robo de producto

Para la estimación de consumo de DO en la producción de cocaína se considera el saldo del volumen

de las actividades no registradas una vez contabilizada los consumos de transporte carretero de carga

internacional, consumo por vehículos indocumentados y contrabando. Dicho consumo estimado se

presenta en la GRAFICA No 64, la misma evidencia una caída acelerada del consumo de DO en la

producción de cocaína este hecho tiene dos explicaciones: La primera, es que las fábricas se fueron

trasladando a domicilios particulares de la ciudades o poblaciones cercanas a ellas, este hecho se

verifica en el incremento del consumo de DO en electricidad SIN GRAFICA No 64 La segunda, es

que los mecanismos de control como el puño de hierro incidieron en el consumo de DO de esta

actividad ya que existe una disminución de consumo de DO en la generación de electricidad el año

2008 y se presenta un incremento el año 2009 debido a la flexibilización del D.S. puño de hierro.

GRAFICA Nº 64 RELACION DE CONSUMO ESTIMADO DE DIESEL OIL EN LAPRODUCCION DE COCAINA Y ROBO DE PRODUCTO Y GENERACION Y DEMANDA DE

ELECTRICIDADKBEP

Fuente: YPFB, MHE, ONUDD Informe Mundial sobre las Drogas 2007 Datos 2008 al 2010 proyectados, Anuarios 2007 y 2008/2009 Autoridad deFiscalización y Control Social de Electricidad Datos 2010 proyectados

La tasa promedio anual de crecimiento de consumo de DO en la actividad de producción de cocaína se

estima en 38% entre el 2000 y 2010, presentando un descenso del 89% el año 2008 con respecto al

2007.

73Eduardo Barreiro (especialista en tráfico ilícito de drogas y docente universitario en la facultad de Farmacia y Bioquímica de la Universidad de Buenos Aires).http://www.alertamilitante.com.ar/noticia/510/entrevista-a-eduardo-barreiro-especialista-en-tr-aacutefico-il-iacutecito-de-drogas-y-docente-universitario-en-la-facultad-de-farmacia-y-bioqu-iacutemica-de-la-universidad-de-buenos-aires

-

1.000

2.000

3.000

4.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Consumo de DO en la producción de cocaína 389 267 285 477 455 472 662 515 56 408 270Robo de producto 70 62 62 81 82 85 105 98 71 89 80Consumo de DO en la generación de electricidad 68 76 75 124 130 141 192 227 214 230 261Generación bruta de electicidad 2.404 2.466 2.593 2.684 2.802 3.033 3.284 3.553 3.604 3.791 3.931Demanda de electricidad 2.150 2.149 2.243 2.289 2.402 2.591 2.781 3.027 3.333 3.484 3.507

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Referente al robo de producto, la presente investigación se basa en entrevistas a funcionarios de YPFB

quienes afirmaron que existe esta actividad ilícita en algunas zonas comerciales y el mismo es

encubierto en el reporte de volúmenes de mermas. Algunos de estos hechos fueron denunciados pero

se desconoce la conclusión de la investigación74. Otra forma de robo de producto, es registrando un

volumen de consumo de DO en el POAs cuando ni si quiera existe vehículo alguno, este hecho se

puede corroborar verificando los POAs por zonas comercial75. Para los fines investigativos, se

considera como producto robado 5% del volumen consumido por actividades no registradas, por lo

que para el año 2010 se estima 34.801 Lt/día equivalente aproximadamente a una cisterna día de

producto robado.

4.2.8.5.5. Valoración estimada de la subvención a Diesel Oil en la producción de cocaína y

robo de producto

La TABLA No 39, estima que la subvención de DO también beneficia a la actividad de la producción

de cocaína es así, que el monto acumulado de la subvención estimado desde el año 2005 al 2010 es de

246 MM $us, que en promedio anual representa el 41 MM $us. En el caso de robo de producto, se

estima que la subvención es de 57 MM $us que el promedio anual representa 9,5 MM $us, además de

la perdida por el valor de la venta y la subvención del producto robado en total representa 98,4 MM

$us entre el 2005 al 2010 que en promedio anual representa el 16,4 MM $us.

TABLA Nº 39 VALORACION ESTIMADA DE LA SUBVENCION A DIESEL OIL EN LAPRODUCCIÓN DE COCAINA Y POR ROBO DE PRODUCTO

$US

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, MHE, BCB,, Resultados de estimación de costos de importación.Precios Promedio de compra de Producto: INE Importación de Diesel Oil valor CIF, ONUDD Informe Mundial sobre las Drogas 2007

2008, 2009 y 2010 proyectados

74En su generalidad los denunciantes terminan con el memorándum de despido.75Entrevista realizada el año 2009 (Los entrevistados accedieron a la entrevista con la condición de que sus nombres no sean públicos Por otra parte afirmaronque lo descrito sobre robo de producto se puede verificar en archivos de YPFB).

DETALLE/AÑO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTALConsumo actividades no registradas Lt 271.041.325 332.751.731 311.171.019 226.865.052 281.568.792 254.047.352Estimación de consumo de DO en la producción de cocaína Lt 74.902.978 105.053.053 81.777.004 8.911.349 64.812.305 42.795.853Estimación de robo de DO Lt 13.552.066 16.637.587 15.558.551 11.343.253 14.078.440 12.702.368 83.872.264Ventas DOI Lt 330.916.722 361.474.133 425.225.000 402.595.000 643.524.292 704.712.760Diferencia de Costo de DOI – Precio de Mdo. Interno $us/Lt 0,59 0,66 0,71 0,91 0,54 0,72Subvención estimada en la producción de cocaina $us 44.505.151 69.364.345 58.299.063 8.134.881 35.015.000 30.977.055 246.295.495Subvención estimada por robo de producto $us 8.052.240 10.985.452 11.091.736 10.354.886 7.605.910 9.194.394 57.284.618Precio de DO $us/Lt Mdo Interno 0,46 0,46 0,47 0,51 0,53 0,53Pérdida por venta en el robo de producto $us 6.234.005 7.679.583 7.333.274 5.793.199 7.407.609 6.683.565Pérdida total por robo de producto $us 14.286.245 18.665.036 18.425.010 16.148.085 15.013.519 15.877.960 98.415.854

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4.2.8.6. Consumo de DO en actividades económicas que no benefician al conjunto de

Bolivia

De acuerdo al análisis realizado sobre el consumo de DO en Bolivia, se identificó actividades que se

benefician de la subvención y las mismas no contribuyen al conjunto del país, considerando que este

combustible tiene limitaciones para su producción nacional en materia prima e infraestructura y que

además la importación del mismo y su comercialización a precio subvencionado provoca lesiones

serias en la economía nacional, por lo que es necesario preguntarnos y dar respuesta a la siguiente

pregunta ¿Para qué y para quién (es) ó debe ser la subvención.?.

4.2.8.6.1. Estimación del consumo de DO en actividades que no benefician al conjunto de

Bolivia

Dentro de estas actividades se consideran: al transporte particular que según el análisis corresponde al

75% del parque automotor nacional a Diesel dicho transporte traslada a un número intrascendente de

personas frente al movilizado por el transporte público. En el caso de consumo de DO por los sectores

productivos (agroindustrial y minero), los empresarios soyeros extranjeros y las empresas mineras

extranjeras son los mayores beneficiarios de sus sectores ya que producen en grandes cantidades y

poseen tecnología (los productos se comercializan a precio internacional), estos elementos abaratan los

costos de producción en consecuencia eliminan al productor nacional (pequeño).

En el caso del consumo de DO en el sector construcción, los costos de este servicio es uno de los más

elevados en la actualidad y la subvención beneficia a empresas de construcción privadas.

En el caso, del consumo de DO en actividades no registradas (transporte de carga internacional,

contrabando, producción de cocaína robo de producto). El transporte de carga internacional consume

el DO tanto ida y vuelta incrementando la demanda de DO beneficiando no sólo a transportistas

nacionales, sino también internacionales que cobran los servicios a tarifas internacionales.

En el caso de consumo de vehículos chutos, éste volumen se asume como parte del consumo en el

transporte de servicio internacional.

En el caso de contrabando, es una actividad más compleja que en tanto existan las condiciones actuales

sobre la falta de una política estructural, la excesiva mano de obra existente se dedicara a esta

actividad incentivada por la política de precios de los combustibles DO.

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105

En el caso del consumo de DO en la producción de cocaína este es un consumo que se seguirá dando

sin que influya un mayor precio de DO en tanto se necesite el combustible, para la producción de

estupefacientes.

La estimación del consumo de DO en actividades que no contribuyen a la sociedad en general se

presenta en la GRAFICA No 65

GRAFICA Nº 65 CONSUMO ESTIMADO DE DO EN ACTIVIDADES QUE NO BENEFICIAN ELCONJUNTO DEL PAIS

Lt

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, MHE.

4.2.8.6.2. Relación de ventas de volumen de DOI vs volumen de consumo en actividades que

no benefician al conjunto del país.

La GRAFICA No 66, estima que el volumen total de consumo en actividades que no benefician al país

directamente, entre el 2005 y 2010 supera al volumen de ventas de DOI en un promedio anual de

41,49%.

GRAFICA Nº 66 CONSUMO ESTIMADO DE DO EN ACTIVIDADES QUE NO BENEFICIAN ELCONJUNTO DEL PAIS VS VENTA DOI

Lt

Fuente: Elaborado con datos YPFB, MHE, INE, resultados del análisis de la subvención a DOI por sector

-

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

2005 2006 2007 2008 2009 2010Consumo actividades no registradas Lt 271.041.325 332.751.731 311.171.019 226.865.052 281.568.792 254.047.352Consumo DO sector construcción Lt 5.545.599 7.162.433 8.079.578 9.134.396 9.903.646 9.210.391Consumo DO en Empresas Mineras Extranjeras Lt 2.815.963 2.985.356 3.523.649 7.815.105 7.602.038 6.639.572Consumo DO en productores extranjeros de soya Lt 47.429.827 47.125.853 46.764.015 40.081.872 48.190.288 49.477.737Consumo DO en transporte particular Lt 368.493.114 396.447.912 431.341.936 494.930.713 526.903.638 572.142.296

-100.000.000200.000.000300.000.000400.000.000500.000.000600.000.000700.000.000800.000.000900.000.000

2005 2006 2007 2008 2009 2010Volumen de venta de DOI Lt 330.916.722 361.474.133 425.225.000 402.595.000 643.524.292 704.712.760Consumo total de DO en actividades que no

benefician al conjunto del país Lt 695.325.828 786.473.284 800.880.198 778.827.139 874.168.402 891.517.349

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106

4.2.8.6.3. Valoración estimada de la subvención en actividades que no benefician al país en

su conjunto.

De la GRAFICA No 66, se infiere que la subvención en su totalidad fue transferida a actividades que

no benefician al país directamente entre el 2005 al 2010 en un valor de 1.963 MM $us con un

promedio anual de 327 MM $us, estos sectores son transporte particular, productores extranjeros de

soyeros y mineros, sector construcción y actividades no registradas siendo que esta se beneficia con un

promedio anual de 279 MM $us y el sector transporte particular con un promedio anual 465 MM $us

TABLA No 40.

TABLA Nº 40 VALORACION ESTIMADA DE LA SUBVENCION EN ACTIVIDADES QUE NOBENEFICIAN EL CONJUNTO DEL PAIS

$US

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, MHE, BCB,, Resultados de estimación de costos de importación.Precios Promedio de compra de Producto: INE Importación de Diesel Oil valor CIF, ONUDD Informe Mundial sobre las Drogas 2007

2008, 2009 y 2010 proyectados

4.3. Pérdida de eficiencia en la oferta total de Diesel Oil 2008

Al establecer el Estado boliviano el precio fijo de los combustibles asumió un costo de oportunidad en

la producción nacional de DO y los costos de importación del mismo, que incide en los ingresos y la

distribución de gasto fiscal siendo así que el equilibrio entre la oferta y la demanda de DO no es el

óptimo, generando una pérdida de irrecuperable de eficiencia según la GRAFICA 67, muestra que los

consumidores pagan 81,19 $us/BBL (PC) precio inferior al del mercado, aumentando la cantidad

demandada de 5.564.118 BBL a 8.341.125 BBL por existir una percepción de un precio menor,

demanda que es asumida por el productor “El Estado” con un costo de oportunidad de 86,49 $us/BBL

(subvención por BBL). Por otra parte, el costo del DON es de 195,94 $us/BBL, promediando con los

costos de importación se tiene que el valor es de 210,85 $/BBL y al no existir un adecuado precio de

equilibrio, el costo de poner una cantidad mayor (Pv) es superior al beneficio que reciben los

consumidores. En este caso se produce una pérdida irrecuperable de eficiencia (área PIE).

DETALLE/AÑO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTALVolumen de venta de DOI Lt 330.916.722 361.474.133 425.225.000 402.595.000 643.524.292 704.712.760Consumo DO en transporte particular Lt 368.493.114 396.447.912 431.341.936 494.930.713 526.903.638 572.142.296Consumo DO en productores extranjeros de soya Lt 47.429.827 47.125.853 46.764.015 40.081.872 48.190.288 49.477.737Consumo DO en Empresas Mineras Extranjeras Lt 2.815.963 2.985.356 3.523.649 7.815.105 7.602.038 6.639.572Consumo DO sector construcción Lt 5.545.599 7.162.433 8.079.578 9.134.396 9.903.646 9.210.391Consumo actividades no registradas Lt 271.041.325 332.751.731 311.171.019 226.865.052 281.568.792 254.047.352Consumo total de DO en actividades que no benefician al conjunto del país Lt 695.325.828 786.473.284 800.880.198 778.827.139 874.168.402 891.517.349Diferencia de Costo de DOI – Precio de Mdo. Interno $us/Lt 0,59 0,66 0,71 0,91 0,54 0,72Subvención a DOI $us 196.621.003 238.673.848 303.144.133 367.515.865 347.665.509 510.094.420 1.963.714.779

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107

Con lo anterior se demuestra que la aplicación de la subvención genera una pérdida irrecuperable de

eficiencia de -122,41 MM $us. El Estado debe analizar adecuadamente la conveniencia de la

aplicación de la subvención a DO, esta deberá ser ligada a la mejora del bienestar de la sociedad.

GRAFICA Nº 67 PÉRDIDA IRRECUPERABLE DE EFICIENCIA 2008$US/MMBBL

P = Precio = p1 = Precio sin Subsidio = 124,36 $us/BBLQ = Cantidad = q1 = Cantidad sin subsidio= 5.564.118 BBL

S = Subvención = pc = Precio que paga el comprador = 81,19 $us/BBL

pv = Precio que recibe el vendedor = 195,94 $us/BBL

q2 = Cantidad con Subsidio = 8.341.125 BBLDemanda DO = Extracción de base de datos grafica de Dda DOOferta = Consumo Aparente

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, ANH BCB, Resultados de estimación de costos de importación.Precios Promedio de compra de Producto: INE Importación de Diesel Oil valor CIF.

PLANILLA: RESUMEN PRECIOS DE REFERENCIA - PRE TERMINALES - FINALES PRECIOS EFECTIVOS AL: 25/08/2009 SHH

De las GRAFICAS No 43 y 68 se deduce que el volumen estimado de consumo de DO por sectores

respecto al volumen de oferta de equilibrio 5.564.118 BBL representa un 8,28% menos que el

consumo estimado.

Al considerar el consumo por sectores, el volumen de consumo por el transporte internacional sólo de

ida, más el consumo por vehículos no registrados, el volumen de consumo de DO representa 23,95%

más con respecto al volumen de la oferta de equilibrio. Con respecto al consumo total representa más

consumo de transporte internacional 34,16% respecto al volumen de equilibrio de la oferta GRAFICA

No 68. Estos resultados se evidencian no sólo una ineficiencia económica sino también una

ineficiencia institucional del sector de hidrocarburos sobre la asignación de volúmenes.

-

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14Millones

Dda Oferta

oferta con subvención Dda

S

$us

S

$us

S

$us

S

$us

P

Q

Pv

P1

Pc

q1 q2

Oferta con subvención

OfertaDemanda

PIE

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108

GRAFICA Nº 68 OFERTA DE EQUILIBRIO VS PERDIDA IRRECUPERABLE DE EFICIENCIA 2008BBL

Fuente: Elaborado con datos de YPFB SH, Resultados de estimación de consumo. DS 25503

El gobierno deberá tomar mayor conciencia en la ejecución de proyectos/programas de hidrocarburos

ya que de acuerdo a la GRAFICA No 69 para el año 2010 la producción del gas natural es de 249.451

BEP/PD de los cuales el 18% se comercializa en mercado interno. El petróleo/condesado y gasolinas

natural representa el 17% con respecto a la producción del gas natural, la producción de productos

refinados representa el 12% y la producción de DO es el 4%, que son los combustibles que se usa

mayoritariamente en vehículos y también en algunas termoeléctricas en lugar de gas natural que es el

recurso que más se produce. Además a la gran ventaja que tiene Bolivia sobre la producción de gas

natural se suma que éste energético no requiere de procesamiento.

GRAFICA Nº 69 PRODUCCION DE HIDROCARBUROS2010

Fuente: YPFB, Superintendencia de Hidrocarburos; Elaborado sobre la base de equivalencias entre gas y barriles equivalentes de petróleo (5,9806/1000)

Oferta de equilibrio Consumo Estimado Consumo Estimado +consumo de vehiculosinternacionales ida+

vehiculos noregistrados

Ventas DON + DOIBBL

5.564.1186.025.088

6.896.5887.465.026

+ 8,28%

+34,16%+ 23,95%

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

Gas Natural Petróleo, Condensadoy gasolina natural

Refinados Diesel Oil

203.580

40.80128.413

11.120

PRODUCCION DE HIDROCARBUROSBEP/PD

Contamina menos Recurso con que máscontamos

No se necesitaprocesos para

consumir

14% Rsp. aGN

20% Mdo

20% Rsp. aGN

5% Rsp. a GN

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109

La subvención alienta a los consumidores a desperdiciar el uso de esta energía y en términos

ambientales aumentar la contaminación del medio ambiente. El problema es que la subvención crea

incentivos a usar en exceso.

Por último, una remoción de la subvención es algo complejo, debido a la presión que puedan ejercer

los grupos que se benefician por estos recursos. Sin embargo, si la subvención es dañina para el medio

ambiente y la economía, éstos deben ser reducidos o en su defecto eliminarlos.76 Más aún cuando

existe un combustible sustituto como es el gas natural a menor precio y menos contaminante.

Todo lo anteriormente expuesto, evidencia la falta de visión e implementación de una política integral

de Estado sobre los recursos hidrocarburiferos y/o energéticos, que de alguna manera están planteados

en las políticas actuales del gobierno MAS, sin embargo no son implementadas hecho que se verificara

en el siguiente capítulo.

76 UNEP, 2000

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110

CAPITULO VANALISIS DE LA POLITICA ACTUAL DE HIDROCARBUROS

5.1. Políticas de gobierno

La presente investigación pretende ser una herramienta de trabajo, un insumo que pudiese ofrecer

información relevante no sólo para el análisis de la SUBVENCIÓN DE DIESEL OIL Y SU

INCIDENCIA EN LA ECONOMÍA NACIONAL, sino también ser un insumo para el planteamiento

de alternativas posibles de políticas y/o mecanismo correctivos a la mala asignación de dicha

subvención.

En este sentido, el conjunto de la información que se analiza en el ANEXO No 9, involucra

documentos de referencia, sobre DO e inevitablemente también documentos con referencia al

desarrollo del sector de hidrocarburos elaborados por el Ministerio de Planificación, Ministerio de

Hidrocarburos y Energía y YPFB.

Por tanto, con la intención de preservar en la mayor medida posible el sentido que imprimieron las

Entidades Públicas sus textos dentro de su visión, se señala de manera textual cada una de sus

políticas, estrategias y programas para el sector de hidrocarburos con relación al tema de investigación,

los mismos se analizan en el marco de una nueva política estatal de hidrocarburos que requiere el país

para su desarrollo económico y social. Cada una de las políticas es analizada en el ANEXO No 9.

5.1.1. Política actual de hidrocarburos de Bolivia

La base actual de la Política de Hidrocarburos en Bolivia es el Referéndum Vinculante 2004, la Ley de

3058, el D.S. 28701 de Nacionalización “Héroes del Chaco” y los Nuevos Contratos de Operación

suscritos entre el 29 y 30 de octubre del año 2006 que marcan un nuevo régimen en el Sector de

Hidrocarburos. En la actualidad Bolivia se encuentra estancada en la administración y control de toda

la actividad de la cadena productiva de los hidrocarburos.

Con la Ley 3058 Art 5º (Propiedad de los Hidrocarburos): “Por mandato soberano del pueblo

boliviano, expresado en la respuesta a la pregunta número 2 del Referéndum Vinculante de 18 de julio

de 2004 y en aplicación del Artículo 139º Constitución Política del Estado, se recupera la propiedad de

todos los hidrocarburos en Boca de Pozo para el Estado Boliviano. El Estado ejercerá a través de

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), su derecho propietario sobre la totalidad de los

hidrocarburos”. La promulgación del D.S. 28701 “Héroes del Chaco” Nacionalización de los

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111

Hidrocarburos consolida que el Estado boliviano retome el control del excedente y determina asumir el

control de la cadena (exploración, explotación, transporte, comercialización y distribución) y la

suscripción de nuevos contratos de operación que generaron mayores ingresos para el Estado boliviano

debido al cambio del sistema de la imposición fiscal en el sector de hidrocarburos – la regalía y el

impuesto directo sobre los hidrocarburos han abastecido 30% de los ingresos que antes pertenecían a

las empresas privadas -. Según las evaluaciones de FMI el exceso de los ingresos de impuestos en el

año 2008 compone 3,5% del PIB, mientras que el 2007 el índice dado se encontraba a nivel de 2,6%

del PIB GRAFICA No 70.

GRAFICA Nº 70 INGRESOS PARA EL ESTADO PROVENIENTES DE LOS HIDROCARBURSMM $US

Fuentes: YPFB Planificación Estratégica 2010 -2015, Unidad de Programación fiscal Ministerio de Economía y Finanzas Publicas, Servicios deImpuestos Nacionales

MHE 2010 Viceministerio de Exploración y Explotación

La aplicación de las políticas hidrocarburiferas mencionadas en el anterior párrafo en el marco legal

deberían desembocar en los siguientes objetivos: Soberanía plena del uso y destino de los recursos

hidrocarburiferos, generación de mayores recursos ingresos y seguridad energética eficiente conducida

por el Estado boliviano. Para que el Estado logre estos objetivos en el tiempo, no basta con la

nacionalización y los contratos de operación de los hidrocarburos, requiere de un trabajo arduo de

YPFB en el tema de gestión gerencial, realizando inversiones para toda la cadena de hidrocarburos a

través de la administración de los contratos petroleros y alianzas estratégicas. Por tanto, es necesario

mencionar que los altos ingresos del 2008 para el Estado provenientes de los hidrocarburos, se deben a

los altos precios del petróleo internacional presentándose una leve incrementación en la producción de

gas y una disminución en el petróleo y condensados (ver GRAFICAS No 21 y 27).

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Otros impuestos 33 31 29 40 18 24 47 81 482 547 784 200 253Patentes 11 8 9 8 8 7 6 5 6 4 6 6 9Participación de YPFB - - - - - - - - 282 222 297 268 389IDH - - - - - - - 288 690 764 933 928 1.049Regalias y Participación 96 91 170 175 162 212 280 304 385 439 659 433 605

INGRESOS PARA EL ESTADOMM $US

CONTRATOS DE RIESGO COMPARTIDO

NACIONALIZACION

NACIONALIZACION + CONTRATOS DE OPERACION

Ley 3058

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112

TABLA Nº 41 POLITICAS, ESTRATEGIAS Y PROYECTOS PLANTEADOS POR EL GOBIERNODEL MOVIMIENTO AL SOCIALISMO

Fuente: (Plan Nacional de Desarrollo aprobado mediante decreto supremo 29272 de fecha 12 septiembre 2007), estrategia boliviana dehidrocarburos 2007 y plan quinquenal 2009 – 2014 YPFB

DETALLE PND DS 29272 ESTRATEGIA NACIONALDE HIDROCARBUROS

PLAN QUINQUENALYPFB 2009- 2014 ALCANCES OBSERVACIONES

POLÍTICA 1:La recuperación eindustrialización delos hidrocarburos.

Política que perdio el rumbo

Exploración de 2 pozos entre el 2009 y 2010.

ESTRATEGIAS Marco normativoExploración en el marcode lo 44 contratos deoperación

Exploración

Fortalecimientoinstitucional

Reestructuración integral de YPFB

Construcción de infraestructura

Reorientación delexcedente económicodel sectorhidrocarburífero aldesarrollo productivonacional.

Reinversión en el sector y otros sectoresproductivos No existe reinversión agresiva en todo el sector.

Producción eindustrialización dehidrocarburos.

Producción Producción

Producción de líquidos:EBH2009 49.773 BPD - 2010 49.718 BPD

Plan Quinquenal2009 47.570 BPD - 2010 45.500 BPD

Producción YPFB2009 41.021 BPD - 2010 42.802 BPD

Disminución de producción de líquidos con respecto a2008 47.027 BPD.

Autoeficienciaenergética y centroenergético.

Abastecimiento decombustibles líquidos

Abastecimientode combustibleslíquidos

Cubrir la demanda interna y comercializarlos saldos.

Disminución de producción de DO 2009 11.103 BPDy 2010 11.060 con respecto a 2008 14.046 BPD

Tasa de crecimiento de consumo DO 7%.

Gas vehícular (SustituciónDO a GNV)

Sustitución lenta de DO a GNV con una tasa decrecimiento de consumo del 8% por sustitución deGE POR SUSTITUCION DE GE A GNV

PROYECTOSPRIORITARIOS

Industrializaciónde los hidrocarburos.

Incremento de producción de DON220.505.260 Lt por año del 2008 al 2010(EBH).

Cambio de lamatriz energética.

Inicio de operaciones de nueva refinería2015 30.000 BPD

Inicio de operaciones GTL 2015 capacidad15.000 BPD

POLITICA 2: Política de mercados. Consolidación y apertura de mercados

Incumplimiento en el contrato ENARSA GN (Hasta el2011 el objetivo de exportación es de 11 MM MCD yhasta septiembre 2011 se exporto en promedio 7,09MM MCD).

Mercado externo Disminución de importaciones DO

Mayores importaciones (mayor subvención) 2008 2009 2010DOI BPD 10.230 11.468 10.897GASOLINA kgPD 1.301 108.432 380.785GLP TMD 8,12 56,43

Mercado interno. Cambio de la matriz energética Ventas de DO BPD 2008 2009 2010 20.452 21.744 22.914

Fortalecimiento deYPFB.

Control eficiente de las actividadeshidrocarburíferas

No se ejerce el derecho de propiedad enmarcados enel DS 28701 y los contratos de operación.

Consolidación de la nacionalización ydeterminación de las pontencialidades delos hidrocarburos

Exploración de 7 pozos entre el 2009 y2011 (Plan quinquenal 2009 - 2014 YPFB).

Contradicción entre intereses individuales /privados eintereses nacionales

Falta de capacidad profesional y técnica

Las decisiones nacionales del sector dependen dedecisiones individuales

Cadena de mando desarticulada en el sector

Falta de responsabilidad por acciones u omisiones

Falta de capacidad de gestión pública

Falta de compromiso institucional y de país.

Procesos de refinación yextracción de GLP deplantas

Proyectoconstrucción denueva refinería(crudo importado)

Proyecto de GTL

Por incumplimiento de producción (EBH) se asignouna subvención entre: 2008 de MM $US , 2009 de119 MM $US y 2010 de 159,6 MM $US estimandoun total de 480 MM $US.

Proyectos de nueva refinería y GTL requieren dealtas inversiones. Sin embargo, no existe unproyecto de LNG y GNC ó GNV para un consumointerno masivo.

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113

En resumen se deduce de la TABLA No 41, que desde el 2006 a la fecha los hechos concretos que

realizó el gobierno en el sector de hidrocarburos son la nacionalización de los hidrocarburos y los

contratos petroleros, políticas reconocidas a nivel nacional e internacional que son el sostén del

gobierno económicamente y políticamente a pesar de la ineficiencia y falta de gestión en el sector. En

la actualidad el gobierno perdió el rumbo, no se evidencia un marco institucional que garantice la

coherencia, continuidad y sostenibilidad de la nacionalización de los hidrocarburos, este hecho se

evidencia: a) En la inexistencia de una política integral del sector de hidrocarburos, b) En el

planteamiento de proyectos con falta de visión política y económica que no responde a la esencia de la

nacionalización, ni al nuevo régimen de hidrocarburos, c) En los resultados de YPFB: mínima

inversión, menor producción y mayor desangramiento económico por el incremento de importación de

DO, gasolina y GLP y la subvención a DOI.

Por otra parte, el gobierno en busca de soluciones para el problema de la subvención, lanza medidas

sorpresivas como el D.S. 748 “Gasolinazo” (26-12-2010) que en el caso de DO estipula que el precio

de mercado interno es de 6,80 Bs/Lt, provocando un incremento general de precios que rechaza la

población en general de Bolivia, hecho que se comprueba por la variación del 1,76% del IPC del mes

diciembre con respecto a noviembre del 2010 publicados por el INE siendo ésta variación una de las

más altas en los últimos 2 años, sumándose a este hecho la no existencia de una política integral que

atenúe el impacto económico y social de las familias bolivianas, razón por la cual se abroga dicho

decreto el 31 de diciembre del 2010.

Por lo tanto, de acuerdo a lo descrito anteriormente, se evidencia la inexistencia de una política de

hidrocarburos y energética, situación que se confirma en la decreciente producción de DON y la

erogación de grandes cantidades monetarias destinadas a una subvención generalizada de DOI, siendo

así que a la fecha no existen políticas que den solución al problema de fondo de la subvención. La

medida asumida en el D.S. 748 (Fijación de las nuevas alícuotas– IEHD para todos los productos

refinados). Si bien ésta medida era necesaria no es suficiente para evitar el desangramiento económico

del país a pesar de las medidas paliativas como el aumento salarial del 20% para los sectores de

FF.AA., Policía, Educación y Salud; doble aguinaldo para el sector público en tanto no se nivelen los

sueldos; Incremento del bono Juancito Pinto de 200 a 300 Bs; Inversiones en el sector agropecuario

(riego, tractores, seguro agrario); Incentivos para la producción de petróleo el mismo genera una gran

¿? debido a la política de precios de los hidrocarburos.

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114

Por otra parte, la medida del D.S. 748 no contaba con las condiciones de sopesar los efectos

económicos y sociales, ya que la misma, requiere acciones previas realizadas por el sector de

hidrocarburos por ejemplo: a) Asegurar el suministro de gas natural, b) La ejecución del programa de

conversión vehicular, c) El levantamiento de la demanda real de los combustibles, d) La socialización

y concertación con la sociedad para la focalización de la subvención o reducción o eliminación.

Estos hechos son prueba que el gobierno no actúa mediante sus instituciones más bien actúa de forma

desarticulada en la que las decisiones nacionales depende de las decisiones individuales dejando de

lado el interés de país. Por otra, parte el D.S. 748, incrementaba los precios vía impuestos y no así

bajo un enfoque de sinceramiento de la cadena de precios, por lo que la subvención a DOI continuaba.

Por otra parte, la aplicación de esta medida de incrementar los precios vía impuesto de mostro en los

hechos ser un impuesto regresivo por la incidencia negativa en el sector más empobrecido de la

sociedad. La aplicación del D.S. 748 incrementaba de gran manera la recaudación de impuestos de

IEHD de acuerdo a los datos estimados de venta de DON entre enero y septiembre 2011, el gobierno

iba a recaudar impuestos por el IEHD de DON en un total de 80,05 MM. Bs, frente a 23,12 MM Bs en

condiciones actuales de acuerdo a la GRAFICA No 71.

GRAFICA Nº 71 INGRESOS POR IEHD DON EN CONDICIONES ACTUALES VS CONDICIONESD.S. 748MM $US

Fuente: Boletín Estadístico YPFB Septiembre 2011, DS 748,

Referente a los proyectos por parte de YPFB plantea: a) A corto plazo la importación de este

combustible por lo tanto la continuidad de la subvención a DOI; b) A mediano y largo plazo plantea, la

conversión vehicular; c) La producción de mayores volúmenes de DO a través de la ampliación de

capacidad de las refinerías, d) La construcción de una nueva refinería para el procesamiento de crudo

importado, e) La construcción de una planta de GTL, estos dos últimos proyectos requieren una gran

inversión que es innecesaria. Lo anteriormente descrito se desarrolla con mayor detalle en el ANEXO

No 9.

-2.000.0004.000.0006.000.0008.000.000

10.000.00012.000.00014.000.000

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRERECAUDACION IEHD DON 4.33 Bs/Lt 8.530.266 6.720.300 6.113.446 7.034.939 7.180.468 9.173.399 11.709.530 10.869.121 12.720.469RECAUDACION IEHD DON 1.25 Bs/Lt 2.462.548 1.940.040 1.764.852 2.030.871 2.072.883 2.648.210 3.380.349 3.137.737 3.672.191

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115

El diagnóstico del mercado de DO y el análisis de las políticas, estrategias, programas, proyectos

gubernamentales, demuestran que el problema de la subvención es uno de los componentes más

relevantes en la problemática socioeconómica del país, debido a que el gobierno se encuentra en una

encrucijada: a) De sostener la subvención a DO generando una sangría económica, su incidencia en el

valor del resto de bienes/servicios para todos los niveles de ingreso y el hecho de que la totalidad del

consumo de combustibles esté gravado efectivamente por el impuesto especial a los hidrocarburos y

sus derivados (IEHD), son los factores determinantes en su incidencia distributiva negativa y que en el

caso de DOI, debido a la volatilidad de los precios internacionales ésta tasa de IEHD se convierte en

subvención regresiva.77 b) De levantar la subvención generara una inflación en la economía nacional,

debido a que los precios de combustibles tiene tanto una incidencia directa en el IGP a través del

precio de DO y demás combustibles como indirecta, mediante su impacto en los precios de otros

productos y servicios entre los que se destaca el transporte público. Además puede que exista un

conjunto de efectos de segunda ronda sobre la inflación que involucra el traspaso de alza en los

combustibles a precios que no están directamente ligados a ellos. Este efecto de propagación puede

reflejar presiones de costos directos (materia prima) o indirectos (salarios). La cuantificación de estos

efectos de segunda ronda es compleja, por cuanto los nexos son indirectos y su intensidad depende de

factores como la posición cíclica de la economía y la credibilidad de la política económica monetaria.

A manera de ejemplo, este hecho se demuestra en el marco econométrico ANEXO No 8 Modelo 1,

estimando la relación económica entre el PREDIES (precio del DO) y las siguientes variables: IGP (

Índice General de Precios), PRGNV (Precio de gas natural vehicular), TC (Tipo de cambio),

CANAZU (Producción de caña de azúcar), la consideración de ésta última variable se debe a que la

misma es materia prima para la elaboración de uno de los componentes más relevantes de la canasta

familiar como es el azúcar refinada. Además de ser un producto agroindustrial en la que se requiere

energía a base del combustible de DO en todas las etapas de producción, tanto directamente (en el

cultivo, el procesamiento y la distribución, el consumo de DO en estas actividades es de 309

Lt/has - ver TABLA No 30-), como indirectamente (en la fabricación de abonos, plaguicidas,

maquinaría). Si consideramos la caña de azúcar como producto final, es decir azúcar refinada se

77 Se estima que el consumo en servicios de transporte contiene un promedio de 85% de insumos gravados (gasolina y diesel), y que los gastos operativos ymantenimiento del vehículo reportados, debido a que incluyen el combustible y los lubricantes para los automotores, tienen un componente de 70%. Por otro lado,pese a que la partida fuel, kerosén, GLP y gas para cocinar se compone enteramente de hidrocarburos y derivados, únicamente algunos se encuentran gravados, así,se estima que el 80% del consumo está gravado. Finalmente, se estima que el turismo tiene un componente gravado del 20%, y que los dos grupos de alimentos,consumidos fuera y dentro del hogar, tienen un componente de transporte gravado por el IEHD equivalente al 15%. INCIDENCIA DISTRIBUTIVA DE LAPOLÍTICA FISCAL (Informe de Equidad Fiscal de Bolivia) Fernando Cossío Muñoz∗

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TECA DE E

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116

contempla el flete de transporte que está relacionado directamente con el IPG y éste con todos los

demás grandes grupos de la canasta básica. Se estima que el consumo en servicios de transporte

contiene un promedio de 85% de insumos gravados (gasolina y diesel) y que los gastos operativos y

mantenimiento del vehículo reportado, tienen un componente de 70% debido a que incluyen el

combustible y los lubricantes para los automotores y que los dos grupos de alimentos, consumidos

fuera y dentro del hogar, tienen un componente de transporte gravado por el IEHD equivalente al

15%78 (tendencia desde el año 2000).

Si una empresa gasta más en poner su producto a los puntos de venta (por el aumento del

combustible), traslada ese aumento de costo al precio final, encareciendo los productos de la canasta

básica. Incluso esto puede suceder hasta con los proveedores de materias primas quienes podrían

incrementar sus precios lo que generaría que las empresas productoras no sólo aumenten el precio final

del bien por el alza de los costos para poner su producto en el punto de venta, sino también por el alza

de los costos de sus materias primas incidiendo en la inflación del país. Todas las relaciones

económicas descritas anteriormente se corroboran con la estimación del siguiente modelo

econométrico ANEXO 8 Modelo1:

PREDIES = -1.670886 + 1.051217 PRGNV + 0,0000127 CANAZU + 0.249857 TC+0.114110 IGP

El modelo econométrico mide la efectividad de la SUBVENCION DE DIESEL OIL en la economía como

impacto a través de la relación significativa entre el precio de DO y la producción de caña de azúcar. Por

tanto de los resultados del modelo econométrico se infiere que la política de precios a DO y por ende

la subvención cumple con el propósito de atenuar el índice inflacionario en el costo final de la canasta

básica de alimentos y de incentivar la producción verificando este hecho con el análisis de la incidencia

de la subvención a DOI sobre el producto interno bruto PIB.

5.1.2. Incidencia de la subvención a DOI sobre el producto interno bruto PIB.

El análisis de la incidencia de la subvención a DOI sobre el PIB, parte de uno de los propósitos de la

política de precios a DOI direccionada especialmente al sector agroindustrial con el objetivo incentivar

a la producción razón por la cual se considera al PIB por ser un indicador económico que mide la

productividad de los sectores económicos.

78 Informe de Equidad Fiscal de Bolivia INCIDENCIA DISTRIBUTIVA DE LA POLÍTICA FISCAL: Fernando Cossío Muñoz

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117

GRAFICA Nº 72 TASAS DE CRECIMIENTO DEL PIB, VENTAS DO Y SUBVENCION A DOI

Fuente: INE, Superintendencia de Hidrocarburos, Boletín Estadístico YPFB 2011

En la GRAFICA No 72, se observa que la economía a una tasa promedio anual de 8% en el periodo del

2000 al 2004 periodo en que existía diferentes mecanismos de compensación tanto para la importación

como para la producción del DO y a partir del año 2005 a 2010 la economía crece a una tasa promedio

anual del 12% periodo en que se aplicó la otorgación de la subvención a DOI. En relación a la

subvención la tasa de crecimiento promedio anual es de 22% presentando dos eventos extremos; El

primero el año 2009 que presenta una disminución del 2% con respecto al año 2008 debido a la

disminución del precio internacional del petróleo (ver GRAFICA No 5) y segundo el año 2010

presenta la subvención un crecimiento del 47% con respecto al año 2009 debido a un mayor volumen

de importación de DOI (ver GRAFICAS 38 Y 39). De acuerdo a los datos señalados, la subvención a

DOI tiene un impacto relativo en el desarrollo económico demostrándose en el marco

econométrico ANEXO 8 Modelo 2:

IPIBt = 2,29 - 1.03 LOG(PRIP) t + 0,00013PND t + 6,7E-10 SUB t + 1,08 D1 t + ut

R-squared = 0.984285

Dónde: la función estima la relación económica entre el (IPIB) Incidencia de las subvenciones sobre el

producto interno bruto, PRIP (Precio internacional del petróleo), PND (Producción nacional diesel) y

SUB (Subvención de diesel).

Los resultados de la función econométrica corroboran los efectos de la subvención en la economía

nacional por la relación significativa entre las variables IPIB y SUB. Sin embargo se debe considerar

que el PIB analiza todas las actividades económicas que se contabilizan de forma oficial y no toma en

cuenta la economía que engloba a todas aquellas actividades que permanecen ocultas para la actividad

(0,05)

-

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0,40

0,45

0,50

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

0,08

0,040,05

0,09

0,120,11

0,19

0,12

0,17

0,01

0,13

0,00

0,11 0,11

0,070,10

0,04

(0,02)

0,07 0,050,09

0,21

0,27

0,17

(0,02)

0,47

PIB (a precios de mercado) Ventas de DO Subvención DOI

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118

oficial. Es lo que se suele asociar al "dinero en negro", bien porque se genera con actividades de

carácter ilegal o delictivo (como producción de drogas, robo de producto, contrabando)..Estas

actividades en la presente tesis es denominada actividades no registradas que de acuerdo al análisis

realizado el consumo de DO por estas actividades el año 2010 es de 254 MM Lt. equivalentes a una

subvención de 55,17 MM $us. A este hecho se suma, las fallas institucionales, políticas y de mercado

estos hechos provocan que el DO no sea evaluado correctamente, siendo así que tanto productores

como consumidores no reciban las señales correctas de escasez, por lo que se oferta un mayor volumen

más de lo óptimo social y un exceso de demanda interna es decir, sobre consumo (ver GRAFICAS No

68 y 69) tanto por sectores que inciden en el mercado interno, como en sectores que direccionan su

producción al mercado externo y sectores no registrados en la economía del país (ver GRAFICA No

43), reduciendo los incentivos para consumir un combustible más limpio e incluso a menor precio

como es el gas natural. Por otra parte, es importante señalar que uno de los efectos de la subvención es

la disminución en los rendimientos de las inversiones del sector productivo, ocasionado el uso de

tecnologías obsoletas y con mayor contaminación, desincentivando el desarrollo de éste sector.

Por todo lo anteriormente descrito, se plantea alternativas de reducir y posteriormente eliminar la

subvención a DOI con el menor impacto social posible.

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119

CAPITULO VIPLANTEAMIENTO DE ALTERNATIVA PARA EL DESMONTE DE LA SUBVENCION DE

DIESEL OIL IMPORTADO

Para proponer alternativas para el desmonte de la subvención a DOI, es necesario partir de la

formulación de una política integral estatal del sector de hidrocarburos y porque no decir del sector

energético del país. Por tanto, es necesario señalar los problemas energéticos de Bolivia, entre los que

se pueden mencionar: 1) La excesiva dependencia de derivados del petróleo entre ellos el DO; 2) La

falta de políticas energéticas orientadas no sólo a un acceso universal y digno a la energía, sino como

un desarrollo que alcance a toda la población de manera eficiente. Estos problemas no han sido

resueltos por las políticas y estrategias formuladas por el actual gobierno, mencionadas en el anterior

capitulo V.

La matriz energética en Bolivia detallada en el subtítulo 3.1. (Inventario de las fuentes energéticas en

Bolivia), se basa en fuentes contaminantes como derivados del petróleo y en el caso de DO su

producción se orienta al consumo del transporte, la agroindustria, la transformación en energía

eléctrica, en menor volumen a la industria/construcción y otras actividades no registradas, siendo la

producción nacional de DO insuficiente para satisfacer la demanda en condiciones actuales. A este

hecho se inserta un elemento más sobre la incidencia en el abastecimiento de este combustible “la

orientación de la producción a mercados futuros o commodities a nivel internacional”79, por lo que el

abastecimiento de éste combustible traducido en la subvención generalizada a DO al no tener una

planificación basado en un análisis real de la demanda por sectores, resulta poco sustentable y

altamente onerosa en términos económicos, ambientales y sociales, sin que este hecho corrija el

desequilibrio existente entre los costos y beneficios sociales y privados ni incentive a una mayor

productividad en los sectores económicos consumidores de DO. Sin embargo en la actualidad al ser el

gobierno populista, existe la oportunidad histórica de intereses comunes entre la sociedad en general,

el “sistema económico” y político convencional (técnicos, funcionarios y directivos de las empresas

públicas del sector de hidrocarburos y todo el sector energético) que antes de la nacionalización se

centraban en dar soluciones en un marco dado de los problemas a corto plazo impuesto por realidades

e intereses exógenos, contra una segunda opción que consiste en adoptar un enfoque que reclama

cambios fundamentales en el sistema político, que a su vez deberían modificar inevitablemente el

79 Martha Hildebrandt y otros autores se refieren genéricamente al término de “commodities” a los productos naturales de consumo esencial o a materiasprimas y productos básicos que se transan internacionalmente (en precios spot, en futuros, o en opciones) en las bolsas de productos.

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120

esquema energético de tipo convencional, siendo lo descrito otras de las ventajas para proponer

alternativas para el desmonte de la subvención a DOI.

6.1. Descripción general de las propuestas como alternativas para el desmonte de la

subvención a DOI

El objetivo general de la propuesta es implementar políticas programas, proyectos y mecanismos para

el desmonte de la subvención a DOI, reduciendo el consumo de este combustible, además de satisfacer

en la mayor proporción posible la demanda con producción nacional optimizando el funcionamiento

del mercado interno al menor costo de oportunidad que pueda asumir el Estado, los sectores

económicos y la sociedad en su conjunto y con los mayores beneficios, dadas las limitaciones de

disponibilidad de este producto en su producción, transporte, almacenaje y las características propias

de la demanda como la estacionalidad y localización geográfica entre otras.

Las características fundamentales de las propuestas son las siguientes:

Reducir la subvención del DOI a través de la diversificación energética (consumir lo que más

se tiene).

Racionalización del consumo de DO.

Introducción y fomento de nuevas tecnologías en los sectores económicos consumidores de

DO.

Disminuir la salida de divisas por importación de DO.

Aplicar el régimen de prestación de servicios en toda la cadena de producción y

abastecimiento.

Definición de dos traspasos de propiedad del DO a lo largo de toda la cadena de

comercialización hasta el consumidor final.

La cadena de precios se simplifica, de modo de reflejar en cada fase los costos de producción y

de los servicios suprimiendo los subsidios cruzados.

Asignar la subvención al consumidor final en tanto se realice y se lleve el proceso de desmonte

de la subvención.

El precio de DO energético de uso al consumidor final se define de acuerdo a criterios de

redistribución del ingreso, de eficiencia energética y de consistencia con el resto de la política

de hidrocarburos.

El abastecimiento de DO deberá asignarse por municipio y sector.

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121

Promover la conservación del medio ambiente.

6.2. Políticas, estrategias, programas y proyectos para el desmonte de la subvención a

DOI

De acuerdo al análisis de las políticas, estrategias y programas de gobierno, se evidencio la falta de una

política integral del sector de hidrocarburos, razón por la cual se plantea políticas tanto en el área

técnica, administrativo y transversales, las cuales son explicadas en el ANEXO No 10 y el siguiente

subtitulo.

6.3. Políticas específicas, estrategias, programas y proyectos que inciden en el

desmonte de la subvención a DOI

Para enfrentar el desafío de hacer realidad las políticas que incidan en el desmonte de la subvención a

DOI, es necesario tener presente que Bolivia se ha caracterizado últimamente por revolucionaria al ser

el primer país que cuenta con un Presidente Constitucional Indígena y que es el primero en llevar

adelante un proceso de nacionalización de hidrocarburos distinto a los ya existentes en la región, el

mismo fue marco para la negociación de los Contratos de Operación el año 2006, con un “government

take” bastante alto que alcanza aproximadamente un 93% en algunos casos, considerando lo señalado

elementos de concebir una visión agresiva de largo plazo, de establecer y operativizar los mecanismos

necesarios que aseguren resultados en el corto plazo que garantice la sostenibilidad de la

nacionalización de los hidrocarburos. En este sentido se propone las siguientes políticas y estrategias

para el desmonte de la subvención TABLA No 42 y ANEXO No 10.

Las estrategias propuestas responden a la identificación de problemas las mismas que se enunciaran en

el planteamiento de cada una de las políticas específicas que inciden en el desmonte de la subvención a

DOI.

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122

TABLA Nº 42 POLITICAS Y ESTRATEGIAS PARA EL DESMONTE DE LA SUBVENCION A DOI

Fuente: TABLA resumen de políticas y estrategias para el desmonte de la subvención a Diesel Oil (ANEXO 10)

6.4. Propuesta de programas y proyectos prioritarios para el desmonte de la

subvención a Diesel Oil Importado

La propuesta de programas y proyectos prioritarios de la presente tesis, se enmarca en aspectos que

impactan fuertemente su operación y su eficiencia en el sector de hidrocarburos generando una ventaja

POLITICA ACTIVIDAD AMBITO AREA PROBLEMA ESTRATEGIA

Áre

a ad

min

istr

ativ

a

Burocracia administrativa

Existencia de un organigrama piramidal poco flexible, decisiones yresponsabilidades centradas en una persona, de lenta respuesta debido alos numerosos niveles, de control complejo y con incentivos para eludirresponsabilidades.

Falta de responsabilidad integral y mancomunada del sector.

YPFB se convirtió simplemente en un medio de abastecimiento decombustible.

E 1: Separar las actividades de comercialización de la casamatriz

Disminución de la producción de hidrocarburos que incide directamente enla disminución de la producción de Diesel Oil y otros productos refinados.

La capacidad instalada de infraestructura no es suficiente para abastecer elmercado interno en condiciones de seguridad (stok volúmenes deseguridad para un mes de DO) y para el caso de gnv la infraestructura sedesarrollo en ciudades que cuenta con gasoductos.

No se cuenta con una política integral del sector de hidrocarburos.

Falta de visión política, económica y de administración de contratos deoperación para incrementar mayores volúmenes de producción decombustibles.

Mer

cado

Ext

erno

Niveles de inversión muy bajos en la actividad primaria (exploración yexplotación).

El mercado externo de Diesel Oil, se desarrolla bajo la dependencia de laimportación, sumando a este combustible gasolina y glp a partir del 2009con mayores volúmenes crecientes en el tiempo, con la agraviante de queno existe condiciones favorables para la importación de hidrocarburos porla situación geográfica.

Áre

a ad

min

istr

ativ

a

La Organización y estructura del downstream no es acorde al nuevorégimen de hidrocarburos (prestación de servicios).

Existe hasta cuatro traspasos de propiedad: De petrolera a refinería, Derefinería a mayorista, De mayorista a minorista, De minorista a consumidorfinal.

En cada traspaso de propiedad se añade un margen antes de pasar alsiguiente operador.

E 1: Organización delFuncionamiento de laComercialización y Distribución deDiesel Oil/gas natural (GNV)

Áre

a té

cnic

a

Los márgenes no reflejan los verdaderos costos de producción o deservicios ya que son fijos e uniformes para todos los operadores e inclusopara varios productos y situación geográfica reflejándose de esta maneralos subsidios cruzados.

En el caso del petróleo existe transfarencia de costos del upstream aldownstream para financiar el subsidio.

E 2: Redefinición de Precios y Tarifas

E 3: Determinación del Componentede Política Fiscal

PO

LITI

CA

1P

olíti

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PO

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CA

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olíti

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subv

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ón

E 2 : Fomentar y consolidar elconsumo exclusivo de energíaproveniente de los recursos energéticosnacionales .

E 3: Consolidar, modernizar yampliar la infraestructura del Sistemade abastecimiento de GNV.

E 4: Determinar alternativas dealianzas estratégicas y competidorespotenciales.

Mer

cado

Inte

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Áre

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cnic

aAct

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Eco

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ica

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123

competitiva determinante a través de la toma de decisiones y una serie de inversiones en programas y

proyectos que coadyuven en el desmonte de la subvención a DOI.

TABLA Nº 43 OBJETIVOS DE ESTRATEGIAS Y PROPUESTA DE PROGRAMAS/PROYECTOSPRIORITARIOS

Fuente: Elaboración propia

P1 E 1: Objetivo estratégico P1 E1: Programas P1 E 1: ProyectosP1 E 1 Proyecto 1: Creación de las EmpresaBoliviana de Comercialización de Hidrocarburos(EBCH) empresa subsidiaria de YPFB, con unaestructura más matricial que permita desconcentrarlas decisiones y responsabilidades y permita a lavez fluidez en información técnica y administrativacon sus propios objetivos e indicadores de gestiónpara una retroalimentación oportuna.

P1 E 1 Proyecto 2: Implementar, desarrollar yconsolidar una imagen positiva de una empresa quebrinda servicios y productos competitivos,generando mayores ingresos para el país.

P1 E 1 Proyecto 3: Potenciar la participación delos actores internos en el desarrollo de la imageninstitucional.

P1 E 2: Objetivo estratégico P1 E 2: Programas P1 E 2: ProyectosP1 E 2 Proyecto 1: Conversión vehicular gratuito yobligatorio de DO a GNV para el transporte delservicio público y opcional para el servicio particular- oficial.

P1 E 2 Proyecto 2: Implementación, control yfiscalización de tecnología para la reducción deconsumo de DO en el sector agroindustrial.

P1 E 2 Proyecto 3: Sustitución de DO a DO/GN entractores mulas para cultivos de trigo, girasol y soya.(Simultaneo al Proyecto 2).

P1 E 2 Proyecto 4: Sustitución de DO en motoresestacionarios a DO/GNV.

P1 E 3: Objetivo estratégico P1 E 3 Programas P1 E 3: Proyectos

P1 E 3 Proyecto 1: Análisis y definición de lainfraestructura y logística requerida paraimplementar el uso masivo de gas natural.

P1 E 3 Proyecto 2: Reserva Estratégica Nacionalde Hidrocarburos.


Diversificar la matriz energética.P1 E 4 Programa 1:Obtención de Diesel Oil a través demateria prima no convencional.

P1 E 4 Proyecto 1: Implementación de nuevastecnologías para la producción de Diesel Oil a partirde la transformación de residuos sólidos.


Definir la forma de transacción del gasnatural y de Diesel Oil.

P2 E 1 Programas 1:Organización de las transacciones.

P2 E 1 Proyecto 1: Creación del Comité deAsignación de Gas y Derivados de Petróleo.

P2 E2: Objetivo estratégico P2 E2: Programas P2 E2: ProyectosP2 E2 Programa 1:Adecuación de la cadena de precios ytarifas al régimen de servicios.

P2 E2 P1 Proyecto 1: Redefinición del Régimen dePrecios y Tarifas.

P2 E2 P2 Proyecto 1: Redefinición Conceptual dePrecios y Tarifas.P2 E2 P2 Proyecto 2: Redefinición Metodológicade Tarifas por Servicios.

P2 E3: Objetivo estratégico P2 E3: Programas P2 E3: Proyectos

Focalizar los subsidios a sectores queverdaderamente lo requieran.

P2 E 3: Programa 1:Determinación de precios relativos alconsumidor final de energéticos.

P2 E3 Proyecto 1: Focalización del subsidio aDiesel Oil.

Garantizar la infraestructura y laoperatividad del proceso logístico(distribución y venta de gnv).

P1 E 3 Programa1:Desarrollo y mejoramiento deconfiabilidad del sistema deabastecimiento de combustibles.

P2 E2 Programa 2:Redefinición Económica de las Tarifaspor Servicios.

Expresar los verdaderos costos deproducción de los combustibles y losservicios enmarcados en el nuevorégimen general de prestación deservicios, con el propósito de generarseñales adecuadas para la toma dedecisiones del Estado.

Transparentar la gestión a través de latransmisión de Información a la sociedadboliviana en su conjunto sobre el estadoeconómico y financiero de lacomercialización de hidrocarburos yfortalecer la imagen de la empresapública como una empresa nacional,eficiente y comprometida con eldesarrollo sostenible.

P1 E 1 Programa 1:

Fortalecimiento de la gestión financierasobre la comercialización de loshidrocarburos.

Implementar y ejecutar una políticaintegral del sector de hidrocarburos parael logro de la sustitución de DO a GNV yDO a DO/GNV (cambio de matrizenergética).

P1 E 2 Programa 1:Sustitución de combustible DO por GNV y de DO a DO/GNV.

P1 E1: OBJETIVO ESTRATEGICO P1 E1: PROGRAMAS P1 E1 P1: PROYECTOS

P1 E1 P1 Proyecto 1: Creación de las EmpresaBoliviana de Comercialización de Hidrocarburos (EBCH)empresa subsidiaria de YPFB, con una estructura másmatricial que permita desconcentrar las decisiones yresponsabilidades y permita a la vez fluidez eninformación técnica y administrativa con sus propiosobjetivos e indicadores de gestión para unaretroalimentación oportuna.

P1 E1 P1 Proyecto 2: Implementar, desarrollar yconsolidar una imagen positiva de una empresa quebrinda servicios y productos competitivos, generandomayores ingresos para el país.

P1 E1 P1 Proyecto 3: Potenciar la participación de losactores internos en el desarrollo de la imageninstitucional.


P1 E2 P1 Proyecto 1: Conversión vehicular gratuito deDO a GNV (Obligatorio para el transporte del serviciopúblico - oficial) y opcional para el servicio particular.

P1 E2 P1 Proyecto 2: Implementación, control yfiscalización de tecnología para la reducción deconsumo de DO en el sector agroindustrial.

P1 E2 P1 Proyecto 3: Sustitución de DO a DO/GN entractores mulas para cultivos de trigo, girasol y soya.(Simultaneo al Proyecto 2).

P1 E2 P1 Proyecto 4: Sustitución de DO en motoresestacionarios a DO/GNV.

P1 E3: OBJETIVO ESTRATEGICO P1 E3 PROGRAMAS P1 E P1: PROYECTOSP1 E3 P1 Proyecto 1: Análisis y definición de lainfraestructura y logística requerida para implementar eluso masivo de gas natural.

P1 E3 P1 Proyecto 2: Reserva Estratégica Nacional deHidrocarburos.

P1 E4: OBJETIVO ESTRATEGICO P1 E4 PROGRAMAS P1 E4 P1: PROYECTOS

Diversificar la matriz energética

P1 E4 Programa 1:

Obtención de Diesel Oil a travésde materia prima noconvencional.

P1 E4 P1 Proyecto 1: Implementación de nuevastecnologías para la producción de Diesel Oil a partir de latransformación de residuos sólidos

P2 E1: OBJETIVO ESTRATEGICO P2 E1 PROGRAMAS P2 E1 P1: PROYECTOS

Definir la forma de transacción del gas natural y deDiesel Oil.

P2 E1 Programas 1:

Organización de lastransacciones.

P2 E1 P1 Proyecto 1: Creación del Comité deAsignación de Gas y Derivados de Petróleo.

P2 E2: OBJETIVO ESTRATEGICO P2 E2: PROGRAMAS P2 E2 P1/P2: PROYECTOSP2 E2 Programa 1:

Adecuación de la cadena deprecios y tarifas al régimen deservicios.

P2 E2 P1 Proyecto 1: Redefinición del Régimen dePrecios y Tarifas.

P2 E2 P2 Proyecto 1: Redefinición Conceptual dePrecios y Tarifas.

P2 E2 P2 Proyecto 2: Redefinición Metodológica deTarifas por Servicios.


Focalizar los subsidios a sectores queverdaderamente lo requieran.

P2 E3: Programa 1:

Determinación de preciosrelativos al consumidor final deenergéticos.

P2 E3 P1 Proyecto 1: Focalización del subsidio a DieselOil.

Expresar los verdaderos costos de producción delos combustibles y los servicios enmarcados en elnuevo régimen general de prestación de servicios,con el propósito de generar señales adecuadaspara la toma de decisiones del Estado.

P2 E2 Programa 2:

Redefinición Económica de lasTarifas por Servicios.

Transparentar la gestión a través de la transmisiónde Información a la sociedad boliviana en suconjunto sobre el estado económico y financiero dela comercialización de hidrocarburos y fortalecer laimagen de la empresa pública como una empresanacional, eficiente y comprometida con el desarrollosostenible

P1 E1 Programa 1:

Fortalecimiento de la gestiónfinanciera sobre lacomercialización de loshidrocarburos

Implementar y ejecutar una política integral delsector de hidrocarburos para el logro de lasustitución de DO a GNV y DO a DO/GNV (cambiode matriz energética).

P1 E2 Programa 1:

Sustitución de combustible DO por GNV y de DO aDO/GNV.

Garantizar la infraestructura y la operatividad delproceso logístico (distribución y venta de gnv).

P1 E3 Programa1:

Desarrollo y mejoramiento deconfiabilidad del sistema deabastecimiento de combustibles.

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124

La TABLA No 43 resume los objetivos de las estrategias señaladas en la TABLA No 42, además de

resumir programas y proyectos considerando prioritarios para el desmonte de la subvención a DOI a

partir de la P1 E2.

Estos proyectos se pueden clasificar como:

1. Obras de infraestructura que requieren de altos montos de inversión.

2. Proyectos o Estudios que pueden ser clave, que no necesariamente requieran de una fuerte

inversión, pero que sí requieren de una decisión no sólo política sino empresarial y de toda una

estrategia para su desarrollo.

A continuación se desarrolla los proyectos de impacto económico, según la clasificación antes

indicada:

6.4.1. P1 E2 Programa 1: Sustitución de combustible DO por GNV y de DO a DO/GNV

La P1 E2 Programa 1 contempla cuatro proyectos (ver Tabla No 43), siendo el proyecto de mayor

impacto económico el de conversión vehicular gratuita y obligatoria de DO a GNV (transporte

público), razón por la cual para ejecutar el mismo se debe responder la siguiente pregunta:

¿Cómo se comportan los Vehículos a GNC/GNV en grandes alturas? 80.

“El gas pierde poder calorífico frente al diesel y frente a la gasolina pero eso se compensa con una caja

distinta; no hay un bus estándar que funcione en todas las topografías y esto aplica para todos los

combustibles. El bus hay que diseñarlo para cada condición, no sólo en cuanto al motor, sino incluso

en su tamaño” (Según el ingeniero John Fredy Domínguez).

Edgardo Escobar, gerente general de peruana de Gas Natural (PGN), reveló que en Perú se

convirtieron dos camiones de una empresa lechera a gas y éstos lograron trabajar a una altitud de 5.000

metros sobre el nivel del mar y con una carga de 150 toneladas.

Javier Cornejo, gerente de operaciones del “Metropolitano”, nombre que tiene el sistema masivo de

Lima, admitió que la decisión del combustible fue impuesta por la municipalidad de la capital peruana,

pero aseveró además que aparte de constatar que el rendimiento de los motores era el mismo del

diesel, había una ventaja comparativa frente a la cual el gas sólo tendría como rival a la energía: una

80http://www.elmundo.com/sitio/noticia_detalle.php?idcuerpo=2&dscuerpo=La%20Metro... 18/01/2011

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TECA DE E

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125

reducción del 52% en la contaminación de su ciudad desde que empezó a funcionar el sistema y

comenzaron a ser retirados los buses obsoletos.

Los mitos sobre la pérdida de potencia se desbarataron con los resultados obtenidos en diferentes

países del mundo. Hace pocos años en Bolivia por iniciativa privada del sector de electricidad se dio

la sustitución de DO por gas natural en motores estacionarios, pero no así en motores móviles, siendo

que en otros países se llevó a cabo la conversión vehicular con éxito en todo tipo de motores, mientras

que en el país los programas de conversión vehicular desde el año 2004 a la fecha fracasaron81 ya que

no pasa de ser un enunciado y en la actualidad aún no se percibe ningún logro significativo.

Por otra parte, hoy por hoy las investigaciones sobre conversión de motores de DO a GNV se han

desarrollado para todo tipo de motores y vehículos, tractores mulas (todo tipo de motor) que realizan el

trabajo en terreno plano bajo el sistema DUAL de uso combinado entre diesel y gas natural, generando

potencia a bajo costo.

Bolivia aún no arranca con fuerza ésta política de conversión de vehículos de DO a GNV a pesar de

contar con en el energético de gas natural problema con los que cuentan otros países que tienen que

importar éste energético como el caso de Argentina y sin embargo es el país que mayor desarrollo y

éxito tuvo en el uso de GNV.

6.4.1.1.P1 E2 P1 Proyecto 1: Conversión vehicular de DO a GNV gratuito y obligatorio para el

transporte del servicio público, opcional para el servicio particular y oficial.

El Manejo del Gasto Público es una de las funciones económicas del Estado materializándose la

misma a través de políticas en la que se determinan las prioridades estratégicas de la nación y se

determinan las áreas importantes en donde se deben invertir los recursos comunes de los ciudadanos en

beneficio de un interés de país, razón por la cual se considera que el Gobierno debe ejecutar políticas

de estabilización de precios a través del precio de combustible para el transporte público que en el caso

de Bolivia este gasto público se realiza en la subvención a DOI atenuando la inflación de la economía

nacional, no existiendo la misma relación con el transporte del servicio oficial y particular que sin

embargo genera otras externalidades negativas. Por lo expuesto se plantea el proyecto de conversión

vehicular de DO a GNV gratuito y obligatorio para el transporte del servicio público y siendo opcional

para el transporte de servicio oficial y particular.

81 http://reporteenergia.com/noticias/index.php?option=com_content&view=article&catid= reporte a mayo 2010 hecho que sucede hasta 18/11/2010

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


126

6.4.1.1.1. Contexto general parque automotor

Los datos oficiales del INE señalan que el 19% del número total automóviles en el país utilizan DO

frente al 2% de vehículos a GNV empadronados en el Registro Único para la Administración

Tributaria Municipal TABLA No 44. Sin embargo de acuerdo a datos de la SSHH el año 2008 existe el

14% del total de vehículos existentes a nivel nacional que utilizan GNV, aun así todavía el porcentaje

de consumo de gas natural con respecto a la producción es mínima.

TABLA Nº 44 PARQUE AUTOMOTOR POR TIPO DE SERVICIO, VEHÍCULO Y USO DECOMBUSTIBLE, 2009

Fuente: Registro único para la administración tributaria municipal instituto nacional de estadística parque automotor 2009

De acuerdo a la TABLA No 45, se puede evidenciar que para el año 2009, el transporte de servicio particular

consume el mayor volumen de DO estimados en 578,81 MM Lt y el servicio público consume 188

MM Lt frente a 7,77 MM Lt del servicio oficial.

TABLA Nº 45 ESTIMACION DE CONSUMO DE DO EN EL TRANSPORTE CARRETERO PORTIPO DE SERVICIO – 2009

Fuente: Registro único para la administración tributaria municipal instituto nacional de estadística parque automotor 2009

6.4.1.1.2. Tecnología e inversión de conversión de Diesel Oil a GNV

La regulación económica es otra de las funciones económicas del Estado y consiste en crear políticas para

estimular la economía, la inversión para que haya empleo y dar poder adquisitivo, formulando políticas para

dinamizar la economía nacional, razón por la cual se plantea diversificar la aplicación de tecnologías para la

conversión de motores móviles y estacionarios de DO/GN o de DO/DO y GN con el propósito de generar

mayor inversión y empleo en el país. Por lo expuesto, el gobierno debe considerar seriamente la política

cambio de la matriz energética asumiendo como punta de lanza la conversión vehicular.

Tecnología de conversión vehicular de DO a GNV

Se identificó cuatro tipos de tecnología:

TIPO DESERVICIO

CANTIDADTOTAL VEH.

CANTIDAD DEVEH. ADIESEL

CANTIDAD DEVEH. A GAS NATURAL

PARTICULAR 807.268 128.114 14.521 PUBLICO 85.462 41.612 570 OFICIAL 13.140 1.721 70 TOTAL 905.870 171.447 15.161

TIPO DE SERVICIO TOTAL DIESEL GAS NATURALPARTICULAR 807.268 128.114 14.521PUBLICO 85.462 41612 570OFICIAL 13140 1721 70TOTAL 905.870 171.447 15.161

2000 2005

DIESEL 5.000 3.500 1.300 70 21.000 2.625 52,50% 75,00%GASOLINA 6.000 5.500 560 70 21.000 2.625 43,75% 47,73%GNV 7.000 6.000 0 90 27.000 3.375 48,21% 56,25%

R/I 2000COMBUSTIBLECOSTO VEHICULO RENTA

ANUAL

RENTAANUAL

$US

COSTOCONVERSION

A GNVR/I 2005RENTA

DIARIA

2000 2005DIESEL 20.000 15.000 3.500 200 60.000 7.500 37,50% 50,00%GNV 24.000 18.500 0 300 90.000 11.250 46,88% 60,81%

RENTAANUAL

RENTAANUAL $US R/I 2000 R/I 2005COMBUSTIBLE COSTO VEHICULO COSTO

CONVERSIRENTADIARIA

TIPO DESERVICIO

CANTIDAD DEVEH. A DIESEL

ESTIMACIONESDE CONSUMO

Lt/AÑO PARTICULAR 128.114 578.819.052 PUBLICO 41.612 188.003.016 OFICIAL 1.721 7.775.478 TOTAL 171.447 774.597.546

BIBLIO

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127

Convertir el motor de DO a GNV (Otolizado).- Tecnología desarrollada y en uso en mayor

proporción en los departamentos de Santa Cruz, Cochabamba, Tarija y La Paz en menor

proporción los demás departamentos (ferias de conversión), actualmente llevan funcionando

más de 4 años sin problemas.

Cambio de motor nuevo de DO a GNV (Motor dedicado).- Esta tecnología aún no es

desarrollada en nuestro país.

Cambio de DO/GNV con kits (Dual fuel).- Tecnología que requiere constante mantenimiento

y control del sistema que mezcla diesel con gas (para evitar daño al motor).

Tecnología Bi-Fuel de GTI-Altronic para aplicaciones estacionarias Distribuidor para la

Florida, México y Caribe por GFS CORP.- Tecnología no aplicada en nuestro país, que sin

embargo por las características tecnológicas es muy prometedora en rendimiento técnico y

económico en vehículos de alto tonelaje.

Utiliza en forma conjunta diesel y gas natural 50% ~ 75% sustitución de diesel por

gas natural

Encendido por compresión –sin bujías.

No requiere modificación del motor y de fácil instalación.

Sin pérdida de potencia.

Diseño a prueba de fallas; sistema transfiere automáticamente a operación 100%

diesel, en el evento de un problema.

Monitoreo electrónico de parámetros críticos.

Compatible con motores diesel turbo-cargados o de aspiración natural.

Análisis de inversión de conversión taxis y micros de DO a GNV

Para el análisis de costos e inversión del programa conversión vehicular de Diesel a GNV se considera

los datos emitidos por las autoridades relacionadas con el programa de conversión vehicular (Vice

ministerio de transporte y Ministerio de Hidrocarburos y Energía) 82 y encuesta al taller de conversión

82 Actualmente y dependiendo de la capacidad de los balones, los materiales y la tecnología, la reconversión a GNV en un vehículo liviano (taxi) fluctúa entre500 y 600 dólares; en un minibús, entre 630 y 750 dólares y en un micro de transporte público entre 800 y hasta 1.000 dólares, según talleristas consultados enCochabamba. José Kinn Jueves (Por A. D. Hans Soria O. - Los Tiempos - 17/05/2009)En referencia a los precios de los kits, el viceministro de Comercialización e Industrialización de Hidrocarburos, William Donaire, indicó que un equipo con uncilindro de 10 metros cúbicos cuesta entre 550 y 600 dólares, la instalación que tienen la mayoría de los autos que circulan en el país. En cambio, el funcionarioinformó que los más caros son aquellos que utilizan los buses y camiones de alto tonelaje: en estos casos, el precio del equipo supera los 3.500 dólares. PrensaVehicular Bolivia Marzo 2010.

BIBLIO

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128

AUTOGAS ubicada en la calle Sucre No 1596 Esquina Tejada Sorzano actualizada al mes de

diciembre 2010.

TABLA Nº 46 ANALISIS DE INVERSION DE CONVERSION TAXIS Y MICROS DE DIESEL OIL AGNV

Fuente: Elaborados con datos del MHE y Vice ministerio de transporte (TC a 7,07 Bs)

La TABLA No 46, señala que el costo de conversión de un taxi tiene un costo de 600 $us, se considera

que en promedio consume 15 Lt/día de DO con un valor de 55,80 Bs/día frente a 18,30 m3 de GNV

con un valor de 30,38 Bs/día generando un ahorro mensual de 89,89 $us/mes. El caso de la

conversión de micros el costo es de 1.000 $us, se considera que en promedio consume 50 Lt/día de DO

con un valor de 186,00 Bs/día frente a 61 m3 de GNV con un valor de 121,86 Bs/día generando un

ahorro mensual de 299,65 $us/mes en ambos casos se considera 25 días mes, según la TABLA No 47,

la misma señala el ahorro para el transportistas en función del consumo de DO por día.

TABLA Nº 47 RELACIÓN GASTO Y AHORRO DO VS GNV

Fuente: Sobre la base de datos de Rocío Linares ZambranaNota.- Taxis: Consumo de Diesel Oil por día 15 Lt y Micros: Consumo de Diesel Oil por día 50 Lt

La TABLA No 48 señala, que la inversión en la conversión de vehículos en el sector transporte, tiene

mayor rentabilidad en taxis a Diesel el año 2010 con el 97% frente 61% de GNV evidenciándose que

no es favorable la conversión de un taxi a Diesel a GNV al no existir incentivos para el cambio de

herramienta. Con respectos a los micros de Diesel, la relación renta/inversión el año 2010 es 62%

TIPODE

VEHICULOCOSTO $us

Costo de conversión 600,00Ahorro mensual en combustible 89,89

COSTO $us.Costo de conversión 1000,00Ahorro mensual en combustible 299,65

MICRO

TAXI

CONSUMO DOLt

CONSUMO GNVm3

GASTO/DIADO Bs

GASTO/DIAGNV Bs

AHORRO/DIABs

AHORRO/MENSUAL(25 DIAS) Bs

AHORRO/MENSUAL(25 DIAS) $US

AHORRO/ANUAL(300 DIAS) Bs

10,00 12,20 37,20 20,25 16,95 423,70 59,93 5.084,40 15,00 18,30 55,80 30,38 25,42 635,55 89,89 7.626,60 20,00 24,40 74,40 40,50 33,90 847,40 119,86 10.168,80 25,00 30,50 93,00 50,63 42,37 1.059,25 149,82 12.711,00 30,00 36,60 111,60 60,76 50,84 1.271,10 179,79 15.253,20 35,00 42,70 130,20 70,88 59,32 1.482,95 209,75 17.795,40 40,00 48,80 148,80 81,01 67,79 1.694,80 239,72 20.337,60 45,00 54,90 167,40 91,13 76,27 1.906,65 269,68 22.879,80 50,00 61,00 186,00 101,26 84,74 2.118,50 299,65 25.422,00 55,00 67,10 204,60 111,39 93,21 2.330,35 329,61 27.964,20 60,00 73,20 223,20 121,51 101,69 2.542,20 359,58 30.506,40 65,00 79,30 241,80 131,64 110,16 2.754,05 389,54 33.048,60 70,00 85,40 260,40 141,76 118,64 2.965,90 419,50 35.590,80 75,00 91,50 279,00 151,89 127,11 3.177,75 449,47 38.133,00 80,00 97,60 297,60 162,02 135,58 3.389,60 479,43 40.675,20 85,00 103,70 316,20 172,14 144,06 3.601,45 509,40 43.217,40 90,00 109,80 334,80 182,27 152,53 3.813,30 539,36 45.759,60 95,00 115,90 353,40 192,39 161,01 4.025,15 569,33 48.301,80 100,00 122,00 372,00 202,52 169,48 4.237,00 599,29 50.844,00 105,00 128,10 390,60 212,65 177,95 4.448,85 629,26 53.386,20 110,00 134,20 409,20 222,77 186,43 4.660,70 659,22 55.928,40 115,00 140,30 427,80 232,90 194,90 4.872,55 689,19 58.470,60 120,00 146,40 446,40 243,02 203,38 5.084,40 719,15 61.012,80

BIBLIO

TECA DE E

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129

frente 77% de micros a GNV, por lo que no habría razón económica para masificación de conversión

de micros de Diesel a GNV. La opción de cambio de vehículo de Diesel a GNV para ambos casos se

deduce que el costo del vehículo depende principalmente del modelo o años de uso que haya

tenido el motorizado, mientras más antiguo es el vehículo y con mayor cantidad de años de uso el

precio del mismo es menor por lo tanto generara una mayor rentabilidad.

TABLA Nº 48 ANALISIS RENTA INVERSION

Fuente: Elaborado sobre la base de datos de Rocío Linares Feria de Conversión

La estrategia de fomentar y consolidar el consumo exclusivo de energía proveniente de los recursos

energéticos bolivianos en el mercado interno, está orientada a resolver tanto el problema de la

subvención y focalización de DOI ya que, si se retoma el concepto económico de la subvención de este

combustible tan sólo debería estar orientado al sector transporte de servicio público y sector

agroindustrial con producción para el mercado interno, razón por la cual el Estado tiene la plena

responsabilidad de la elaboración de políticas, proyectos y programas para la conversión de los

vehículos a GNV en los sectores mencionados (transporte público y agroindustrial) sin que este

signifique no considerar a todo el sector transporte (particular y oficial).

Por lo expuesto y en contrapartida a la estrategia del Ministerio de Hidrocarburos y Energía que

propone que el 65% de los kits (equipos de conversión) se destinará a la población en general y el 35%

al transporte público afiliado a algún sindicato.83 El planteamiento de la presente investigación

consiste en la conversión vehicular gratuito de DO a GNV (Obligatorio para el transporte del

servicio público) y opcional para el servicio particular y oficial. Este proyecto considera el

siguiente análisis:

En la TABLA No 49, señala que el año 2009 el total de vehículos existentes es de 41.577 de los cuales

16,509 vehículos son transporte liviano es decir, automóvil, camioneta, microbús, minibús y

vagonetas; 21,748 vehículos de transporte pesado es decir camión y ómnibus; 3.320 vehículos

83 Declaraciones Ministro Coca http://www.fmbolivia.com.bo/noticia15909-reconversion-de-vehiculos-a-gnv-quedo-paralizada.html. “Los kits para instalar enlos vehículos, inicialmente, del transporte público ya están en los depósitos de YPFB. Para la primera etapa, el Fondo de Conversión a GNV dispone de 7.500equipos, adquiridos en 10 millones de dólares. Noticias - Petróleo y Gas Lunes, 17 de Mayo de 2010 14:27 (Fecha: 16.12.2009 Fuente: El Diario)

TAXISDIESEL 3.500 2.700 600 70 18.480 2.614 75 97GNV 6.000 5.500 - 90 23.760 3.361 56 61

MICROSDIESEL 15.000 12.000 1.000 200 52.800 7.468 50 62GNV 18.500 14.500 300 79.200 11.202 61 77

RENTA DIARIA

Bs

RENTAANUAL

Bs

RENTAANUAL

$US

R/I 2005%

R/I 2010%

COSTO DE VEHICULO$US COSTO

CONVERSION AGNV2005 2010

COMBUSTIBLE

2000 2005DIESEL 20.000 15.000 3.500 200 60.000 7.500 37,50% 50,00%GNV 24.000 18.500 0 300 90.000 11.250 46,88% 60,81%

RENTAANUAL

RENTAANUAL $US R/I 2000 R/I 2005COMBUSTIBLE COSTO VEHICULO COSTO

CONVERSIRENTADIARIA

BIBLIO

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130

corresponden a tractor – camión los mismos deberán ser estudiados para su conversión de acuerdo a la

labor que realizan.

TABLA Nº 49 VEHICULOS DE SERVICIO PUBLICO POR TIPO Y DEPARTAMENTO 2009

Fuente: Registro único para la administración tributaria municipal instituto nacional de estadística parque automotorpor tipo de servicio, clase de vehículo y uso de combustible, 1998 – 2009

La TABLA No 50, señala que el costo de instalación de un equipo de GNV varía de acuerdo al tipo de

automóvil, pero también varía el costo de acuerdo con la capacidad del/los tanques que se instalan y si

es a carburador o tiene un sistema de inyección. Para fines de cálculo del financiamiento para la

conversión se utilizará el promedio de la estimación de costos de conversión de vehículos de DO a

GNV (4.812 $us/Veh.).

TABLA Nº 50 ESTIMACION DE COSTO DE CONVERSION DE VEHICULOS DE DIESEL OIL AGNV

Fuente: Registro único para la administración tributaria municipal instituto nacional de estadística parque automotorpor tipo de servicio, clase de vehículo y uso de combustible, 1998 – 2009. Declaraciones de autoridades por prensa MHE y Vice ministerio de transporte

Nota.- El costo de conversión varia por el método conversión y los tanques de almacenamiento, los costos del análisis responden 30 m3 automóviles,minibuses, vagonetas y camionetas 50 m3, microbús 75 m3, camión y ómnibus 120 m3.

Por otra parte, es importante que el automóvil que se pretenda transformar a GNV esté en buenas

condiciones de funcionamiento, especialmente en lo que respecta a encendido e instalación eléctrica.

La TABLA No 51, resume que la ejecución del proyecto de conversión de vehículos de DO a GNV en

un promedio mensual de 3.188 vehículos requiere de un costo promedio de 4.812 $us/Veh y

15.341.133 $us/mes, siendo el monto total requerido de $us 184.093.600, considerando 9.564

TIPODE VEHICULOS CHUQUISACA LA PAZ COCHABAMBA ORURO POTOSÍ TARIJA SANTA CRUZ BENI PANDO TOTAL

Automóvil 2 2 186 0 5 6 311 1 0 513 Camión 1.023 3.498 8.435 408 1.042 527 3.876 101 5 18.915 Camioneta 24 14 158 2 32 8 90 16 1 345 Microbús 713 690 1.560 15 928 372 4.323 19 0 8.620 Minibús 41 296 1.145 89 148 49 109 20 0 1.897 Ómnibus 45 1.047 849 86 145 149 507 4 1 2.833 Vagoneta 22 18 2.118 2 39 60 2.855 20 0 5134 Tractor - Camión 254 420 1.555 121 204 116 649 1 0 3.320TOTAL 2.124 5.985 16.006 723 2.543 1.287 12.720 182 7 41.577

TIPO DEVEHICULOS

No DEVEHÍCULOS A

DIESEL OIL

ESTIMACION DECOSTO DE

CONVERSION$us/[U]

TOTAL$us/[U]

Automóvil 513 600 307.800 Camión 18.915 8.000 151.320.000 Camioneta 345 650 224.250 Microbús 8.620 850 7.327.000 Minibús 1.897 650 1.233.050 Ómnibus 2.833 7.000 19.831.000 Vagoneta 5134 750 3.850.500 Tractor - Camión 3.320 0TOTAL 41.577 184.093.600PROMEDIO 38257 3188,083333 4.812

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131

vehículos transformados al 100% a GNV y 28.692 vehículos convertidos ha sistema dual 40% DO y

60% GNV, total de conversión de vehículos de 38.256. Propuesta en contra partida al actual gobierno

(Ex - Ministro Coca quién propuso que el 65 % de los kits irá destinado al sector transporte particular).

TABLA Nº 51 ESTIMACION DE FINANCIAMIENTO Y AUTOFINANCIAMIENTO - PROGRAMADE CONVERSION

Fuente: Elaborado con datos de DO y GNV YPFB y MH (TC Banco Central de Bolivia)Nota: Se considera que el costo promedio de importación de DO es de 1,25 $us/Lt.; Para el consumo de DO por Vehículo se considera 360 días año y 25

días mes. El ahorro total corresponde a un año después de ejecutar el proyecto vehicular.

El financiamiento estaría dado de la siguiente manera: Autofinanciamiento del 35% y 65% por el

Estado. El autofinanciamiento contempla las siguientes fuente: a) FCV (GNV) vehículos a DO Monto

fijo 0,0180 Bs/m3 Decreto Supremo 29629 y b) El ahorro acumulado del volumen DOI que se deja de

consumir por la conversión de 3.188 vehículos de DO a GNV por mes.

Al finalizar el proyecto de conversión, producto de la reducción del consumo de DOI el Estado ahorra

10.620.241 $us/mes de dicho valor, 258.213 $us/mes corresponde a recaudación de FCV, 4.393.500

$us/mes por el costo de DO importado y 5.968.528 $us/mes por la subvención de DOI, ahorros que se

pueden destinar al sector transporte público para implementar un seguro social y de salud o la

renovación del parque automotor.

Para concretizar éste proyecto, se debe convocar a una licitación para conversión vehicular de DO a

GNV de vehículos livianos (convocatoria nacional por la experiencia existente) y otra convocatoria

nacional e internacional para conversión de vehículos pesados) Sistema dual DO/GNV que existe

mayor experiencia a nivel internacional que nacional (Aplicación de nuevas de tecnologías que supera

los mitos sobre la conversión vehicular como la pérdida de potencia en las alturas).

MESNo

VEHICULOSCONVERTIDOS

ESTIMACION DEPRESUPUESTO

(PROMEDIO 4.812$us/VEH.)

$us

AHORRO DECOMBUSTIBLE DO

(PROMEDIO DO/VEH./12,38Lt/DIA)

7,43 Lt/DIA SIST. DUALLt/MES

INCREMENTO DECONSUMO GNV

PORCONVERSION

M3/MES

MONTO DEFONDO DE

CONVERSION(0,18 Bs/M3)

$us

AHORRO PORDISMINUCION DE

VOL. DEIMPORTACION (DO

0,53 $us/Lt)$us

AHORRO DESUBVENCION(0,72 $us/Lt)

$us

FONDOS DEGOBIERNOCENTRAL

$us

AHORROPOR DEJAR DECONSUMIR DOI

$us

1 3.188 15.341.133 15.341.1332 6.376 15.341.133 986.712 1.203.788 30.735 522.957 710.432 14.077.0093 9.564 15.341.133 1.973.398 2.407.545 61.469 1.045.901 1.420.846 12.812.9174 12.752 15.341.133 2.960.084 3.611.302 92.203 1.568.844 2.131.260 11.548.8255 15.940 15.341.133 3.552.255 4.333.751 110.649 1.882.695 2.557.623 10.790.1666 19.128 15.341.133 4.144.426 5.056.199 129.094 2.196.546 2.983.987 10.031.5077 22.316 15.341.133 4.736.597 5.778.648 147.540 2.510.396 3.410.350 9.272.8478 25.504 15.341.133 5.328.768 6.501.097 165.985 2.824.247 3.836.713 8.514.1889 28.692 15.341.133 5.920.939 7.223.545 184.431 3.138.098 4.263.076 7.755.52910 31.880 15.341.133 6.513.110 7.945.994 202.876 3.451.948 4.689.439 6.996.87011 35.068 15.341.133 7.105.281 8.668.443 221.322 3.765.799 5.115.802 6.238.21012 38.256 15.341.133 7.697.452 9.390.891 239.767 4.079.649 5.542.165 5.479.55113 8.289.623 10.113.340 258.213 4.393.500 5.968.528 10.620.241

TOTAL 184.093.600 59.208.643 72.234.544 1.844.286 31.380.581 42.630.223 118.858.752 127.442.897

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132

La principal ventaja de los motores a GNV comparados con los motores a diesel estriba en su menor

costo de combustible que genera un ahorro del 54% y la abundancia de gas natural en el país, el cual es

además, menos contaminante. Sin embargo requiere de mucho trabajo por parte de YPFB y el sector

de hidrocarburos en su conjunto, hechos que hasta el día de hoy no se muestra por parte de estas

instituciones.

Este proyecto debe ir acompañado de proyectos de infraestructura para el abastecimiento de GNV, de

acciones políticas (concertación con el sector implicado y la población en general), norma legal (sobre

que instancia gubernamental tiene la tuición y responsabilidad del transporte). Por otra parte debe ir

acompañado de medidas arancelarias (los vehículos a DO deberán pagar mayores aranceles de

importación), medidas de impuestos municipales (Los vehículos a DO y mayor antigüedad deberán

tener mayor tasa impositiva) y control de inspección vehicular (control si los vehículos registrados a

GNV funcionan a este combustible) y por último medidas de incentivo para el sector por municipio, a

través del ahorro por la subvención a DO y mayor consumo de GNV.

La TABLA No 52, si las condiciones siguen como en la actualidad, es decir que las ventas de

volumen DOI sean el 70% en promedio del consumo de DO en el sector transporte carretero el costo

que deberá asumir el Estado en los próximos 5 años por comprar DOI de 4.450 MM $us de dicho

monto 2.563 MM $us corresponde a la subvención. Por otra parte se estima que el primer año el

Estado asumirá una subvención de 457 MM $us y el presupuesto para la conversión vehicular

gratuita y obligatoria para el sector transporte carretero publico representa el 40% de éste monto.

TABLA Nº 52 ESTIMACION DE GASTO/AHORRO POR SUBVENCION A DIESEL OIL EN ELSECTOR TRANSPORTE PUBLICO CARRETERO 2011- 2015

Fuente: Elaborado en base a datos históricos YPFB, INE Crecimiento de transporte carretero a una tasa de 6% y considerando el costo de DOI 1.25 $/Lt, yel consumo en el sector transporte carretero el 70% de las ventas de DOI

Obstáculos para la conversión de micros y vehículos de alto tonelaje

Desconfianza en la técnica de conversión y en la ejecución de programas de conversión

vehicular.

MES NoVEHICULOS

ESTIMACION DECONSUMO

(PROMEDIODO/VEH./12,38)

Lt/DIA

COSTO PORIMPORTACION

DE DO1,25 $us/Lt

GASTO/AHORRODE SUBVENCION

0,72 $us/Lt

2011 200.817 907.430.630 794.001.801 457.345.0372012 212.964 962.318.473 842.028.664 485.008.5102013 225.110 1.017.206.316 890.055.527 512.671.9832014 237.257 1.072.094.159 938.082.389 540.335.4562015 249.404 1.126.982.002 986.109.252 567.998.929

TOTAL 5.086.031.580 4.450.277.633 2.563.359.916

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133

Falta de inversión en el sector de hidrocarburos en toda la cadena.

Falta de socialización de información y concertación sobre la conversión vehicular.

Falta de coordinación de políticas interinstitucionales.

TABLA Nº 53 ALCANCES DE LA P1 E2 P1 PROYECTO 1: CONVERSION VEHICULAR GRATUITO DEDO A GNV (OBLIGATORIO PARA EL TRANSPORTE DEL SERVICIO PÚBLICO – OFICIAL Y

OPCIONAL PARA EL SERVICIO PARTICULAR


La TABLA No 53 resume el alcance de la P1 E2 P1 PROYECTO 1: Conversión vehicular gratuito de DO

a GNV (Obligatoria para el transporte público y opcional para el servicio particular y oficial).

FIN INDICADORES (X, W, Y, Z : CANTIDADES) MEDIOS DE VERIFICACION SUPUESTOS

Reducir la subvención de DOI através de la sustitución de DO a GNVy de DO a DO/GNV.

El proyecto permite, que el Estado boliviano ahorre por subvencióna DOI un estimado de 34.250.352 $us el primer año de conversiónvehícular (costo de importación de DO a 0,72 $us/Lt),disminuyendo el deficit fiscal.

Estadísticas de la subvenciónDOI.

Predisposición de voluntad política y compromiso patriótico delas autoridades, funcionarios públicos y entidades privadas .

PROPOSITO

Implementar y concretar la políticade cambio de matriz energética.

A diciembre del 2011, 3.188 vehículos convertidos a GNV pormes mediante planificación activa, entre los sectores e institucionesinvolucradas bajo el marco del programa de conversión vehícularde DO a GNV y de DO a GNV/DO.

Número de vehículosconvertidos a GNV y reducciónde la demanda de DO.

Para la ejecución de este proyecto se requiere la participacióndirecta del concurso de privados y público entre otros actores,además de acciones previas por parte del gobierno sobre:

La socialización de las ventajas del gnv y su tecnología. La concertación con el sector transporte público, sobrecantidad de vehículos a transformarse. Desarrollo y construcción de infraestructura paraabastecimiento de GNV.

COMPONENTES

Reducir la demanda de DO

Reducir el volumen de importación deDO.

Focalización de la subvención a DO.

Análisis de la demanda y planteamiento de asignación de volumende DO por sectores y zonas comerciales según sus actividadeseconómicas.

Disminución de la demanda de DO en 1.973.398 Lt/mes.

Estadísticas del consumo deDO y subvención DOI.

Aplicación de una política integral del sector de hidrocarburosademás de involucrar a instituciones que coadyuven a logro delos objetivos planteados.

ACTIVIDADES

La socialización de las ventajas delgnv y su tecnología. Ahorro por cada 15Lt/DO/mes 89,89 $us. Renta mensual del transporte

público.

La concertación con el sectortransporte público, sobre cantidad devehículos a transformarse.

38.256 vehículos de DO convertidos a GNV en 12 meses.Estadísticas de vehículos deDO convertidos a GNV,consumo de DO y GNV.

Desarrollo y construcción deinfraestructura para abastecimientode GNV.

Construcción de EE SS de GNV y plantas criogénicas a pequeñaescala.

Mayor actividad económica y número de EE SS. Capacidad de gestión gerencial en el sector de hidrocarburos.

Actores del sector de transporte y del gobierno con voluntadpara el diseño de Planes distritales y provincial concertados.

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134

6.4.2. P1 E2 P1 Proyecto 2: Implementación, control y fiscalización de tecnología que

consumen DO aplicada en cultivos del sector agroindustrial.

De acuerdo al análisis realizado del consumo de DO en el sector agroindustrial, el consumo por

hectárea cultivada es de 80 Lt., para los productos de girasol, soya y trigo.

Sin embargo, la literatura investigada sobre el consumo de DO en el sector agroindustrial en países

vecinos como Argentina evidencia que el consumo de DO en los cultivos de girasol, soya, trigo y otros

cultivos no son iguales; 1º Dependen del tipo de tecnología que se utiliza en la siembra y 2º Depende

del tipo de producto cultivado como se evidencia en la TABLA No 54.

TABLA Nº 54 CONSUMO DE COMBUSTIBLE TOTAL POR TIPO DE CULTIVO Y PRODUCTO

Fuente: Lidia Beatriz DonatoInstituto de Ingeniería Rural – CIA.- I.N.T.A.

Según la fuente de la TABLA No 54 señala que, “el consumo de combustible por labor, se calculó con

el uso del software Costo Maq, el cual cuenta con una importante base de datos elaborada con

información de más de 30 años de resultados de ensayos de máquinas agrícolas en el banco estático y a

campo, en condiciones operativas variadas, lo cual permite tener resultados más cercanos a la

realidad”.

6.4.2.1. Comparación de estimación de consumo de DO en cultivos de girasol, soya y trigo

– Siembra convencional Bolivia – Argentina

La TABLA No 65 señala, que de acuerdo a la investigación realizada por el Instituto de Ingeniería

Rural – CIA - I.N.T.A., el volumen requerido de DO para una hectárea de cultivo de girasol (siembra y

cosecha más secado) es de 61,77 Lt/hac.. Sin embargo ANAPO considera que el consumo para una

hectárea de cultivo de girasol es de 80 Lt, siendo este un volumen mayor en promedio anual con el

22% más que el volumen resultado de la investigación Instituto de Ingeniería Rural – CIA - I.N.T.A.

SIEMBRACONVENCIONAL

SIEMBRADIRECTA COSECHA SECADO

TOTAL CONSUMOSIEMBRA

CONVENCIONALLt/Has Lt/Has Lt/Has Lt/Tn Lt/Has

Girasol (1) 47,7 13,5 9,38 4,69 61,77Soya (1) 33,1 18,3 10,62 3,75 47,47Trigo 41,1 14 7,81 4,69 53,6Maiz 40,2 12,3 15,58 6,88 62,66Avena 41,1 14 41,1Cebada 41,1 14 41,1Sorgo 33,1 13,5 12 5 50,1Alfalfa 43,2 14 11,72 54,92Otros Cereales y oleginosas 37,1 16,2 66,5 103,6

DESCRIPCION

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135

TABLA Nº 55 COMPARACION DE VOLUMEN DE CONSUMO DE DO EN CULTIVOS DEGIRASOL APLICANDO LOS DATOS DEL INSTITUTO DE INGENIERÍA RURAL – CIA -

I.N.T.A. Y EL PACTO DE Y.P.F.B. Y ANAPO

Fuente: YPFB, Instituto de Ingeniería Rural – CIA - I.N.T.A, INSTITUTO NACIONAL DE ESTADÍSTICA, ENCUESTA NACIONALAGROPECUARIA - ENA 2008 (1) Incluye la campaña de invierno del año anterior.

Nota: La información correspondiente a los años agrícolas (1999-2000) a (2006-2007) fue modificada de acuerdo a los resultados de la ENA 2008.(p): Preliminar, (proy) proyectado


Rural – CIA - I.N.T.A., el volumen requerido para una hectárea de cultivo de soya (siembra, cosecha y

secado) es de 47,47 Lt/hac.. Sin embargo ANAPO considera que el consumo para una hectárea de

cultivo de soya es de 80 Lt, siendo este un volumen mayor que representa en promedio anual el 37%

más que el volumen resultado de la investigación Instituto de Ingeniería Rural – CIA - I.N.T.A.

TABLA Nº 56 COMPARACION DE VOLUMEN DE CONSUMO DE DIESEL OIL EN CULTIVOSDE SOYA APLICANDO LOS DATOS DEL INSTITUTO DE INGENIERÍA RURAL – CIA - I.N.T.A.

Y EL PACTO DE YPFB Y ANAPO


Nota: La información correspondiente a los años agrícolas (1999-2000) a (2006-2007) fue modificada de acuerdo a los resultados de la ENA 2008. (p):Preliminar, (proy) proyectado


Rural – CIA - I.N.T.A., el volumen requerido para una hectárea de cultivo de trigo (siembra, cosecha y

secado) es de 53,60 Lt/hac.. Sin embargo ANAPO considera que el consumo para una hectárea de

cultivo de trigo es de 80 Lt, siendo éste un volumen mayor que representa en promedio anual el 32%

más que el volumen resultado de la investigación Instituto de Ingeniería Rural – CIA - I.N.T.A.

DESCRIPCION 2004-2005 2005-2006 2006-2007 2007-2008 2008-2009 (P) 2009-2010 (Proy)Girasol (1) Hac .cultivadas 89.000 99.350 162.000 259.218 311.060 225.975Tn M 76.300 120.300 173.300 298.642 394.207 247.613Consumo de DO Lt/Hac. siembra y cosecha 57,08 57,08 57,08 57,08 57,08 57,08Consumo en secado Lt/Tn 4,69 4,69 4,69 4,69 4,69 4,69Consumo Lt/hac cultivada 5.080.120 5.670.898 9.246.960 14.796.163 17.755.305 12.898.681Consumo DO en secado Lt/Tn 357.847 564.207 812.777 1.400.631 1.848.831 1.161.304Consumo Total según Invetigación Lt (I) 5.437.967 6.235.105 10.059.737 16.196.794 19.604.136 14.059.985Volumen pactado entre YPFB y ANAPO 80 Lt /Hac. (2009) (I) 7.120.000 7.948.000 12.960.000 20.737.440 24.884.800 18.078.039Diferencia de Consumo (I) - (II) 1.682.033 1.712.895 2.900.263 4.540.646 5.280.664 4.018.055

DESCRIPCION 2004-2005 2005-2006 2006-2007 2007-2008 2008-2009 (P) 2009-2010 (Proy)

Soya (1) Hac cultivadas 938.007 947.783 984.611 835.039 892.682 1.042.279Tn M 1.683.652 1.608.728 1.634.269 1.225.885 1.615.655 1.831.639Consumo de DO Lt/Hac. siembra y cosecha 43,72 43,72 43,72 43,72 43,72 43,72Consumo en secado Lt/Tn 3,75 3,75 3,75 3,75 3,75 3,75Consumo Lt/hac cultivada 41.009.666 41.437.073 43.047.193 36.507.905 39.028.057 45.568.444Consumo DO en secado Lt/Tn 6.313.695 6.032.730 6.128.509 4.597.069 6.058.706 6.868.645Consumo Total según Invetigación Lt (I) 47.323.361 47.469.803 49.175.702 41.104.974 45.086.763 52.437.089Volumen pactado entre YPFB y ANAPO 80 Lt /Hac. (2009) (I) 75.040.560 75.822.640 78.768.880 66.803.120 71.414.560 83.382.331Diferencia de Consumo (I) - (II) 27.717.199 28.352.837 29.593.178 25.698.146 26.327.797 30.945.243

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136

TABLA Nº 57 RESULTADOS DE CONSUMO DE DIESEL OIL EN CULTIVOS DE TRIGOAPLICANDO LOS DATOS DEL INSTITUTO DE INGENIERÍA RURAL – CIA - I.N.T.A.


Nota: La información correspondiente a los años agrícolas (1999-2000) a (2006-2007) fue modificada de acuerdo a los resultados de la ENA 2008. (p):Preliminar, (proy) proyectado

6.4.2.2.Estimación de consumo, ahorro y subvención de DOI destinado en exceso a cultivos de

girasol soya y trigo

La TABLA No 58, señala que las instancias gubernamentales que asignan volumen para el mercado

interno, asignaron al subsector agroindustrial para cultivos de girasol, soya y trigo (considerando

siembra convencional), un volumen en exceso que representa el 8% en promedio del volumen total de

ventas de DOI y el 35% del volumen asignado a los cultivos de soya, trigo y girasol, entre los años

2005 y 2010 erogando en la compra un monto de 247.790 M$us entre 2005 a 2010, equivalentes a un

valor de 144.515 M$us por subvención. Este volumen en exceso representa casi tres cisternas día que

puede ser fácilmente comerciable en el mercado informal y/o ilegal.

TABLA Nº 58 RESULTADOS DE CONSUMO DE DIESEL OIL EN CULTIVOS DE GIRASOL, SOYA YTRIGO APLICANDO LOS DATOS DEL INSTITUTO DE INGENIERÍA RURAL – CIA - I.N.T.A. Y EL

PACTO DE Y.P.F.B. Y ANAPO

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, MHE, BCB,, Resultados de estimación de costos de importación., Precios Promedio de compra de Producto:INE Importación de Diesel Oil valor CIF

Instituto de Ingeniería Rural – CIA - I.N.T.A, INSTITUTO NACIONAL DE ESTADÍSTICA, ENCUESTA NACIONAL AGROPECUARIA - ENA 2008(1) Incluye la campaña de invierno del año anterior.

Nota: La información correspondiente a los años agrícolas (1999-2000) a (2006-2007) fue modificada de acuerdo a los resultados de la ENA 2008. (p): Preliminar, (proy) proyectado

Por otra parte, se demuestra una vez más, que la subvención mal aplicada no es beneficio para el bien

mayor del país, ya que el volumen de DO consumido en una hectárea de cultivo (80 Lt/has) evidencia

que la maquinaria es obsoleta o que existe una actividad ilícita encubierta por este sector además


Trigo (1) hac cultivadas 106.199 125.440 139.769 134.795 156.670 133.423Tn M 112.431 138.445 162.715 161.553 201.508 154.071Consumo de DO Lt/Hac. siembra y cosecha 48,91 48,91 48,91 48,91 48,91 48,91Consumo en secado Lt/Tn 4,69 4,69 4,69 4,69 4,69 4,69Consumo Lt/hac cultivada 5.194.193 6.135.270 6.836.102 6.592.823 7.662.730 6.525.699Consumo DO en secado Lt/Tn 527.301 649.307 763.133 757.684 945.073 722.595Consumo Total según Invetigación Lt (I) 5.721.494 6.784.577 7.599.235 7.350.507 8.607.802 7.248.294Volumen pactado entre YPFB y ANAPO 80 Lt /Hac. (2009) (I) 8.495.920 10.035.200 11.181.520 10.783.600 12.533.600 10.673.808Diferencia de Consumo (I) - (II) 2.774.426 3.250.623 3.582.285 3.433.093 3.925.798 3.425.514


Girasol, soya y trigo (1) hac cultivadas 1.133.206 1.172.573 1.286.380 1.229.052 1.360.412 1.401.677Consumo Total según Invetigación Lt (I) 58.482.823 60.489.485 66.834.674 64.652.275 73.298.701 73.745.367Volumen pactado entre YPFB y ANAPO 80 Lt /Hac. (2009) (II) 90.656.480 93.805.840 102.910.400 98.324.160 108.832.960 112.134.178Diferencia de Consumo (I) - (II) = Volumen asignado en exceso 32.173.657 33.316.355 36.075.726 33.671.885 35.534.259 38.388.811Volumen de venta de DOI Lt 330.916.722 361.474.133 425.225.000 402.595.000 669.530.450 677.988.683Costo estimado de DOI $us/Lt 1,05 1,12 1,18 1,42 1,07 1,25Diferencia de Costo de DOI – Precio de Mdo. Interno 0,59 0,66 0,71 0,91 0,54 0,72Valor de compra por volumen asignado en exceso $us 33.916.655 37.376.271 42.722.206 47.934.792 37.894.418 47.945.920Valor de la subvención por volumen asignado en exceso $us 19.116.643 21.998.096 25.718.490 30.737.967 19.197.467 27.746.998

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137

aprobada por autoridades de YPFB84 y de acuerdo a estudios realizados por el Instituto de Ingeniería

Rural – CIA - I.N.T.A. en Argentina que tiene características similar de terreno de sembradío con Santa

Cruz, el volumen consumido en una hectárea de cultivo es mucho menor al volumen pactado entre

YPFB y ANAPO según los datos obtenidos en la TABLA No 58.

De acuerdo a las fallas del mercado, al no existir señales reales de precios como indicadores de escasez

relativa provoca distorsiones en la inversión y rezago tecnológico atenuante para la falta de

transparencia en la determinación de precios de los productos girasol, soya y trigo. Además de alentar

a consumir en mayores volúmenes el combustible DO por más de un factor (mercados ilícitos, poder

calorífico, precios bajos etc.) desperdiciando el combustible y en términos ambientales incrementando

la contaminación.

Por tanto, el proyecto de Implementación, control y fiscalización de tecnología que consumen DO

aplicada en cultivos del sector agroindustrial, consiste en levantar la demanda real de combustible

para el sector agroindustrial con el menor error posible, a través y usando como mecanismo la

transparencia de costos de producción con el fin reducir la subvención a DOI en el sector

agroindustrial. Por otra parte, el proyecto debe ir acompañado del apoyo a los productores nacionales

por parte del Estado para aplicar tecnologías que reduzcan el consumo de DO en los cultivos de soya,

trigo, girasol entre otros.

TABLA Nº 59 ESTIMACION DE AHORRO POR IMPORTACION Y SUBVENCION DIESEL OIL2011-2015

$US

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, MHE, BCB,, Resultados de estimación de costos de importación., Precios Promedio de compra de Producto: INEImportación de Diesel Oil valor CIF

Instituto de Ingeniería Rural – CIA - I.N.T.A, INSTITUTO NACIONAL DE ESTADÍSTICA, ENCUESTA NACIONAL AGROPECUARIA - ENA 2008Nota: La información correspondiente a los años agrícolas (1999-2000) a (2006-2007) fue modificada de acuerdo a los resultados de la ENA 2008.

(1) Incluye campaña de invierno anterior, (2) en el caso de maíz se toma en cuenta a partir de 2003 YPFB y ANAPO pactan suministro de diesela productores cruceños (El Mundo 30/06/09)

84 YPFB y ANAPO pactan suministro de diesel a productores cruceños (Periódico El Mundo 30/06/09):CONSUMO OLEAGINOSA. Consumo de Diesel Oil del Sector Agropecuario. Consumo Nacional (en Lts) 1,245,000,000 100%. Consumo Santa Cruz (en Lts)500,000,000 40%. Consumo Sector Agropecuario (en Lts) 210,000,000 17%. Consumo Sector Oleaginoso y Triguero (en Lts) 105,200,000 8%. Soya de verano:700.000 has x 80 lts/ha = 56.000.000 lts. Girasol de invierno: 215.000 has x 80 lts/ha = 17.200.000 lts. Trigo de invierno: 90.000 has x has x 80 lts/ha =7.200.000 lts. Soya de invierno: 310.000 has x has x 80 lts/ha = 24.800.000 lts

CEREALES PORIMPORTACION

POR SUBVENCION

Trigo (1) Girasol (1) Soya (1) TOTAL

PROYECTO 22011 130.957 190.998 1.020.981 1.342.936 107.434.899 76.658.434 30.776.465 38.470.581 22.159.0552012 130.831 200.699 1.066.331 1.397.861 111.828.862 79.571.501 32.257.360 40.321.700 23.225.2992013 130.705 210.400 1.111.680 1.452.785 116.222.824 82.484.569 33.738.255 42.172.819 24.291.5442014 130.578 220.101 1.157.030 1.507.710 120.616.786 85.397.636 35.219.150 44.023.938 25.357.7882015 130.452 229.802 1.202.380 1.562.634 125.010.748 88.310.703 36.700.046 45.875.057 26.424.033TOTAL 653.523 1.052.001 5.558.402 7.263.926 581.114.119 412.422.843 168.691.277 210.864.096 121.457.719

INDUSTRIALES

0,72 $US/Lt

ESTIMACION DEAHORRO POR

CONSUMO DE DOLt

AÑO

ESTIMACION DECONSUMO DE

DIESEL OIL80 Lt/has

(2)

ESTIMACION DE AHORRO

1,25 $US/Lt

SUPERFICIE CULTIVADAESTIMACION DECONSUMO DE

DIESEL OILCON DDA REAL

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


138

La TABLA No 59, señala que al ejecutarse medidas de reducción en el consumo de DO para los

cultivos de girasol, soya y trigo como introducción y/o control de tecnología, el país ahorraría en 5

años un valor de 121.457 M$us por subvención y 210.864 M$us por el costo total de DOI en el

hipotético caso de que los costos de importación de DO sea 1,25 $us/Lt, monto que podría destinarse

al mismo sector con otros fines.

TABLA Nº 60 ALCANCES DE LA P1 E2 P1 PROYECTO 2: IMPLEMENTACIÓN, CONTROL YFISCALIZACIÓN DE TECNOLOGÍA QUE CONSUMEN DIESEL OIL, APLICADA EN CULTIVOS

DEL SECTOR AGROINDUSTRIAL


La TABLA No 60 resume el alcance del P1 E 2 Proyecto 2: Implementación, control y fiscalización de

tecnología que consumen DO, aplicada en cultivos del sector agroindustrial.


Reducir la subvención deDOI a través del control yfiscalización de consumoDO en cultivos de girasol,soya y trigo.

El proyecto permite, que el Estado boliviano ahorrepor subvención a DOI un estimado de 121.457.719$us en los primeros 5 años de (costo deimportación de DO a 0,72 $us/Lt), disminuyendo eldéficit fiscal.

Estadísticas de lasubvención DOI.

Predisposición de voluntad política ycompromiso patriótico de las autoridades,funcionarios públicos y entidades privadas.

PROPOSITO

Implementar y concretar lapolítica de cambio de matrizenergética.

A 12 meses de la ejecución del proyecto disminuyeel consumo en 30.776.465 Lt de DOI a través deuna planificación activa, entre los sectores einstituciones públicas y privadas involucradas bajoel marco de control y fiscalización de consumo deDO en cultivos de girasol, soya y trigo.

Estadísticas deconsumo de DO encultivos de girasol, soyay trigo.

Para la ejecución de este proyecto se requierela participación directa del concurso deprivados y público entre otros actores, ademásde acciones previas por parte del gobiernosobre:Incentivos de tecnología en maquinaria paracultivos a pequeños empresarios.

COMPONENTES

Reducir la demanda de DOReducir el volumen deimportación de DO.

Análisis de la demanda y planteamiento deasignación de volumen de DO por sectores y zonascomerciales según sus actividades económicas.

Disminución de la demanda de DO en un promedioanual 33.738.255 Lt estimando una disminución de168.691.276 Lt del consumo de DO en 5 años.

Estadísticas delconsumo de DO.

Aplicación de una politica integral del sectorde hidrocarburos además de involucrar ainstituciones que coadyuven a logro de losobjetivos planteados.

ACTIVIDADES

Análisis de consumo de DOen los cultivos de girasol.soya, trigo y otros cultivos.

Análisis del tipo detecnología que se utiliza enla siembra.

Ahorro del consumo de DO en un 55% (siembraconvencional) y 16.355.493 $us/año para elproductor.

Estadística de costo decombustible.

La concertación con elsector agrario, sobre laplanificación de incentivospara tecnología.

Número de beneficiarios.Estadísticas deconsumo de DO en elsector agrario.

Actores del sector de agrario y del gobiernocon voluntad para el diseño de Planes deincentivación a la tecnología.

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


139

6.4.3. P1 E2 P1 Proyecto 3: Sustitución de DO a DO/GNC en tractores mulas para

cultivos de trigo, girasol y soya. (Simultaneo al Proyecto 2).

Considerado el análisis de consumo de DO en el sub sector agroindustrial subtitulo 4.2.3.1.3 y el

avance de la tecnología que se aplica en la conversión de motores aplicando el sistema dual85, se

plantea el siguiente proyecto de sustitución para el consumo del subsector agroindustrial de DO 100%

a DO 25% y GN 75% ejecución simultánea al proyecto 2.

La TABLA No 61, señala que de ejecutarse los programas 2 y 3 se estima que el consumo de DO en el

subsector agroindustrial se reduce en 83%, ahorrando el Estado en 5 años 344 MM $us por subvención

y obteniendo una disponibilidad de 597 MM $us por dejar de importar este combustible, montos que

pueden destinarse en el mismo sector con otros fines de manera más eficiente.

TABLA Nº 61 ESTIMACION DE AHORRO POR IMPORTACION Y SUBVENCION A DIESEL OIL2011-2015

$US

Fuente: Elaborado con datos de YPFB, MHE, BCB,, Resultados de estimación de costos de importación., Precios Promedio de compra de Producto: INEImportación de Diesel Oil valor CIF ; Instituto de Ingeniería Rural – CIA - I.N.T.A, INSTITUTO NACIONAL DE ESTADÍSTICA, ENCUESTA

NACIONAL AGROPECUARIA - ENA 2008Nota: La información correspondiente a los años agrícolas (1999-2000) a (2006-2007) fue modificada de acuerdo a los resultados de la ENA 2008.

(1) Incluye campaña de invierno anterior, en el caso de maíz se toma en cuenta a partir de 2003(2) YPFB y ANAPO pactan suministro de diesel a productores cruceños (El Mundo 30/06/09)

De acuerdo a la TABLA No 62, al llevarse a cabo los proyectos 2 y 3 se estima que los productores de

trigo, girasol y soya en conjunto generan un ahorro de 30 MM $us el primer año y un total de 163,60

MM $us entre los años 2011 y 2015.

85 Cámara Gas Vehicular: Adicionalmente aclaro que EL SISTEMA SI ES DUAL , pero la mezcla no es exactamente 50 % diesel y 50% gas natural o glp, lamezcla se calibra a la necesidad del cliente y trabajo del vehículo , por ejemplo una tractormula Kenwork con motor ISX 450 cummings, QUE TRABAJA SOLOEN TERRENO PLANO , puede calibrarse en mezcla 25 % diesel y 75 % gas natural

CEREALES COSTO PORIMPORTACION

POR SUBVENCION


POR SUBVENCION


POR SUBVENCION

Trigo (1) Girasol (1) Soya (1) TOTAL 1,25 $US/Lt. 0,72 $US/Lt. PROYECTO 2Lt

PROYECTO 3Lt 1,25 $US/Lt. 0,72 $US/Lt. $US $US

2011 130.957 190.998 1.020.981 1.342.936 107.434.899 134.293.624 77.353.128 76.658.434 19.164.609 23.955.761 13.798.518 110.337.863 63.554.6092012 130.831 200.699 1.066.331 1.397.861 111.828.862 139.786.077 80.516.780 79.571.501 19.892.875 24.866.094 14.322.870 114.919.983 66.193.9102013 130.705 210.400 1.111.680 1.452.785 116.222.824 145.278.530 83.680.433 82.484.569 20.621.142 25.776.428 14.847.222 119.502.102 68.833.2112014 130.578 220.101 1.157.030 1.507.710 120.616.786 150.770.983 86.844.086 85.397.636 21.349.409 26.686.761 15.371.574 124.084.222 71.472.5122015 130.452 229.802 1.202.380 1.562.634 125.010.748 156.263.436 90.007.739 88.310.703 22.077.676 27.597.095 15.895.927 128.666.341 74.111.812TOTAL 653.523 1.052.001 5.558.402 7.263.926 581.114.119 726.392.649 418.402.166 412.422.843 103.105.711 128.882.138 74.236.112 597.510.511 344.166.054

ESTIMACION DE AHORROEJECUTANDO PROYECTOS 2 Y 3

ESTIMACION EJECUTANDOPROYECTOS 2 Y 3

INDUSTRIALES

ESTIMACION DECONSUMO DE

DIESEL OILCON DDA REAL

ESTIMACION DECONSUMO CONSUSTITUCION

25 % D0AÑO

SUPERFICIE CULTIVADA POR AÑO AGRICOLA SEGUN CULTIVOS

HaESTIMACION DECONSUMO DE

DIESEL OIL80 Lt/has

(2)

ESTIMACION80 Lt./Has

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


140

TABLA Nº 62 ANÁLISIS DE AHORRO PARA EL PRODUCTOR POR SUSTITUCIÓN DECOMBUSTIBLE 2011-2015

$US

Fuente: YPFB y ANAPO pactan suministro de diesel a productores cruceños (El Mundo 30/06/09)Se considera que el precio DO es de 3,72 Bs/Lt

La TABLA No 63 resume el alcance de la P1 E2 P1 Proyecto 3: Sustitución de DO a DO/GNC en

tractores mulas para cultivos de trigo, girasol y soya.

TABLA Nº 63 ALCANCES DE LA P1 E2 P1 PROYECTO 3: SUSTITUCIÓN DE DO A DO/GNC ENTRACTORES MULAS PARA CULTIVOS DE TRIGO, GIRASOL Y SOYA. (SIMULTANEO AL

PROYECTO 2)


DO3,72 Bs/Lt

GNV1,66 Bs/m3

2011 399.657.826 71.292.344 116.436.496 211.928.986 30.103.5492012 416.003.365 74.001.496 120.861.153 221.140.715 31.412.0332013 432.348.905 76.710.649 125.285.811 230.352.445 32.720.5182014 448.694.445 79.419.801 129.710.469 239.564.174 34.029.0022015 465.039.984 82.128.954 134.135.127 248.775.904 35.337.486

TOTAL 2.161.744.524 383.553.244 626.429.056 1.151.762.225 163.602.589

COSTO ESTIMADOCON EJECUCION DE PROYECTOS 2 Y 3

AÑO

COSTO ESTIMADO DE COMPRA DOSIN POLITICAS,ESTRATEGIAS,PROGRAMAS

3,72 Bs/Lt

AHORROBs

AHORRO$us


Reducir la subvención deDOI a través de lasustitución de DO 100% a25% DO y 75% GNC entractores mulas del sectoragroindustrial.

El proyecto 3 más la ejecución del proyecto 2permite, que el Estado boliviano ahorre porsubvención a DOI un estimado de 344.166.054$us en los primeros 5 años de (costo deimportación de DO a 0,72 $us/Lt), disminuyendoel déficit fiscal.



PROPOSITO

Implementar y concretar lapolítica de cambio dematriz energética.

A 12 meses de la ejecución del proyecto 2 y 3disminuye el consumo de DO en 88.270.290 Lta través de una planificación activa, entre lossectores e instituciones publicas y privadasinvolucradas bajo el marco del programa deconversión vehícular de DO a GNV y de DO aGNV/DO.

Estadísticas deconsumo de DO en elsector agroindustrial.

Para la ejecución de este proyecto serequiere la participación directa delconcurso de privados y público entre otrosactores, además de acciones previas porparte del gobierno sobre: tecnología delsistema dual.

COMPONENTESReducir la demanda deDOReducir el volumen deimportación de DO.

Disminución de la demanda de DO en unpromedio anual 95.601.681 Lt estimando unadisminución de 478.008.408 en 5 años.


Aplicación de una política integral delsector de hidrocarburos además deinvolucrar a instituciones que coadyuven alogro de los objetivos planteados.

ACTIVIDADES

Análisis de la tecnologíaexistente sobre el sistemadual.

Ahorro en costo de combustible un 47% elprimer año de ejecución de los proyectos 2 y 3que representa 30.275.569 $us/año para elproductor.

Estadística de costo decombustible

La concertación con elsector agroindustrial,sobre la planificación deconversión de motores detractores mulas a sistemadual.

Número de beneficiarios.Estadísticas deconsumo de DO en elsector agrario.

Actores del sector de agrario y del gobiernocon voluntad para el diseño de Planes deincentivación a la tecnología y conversiónal sistema dual.

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


141

6.4.4. P1 E2 P1 Proyecto 4: Sustitución de DO en motores estacionarios a DO/GNC.

El kit de conversión biocombustible es una tecnología que permite que los motores a diesel, sean éstos

móviles (vehiculares) o estacionarios (grupos electrógenos), puedan trabajar con mezclas de DO y gas

natural o sólo con DO. Los motores a diesel, bajo ninguna circunstancia, podrían trabajar únicamente

con gas natural.

El estudio se realizado en un motor con las siguientes características GRAFICA No 73.

GRAFICA Nº 73 CARACTERÍSTICAS DEL MOTOR

Motor GeneradorMarca: Caterpillar Marca: CaterpillarModelo: 3306 PCT Modelo: SR4Serial: 66D41946 Serial: 5FA01203Arreglo: 8N3419 Tensión: 380 vFrecuencia: 50 HzPotencia Máxima (4,029 msnm): 110 kW

Fuente Grupo electrógeno empleado en las demostraciones de sustitución parcial de diesel por gas natural

Esta tecnología está siendo aplicada en el SIN, existiendo 5 unidades generadoras de electricidad a

Diesel Oil/Gas Natural pertenecientes a la Empresa Eléctrica Guaracachi S.A. (EGSA) y otras 29

unidades a gas que pertenecen a las diferentes empresas de electricidad (ver subtitulo 4.2.71.). Sin

embargo, en el Sistema Aislado existen 18 máquinas generadoras de electricidad a DO, que de acuerdo

a las proyecciones de estimación de consumo y ahorro para la empresa por DO en el sector electricidad

Sistema Aislado para los próximos 5 años se tiene los siguientes datos:

TABLA Nº 64 ESTIMACION DE CONSUMO Y AHORRO PARA LA EMPRESA 2011-2015$US

Fuente: Elaborados con datos del Anuario Estadístico 2008/2009 Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad

DO 3,72 Bs/ Lt GN 1,30 Bs/M3

2011 44.589.217 13.376.765 41.512.561 165.871.886 49.761.566 53.966.329 62.143.991 8.827.2712012 47.875.419 14.362.626 44.572.016 178.096.560 53.428.968 57.943.620 66.723.972 9.477.8372013 51.161.622 15.348.487 47.631.470 190.321.235 57.096.371 61.920.912 71.303.953 10.128.4022014 54.447.825 16.334.348 50.690.925 202.545.910 60.763.773 65.898.203 75.883.934 10.778.9682015 57.734.028 17.320.208 53.750.380 214.770.584 64.431.175 69.875.494 80.463.915 11.429.533

AHORROPARA LA

EMPRESABs

AHORROPARA LA

EMPRESA$us

COSTO CON/SUSTITUCIONBsAÑO

CONSUMO ESTMADODE DO SISTEMA

AISLADOS/SUSTITUCION

Lt

CONSUMOESTMADO DE DO

SISTEMA AISLADOC/SUSTITUCION

Lt

CONSUMO DEGNM3

COSTOS/SUSTITUCION

3,72Bs/Lt

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


142

La TABLA No 64, estima el ahorro para las empresas de electricidad del Sistema Aislado para el año

2011 de 8,83 MM $us y un acumulado en 5 años de 50,64 MM $us producto de la sustitución de 30%

DO/70% Gas Natural en motores estacionarios, tecnología probada mediante el estudio realizada por

las dos empresas de la ciudad de El Alto que implementaron una medida de Producción Más Limpia

(PML) consistente en la instalación de un kit de conversión biocombustible. Este kit de conversión

permite que los grupos electrógenos a diesel funcionen con mezclas diesel/gas, haciendo posible la

sustitución parcial de diesel por gas natural en la generación de energía eléctrica en motores

estacionarios (grupos electrógenos).

TABLA Nº 65 ESTIMACION DE AHORRO/GASTO POR DOI EN EL SECTOR ELECTRICIDAD2011-2015

$US

Fuente: Elaborados con datos del Anuario Estadístico 2008/2009 Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad

De acuerdo a la TABLA No 65, se estima que el primer año de ejecución del proyecto el Estado ahorra

22,47 MM $us por subvención a DOI y 39,01 MM $us por el costo de importación por un volumen de

31.235.548 Lt. En 5 años el Estado ahorra por concepto de subvención 128,93 MM $us y disminuiría

la salida de divisas por un monto de 223,83 MM $us.

TABLA Nº 66 INVERSIONES, AHORROS, RETORNOS Y BENEFICIOS AMBIENTALES

Fuente: ESTUDIO DE CASO PML- 030 Sustitución de diesel por mezcla de diesel/gas en motores estacionarios empresas: Sotco Ltda. y Gastronic Ltda.(*) Para el cálculo de los beneficios económicos y ambientales, se asumió una generación de energía eléctrica anual de 354,780 kWh-año. Esto equivale alfuncionamiento del generador durante 12 horas diarias durante 365 días al año a una potencia medida de 81 kW. En las emisiones de azufre se asume que

se consume el diesel importado.

De acuerdo a la TABLA No 66, se tiene que por cada motor se invierte 10.000 $us y se tiene una tasa

de retorno anual de 365%. Con relación al azufre, la máxima concentración de azufre permitida por la

SSHH de Bolivia actualmente ANH es de 0,2%, o sea, 2.000 ppm. Por lo tanto, en un litro de Diesel

de densidad 0,8 kg/Lt, la máxima cantidad de azufre permitida es de 1,6 g.

AÑO

CONSUMO ESTMADODE DO SISTEMA

AISLADOS/SUSTITUCION

Lt

CONSUMOESTMADO DE DO

SISTEMA AISLADOC/SUSTITUCION

Lt

CONSUMO DE GN

M3

AHORRO ALESTADO PORSUBVENCION

0,72 $us/Lt

COSTO DEIMPORTACION

DE DO1,25 $us/Lt

2011 44.589.217 13.376.765 41.512.561 22.472.965 39.015.5642012 47.875.419 14.362.626 44.572.016 24.129.211 41.890.9922013 51.161.622 15.348.487 47.631.470 25.785.458 44.766.4202014 54.447.825 16.334.348 50.690.925 27.441.704 47.641.8472015 57.734.028 17.320.208 53.750.380 29.097.950 50.517.275

TOTAL 255.808.112 76.742.433 238.157.352 128.927.288 223.832.098

INVERSION

[$us]

%Diesel %Gas Natural30 70 Reducción de 65 t/año en las emisiones de dióxido de carbono.

RECOMENDACIONBENEFICIO

ECONOMICO[$us/año](*)

RETORNO BENEFICIO AMBIENTAL

Substitución de diesel por gas natural 10.000 36.500 365%

Reducción de130 kg/año en las emisiones de azufre.

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


143

Los datos proporcionados por YPFB dan cuenta que el Diesel que importa y se distribuye en el país

contiene 1,46 g de azufre por litro. Si se toma en cuenta que el gas boliviano prácticamente no

contiene azufre, el hecho de sustituir 1 Lt. de diesel importado por 1 m3 de gas boliviano, resulta en

una disminución de las emisiones de hasta 1,46 g de azufre por litro.

Con relación al dióxido de carbono y asumiendo que el Diesel tiene una composición aproximada de

85% de carbón y 15% de hidrógeno, se tiene que la combustión completa de un litro de diesel genera

2,490 g de dióxido de carbono.

En cambio, en la combustión completa de 1 m3 de gas, asumiendo que es metano puro, se genera sólo

1,860 g de dióxido de carbono. Por lo tanto, la disminución debida a la sustitución será de 630 g por

cada litro sustituido, lo que equivale a una reducción del 25%.

La TABLA No 67, señala el precio de mercado interno establecido por el Estado para el gas natural de

acuerdo al tipo de consumidor.

TABLA Nº 67 RESUMEN DE LA VARIACIÓN DE PRECIOS DE GAS NATURAL EN EL MERCADOINTERNO

Fuente: Disposiciones legales

La TABLA No 68 resume el alcance de la P1 E 2 P1 Proyecto 4: Sustitución de DO en motores

estacionarios a DO/GNC.

En resumen, se considera que los tres primeros proyectos del programa de sustitución de combustible

DO por GNV y de DO a DO/GNV son necesarios para agilizar los tiempos del proceso de desmonte de

la subvención a DO, debido a que los sectores implicados en cada uno de los proyectos descritos

anteriormente tiene una relación directa con la economía de la población en general, en cambio los

otros sectores como el trasporte particular, minería entre otros por decisión propia deberán ser parte del

programa de conversión de DO a GNV.

Una vez llevado a cabo los tres proyectos mencionados anteriormente, se puede nivelar los precios de

DO a precio internacional evitando las medidas de shocks económicos (ejemplo el D.S. 748). Por otra

parte, en tanto la infraestructura no llegue a las poblaciones que tienen el servicio de electricidad por el

CONSUMIDOR MARCO LEGAL UNIDAD VALOR LUGAR DE ENTREGATermoeléctricas DS 26037 de 22 de diciembre de 2001 US$/MPC 1,30 Entrada de termoeléctrica

Del Sistema Interconectado Nacional US$ / MMBTU 1,22US$/MPC 1,27

DS 26037 de 22 de diciembre de 2001 US$/MPC 0,98 En city gateDS 29510 de 9 de abril de 2008 US$/MPC 0,98 En city gate

DS 29510 de 9 de abril de 2008 Entrada de termoeléctrica

Distribución de gas natural por redes

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


144

sistema aislado el precio de DO deberá ser subvencionado o buscar otra fuente de suministro de

energía a un menor precio.

TABLA Nº 68 ALCANCES DE LA P1 E2 P1 PROYECTO 4: SUSTITUCIÓN DE DO EN MOTORESESTACIONARIOS A DO/GNC


6.4.5. P1 E 3 Programa1: Desarrollo y mejoramiento de confiabilidad del sistema de

abastecimiento de combustibles

Para el logro de la conversión vehicular y la sustitución parcial DO a Gas combustible ya sea en

motores móviles como estacionarios necesariamente se requiere implementar políticas, estrategias,

programas proyectos en exploración, producción, transporte, almacenaje y comercialización, siendo

que las tres últimas actividades de la cadena hidrocarburifera requiere la construcción inmediata de

infraestructura para el transporte mediante ductos en el caso que sea factible tanto económico como

técnicamente y transporte mediante gasoducto virtual el mismo es más factible para llegar a los

poblaciones más lejanas del país como se describirá a continuación.


Reducir la subvención de DOIa través de la sustitución de DO100% a 30% DO y 70% GNC enmotores estacionarios delsector electricidad.

El proyecto 4 permite, que el Estado bolivianoahorre por subvención a DOI un estimado de128.868.633 $us en los primeros 5 años de(costo de importación de DO a 0,72 $us/Lt),disminuyendo el déficit fiscal.


Predisposición de voluntad política ycompromiso patriótico de las autoridades,funcionarios públicos y entidades privadas

PROPOSITO


A 12 meses de la ejecución del proyectodisminuye el consumo de DO en 31.235.547 Lta través de una planificación activa, entre lossectores e instituciones públicas y privadasinvolucradas bajo el marco del programa deconversión vehícular de DO a GNV y de DO aGNV/DO.

Estadísticas deconsumo de DO en elsector electricidad.

Para la ejecución de este proyecto serequiere la participación directa delconcurso de privados y público entre otrosactores, además de acciones previas porparte del gobierno sobre:infraestructura para la masificción delconsumo de gas natural.

COMPONENTES


Disminución de la demanda de DO en unpromedio anual 35.796.842 Lt estimando unadisminución de 178.984.212 Lt en 5 años.


Aplicación de una politica integral delsector de hidrocarburos además deinvolucrar a instituciones que coadyuven alogro de los objetivos planteados.

ACTIVIDADES

Seleccionar entre las opcionestecnológicas existentes (porejemplo: transporte pormódulos, gas comprimido,biomasa de desecho, gas pobreproducido por hidro energía) lassoluciones más apropiadas deaprovisionamiento decombustibles que reemplacen alDO en las centrales que lousan.

Ahorro en costo de combustible un 37% elprimer año de ejecución del proyecto querepresenta 62.189.975 $us/año para laempresas de generación de electricidad en elSistema Aislado.

Estadística de costo decombustible en el sectoreléctrico SistemaAislado

La concertación con el sectoreléctrico, sobre la planificaciónde conversión de motoresestacionarios a sistema dual.

Número de conversión de motores estacionariosde DO a sistema dual.

Estadísticas deconsumo de DO en elsector de electricidadSistema Aislado

Actores del sector de electricidad y delgobierno con voluntad para el diseño dePlanes de reconversión al uso detecnologías y combustibles más limpios yeficientes.

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


145

6.4.5.1. P1 E3 P1 Proyecto 1: Análisis y definición de la infraestructura y logística

requerida para implementar el uso masivo de gas natural

El consumo y uso masivo de gas natural en remplazo a los combustibles tradicionales en especial los

importados como el DO, promoverá la regasificación en Bolivia y en consecuencia el crecimiento

económico del país, posibilitando el desarrollo de nuevas industrias que mejorará la imagen de Bolivia

como receptor de inversión nacional y extranjera, siendo consumidores los siguientes sectores TABLA

No 69.

TABLA Nº 69 PRINCIPALES USOS DEL GAS NATURAL POR SECTOR PRODUCTIVO

Fuente: Elaborado en base a las actividades económicas de Bolivia

Por lo expuesto anteriormente, en Bolivia existe la imperiosa necesidad de realizar proyectos sobre

utilizar en forma óptima, combinada y eficiente las diferentes tecnologías de transporte de gas natural

para llegar, desde una planta criogénica de enfriamiento a cualquier punto de la geografía nacional ya

sea por GNL (gas natural licuado), GNC (gas natural comprimido) y gas por red considerando el

detalle de la TABLA No 70.

TABLA Nº 70 CONSIDERACIONES PARA LA REGASIFICACION EN BOLIVIA

Fuente: Elaborada en base a la literatura de Contrato de Licencia para la Explotación de Camisea Contrato Boot Concesiones de la Distribución de Gas yElectricidad – Editorial ATRIUM (Wilmag Casado Inversiones costos)

SECTOR COMBUSTIBLE QUE PUEDE SUSTITUIR APLICACIÓN / PROCESO Transporte Diesel Oil, Gasolina y GLP a GN Taxis Buses Generación Eléctrica Diesel Oil a GN Centrales térmicas Cogeneración eléctrica

Agroindustria y minería Diesel Oil a GN Tractores mulas y maquinaria de secado.Fundición de metales Hornos de Fusión Secado

DETALLE CARACTERISTICAS SERVICIO

Construcción de gasoducto Carrasco-Cochabamba.

Construcción bajo normas rusas (gasoducto enterrado entoda su trayectoria incluyendo cruces de ríos.

Poblaciones importantes que seencuentran a su paso.

Implementar unidades criogénicas parala obtención de gas natural líquido (GNL ).

Unidades de regasificaciónplantas de re-gasificación y sistema de cañeríasdomiciliarias para su distribución.

Inversión para abastecimiento medianteGNL

En aréas estratégicas con mayor reservas de gas.

En las ciudades amazónicas se instalaría tanques dealmacenamiento de GNL, plantas de re-gasificación y sistemade cañerías domiciliarias para su distribución.

(Distancias y volúmenes medianos).

350.000 a 450.000 $us

Región amazónica o norte de Bolivia(Trinidad, Guayaramerín, Riberalta,Rurrenabaque, San Borja, Porvenir,Cobija, Ixiamas y Apolo.

Otras regiones como: Chaco, Chiquitanía,Pantanal, Guarayos, Ixiamas, Altiplano,Valles.

Ventaja, La tecnología de almacene elgas natural en forma liquida (GNL) puedeusar una tecnología recientementedisponible para envasar GNC maseconómicamente que una estación quereciba el gas natural por medio degaseoductos.

Transporte de GNC Transporte en cisternas de GNC (para distancias yvolúmenes pequeños)

Poblaciones menores de baja densidadpoblacional. (Uyuni, Tupiza, etc..)

Estaciones de servicio de gas naturalfijas

Instaladas en derivaciones directas de los gasoductosprincipales

Estaciones de servicio de gas naturalmóviles.

Inversión para abastecimiento medianteGNC.

Servicio de camiones acondicionados para cargar cilindros deGNC

600.000 a 750.000 $us

Producción de balones o garrafas. Producción de material más liviano para GNC.

El consumo de energía en GNC esbastante alto debido principalmente albanco de compresores en serie, que sonnecesarios para aumentar la presión a losniveles requeridos. Esto provoca que loscostos de operación sean más elevadosque las de estaciones de GNL .

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


146

6.4.5.2. Proyecto de fortalecimiento a las instituciones democrática USAID Bolivia:

Estudio de factibilidad para el suministro de Gas Natural a la localidad de Uyuni.

“El Estudio tiene el propósito de analizar la factibilidad de llegar con gas natural a la localidad de

Uyuni, con el fin de coadyuvar al mejoramiento de la infraestructura turística de la zona, promover el

desarrollo económico de pequeños pueblos de esa área rural y coadyuvar al mejoramiento de la calidad

de vida de ese sector de la ciudadanía”.

TABLA Nº 71 INVERSION DE CAPITAL Y COSTOS DE OPERACIÓN PARA EL PRIMER AÑOINVERSION DE CAPITAL

M $US

Fuente: Proyecto de fortalecimiento a las instituciones democrática USAID Bolivia: Estudio de factibilidad para el suministro de Gas Natural a lalocalidad de Uyuni

De acuerdo al estudio de factibilidad los resultados de inversión es de 6.713,67 M $us y los costos de

operación para el primer año es de 531,96 M $us detallados en la TABLA No 71.

En la TABLA No 72 de acuerdo al análisis del proyecto se estima que al ejecutarse el proyecto de gas

natural en Uyuni, el Estado ahorra 495 M $us para el año 2010 por sustitución de combustible en el

sector transporte del circuito turístico equivalentes a 688.210 Lt de DO con un acumulativo en 5 años

de 3,49 MM $us. De realizar el proyecto para todo el sector de transporte público de Uyuni el ahorro

anual por sustitución de combustible es de 1,59 MM $us y un acumulativo en 5 años de 13,57 MM

$us. Por otra parte, se señala que el sector transporte público ahorraría 772 $us año por sustitución de

combustible.

CANTIDADCOMPRIMIDAMMPCS/AÑO

ESTACIONDE

COMPRESION

TRANSPORTEEST. COMP.

EST.INTERMEDIA

ESTACIONINTERMEDIA

TRANSPORTE DIS.A

ESTACIONESREMOTAS

ESTACIONES REMOTAS V.AJOTA - QUETANA

L. COLORADA - SAN JUANTOTAL

DESPACHOPARA VENTA AESTACIONESINTERMEDIAS

M $US M $US M $US DOMESTICOCOMERCIAL

CIRCUITOTURISTICO M $US M $US M $US

2009 817,08 1.753,94 600,99 176,29 398,98 1.370,47 1.595,92 6.713,672010 127,60 584,65 584,652011 136,48 342,62 342,622012 145,36 -2013 154,24 -2014 163,12 -2015 171,99 342,62 342,62

ESTACIONDE

COMPRESION

TRANSPORTEEST. COMP.

EST. INT.

ESTACIONINTERMEDIA

TRANSPORTEDIST. ESTACIONES

REMOTAS

ESTACIONES REMOTAS V.AJOTA - QUETANA

L. COLORADA - SAN JUANTOTAL

M $US M $US M $US DOMESTICOCOMERCIAL

CIRCUITOTURISTICO M $US M $US M $US

298,29 85,82 15,78 4,63 6,33 100,4 25,34 531,96307,26 100,36 15,78 4,63 6,33 89,38 25,34 544,45316,23 101,92 15,78 4,63 6,33 113,26 25,34 578,86325,21 103,49 15,78 4,63 6,33 114,79 25,34 590,94334,18 105,06 15,78 4,63 6,33 116,33 25,34 603,02

ESTACION REMOTAUYUNI

AÑO

ESTACION REMOTAUYUNI

COSTOS DE OPERACION PARA EL PRIMER AÑO

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


147

TABLA Nº 72 VENTAS DE DIESEL OIL GASOLINA Y GLP EN ZONA COMERCIAL DE UYUNI$US

Fuente: elaborado con datos del Proyecto de fortalecimiento a las instituciones democráticas estudio de factibilidad para el suministro de gas natural a lalocalidad de Uyuni y resultados del análisis de consumo de DO

6.4.5.3. Fases del proceso de gasocentros de GNC

El suministro de GNC para vehículos se realiza en las estaciones de servicio (gasocentros de GNV)

que está compuesto básicamente por el compresor, tanques de almacenamiento y los surtidores.

GRAFICA Nº 74 PROCESO DE ABASTECIMIENTO DE GNV O GNC 86

Fuente: Fuente: Preguntas Frecuentes en Relación al Gas Natural en el Perú

De acuerdo a la GRAFICA No 74 se establece 4 fases en el proceso de abastecimiento:

Red de gas natural.- Son las redes de distribución disponibles para conectarse a las estaciones

de servicio de GNV.

Estación de compresión.- Es un equipo que se instala para elevar la presión de entrada del gas

hasta 250 bar y entregar bajo esa presión a las baterías de tanques de almacenamiento.

Almacenamiento.- Está formado por múltiples cilindros conectados entre si, tiene como

objetivo acumular GNV que viene del compresor y realizar la entrega hacia el surtidor.

86 Referencias: http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/Hidrocarburos/Preguntas/preguntasgasnatural.pdfContrato de Licencia para la Explotación de Camisea Contrato Boot Concesiones de la Distribución de Gas y Electricidad – Editorial ATRIUMhttp:// www.perupetro.com.pe , http:// www.cnea.gov.ar/energe, http:// www.gasnatural.com, http:// www.iangv.org, http:// www.gncchile.cl, http:// www.gnc.org.ar Entre otras.

AHORROPOR

SUBVENCION

CONSUMOTRANSPORTE

PUBLICO

AHORROPOR

SUBVENCIONGNV

M3DOLt 0,72 $us/Lt DO

Lt 0,72 $us/Lt

2010 724.911 688.210 495.511 2.209.051 1.590.5172011 775.315 736.062 529.964 2.988.387 2.151.6392012 825.718 783.914 564.418 3.158.757 2.274.3052013 876.122 831.766 598.871 3.329.127 2.396.9722014 926.526 879.618 633.325 3.499.498 2.519.6382015 976.930 927.470 667.778 3.669.868 2.642.305

TOTAL 3.489.868 13.575.376

CONSUMO DEDO

MPCS/AÑO

CONSUMO GNVMPCS/AÑO

COSTO DO10,16

$us/MPCS

COSTO DE GNV4,82 $us/MPCS

AHORRO PORSUSTITUCION

DECOMBUSTIBLE

$us

152 160 1.544 771 772

CONSUMO CIRCUITOTURISTICO

AÑO

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


148

Surtidor.- Es el dispositivo que permite cargar el GNV a los vehículos hasta una presión de

200 bar.

La visión de los proyectos de LNG a pequeña escala y GNC va en contrasentido de la solución

planteada al problema de la demanda de DO en el Plan Quinquenal de Inversiones de YPFB 2009 –

2014 ya que el mismo plantea la construcción de una refinería en el Altiplano para crudo importado

API 24 y planta de GTL (ANEXO No 9 acciones a largo plazo), proyectos que no son eficientes

económicamente. Estos planteamientos y la situación actual de YPFB de muestra que el plan

quinquenal no fue elaborado con estudios consistentes capaces de solucionar el déficit de

combustibles.

TABLA Nº 73 ALCANCES DE LA P1 E3 P1 PROYECTO 1: ANÁLISIS Y DEFINICIÓN DE LAINFRAESTRUCTURA Y LOGÍSTICA REQUERIDA PARA IMPLEMENTAR EL USO MASIVO DE

GAS NATURAL



Reducir la subvención deDOI a través del consumomasivo de gas natural.

El proyecto permite, que el Estado bolivianoahorre por subvención a DOI un estimado de644.286.445 $us en los primeros 5 años de(costo de importación de DO a 0,72 $us/Lt),disminuyendo el déficit fiscal.


Predisposición de voluntad política ycompromiso patriótico de las autoridades,funcionarios públicos y entidades privadas

PROPOSITO


A 12 meses de la ejecución del proyectodisminuye el consumo de DO en 167.075.771 Lta través de una planificación activa, entre lossectores e instituciones públicas y privadasinvolucradas bajo el marco del programa deconversión vehícular de DO a GNV y de DO aGNV/DO.

Estadísticas deconsumo DO.

Para la ejecución de este proyecto serequiere la participación directa delconcurso de privados y público entre otrosactores, además de acciones previas porparte del gobierno sobre: infraestructurapara la masificación del consumo de gasnatural.

COMPONENTES


Disminución de la demanda de DO en unaestimación acumulada de 894.842.285 Lt en 5años.


Aplicación de una politica integral delsector de hidrocarburos (desde laexploración hasta la distribución) ademásde involucrar a instituciones que coadyuvena logro de los objetivos planteados.

ACTIVIDADES

Elaborar la regulación de lasactividades de distribución ycomercialización de gascombustible.

Estudio de la demanda degas natural.

Incremento de consumo gas natural comomínimo de 169.721.064 mc/año producto de losproyectos ejecutados planteados en la presenteinvestigación

La concertación entregobiernos departamentales,municipales y gobiernocentral, sobre laplanificación de laconstrucción deinfraestructura y técnicas detransporte de gascombustible.

Número de Estaciones de Servicio de GNV,Incremento de transporte y almacenaje para gascombustible.

Actores del sector público y privado convoluntad para el diseño de Planes deconstrucción de la infraestructura para eluso masivo de gas combustible ydetreminación del tipo y técnica detransporte en concordancia de lascaracteristicas de la región sobre lademanda de éste combustible. Además degarantizar la producción de gas natural.

Estadística de consumode Gas combustible enlos sectores detransporte,agroindustrial yelectricidad SistemaAislado

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


149

La TABLA No 73, resume los alcances de la P1 E3 P1 Proyecto 1: Análisis y definición de la

infraestructura y logística requerida para implementar el uso masivo de gas natural.

6.4.6. P1 E3 P1 Proyecto 2: Reserva Estratégica Nacional de Hidrocarburos

La Reserva Estratégica Nacional de Hidrocarburos es una cantidad definida de hidrocarburos

almacenados que permite: 1) La seguridad de suministro previendo interrupciones por fuerza mayor o

caso fortuito o imposibilidad sobrevenida y 2) La modulación/ajustes a la demanda, por lo que es

necesario definir: Los volúmenes a almacenar, la ubicación del almacenaje, la cuantía y fuente de

financiamiento necesarias para estas inversiones y los criterios de uso del stock estratégico.

6.4.7. P1 E4 Programa 1: Obtención de Diesel a través de materia prima no

convencional.

Cada tipo de consumidor usa una cierta cantidad de energía de una fuente específica y esto depende

del modelo de desarrollo, de la forma de producir y consumir, pero también de usar o derrochar la

energía. Según la forma y cantidad de producir y usar la energía puede tener impactos sociales,

ambientales, económicos, culturales y políticos.

6.4.7.1. P1 E4 P1 Proyecto 1: Implementación de nuevas tecnologías para la producción

de Diesel a partir de la transformación de residuos sólidos.

A partir de 1973 en el sur de Alemania ciudad de Erlangen se desarrolla nuevas fuentes de energía de

materiales de desechos en la producción de gas y la transformación a Diesel. Esta tecnología está

presente en México, Canadá Alemania y España. El 2009 se desarrolla una nueva y mejor turbina para

la transformación de residuos sólidos (excepto metales, cerámica y vidrios) a DO (150 a 500 Lt/hra

Diesel), esta tecnología es denominada KDV. 87

La propuesta esta direccionada a la construcción de estas plantas de transformación de residuos sólidos

a Diesel en los departamentos de mayor consumo de DOI como es el departamento de La Paz, Santa

Cruz. En Cochabamba se construirá esta planta porque es uno de los departamentos de mayor

consumo de DON de refinería por lo que se puede sustituir el mismo con la producción de Diesel

mediante tecnología de KDV por la cantidad de residuos sólidos que se genera en éste departamento.

87 Se considera la generación de 500 gr /hab. de residuos sólidos con la composición física requerida para la tecnología KDV

BIBLIO

TECA DE E

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150

GRAFICA Nº 75 GENERACIÓN DE RESIDUOS SÓLIDOS DISPONIBLE PARA LA PRODUCCIÓNDE DIESEL TECNOLOGÍA KDV (EJE TRONCAL - URBANO)

TN/AÑO

Fuente: Elaborado con datos del INE (Población), LIDEMA 2009 Residuos sólidos entre el problema y las soluciones (Edwin Alvarado Terrazas).

De acuerdo a la GRAFICA No 75, se estima que la generación de residuos sólidos disponibles para la

transformación a Diesel mediante la tecnología de KDV en las ciudades de La Paz, El Alto, Santa Cruz

y Cochabamba es de 161.621 Tn/año con una tasa de crecimiento de 4% anual.

GRAFICA Nº 76 PRODUCCIÓN DE DIESEL POR TECNOLOGÍA KDVLt/AÑO


De acuerdo a la GRAFICA No 76 y a la tecnología de KDV la cantidad de residuos sólidos que se

genera las ciudad de La Paz, El Alto, Santa Cruz y Cochabamba es suficiente para la producción de

-

100

200

300

400

500

600

700

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030Santa Cruz 155.813 161.621 167.646 173.896 180.378 187.102 194.077 201.312 208.816 216.601 224.675 233.051 241.738 250.750 260.098 269.794 279.851 290.283 301.105 312.329Cochabamba + Quillacollo 48.974 49.965 50.976 52.008 53.060 54.133 55.229 56.346 57.487 58.650 59.836 61.047 62.282 63.543 64.828 66.140 67.479 68.844 70.237 71.658El Alto 86.890 90.062 93.350 96.758 100.290 103.952 107.746 111.680 115.757 119.983 124.363 128.903 133.608 138.486 143.541 148.782 154.213 159.843 165.678 171.726La Paz 84.818 84.834 84.851 84.867 84.884 84.900 84.917 84.933 84.950 84.966 84.983 84.999 85.016 85.032 85.049 85.065 85.082 85.098 85.115 85.131

-

50.000.000

100.000.000

150.000.000

200.000.000

250.000.000

300.000.000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Cochabamba + Quillacollo 22.577.255 22.875.194 23.177.064 23.482.918 23.792.809 24.106.788 24.424.911 24.747.232 25.073.807 25.404.691 25.739.942 26.079.617 26.423.774 26.772.473 27.125.773

Santa Cruz 73.537.586 76.278.936 79.122.478 82.072.023 85.131.521 88.305.072 91.596.927 95.011.496 98.553.355 102.227.248 106.038.096 109.991.007 114.091.275 118.344.394 122.756.061

El Alto 40.978.429 42.474.385 44.024.953 45.632.126 47.297.970 49.024.627 50.814.318 52.669.342 54.592.087 56.585.023 58.650.713 60.791.813 63.011.076 65.311.355 67.695.608

La Paz 38.599.682 38.607.174 38.614.668 38.622.163 38.629.659 38.637.157 38.644.656 38.652.157 38.659.659 38.667.162 38.674.668 38.682.174 38.689.682 38.697.191 38.704.702

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


151

Diesel como mínimo de 175.849.783 Lt/año con una tasa de crecimiento del 3% anual, llegando a

producir 190.468.545 Lt/año el año 2015 y 218.490.727 Lt/año el año 2020.

GRAFICA Nº 77 RELACION DE VENTAS DE DOI Y DIESEL (KDV LA PAZ, SANTA CRUZ YCOCHABAMBA)

%


De acuerdo a la GRAFICA No 77, el año 2012 la producción de Diesel mediante la tecnología de KDV

llega a sustituir el 43% del volumen de ventas de DOI en el departamento de La Paz, 38% el año 2015

y el 30% el año 2020. Para el caso del departamento de Santa Cruz se estima que el año 2012 la

producción de Diesel sustituye el 23% del volumen de ventas de DOI, 21% el año 2015 y el 18% el

año 2020 y para el departamento de Cochabamba el año 2012 la producción de Diesel mediante la

tecnología de KDV llega a sustituir el 28% del volumen de ventas de DOI, 24% el año 2015 y el 19%

el año 2020.

TABLA Nº 74 P1 E3 INVERSIÓN ESTIMADA Y AHORRO POR SUBVENCIÓN A DOI$US

Fuente: Elaborado con datos del INE (Población), LIDEMA 2009 Residuos sólidos entre el problema y las soluciones (Edwin Alvarado Terrazas) yTECHNIKTRANSFAIR S.R.L.

La inversión estimada de la aplicación de la tecnología KDV en los tres departamentos señalados es de

1.872 MM Bs. equivalentes a 264,83 MM $us y un ahorro en subvención por DOI de 126,49 MM $us,

para el primer año de operación TABLA No 74.

57 59 61 62 64 66 67 69 70

43 41 39 38 36 34 33 31 30

VENTAS DOI LA PAZ

PRODUCCION DIESEL LA PAZ Y EL ALTO (KDV)

77 77 78 79 79 80 81 81 82

23 23 22 21 21 20 19 19 18

VENTAS DOI SANTA CRUZ

PRODUCCION DIESEL SANTA CRUZ (KDV)

72 73 74 76 77 78 79 80 81

28 27 26 24 23 22 21 20 19

VENTAS DO COCHABAMBA

PRODUCCION DIESEL COCHABAMBA Y QUILLACOLLO(KDV)

DETALLE LA PAZ EL ALT0 COCHABAMBA QUILLACOLLO SANTA CRUZ TOTALPoblación proyectada 2011 840.370 997.906 627.302 146.958 1.715.947 4.328.484Tasa de crecimiento promedio anual de la población 2008-2009 0,000 0,037 0,013 0,027 0,037Residuos Sólidos disponibles Tn/dia 232 238 427Producción de Diesel Lt/año 38.599.682 40.978.429 73.537.586 175.692.953Inversión total Bs 487.509.110 492.593.525 570.297.672 1.872.385.611VAN Financiamiento BCB 461.314.501 1.160.302.547 2.711.410.947TIR Financiamiento BCB % 14 22 35VAN Financiamiento externo 380.288.918 1.078.431.917 2.616.625.637TIR Financiamiento externo % 12 20 34Estimación de ahorro de subvención $us/primer año con respecto al costo de DOI 27.791.771 29.504.469 52.947.062 126.498.926

1116.255.624

134 22.577.255 321.985.304 293.068.740 13 239.553.746

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Por tanto, la Nueva Política Estatal de Hidrocarburos planteada pretende alcanzar, entre sus objetivos

una soberanía energética, reducir la brecha de vulnerabilidad del país por dependencia de combustibles

derivados del petróleo importados cada vez en un mayor volumen, minimizar los costos de

abastecimiento de combustibles y energía, ahorrar por consumo de energía eficiente y minimizar las

emisiones de gases de efecto invernadero, exportar los excedentes con el mayor valor agregado

posible, generando recursos para asegurar la creación de energías renovables y el bienestar de las

generaciones futuras.

TABLA Nº 75 P1 E4 P1 PROYECTO 1: IMPLEMENTACIÓN DE NUEVAS TECNOLOGÍAS PARALA PRODUCCIÓN DE DIESEL OIL A PARTIR DE LA TRANSFORMACIÓN DE RESIDUOS

SÓLIDOS


La TABLA No 75, resume los alcances de la P1 E4 P1 Proyecto 1: Implementación de nuevas

tecnologías para la producción de Diesel a partir de la transformación de residuos sólidos.


Reducir la subvención deDOI a través de laproducción de dieselmediante la tecnologíaKDV.

El proyecto permite, que el Estado bolivianoahorre por subvención a DOI un estimado de288.734.813 $us entre el 2012 y 2015 a unprecio de 6 Bs/Lt, disminuyendo el déficit fiscal.



PROPOSITO

Diversificar la matrizenergética mediante lasustitución de DO porenergías más limpiaseficientes y renovables.

A 12 meses de la ejecución del proyectoincrementa la oferta de Diesel en 175.849.782Lt, de dicho volumen 79.578.111 Lt correspondeal departamento de La Paz, 22.734.085 Lt aldepartamento de Cochabamba y 73.537.586 Ltcorresponde al departamento de Santa Cruzproducto de la implementación de la tecnologíade KDV.

Estadísticas de ofertaDO y Diesel produccióncon tecnología de KDV.

Para la ejecución de este proyecto serequiere la participación directa delconcurso de privados y público entre otrosactores, además de acciones previas porparte del gobierno sobre:la tenencia de los residuos sóidos.

COMPONENTES

Incrementar la oferta deDiesel Nacional.

Reducir el volumen deimportación de DO.

Reducir emisiones degases de efectoinvernadero.

Incremento de la oferta de Diesel Nacional enuna estimación de 175.849.782 Lt el primer añode implementación de la tecnología.


Estadísticas deemisiones de gases deefecto invernadero.

Aplicación de una politica integral delsector energético y medio ambienteademás de involucrar a instituciones quecoadyuven a logro de los objetivosplanteados.

ACTIVIDADES

Elaborar la regulación dela transferencia deresiduos sólidos.

Estudio de la generaciónde residuos sólidos endepartamentos de mayorconsumo de Diesel

Número de construcciones de plantas detransformación de residuos sólidos en Diesel.

La concertación entregobiernos municipales ygobierno central, sobre laplanificación de laconstrucción de plantastransformación de residuossólidos en diesel.

Volumen de comercialización de diesel productode la implementación de la tecnología KDV.


Estadísticas decomercialización deDOI.

Actores del sector público y privado convoluntad para el diseño de Planes deconstrucción de plantas de transformaciónde residuos sólidos a Diesel.

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6.4.8. P2 E1 Programas 1: Organización de las transacciones en el mercado interno de

DO y gas natural

La comercialización y distribución de DO y Gas Natural requiere de varias acciones complementarias.

Para tal efecto se detalla el esquema actual en la GRAFICA No 78 en la que se evidencia, que en la

cadena de producción de DO cambia de propiedad cuatro veces en el proceso de distribución

contabilizando desde la materia prima con los siguientes traspasos: 1) De petrolera a refinería, 2) De

refinería a mayorista, 3) De mayorista a minorista y 4) De minorista a consumidor final.

En el caso del gas natural, la cadena tiene hasta tres traspasos de propiedad. En el caso de las

distribuidoras de gas natural por redes, se da la opción de la venta al consumidor final y la venta a las

estaciones de servicio de GNV y de estás al consumidor final.

GRAFICA Nº 78 FUNCIONAMIENTO ACTUAL DE LA COMERCIALIZACIÓN DE DIESEL OIL YGAS NATURAL

Fuente: Elaboración propiaNota.- En el los traspasos de propiedad existen los servicios de transporte, almacenaje.

La implicancia que tiene los traspasos de propiedad es que en cada fase de la cadena el operador que

presta el servicio, le añade un margen (ver TABLA No 19) antes de pasar al siguiente operador, estos

márgenes no reflejan los verdaderos costos de producción o de servicios ya que son fijos e uniformes

para todos los operadores e incluso para varios productos y situación geográfica reflejándose de esta

manera los subsidios cruzados. A diferencia de la comercialización y distribución actual que describe

la GRAFICA No 78, la propuesta del esquema que se detalla en el siguiente subtítulo:

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6.4.8.1. Propuesta de esquema de funcionamiento de comercialización en el mercado

interno de Diesel Oil y Gas Natural

La GRAFICA No 79 detalla la propuesta del funcionamiento de mercado de DO y GN con los

siguientes elementos:

Queda explícita la propiedad estatal de los hidrocarburos.

Los operadores del resto de la cadena se contratan como proveedores de servicios, incluidos

los del upstream en cumplimiento a la CPE.

Se definen solamente dos traspasos de propiedad de los hidrocarburos a lo largo de toda la

cadena de comercialización hasta el consumidor final.

La cadena de precios se simplifica, de modo de reflejar en cada fase los costos de producción y

servicios suprimiendo los subsidios y transferencias entre fases de la cadena y entre

demandantes en cada fase de la cadena.

GRAFICA Nº 79 PROPUESTA DE FUNCIONAMIENTO DE LA COMERCIALIZACIÓN DE DO Y GNEN EL MERCADO INTERNO

Fuente: Elaboración propiaNota.- Pequeñas distribuidoras se crea con el fin de formalizar los mercados subterráneos y garantizar el servicio de abastecimiento con calidad a las

poblaciones lejanas.

YPFB Comercialización agrega la producción del upstream, contrata los servicios de transporte,

refinación y el de almacenaje de modo de entregar a los grandes consumidores y a los grandes y

pequeños distribuidores, el volumen necesario de DO. También YPFB Comercialización

comercializará el excedente/déficit de producción (exportación/importación).

Servicios Logísticos

Servicios Logísticos

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Por otra parte, para el funcionamiento de la Comercialización de DO en el mercado interno, se debe

tomar en cuenta que cada zona comercial debe presentar su demanda al Comité de Asignación

(Proyecto 1: Creación del Comité de Asignación Derivados de Petróleo – Diesel Oil) por sector.

6.4.9. P2 E1 P1 Proyecto 1: Creación del comité de asignación de combustibles

El Comité de Asignación de Gas y Petróleo es el mecanismo que asigna gas natural, petróleo y

derivados de petróleo de uso energético a los grandes y pequeños consumidores88 de acuerdo al

levantamiento de la demanda a través de los distribuidores que, en este caso, las distribuidoras son las

estaciones de servicio de combustibles y las personas naturales y particulares en lugares alejados

donde la densidad de la población no permite la construcción de una estación de servicio.

TABLA Nº 76 P2 E1 P1 PROYECTO 1: CREACION DEL COMITE DE ASIGNACION DECOMBUSTIBLES


88 Los grandes consumidores (las termoeléctricas y los consumidores que, en general, demandan volúmenes de combustibles lo suficientemente grandes comopara justificar contratos directos de compraventa de combustibles con YPFB Comercialización).


Asignar volúmenes de DO yGas combustible de manerasuficiente y racional a lossectores consumidores deestos combustibles, por zonascomerciales y municipiosdebidamente justificado.

El proyecto permite, la reducción de la demanda de Diesel233.209.305 Lt/año Estadísticas de consumo de

DO.

Predisposición de voluntad política y compromisopatriótico de las autoridades, funcionarios públicos yentidades privadas

PROPOSITO

Estimar con mayor exactitudposible el consumo de Diesel yGas combustible.

Reducción del contrabando. Estadísticas de ventas deDO.

Para la ejecución de este proyecto se requiere laparticipación directa del concurso de privados ypúblico entre otros actores, además de accionesprevias por parte del gobierno sobre:El levantamiento real de la demanda Diesel y GasNatural.

COMPONENTESReducir el volumen deimportación de DO.

Implementar control social

Reducción de la importación de Diesel en un volumenestimado de 233.209.305 Lt/año de DOI.

Estadísticas de volumen deDOI

Aplicación de una politica de asignación devolúmenes en función de las actividadeseconómicas del municipio.

ACTIVIDADES

Levantamiento y evaluación dela demanda de DO por sectoresy municipios.

Elaborar procedimientos yrequisitos para la solicitud deasignación de Diesel Oil y GasNatural.

La concertación entregobiernos municipales ygobierno central, sobre laplanificación del levantamientode demanda de DO.

Ventas de volumen de DO Estadísticas decomercialización de DOI yDON.

Actores del sector público y privado con voluntadpara el levantamiento de información de la demnadade Diesel Oil.

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Este Comité es un procedimiento de asignación de combustible y no se trata de una organización

nueva, sino es una unidad del MHE y bajo la tuición del Viceministerio de Hidrocarburos, con apoyo

de los institutos de investigación de las universidades e institutos (Levantamiento de la demanda e

innovación de tecnología).89

La TABLA No 76, resume el alcance de la P2 E1 P1 Proyecto 1: Creación del Comité de Asignación de

Combustibles.

6.4.10. P2 E2 Programa 1: Adecuación de la cadena de precios y tarifas al régimen de

servicios

La cadena de precios para el mercado interno debe estar conformada por los precios: 1) Precio del gas

natural, 2) Precio del petróleo: no existirá un precio efectivo de petróleo en el mercado doméstico,

sólo un precio referencial dado que no existirán ventas de petróleo ya que la propuesta consiste en que

YPFB Comercialización contrate los servicios de las refinerías y venda productos derivados de

petróleo. En caso de existir un excedente, YPFB Comercialización puede exportar el petróleo y/o sus

derivados. El precio de referencia del crudo para el cálculo de la cadena de precios de los derivados y

para los cálculos de las variables económicas del upstream, debe ser el precio internacional; 3) Para el

precio de DO y los otros derivados de petróleo de uso energético se debe determinar los siguientes

precios: i) Precio de los distribuidores (mayorista) que resulta de aplicar la cadena de precios hasta la

etapa final, ii) Precio al consumidor final, que resulta de aplicar al final de la cadena de precios el

componente de política fiscal, consistente en un subsidio, un impuesto o nada.

También se debe definirse tarifas de la logística como: 1) El transporte por modalidad y distancia, 2)

Refinación, 3) Almacenaje, 4) Distribuidores que deben obtener un margen para su funcionamiento

(YPFB, EESS y personas naturales autorizadas).

Dado que existen tantos servicios de naturalezas diferentes y distintos productos, cuyos precios y

tarifas se deben determinar, es necesario avanzar en aplicar los mecanismos y procedimientos que

expresen los costos y provean adecuadas señales a la inversión y las operaciones en el sector, se

definen dos programas: el de adecuación al régimen de servicios y el de redefinición económica de

precios y tarifas. El objetivo del P2 E2 Programa 1, es conseguir que la cadena de precios de los

89 En este comité deben estar inmerso instituciones académicas como Universidades e Institutos Técnicos.

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hidrocarburos, exprese el régimen de prestación de servicios y la organización del downstream

propuesta.

Dado que sólo existen dos transferencias de propiedad, los precios deben definirse en esos momentos.

Las ecuaciones de determinación de los precios para cada transferencia de propiedad, son las

siguientes:

Precio distribuidor mayorista (precio al que YPFB vende el producto al distribuidor):

= +Precio al consumidor final (precio al que el distribuidor vende el producto al consumidor final).= + +Dónde:PRI: Precio de referencia del hidrocarburos en el mercado internacional TSM: Tarifa por servicio necesario para latransacción distribuidor mayorista YPFBPCF: Precio al consumidor final CPF: Componente de política fiscaltsm: Tarifa por servicio necesario para la transacción distribuidor minorista EESS y personas naturales autorizadas.

Se debe aclarar que:

Precio referencial del hidrocarburo, es el precio del petróleo o del gas natural valorado a

paridad internacional (su costo de oportunidad). Así, el gas natural y el petróleo entran en la

ecuación de precios al precio promedio de los contratos de exportación (en el caso del gas) y a

precio internacional, en el caso del petróleo.

Las tarifas por servicio a incluirse en cada caso, variarán con la ubicación geográfica del

consumidor y la cantidad de fases de la cadena requeridas para transformar el hidrocarburo en

un producto o servicio de consumo final.

El Componente Fiscal puede ser un impuesto, un subsidio o nada. De esta manera, los

impuestos y subsidios se explicitan al final de la cadena facilitándose su cálculo.

Esta adecuación no implica una subida de los precios ni tampoco un re-cálculo de los márgenes, siendo

posible realizarla de forma inmediata. La propuesta, se presenta en la TABLA No 77.

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TABLA Nº 77 CADENA DE PRECIOS DE DIESEL, EN EL RÉGIMEN ACTUAL Y EN ELPROPUESTO($US / BBL)

Fuente: Elaborado con datos SSHH Agosto 2009,

Los subsidios se pagan al final de la cadena de precios, al momento del traspaso de la propiedad del

hidrocarburo al consumidor final.

Las diferencias entre los dos regímenes de precios, son las siguientes:

Se modifica el precio de referencia del petróleo, de $us/BBL 27,11 a 73,13 que es el precio de

la fecha en el ejemplo corresponde al 26 de agosto de 2009.

Se añade una tarifa de transporte, dado que el crudo debe ser transportado hasta las

instalaciones de la refinería.

Se ubica el componente de política fiscal al final de la cadena de precios. En este ejercicio, se

definió la subvención de modo tal que no se afecte al precio del consumidor final.

El tipo de cambio usado es el de la fecha.

El ejercicio muestra también que la transferencia del upstream al downstream que actualmente existe

por la fijación de precios en el mercado doméstico, es de US$ 46,02/Bbl, que excede en 157% el valor

del subsidio calculado. Es decir, sería posible usar la transferencia actual del upstream al downstream

para financiar la subvención.

DETALLE NORMATIVA

SIN IVA CON IVA SIN IVA CON IVAPrecio internacional del petróleo 73,13 84,06 73,13 84,06Precio de referencia del petróleo 27,11 31,16 73,13 84,06Transferencia del upstream al downstream 46,02 52,90Transporte por oleoducto - 0,15 0,17Margen de refinería 6,02 6,92 DS No29777 05/11/2008 6,02 6,92Margen de compensación 1,57 1,80 DS N° 28117Precio Ex Refinería 34,70 39,88Precio del mayorista - 79,30 91,15Margen de transporte por poliductos 0,57 0,66 DS No 26693 10/08/2002 0,57 0,66Margen transporte diferentes 1,45 1,67 DS No 29768 29/10/2009 1,45 1,67

IEHD 28,11 28,11

PLANILLA: RESUMEN PRECIOS DEREFERENCIA - PRE TERMINALES -FINALES PRECIOS EFECTIVOS AL:25/08/2009 SHH

Precio Pre Terminal 64,83 70,31Margen para almacenamiento 0,35 0,41 DS29508 09/04/2008 2,21 2,60Margen mayorista 1,58 1,82 DS 25530 30/09/1999 1,58 1,82Margen minorista 3,15 3,62 DS 25530 30/09/1999 3,15 3,62Precio Final 69,91 76,16 88,26 101,51Componente Fiscal (subvencion) 17,86Precio al consumidor final 83,65Precio Final en Bs/Lt 3,72 3,72

ACTUAL$US

PROPUESTA$US

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Gráficamente, la composición de la cadena de precios de ambas propuestas, se presenta en la

GRAFICA No 80.

GRAFICA Nº 80 COMPONENTES DE LA CADENA DE PRECIOS DEL DIESEL OIL EN ELREGIMEN ACTUAL Y PROPUESTO

$US/BBL

Nota: “Impuestos” incluye IEHD e IVA en el caso de “actual” y sólo IVA en el propuestoFuente: Datos SSHH (ANH) y propuesta

6.4.10.1. P2 E2 P1 Proyecto 1: Redefinición del régimen de precios y tarifas

Este proyecto consiste en la promulgación de un nuevo D.S., que defina la cadena de precios, la

aplicación del régimen de prestación de servicios en el downstream, el funcionamiento del Comité de

Asignación y la Restructuración del Sector. La cadena de precios se define de la siguiente manera:

GRAFICA No 81).

GRAFICA Nº 81 CADENA DE PRECIOS EN EL REGIMEN DE PRESTACION DE SERVICIOS

Fuente: Elaborado en base al resultado del análisis de la cadena de precios propuesto

(20,00)(10,00)

-10,0020,0030,0040,0050,0060,0070,0080,00

46,02

27,1116,89

35,30

--

73,13

17,4510,93 (17,86)

ACTUAL PROPUESTA

PetróleoTransportepor ductos

Transportevirtual

RefinaciónAlmacenaje

Precio alMayorista

Margen YPFB EMP. COM,

Margentransporte

ductosMargen

transportevirtual Margen

EESS ypersonasnaturales

autorizadasComponente

de Política FiscalPrecio al

consumidorfinal

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Es importante señalar que en cada caso, la cantidad de servicios que se contratan y cuyo costo se añade

a la cadena depende entre otros aspectos de la ubicación específica del consumidor.

La TABLA No 78, resume los alcances del P2 E2 P1 Proyecto 1: Redefinición del Régimen de Precios

y Tarifas.

TABLA Nº 78 P2 E2 P1 PROYECTO 1: REDEFINICIÓN DEL RÉGIMEN DE PRECIOS Y TARIFAS


6.4.11. P2 E2 Programa 2: Redefinición económica de las tarifas por servicios

De acuerdo al análisis realizado en el diagnóstico y en el desarrollo de la presente tesis, se evidencia

que las actuales metodologías de fijación de tarifas han generado incentivos perversos a la inversión y

ampliación de las capacidades de prestación de los servicios. Peor aún, actualmente no es posible

saber si las actuales metodologías corresponden o no a los costos producción y servicios.

Pero además, las actuales tarifas y precios presentan problemas básicos de definición, que pueden ser

resueltos de forma inmediata. Este programa, por tanto, incluye dos proyectos concretos: 1.

Redefinición conceptual de precios y tarifas de aplicación inmediata y 2. Redefinición metodológica

de precios y tarifas de aplicación en el mediano plazo.

FIN INDICADORES (X, W, Y, Z : CANTIDADES) MEDIOS DE VERIFICACION SUPUESTOSDefinir la cadena de precios en elmarco del nuevo régimen dehidrocarburos (Prestación deServicios).

Costos reales de producción y servicios en toda la cadena dehidrocarburos.

Estadísticas de costos deproducción y de servicios.

Predisposición de voluntad política y compromiso patrióticode las autoridades, funcionarios públicos y entidadesprivadas.

PROPOSITO

Estimar con mayor exactitud posibleel consumo de Diesel y Gascombustible.

Reducción del contrabando. Estadísticas de ventas de DO.

Para la ejecución de este proyecto se requiere laparticipación directa del concurso de privados y públicoentre otros actores, además de acciones previas por partedel gobierno sobre:El levantamiento real de la demanda Diesel y Gas Natural.

COMPONENTESReducir el volumen de importación deDO.

Implementar control social.

Reducción de la importación de Diesel en un volúmen estimadode 233.209.305 Lt/año de DOI. Estadísticas de volúmen de DOI. Aplicación de una politica de asignación de volúmenes en

función de las actividades económicas del municipio.

ACTIVIDADESLevantamiento y evaluación de lademanda de DO por sectores ymunicipios.

Elaborar procedimientos y requisitospara la solicitud de asignación deDiesel Oil y Gas Natural.

La concertación entre gobiernosmunicipales y gobierno central,sobre la planificación dellevantamiento de la demanda de DO.

Reducción de ventas de volúmen de DO. Estadísticas de comercializaciónde DOI y DON.

Actores del sector público y privado con voluntad para ellevantamiento de información de la demanda de Diesel Oil.

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6.4.11.1. P2 E2 P2 Proyecto 1: Redefinición conceptual de precios y tarifas

Este proyecto tiene el propósito de adecuar la definición de los precios y tarifas a la verdadera

naturaleza de los productos y servicios que se transan.

Los cambios inmediatos que se deben definir, son los siguientes:

Transporte (por ductos y por ductos virtuales): La tarifa se fija en u.m./MPC transportados

(unidades monetarias por cada mil pies cúbicos) y u.m/Bbl (unidades monetarias por barril),

definiendo el servicio de transporte en términos de flujo*distancia. La tarifa debe, por tanto,

expresarse en términos de u.m./MPC*t*km y u.m./Bbl*km, para evitar los subsidios cruzados

que implica la no inclusión de la distancia en la tarifación del transporte.

Refinación: Los márgenes de refinación que se cobran actualmente, son uniformes para todos

los productos derivados del petróleo, independientemente de la cantidad y características de los

procesos necesarios para obtener cada uno de ellos. Es necesario definir márgenes

diferenciados por producto para evitar los incentivos que actualmente existe al producir

aquellos productos cuyo margen es igual que los de otros, pero cuya producción implica

mayores costos.

Almacenamiento: el margen de almacenaje se define actualmente en términos de volumen

almacenado, pero no toma en cuenta el tiempo de almacenaje. La tarifa de almacenaje debe

definirse en términos de volumen*tiempo, y se deben buscar las unidades adecuadas de

medición de tiempo para la fijación de la tarifa.

Margen mayorista: debe definirse de manera que permita financiar las actividades del

distribuidor mayorista YPFB y margen de los distribuidores grandes y pequeños:

En el caso del costo del petróleo incorporado en la cadena de precios de los derivados, es necesario

corregir la cantidad de petróleo incorporada en el cálculo. Por ejemplo, en la cadena de precios de un

barril de DO no es posible incorporar el costo de un barril de petróleo; es imprescindible realizar un

cálculo de balance de materia de la refinería para saber qué cantidad de crudo incorporar al cálculo del

costo de cada barril de producto terminado.

La TABLA No 79, resume el alcance de la P2 E2 P2 Proyecto 1: Redefinición Conceptual de Precios y

Tarifas.

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TABLA Nº 79 P2 E2 P2 PROYECTO 1: REDEFINICIÓN CONCEPTUAL DE PRECIOS Y TARIFAS


6.4.11.2. P2 E2 P2 Proyecto 2: Redefinición metodológica de tarifas por servicios

Actualmente, no existen antecedentes de que las tarifas de los servicios en el downstream reflejen los

costos de prestación de los servicios, evidenciándose serios problemas en las definiciones conceptuales

de fijación de las tarifas. Las tarifas serán determinadas por la ANH.

Por tanto, es necesario proponer nuevas metodologías de determinación de las prestación de servicios

tarifas por servicios, tanto mayoristas grandes y pequeños distribuidores.

El proceso de determinación de las metodologías apropiadas de tarifación para cada fase de la cadena,

requiere investigación y estudios específicos de costos que deben ser emprendidos por la ANH, dado

que actualmente no cuenta con experiencia ni antecedentes en esos temas. Toda la cadena propuesta

de precios requiere de un estudio de costo y determinación de metodología.


Transparentar la composición decostos de la provisión decombustibles o servicio.

Costos reales de producción y servicios en toda la cadena dehidrocarburos.

Estadísticas de costos deproducción y de servicios.

Predisposición de voluntad política y compromiso patrióticode las autoridades, funcionarios públicos y entidadesprivadas

PROPOSITO

Adecuar la definición de los precios ytarifas a la verdadera naturaleza delos productos y servicios que setransan.

Señales adecuadas para la inversión en servicios que forman partede la cadena del sector

Inversión e ingresos en laactividad hidocarburifera

Para la ejecución de este proyecto se requiere laparticipación directa del concurso de privados y públicoentre otros actores.

COMPONENTE

Transparentar los subsidios,cruzados o no, a lo largo de toda lacadena. Reducción o eliminación de subsidios cruzados. Estadísticas de subsidios

intracadena Aplicación de una política de precios, tarifas y subsidios.

ACCIONES

Definir los precios de:Transporte en u.m./MPC*t*km yu.m./Bbl*km,Margen de refinación diferenciadopor producto.Definir la tarifa de almacenaje enum/volúmen/tiempo.

Precios y tarifas de la cadena hidrocarburiferaEstadísticas de precios ytarifas de las actividadeshidrocarburiferas

Actores del sector público y privado con voluntad ycompromiso para la implementación de una politica deprecios y tarifas. Acorde al nuevo régimen de hidrocarburos.

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6.4.11.2.1. Estrategia de determinación del componente de política fiscal

De acuerdo a la TABLA No 77, se obtiene como resultado de la suma de los precios imputados a los

hidrocarburos y de la cadena de tarifas por servicios el precio final, que puede o no ser igual al precio

pagado por el consumidor final, según si se decide poner impuestos o subsidios.

La determinación del precio al consumidor final, puede obedecer a varias consideraciones:

Redistribución del ingreso. En este caso, se deben aplicar subsidios focalizados en los

consumidores de menores ingresos.

Señales para la consecución de la eficiencia energética o la disminución del impacto ambiental.

Precios relativos que señalen la sustitución entre energéticos en el consumo final. Es decir, los

precios de los energéticos deben dar las señales buscadas por la política general de

hidrocarburos.

Actividades económicas que incidan en la economía individual de las familias bolivianas.

6.4.12. P2 E3 P2: Programa 1: Determinación de precios relativos al consumidor final de

energéticos

Los precios relativos de energéticos definen los incentivos a la sustitución de uno por otro, en el

consumo y su nivel absoluto define los incentivos a la eficiencia energética. Por lo expuesto es

necesario definir:

Los precios relativos entre energéticos, necesarios para dar a los consumidores finales las

señales apropiadas para la sustitución de un energético por otro en los casos en los que los usos

permitan sustitución. Por ejemplo, de mantenerse precios muy similares para la gasolina y el

diesel, existe un claro incentivo al consumo de diesel dado que el poder calórico de este último

es mayor y por tanto su rendimiento; éste incentivo va en contra de la política de sustitución de

DO, definida en la estrategia de comercialización. Sin embargo en el caso de DO y GNV está

demostrado que los precios de GNV genera un ahorro de aproximadamente el 45% de costos

en combustibles.

Los niveles de precios al consumidor final que se requieren para impulsar políticas de

eficiencia energética en los casos en los que es posible disminuir el nivel de consumo.

Este programa contempla el siguiente proyecto.

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6.4.12.1. P2 E3 P1 Proyecto 1: Focalización de la subvención a Diesel Oil

De acuerdo a la naturaleza del subsidio, el destino del mismo depende de la decisión y del conjunto de

acciones desarrolladas por el Estado, encaminadas a incrementar el bienestar de la población y a

resolver lo que en un momento dado se definan como "problemas sociales” (Sabino: 1991, 63). Es así

como, las políticas fiscales basadas en subvención ó subsidios, enfatizan la posibilidad de lograr

efectos concretos transfiriendo recursos a la población vía servicios públicos para promover el

bienestar social. Sin embargo, al mismo tiempo es necesario incorporar los precios como una señal

básica de la economía, establecer el potencial de la competencia como motor del progreso, la

innovación y desarrollo de toda la sociedad.

Por tanto, el objetivo general de la P2 E3 P1 Proyecto 1, es focalizar la subvención generalizada que

actualmente entrega el Estado, hacia las familias de menores recursos y hacia los usos que en general

el gobierno nacional considere más importantes para el país, debiendo estos ser de interés nacional,

siendo ésta medida el inicio del desmonte de la subvención para posteriormente eliminar los subsidios

ciegos. En consecuencia de acuerdo al análisis de la presente investigación, se propone realizar la

focalización inmediata al sector transporte público, al sector agrícola/minero excluyendo a los

productores extranjeros y al sector electricidad, obteniendo una reducción de la subvención 47,35% en

promedio anual entre 2011-2015 equivalentes a $us 392,49 MM $us de acuerdo a la TABLA No 80.

TABLA Nº 80 ESTIMACION DE LA SUBVENCION EN CONDICIONES ACTUALES DEPRODUCCION NACIONAL Y DEMANDA DE DO Y ESTIMACION DE SUBVENCION

FOCALIZADA$US


6.4.12.1.1. Ventajas de la focalización del subsidio a Diesel Oil

De acuerdo al autor Sabino: 2009, 7 la focalización proporciona ventajas de las cuales se señala las

siguientes:

AÑO/BBL 2011 2012 2013 2014 2015 PROMEDIOANUAL

PRODUCCIÓN DON 4.585.963 5.498.275 5.760.328 5.526.215 5.663.278DDA DE DO EN CONDICIONES ACTUALES 10.060.618 10.864.106 11.744.399 12.716.963 13.704.980DOI 5.474.654 5.365.831 5.984.071 7.190.749 8.041.702CONSUMO VEHICULOS PUBLICOS 1.317.733 1.358.558 1.399.382 1.440.207 1.481.032CONSUMO AGRICOLA - SOYORES EXTRANJEROS 1.136.275 1.176.342 1.216.409 1.256.477 1.296.544CONSUMO MINERIA - MINERIA EXTRANJERA 38.483 41.545 44.607 47.669 50.731CONSUMO ELECTRICIDAD 281.019 301.558 322.098 342.638 363.178SUBVENCION EN CONDICIONES ACTUALES $US 626.659.592 614.203.020 684.970.279 823.093.351 920.498.224SUBVENCION CON POLITICA DE FOCALIZACION $US 317.471.329 329.432.283 341.393.236 353.354.189 365.315.142AHORRO POR SUBVENCION FOCALIZADA $US 309.188.263 284.770.738 343.577.043 469.739.162 555.183.082 392.491.657

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165

Las transferencias son claras y transparentes, ya que se conoce hacia quiénes van destinadas y

cuál es su monto.

La cobertura de la población también es explícita, sujeta a modificación y con potencial de

beneficio.

La incidencia sobre el presupuesto público es cuantificable.

6.4.12.1.2. Ventajas en el subsidio al transporte público:

La subvención al transporte público, es destinada a aquellos usuarios que no poseen automóviles

propios o hacia aquellos que optan por utilizar el servicio de transporte público de manera que, el

presupuesto familiar no se vea alterado por la utilización de este servicio ante las variaciones en los

precios de los combustibles.90 La aplicación de este subsidio obedece a un estudio previo realizada por

los gobiernos municipales sobre su ejecución a través de una transferencia de suma fija por unidad de

buses, microbuses etc. y por distancia recorrida, para lo cual es necesario elaborar una reglamentación

consensuada con todos los sectores involucrados.

6.4.12.1.3. Ventajas en el subsidio a la energía eléctrica:

A nivel mundial la mayoría de los subsidios al sector de electricidad son aplicados en base a niveles

determinados de consumo. Estos pretenden reducir el monto del presupuesto familiar por acceso al

servicio.

La naturaleza de éste mecanismo de subsidio es diferente al del transporte público ya que, el mismo se

presta en forma domiciliaria y se maneja a través de un acuerdo promovido desde el poder ejecutivo.

En este mecanismo participan los empresarios del mercado eléctrico para determinar el umbral de

consumo mayor y en base a ello se establece la población beneficiada con la subvención.

6.4.12.1.4. Ventajas en el subsidio al sector agrícola y minero:

La agricultura es fundamental para mantener la soberanía y la independencia alimentaria; socialmente

es un fundamento de la identidad cultural, siendo a la vez estratégica para el desarrollo equitativo a

nivel social de una nación. Esta es la razón para que el Estado otorgue la subvención al sector agrícola

que beneficia a los consumidores más vulnerables del mercado interno con la compra de alimentos

90 Los consumidores indirectos de DO se consideran aquellos que si bien no consumen DO si contribuyen con el impuesto a la misma dado el hecho que utilizanel transporte colectivo (pagando el respectivo servicio).

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166

baratos provenientes de este tipo de producción. Sin embargo, existe subsectores agrícolas de

productos con destino netamente a exportaciones como la soya. En éste caso la subvención, sólo

beneficia a los grandes productores con mayores utilidades.

La teoría nos muestra que las subvenciones pueden distorsionar el comercio si otorgan una ventaja

competitiva artificial a los productores y exportadores debido a que los gobiernos otorgan

subvenciones que guardan poca relación con el sentido de la eficiencia. Por otra parte, tanto las

subvenciones a la producción como a la exportación pueden tener un efecto de aumentar la producción

y las exportaciones nacionales, aunque sus efectos en la producción interna son diferentes, en el caso

de la soya y los minerales no se tiene efectos en el precio y la demanda interna ya que no son

productos que se consumen masivamente en Bolivia. Sin embargo, en el caso de la soya, existe mayor

incidencia negativa y se refleja en la prioridad de hectáreas cultivadas de soya frente a los demás

productos (ver GRAFICA No 48). Por tanto la subvención a la producción con destino a la

exportación es negativa más aún si estos corresponden a productores extranjeros, es ésta la razón por la

cual se excluye a los productores extranjeros tanto de soya como minerales para la otorgación de la

subvención focalizada a DOI.

La TABLA No 81, resume el alcance de la P2 E3 P1 Proyecto 1: Focalización del subsidio a DO.

TABLA Nº 81 ALCANCES DE LA P2 E3 P1 PROYECTO 1: FOCALIZACIÓN DEL SUBSIDIO ADIESEL OIL


De acuerdo a la P1 E2: Fomentar y consolidar el consumo exclusivo de energía proveniente de los

recursos energéticos nacionales, el Estado es responsable de la conversión total del transporte público,


Focalizar la subvención hacia lossectores que más o requieren. Reducción de la subvención a DO Estadísticas de la subvención

Predisposición de voluntad política y compromiso patrióticode las autoridades, funcionarios públicos y entidadesprivadas

PROPOSITO

Eliminar los subsidios ciegosAsignación de subvención al sector de eléctricidad, agroindustria(pequeños empresarios) y transporte público en regiones en lasque no llegue el gas combustible.

Estadísticas de la subvenciónPara la ejecución de este proyecto se requiere laparticipación directa del concurso de privados y públicoentre otros actores.

COMPONENTEReducir la subvención de DOI Reducción de la subvención a DO Estadísticas de la subvención Aplicación de una politica subsidios.

ACTIVIDADES

Análisis y avaluación de la demandade DO por sectores y municipios.

Elaborar procedimientos y requisitospara la subvención a DOI.

Reducción de la subvención a DO Estadísticas de la subvenciónActores del sector público y privado con voluntad ycompromiso para la implementación de una politica desubsidios.

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167

sector agroindustrial, electricidad y otras actividades que brinde beneficios nacionales, dejando a

elección la conversión vehicular y uso de DO al parque automotor particular y otras actividades.

TABLA Nº 82 VOLUMEN DE IMPORTACION DE DIESEL OIL CON Y SIN APLICACION DEPOLITICAS


La Tabla No 82 señala que, al llevarse a cabo las políticas, estrategias y proyectos planteados para el

desmonte de la subvención a DOI se genera superávit en la producción de Diesel y una vez avanzada

la política de sustitución de DO por GNV en el transporte público en las zonas en las que existe

distribución de gas natural por redes, es posible levantar la subvención y dirigir a las regiones en las

que no existe GNV en tanto culmine el proyecto de conversión vehicular término de 2 años tiempo de

desmonte de la subvención, siendo de vital interés masificar la transformación ya que no existe

limitaciones tecnológicas para la conversión o transformación de cualquier tipo de motor móvil o

estacionario, además de ser gratuita su conversión ya sea de Diesel a GNV o de Diesel a Diesel/GNV.

Al levantar el subvención al DOI, será necesario cerciorarse de que el GNV esté disponible y su

consumo sea accesible a todos los vehículos del área geográfica (suficientes estaciones de servicios,

plantas LNG a pequeña escala o GNC según la factibilidad la ubicación geográfica con respecto a los

ductos gasíferos) y en las regiones en las que no llegue el gas natural se debe focalizar la subvención

para el sector de electricidad, pequeños empresarios agroindustriales nacionales, transporte público en

caso de que la producción nacional de DO no cubra la demanda subvencionar el DOI considerando los

siguientes criterios:

Costo de combustible, el cual es normalmente el más significativo de todos los costos operativos.

Existen dos razones por las cuales el combustible es el más significativo de los costos: (a) debido al

alto consumo de los vehículos comerciales cuyo rendimiento por kilómetro es bajo; y (b) debido al alto

precio del combustible que por lo general contiene un importante componente de impuestos. El costo

de combustible puede calcularse en Bs por kilómetro. Por ejemplo, si el rendimiento del motor DO de

un camión es 25 km/galón, y el precio de DO es 14,08 Bs/galón, entonces el costo variable del

combustible será 0,56 Bs/km. El estimado de consumo de DO, puede tomar como base los registros

históricos del vehículo, complementados con un ajuste por el aumento o disminución del uso que se

2011 2012 2013 2014 2015OFERTA DE DIESEL (REFINERIAS+KDV) BBL 4.585.963 6.604.388 6.896.035 6.692.560 6.861.344

DDA DE DO EN CONDICIONES ACTUALES BBL 10.060.618 10.864.106 11.744.399 12.716.963 13.704.980DDA DE DO CON APLICACION DE POLITICAS BBL 5.699.131 5.980.928 6.259.727 6.535.369 6.807.689VOLUMEN DE IMPORTACION DE DO EN CONDICIONES ACTUALES BBL 5.474.654 4.259.718 4.848.365 6.024.404 6.843.636

VOLUMEN DE IMPORTACION DE DO CON APLICACION DE POLITICAS BBL 1.113.168 (623.460) (636.308) (157.191) (53.655)

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168

tiene previsto a futuro. Hay dos campos relacionados con la utilización que deben determinarse, por

un lado, los días de trabajo esperados para el año, y por otro, la distancia recorrida (kilometraje) que se

estima recorrerá el vehículo en el año.91

6.5. Impactos macroeconómicos de la aplicación de políticas hidrocarburiferas

El sector de hidrocarburos habitualmente tiene una gran incidencia sobre las economías de los países

ya sea por lo que significa en términos de desarrollo productivo y bienestar social o por sus

repercusiones en los desequilibrios de la balanza de pagos y las cuentas fiscales. La magnitud de estas

incidencias varía de país en país, en función de las políticas y desarrollo del sector hidrocarburífero y

de los respectivos precios internacionales. En este contexto, una gran incidencia tiene las políticas

de precios internos que se aplican ya que éstas determinan hasta cierto punto los volúmenes que

exportan o importan los diferentes países. La importancia económica del sector se manifiesta

también por los volúmenes de inversión requeridos, las necesidades de financiamiento y los

ingresos que genera. Es importante mencionar que la política de precios y tarifas de los

combustibles utilizada como uno de los mecanismos para la contención del proceso inflacionario

tuvo un alcance limitado, ya que en muchos casos los procesos inflacionarios responde a factores

estructurales no totalmente controlables por la política de precios del petróleo y derivados (crisis

de la deuda externa, incremento de las tasas de interés internacionales y deterioro de los términos

de intercambio y en el caso de Bolivia se considera las políticas y gestión gubernamental).

6.5.1. Balanza de pagos

De aplicarse todas las políticas y la ejecución de los proyectos planteados en la presente investigación,

Bolivia reduce el volumen de DOI en condiciones actuales de consumo en 7.372 BPD en promedio

anual y de 40.822 BPD promedio entre 2011 al 2026.

De acuerdo a la GRAFICA No 82, de aplicarse las políticas planteadas en la presente investigación el

país, presentara un incremento en la cuenta corriente debido a la reducción del consumo de DO en una

estimación de 33.450 BPD en promedio entre los años 2011 al 2026, (sin considerar los proyectos

planteados por YPFB y la conversión vehicular en el transporte particular), presentando un incremento

91 Fuente: Guía de orientación al usuario del transporte terrestre (Ministerio de comercio exterior y turismo Perú - Unión europea 2009). Comparaciónpor analogía

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169

en las entradas de capital y disminuyendo las salidas de capital representándose en la siguiente

ecuación:

92

Partidas de Balance: Representa la doble partida para igualar los flujos, donde PB es igual a la

Balanza en cuenta corriente + la balanza en cuenta de capital con signo contrario por el cambio en las

reservas internacionales netas.

GRAFICA Nº 82 REQUERIMIENTO DE DOI EN CONDICIONES ACTUALES DE CONSUMOVS REQUERIMIENTO DE DOI CON APLICACIÓN DE POLITICAS Y EJECUCION DE

PROYECTOSBPD

Fuente: elaborado con datos de YPFB y resultados de la presente investigación

6.5.2. Presupuesto Fiscal

De acuerdo al GRAFICA No 83, de no ejecutarse los proyectos con el objetivo de reducir el consumo

de DO y la subvención a DOI, el Estado debe presupuestar para la compra de DOI un estimado de

1.088 MM $us y por subvención a dicho combustible un monto estimado de 627 MM $us en el año

2011 a una tasa de crecimiento promedio anual del 12% entre el 2012 y 2026 para ambos casos, por lo

que el año 2026 se estima un presupuesto de 5.884 MM $us para la compra DOI a 1,25 $us/Lt y para

la subvención se estima un valor de y 3.389 MM $us para la subvención a 0,72 $us/Lt y precio de

mercado interno a 3,72 Bs/Lt de DO.

Por lo contario, de acuerdo a la GRAFICA No 91 señala también que, al ejecutarse los proyectos

mencionados en la presente investigación sobre la reducción de consumo de DO y reducción de la

subvención de dicho combustible, el país deberá presupuestar el 2011 para la importación de DO 260

92 EC= Entradas de Capital y SC = Salidas de capital.

(10.000)-

10.00020.00030.00040.00050.00060.00070.00080.00090.000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026VOLUMEN DE IMPORTACIÓN DE DIESEL OIL CON APLICACION DE POLITICAS

Y EJECUCION DE PROYECTOS 3.588 (1.133) (1.127) 228 558 2.341 4.316 6.188 7.790 9.213 10.771 12.304 13.697 15.081 16.424 17.713

VOLUMEN DE IMPORTACION EN CONDICIONES ACTUALES 14.999 14.701 16.395 19.701 22.032 26.086 30.572 35.208 39.847 44.611 49.834 55.391 61.193 67.415 74.042 81.125

PB = (X− M)+(EC − SC)

CC= X - M BP= CC+CK PIB= C + I + G + X - MCC+CK

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170

MM $us y un valor de 150 MM $us para la subvención que representa el 24% de la subvención del

DOI sin aplicación de políticas y ejecución de proyectos. Para el año 2026 se estima que el costo de

importación DO 1.285 MM $us y una subvención de 740 MM $us que representa el 22% de la

subvención en condiciones actuales.

GRAFICA Nº 83 COSTO POR IMPORTACION Y SUBVENCION EN CONDICIONESACTUALES VS CON APLICACIÓN DE POLITICAS Y EJECUCION DE PROYECTOS PARA LA

REDUCCION DE CONSUMO Y SUBVENCION A DIESEL OILMM $us

Fuente: elaborado con datos de YPFB, INE y resultados de la presente investigación

El efecto en el presupuesto fiscal de los proyectos ejecutados planteados en la presente investigación,

se representa de la siguiente manera:

93

6.5.3. Inversión y PIB

De acuerdo al TABLA No 83, la inversión estimada realizada por el sector público y privada en la

ejecución de proyectos para la reducción de consumo y subvención a DOI es 490.385.259 $us,

considerando los proyectos de conversión vehicular, infraestructura para el GNV mediante la

tecnología de GNC para un total de 84 estaciones de servicio en el eje troncal94 (con un valor de

462.000 $us por estación de servicio de GNV) y tres plantas de transformación de residuos sólidos a

Diesel.

TABLA Nº 83 INVERSION ESTIMADA EN LA EJECUCION DE PROYECTOS PARA LAREDUCCION DE CONSUMO DE DO Y SUBVENCION

93 Donde PF= Presupuesto Fiscal de la Nación, IC = Ingresos Corrientes del Sector Público, IK= Ingresos por Inversión del Gobierno, GC = Gastos Corrientes del Gobierno, GK = Gastos de Inversión del Gobierno.94 29 EESS corresponde al departamento de La Paz, 36 al Santa Cruz y 19 a Cochabamba siendo el 25% del total de EESS de cada departamento..

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026COSTO DE IMPORTACION CON APLICACION DE

POLITICAS Y EJECUCION DE DE PROYECTOS MM$us 260 - - 17 40 170 313 449 565 668 781 892 994 1.094 1.191 1.285

VALOR DE LA SUBVENCION CON APLICACION DEPOLITICAS Y EJECUCION DE DE PROYECTOS MM$us 150 - - 10 23 98 180 259 325 385 450 514 572 630 686 740

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026COSTO DE IMPORTACION EN CONDICIONES

ACTUALES MM$us 1.088 1.066 1.189 1.429 1.598 1.892 2.218 2.554 2.890 3.236 3.615 4.018 4.439 4.890 5.371 5.884

VALOR DE LA SUBVENCION EN CONDICIONESACTUALES MM$us 627 614 685 823 920 1.090 1.277 1.471 1.665 1.864 2.082 2.314 2.557 2.817 3.093 3.389

PF= IC + IK – GC - GK

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171

Fuente: Elaborados con datos resultados de la presente investigación

La inversión tiene relación directa con el PIB y se puede representar de la siguiente manera:

6.5.4. Empleo

El empleo tiene relación directa con el PIB, por lo que al ejecutarse lo proyectos planteados en la

presente investigación, se incrementa el empleo en talleres de conversión vehicular, importación de kit,

obras civiles para la construcción de estaciones de servicios de GNV, transporte de gas natural (GNC)

y empleos por la implementación de la tecnología de KDV.

6.5.5. Efectos macroeconómicos

Reducción del consumo de DO e incremento de la demanda de GNV

Cambio de la matriz energética

Incremento en la balanza de pagos debido al excedente de producción DO.

Incremento en el presupuesto fiscal debido al excedente de la producción de DO y la

focalización de la subvención.

Incremento de la inversión agregada.

Incremento del PIB

Incremento de la producción de gas natural destinado tanto al mercado interno como para el

externo.

Minimización del riesgo para el abastecimiento de DO y seguridad para aprovisionamiento de

combustible.

6.5.6. Efectos microeconómicos

Señales a los inversionistas de viabilidad de proyectos energéticos en Bolivia.

Precio interno de GNV competitivo en relación a los combustibles derivados del petróleo.

Fomento a las microempresas de talleres de conversión vehicular en capacitación y adaptación

a nuevas tecnologías a través de mecanismos de transferencia de tecnología.

DETALLE INVERSION$US

SUSTITUCION VEHICULAR TRASNPORTE PUBLICO 184.093.600INV. INFRAESTRUCTURA GNV/GNC 38.808.000

INV.PRODUCCION DE DO KDV 267.483.659TOTAL ESTIMACION DE $US 490.385.259

PIB = C + I + G + X - M

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172

Créditos otorgados por el sector financiero.

Generación de empleo temporal y permanente.

6.5.7. Efectos sociales

Cambio de hábitos sobre el uso eficiente de los energéticos.

Conversión gratuita para el transporte público y oficial y costos accesibles de los equipos de

conversión para el sector particular.

Tarifas accesibles para el transporte público.

6.5.8. Efectos ambientales

Reducción de efectos de emisiones al aire.

Reducción de la emisión de gases de CO2 (Dióxido de Carbono), CH4 (Metano) que provocan

efectos invernaderos.

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173

CAPITULO VIIANALISIS DE LA DEMANDA Y OFERTA DE COMBUSTIBLES

7.1. Análisis de la demanda y oferta de Diesel Oil, crudo y gas natural

A la fecha la producción nacional de productos refinados no cubre la demanda, tanto de DO, gasolina

especial (importación de aditivos) como y GLP los mismos, son importados desde distintos países, en

diferentes cantidades para cubrir la demanda.

A esto se suma una demanda adicional por el tema contrabando, debido a que el precio de los

hidrocarburos en Bolivia está subvencionado fijando precios muy por debajo al valor de los

internacionales, que llega a ser incentivo para el contrabando y mayor consumo interno.

La proyección de la demanda de productos se realiza en varios escenarios considerando como

variables independientes a:

El crecimiento del Producto Interno Bruto proyectados por varias entidades: i) Fondo

Monetario Internacional; ii) UDAPE “El Negocio del Gas Natural y los impactos esperados en

Bolivia” y; iii) Ministerio de Hacienda “Desafíos frente a los Objetivos de Desarrollo del

Milenio”.

El precio del combustible deflactado, es decir considerado en términos reales, utilizando el

índice de precios al consumidor.

El Indicé de crecimiento del parque automotor.

TABLA Nº 84 TASA DE CRECIMIENTO DEL PIB – PRONOSTICO DE PIB (%)

Fuente: FMI, UDAPE Y MILENIO

FMI ANAL. UDAPE ALC. METAS MILENIOTASA DE CREC. TASA DE CREC. TASA DE CREC.

2005 4,421 4,421 4,4212006 4,798 4,798 4,7982007 4,564 4,564 4,5642008 5,918 5,918 5,9182009 2,201 2,201 2,2012010 2,899 4,870 5,5002011 3,302 4,870 5,5002012 3,300 4,870 5,5002013 3,398 4,870 5,5002014 3,600 4,870 5,5002015 3,749 4,870 5,5002016 3,899 4,870 5,5002017 4,049 4,870 5,5002018 4,199 4,870 5,5002019 4,349 4,870 5,5002020 4,499 4,870 5,5002021 4,649 4,870 5,5002022 4,798 4,870 5,5002023 4,948 4,870 5,5002024 5,098 4,870 5,5002025 5,248 4,870 5,5002026 5,398 4,870 5,500

PIBAÑO

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174

7.2. Proyección de la demanda de DO, crudo y gas natural sin políticas hidrocarburiferas

Bajo las condiciones inerciales del mercado, la demanda de productos refinados tendrá la tendencia

que marque la variación de las variables independientes asociadas a los consumos históricos.

Para el DO se han determinado varios escenarios de proyección los cuales se presentan en el siguiente

subtitulo.

7.2.1. Proyección de la demanda de Diesel Oil

La demanda de DO, fue estimada en varios escenarios sobre la base de los volúmenes de consumo

históricos, precio deflactado, tasa de crecimiento del Producto Interno Bruto y crecimiento de la

población. Las gráficas de volúmenes proyectados se presentan a continuación.

GRAFICA Nº 84 PROYECCION DE LA DEMANDA DE DIESEL OIL(MM3)

Fuente: Elaboración propia con información INE, FMI, Min Hacienda, YPFB

De acuerdo a la GRAFICA No 84 y considerando la demanda promedio se observa que la misma se

incrementa a una tasa promedio del 10% anual en condiciones actuales de consumo entre el año 2011

y 2026 (sin aplicación de políticas que incentiven a la reducción de consumo de DO).

De acuerdo a la línea tendencial la demanda se determina por la siguiente ecuación polinómica:

Y=3.758,9X2-1E+07X+1E+10

y = 3758,9x2 - 1E+07x + 1E+10R² = 0,9894

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

VOLU

MEN

AÑOS

PROYECCION DE LA DEMANDA DE DIESEL OIL

FMI MIL PROMEDIO PONDERADO Polinómica (PONDERADO)

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175

7.2.2. Oferta y Demanda de Diesel Oil con y sin aplicaciones de políticas (Mercado

Interno)

De acuerdo a la GRAFICA No 85, la proyección de oferta de DO en condiciones actuales para el año

2011 se estima en 12,564 BPD, estimando para el año 2026 una oferta de 5,401 BPD. De

implementarse la tecnología para la producción de Diesel a partir de la transformación de residuos

sólidos, la oferta de Diesel de refinería + KDV, se estima para el año 2012 es de 18,094 BPD y para el

año 2026 es de 9,869 BPD con una tasa de decrecimiento del 4% para ambos casos.

GRAFICA Nº 85 PROYECCION DE LA OFERTA Y DEMANDA DE DIESEL OIL CON Y SINAPLICACIONES DE POLITICAS

BPD


Según la GRAFICA No 85, la demanda de DO en condiciones actuales se estima para el año 2011 un

volumen de 27.563 BPD y para el año 2026 86.526 BPD a una tasa de crecimiento promedio anual del

8%. De llevarse a cabo, la conversión vehicular gratuita y obligatoria para el transporte público la

demanda disminuye en un promedio anual del 3% con respecto a la demanda en condiciones actuales.

Si se suma la ejecución del proyecto de asignación de volúmenes al sector agrícola para la producción

de soya, trigo y girasol la demanda disminuye en un promedio anual de 4,48% con respecto a la

demanda en condiciones actuales. Si al mismo tiempo se realiza la sustitución de DO a GNV en

tractores mulas y en motores estacionarios la demanda disminuye en un promedio anual del 9%.

-10.00020.00030.00040.00050.00060.00070.00080.00090.000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026OFERTA DE DO 12.564 15.064 15.782 15.140 15.516 14.429 13.140 11.943 11.007 10.238 9.322 8.420 7.645 6.865 6.113 5.401OFERTA DE DO (REFINERIAS+KDV) 12.564 18.094 18.893 18.336 18.798 17.801 16.606 15.505 14.669 14.003 13.194 12.403 11.743 11.082 10.453 9.869DDA DE DO EN CONDICIONES ACTUALES 27.563 29.765 32.176 34.841 37.548 40.515 43.713 47.152 50.854 54.849 59.156 63.810 68.838 74.281 80.155 86.526ESTIMACION DE CONSUMO 19.074 20.011 20.947 21.884 22.821 23.757 24.694 25.631 26.567 27.504 28.440 29.377 30.314 31.250 32.187 33.124DDA DE DO CON CONVERSION VEH. EN EL PUBLICO 18.071 18.957 19.841 20.723 21.601 22.477 23.349 24.219 25.085 25.947 26.806 27.661 28.512 29.358 30.200 31.038DDA DE DO CON SUST. VEH. PUBLICO + ASIGNACION DE VOL

CULTIVOS DE SOYA, TRIGO Y GIRASOL 17.541 18.406 19.268 20.126 20.981 21.832 22.678 23.521 24.359 25.192 26.021 26.845 27.663 28.475 29.282 30.083

DDA DE DO CON SUST. VEH. PUBLICO + ASIGNACION DE VOLCULTIVOS DE SOYA, TRIGO Y GIRASOL+SUST. DE 25 %DO/75% GNV 16.152 16.962 17.766 18.564 19.356 20.142 20.921 21.694 22.459 23.216 23.966 24.707 25.440 26.163 26.877 27.582

DDA DE DO CON SUST. VEH. PUBLICO + ASIGNACION DE VOLCULTIVOS DE SOYA, TRIGO Y GIRASOL+SUST. DE 25 %DO/75%

GNV+SUSTITUCION EN EL SECTOR ELECTRICIDAD SA16.152 16.962 17.766 18.564 19.356 20.142 20.921 21.694 22.459 23.216 23.966 24.707 25.440 26.163 26.877 27.582

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176

7.3. Proyección de la oferta de Petróleo/Condesado y Diesel Oil

De acuerdo a la GRAFICA No 86, la proyección de la oferta de petróleo/condensado se realiza sobre la

base de los Planes de Desarrollo presentados a YPFB el año 2009 por parte de las empresas

operadoras. Para la oferta de DO se considera el 28% de rendimiento en la refinación. Para el año

2009, YPFB no llego a las estimaciones realizadas tanto para la producción de petróleo/condensado

por un volumen de 29.067 BPD y la producción de DO 8.139 BPD, estimaciones de producción a una

tasa de crecimiento promedio de 19% entre 2009 y 2012, decreciendo el mismo a una tasa promedio

anual del 9% entre 2013 y 2026.

GRAFICA Nº 86 PROYECCION DE LA OFERTA DE PETROLEO/CONDENSADO Y DIESELOILBPD

Fuente: YPFB

De acuerdo a la línea tendencial la oferta de DO se determina por la siguiente ecuación polinómica:

Y=42,593X2+26,727X+14.917

7.3.1. Proyección de la Oferta y Demanda de Petróleo/Crudo sin y con aplicaciones de

políticas, estrategias y proyectos (Mercado Interno)

La demanda de crudo (crudo y condensado) fue determinada a través de los requerimientos

proyectados de DO bajo los rendimientos actuales del barril de crudo procesados actualmente en las

refinerías (28%). Estos valores podrán variar de acuerdo a los nuevos procesos aplicados en las

ampliaciones de las refinerías.

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

PETROLEO/CONDENSADO 44.872 53.799 56.363 54.073 55.414 51.531 46.929 42.655 39.312 36.565 33.292 30.071 27.302 24.518 21.833 19.289

OFERTA DE DO 12.564 15.064 15.782 15.140 15.516 14.429 13.140 11.943 11.007 10.238 9.322 8.420 7.645 6.865 6.113 5.401

y = -42,593x2 + 26,727x + 14917R² = 0,9257

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

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177

De acuerdo a la GRAFICA No 87, se estima que la demanda de petróleo/crudo para DO en condiciones

actuales para el 2011 es de 86.418 BPD con una tasa de crecimiento promedio anual de 3% y la

demanda con aplicación de políticas estrategias y proyectos para reducción de consumo y subvención

a DO es de 57.685 BPD con una tasa promedio anual de crecimiento del 4% entre 2012 y 2026 para

ambos casos. Por otra parte, en la actualidad la capacidad de refinación alcanza a 54.400 BPD

distribuida de la siguiente manera: Gualberto Villarroel 25.000 BPD; Guillermo Elder Bell 16.000

BPD; Reficruz 1.200 BPD; Oro Negro 1.800 BPD; Parapetí 250 BPD, siendo que la comercialización

de DO a nivel nacional es de 22.914 BPD para el 2010, existiendo un déficit de 53%. Aun utilizando

toda la capacidad instalada de refinación no llegaría a satisfacer la demanda ya que sólo se llegaría a

producir 15.120 BPD.

GRAFICA Nº 87 OFERTA, DEMANDA DE CRUDO PARA DO SIN Y CON APLICACIÓN DEPOLITICAS, ESTRATEGIAS Y PROYECTOS

BPD


7.4. Demanda de Gas Natural mercado interno sin aplicación de políticas y proyectos de

sustitución de DO a gas natural.

De acuerdo a la GRAFICA No 88, se estima que la demanda de gas natural en condiciones actuales se

incrementa a una tasa promedio del 8% (Sin aplicación de políticas de masificación de consumo de gas

natural, ni industrialización).

-20.00040.00060.00080.000

100.000120.000140.000160.000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026DEMANDA DE CRUDO PARA DO EN CONDICIONES ACTUALES 86.418 90.190 93.963 97.735 101.508 105.280 109.053 112.825 116.598 120.370 124.142 127.915 131.687 135.460 139.232 143.005DEMANDA DE CRUDO PARA DO CON CON SUST. VEH. PUBLICO + ASIGNACION

DE VOL CULTIVOS DE SOYA, TRIGO Y GIRASOL+SUST. DE 25 %DO/75%GNV+SUSTITUCION EN EL SECTOR ELECTRICIDAD SA

57.685 60.577 63.449 66.300 69.129 71.936 74.719 77.477 80.209 82.914 85.591 88.239 90.856 93.440 95.991 98.506

PRODUCCION DE PETROLEO/CONDENSADO CON PLANES DE DESARROLLO 44.872 53.799 56.363 54.073 55.414 51.531 46.929 42.655 39.312 36.565 33.292 30.071 27.302 24.518 21.833 19.289

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178

GRAFICA Nº 88 PROYECCION DE DEMANDA DE GAS NATURAL MERCADO INTERNO SINAPLICACIÓN DE POLITICAS Y PROYECTOS DE SUSTITUCION DE DO A GN

MM MCD (60°F)


7.4.1. Demanda de Gas Natural con implementación de políticas y ejecución de

proyectos para cambio de matriz energética

De acuerdo a la GRAFICA No 89, se estima que la demanda de gas natural sobre pasa a los 40.000

MM MCD el año 2011, para el año 2013 se estima una demanda más de 70.000 MM MCD, el año

2015 se requiere más de 80.000 MM MCD, para el año 2021, la demanda disminuye a 60.000 MM

MCD.

GRAFICA Nº 89 DEMANDA DE GAS NATURAL MERCADO INTERNO Y EXTERNOMM MCD

Fuente: YPFB y datos resultados de la presente investigación

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026MERCADO INTERNO 7,70 8,50 8,60 9,30 9,60 10,3 11,0 11,8 12,6 13,5 14,5 18,1 19,3 20,4 21,7 23,0

-

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

-

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026OTROS (INDUSTRIALIZACION) 2,00 4,42 7,83 9,83 9,83 9,83 9,83 9,83 9,83 9,83 9,83 9,83 9,83 9,83PLANTAS DE EXTRACCION 0,00 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90ARGENTINA (ENARSA) 3,00 3,00 3,00 3,00 29,00 29,00 29,00 29,00 29,00 29,00 29,00 29,00 29,00 29,00 29,00 29,00 29,00 29,00BRASIL (GSA) 31,50 31,50 31,50 31,50 31,50 31,50 31,50 31,50 31,50 31,50 31,50 24,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00OTROS 0,70 0,76 0,82 0,88 0,95 1,03 1,11 1,20 1,30 1,40 1,51 1,63 1,76 1,90 2,06 2,22 2,40 2,59GN INDUSTRIAL 1,60 1,70 1,81 1,93 2,05 2,18 2,32 2,47 2,63 2,80 2,97 3,17 3,37 3,58 3,81 4,06 4,32 4,59GN COMERCIAL 0,06 0,15 0,24 0,33 0,37 0,42 0,46 0,50 0,54 0,56 0,59 0,61 0,64 0,66 0,69 0,71 0,73 0,76GN DOMESTICO 0,12 0,30 0,48 0,66 0,74 0,83 0,92 1,00 1,09 1,12 1,17 1,22 1,27 1,32 1,37 1,42 1,47 1,52GNV 0,87 1,17 1,96 2,53 3,09 3,64 3,98 4,34 4,73 5,15 5,61 6,10 6,63 7,21 7,83 8,50 9,22 10,0REFINERIAS 0,23 0,23 0,23 0,23 0,30 0,29 0,28 0,30 0,28 0,25 0,23 0,21 0,18 0,16 0,13 0,11 0,10 0,08TERMOELECTRICAS 2,83 3,05 3,28 3,52 3,79 4,07 4,37 4,70 5,06 5,43 5,84 6,28 6,75 7,26 7,80 8,39 9,02 9,69

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179

La proyección de consumo de gas natural para el sector industrial debe ser analizada desde una cartera

de proyectos con requisitos pre establecido que deben ser presentados al Comité de asignación para su

selección y priorización. Sin embargo para la presente proyección se tomó en cuenta el consumo del

mercado interno, externo más los proyectos de industrialización que plantea YPFB.

Por otra parte, el abastecimiento de gas natural se encuentra bajo la responsabilidad de YPFB dicha

empresa cuenta con el instrumento más importante para la producción de gas natural “Los contratos de

operación”.

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180

CAPITULO VIIICONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

8.1. Conclusiones

De acuerdo a los resultados de la presente investigación, Bolivia es un país con gran dependencia de

los energéticos de hidrocarburos, entre ellos el Diesel Oil (DO), combustible con déficit creciente

debido a la disminución de la producción de petróleo problema actual y en el futuro en condiciones

actuales de consumo, llegará hacer un problema de capacidad instalada de refinación, ya que su

máxima capacidad de producción es de DO 15.035 BPD. Por otra parte, el consumo total estimado

por sectores para el año 2010 es de 18.536 BPD. Si YPFB Refinación llegaría a producir DO a su

máxima capacidad, el volumen a importar debería ser de 3.501 BPD equivalente a una subvención de

146,1 MM $us/Año.

Sin embargo, para el año 2010 las ventas de DO realizadas por YPFB es de 22.914 BPD, la

producción de DON es de 11.060 BPD, por lo que se estima que el volumen de importación es de

11.854 BPD equivalentes a una subvención 497,9 MM $us/Año, Los datos anteriores, señala que el

Estado al no producir DO a su máxima capacidad de refinación asume un volumen mayor de

importación DO al estimado equivalentes a una subvención de 351,7 MM $us/Año, siendo ésta

subvención creciente e insostenible en el tiempo. Por tanto, de acuerdo a los datos descritos se

presenta una demanda en exceso tanto interna como externa de DO. Este exceso de demanda genera

una perdida irrecuperable de eficiencia que para el año 2008 se estima un valor de (122,41) MM $us a

consecuencia de la subvención generalizada que no permite cuantificar e identificar a los verdaderos

beneficiarios siendo ésta una subvención indiscriminada, sin ningún mecanismo de control. Sin

embargo de acuerdo a los resultados del análisis de la subvención y su incidencia en la economía

nacional, se demuestra que la subvención a DO es una variable que sirve como amortiguador ante las

presiones inflacionarias (demostrándose con el modelo econométrico 1) e incentiva la producción del

sector agroindustrial corroborando esta afirmación con el modelo econométrico 2 del cual se obtiene

como resultado, la relación significativa de la subvención con el PIB que a pesar de ser éste un

indicador global de la economía, tiene la limitante de contabilizar las actividades económicas

registradas y no así las economías sumergidas como el contrabando, narcotráfico, mercado negro. Se

estima que dichas actividades el año 2010 consumen el 36% del volumen de ventas de DOI que

equivale a 183 MM $us en subvención generando efectos negativos en la economía nacional. Si a éste

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181

consumo se suma el consumo de DO en los sectores que no benefician al país en su conjunto como

sectores que producen para el mercado externo (soyeros y mineros extranjeros ), sector construcción y

transporte particular, el consumo de DO para el año 2010 se estima que es del 30% más que el

volumen de ventas de DOI. Estos hechos lesiona la economía boliviana ya que incide en las siguientes

variables macro económicas.

↓CC = X –↑M ↓BP= ↓CC + CK ↓ PIB = C + I + G + X – ↑M

El 26 de diciembre de 2010 argumentando que “el creciente diferencial entre los precios internos y

los precios de los países limítrofes, ha promovido mayores niveles de contrabando demandando

mayores recursos públicos que no benefician al pueblo boliviano y que limitan el financiamiento

de mayores proyectos productivos y sociales en el país”, el gobierno mediante D.S. 748 nivela los

precios de los hidrocarburos, incrementando la tasa IEHD 1,25 Bs/Lt a 4,33 Bs/Lt, medida que fue

rechazada por la población en general, logrando la derogación del mismo. No es la solución al

problema de la subvención atacar el contrabando, como tampoco es el problema las reservas de

petróleo, ni la declinación de la producción, ni el precio del petróleo establecido por debajo del

internacional sino la falta de visión política y económica en relación al sector energético, la falta de

planificación sobre el uso y destino de nuestros recursos energéticos, se reflejó en la disminución de la

producción de hidrocarburos dando lugar a un mayor volumen de importación no sólo de DO sino,

GLP y aditivos para el incremento de la producción de gasolina, cuando la incrementación de la

producción de los hidrocarburos depende tan sólo de aplicar la cláusula 7.12 de los contratos

petroleros, en la que hace referencia que “el Titular incluirá en sus Programas de Trabajo un

pronóstico de producción por Pozo y por Campo. El caudal de producción propuesto por el Titular

estará sujeto a la aprobación de YPFB, que además tendrá la facultad de modificarlo en el marco de las

condiciones técnicas específicas del Campo. El Titular deberá llevar a cabo las Operaciones de

Explotación acorde con los volúmenes de producción aprobados, incluyendo cualquier modificación a

los mismos que YPFB hubiese dispuesto”.

En resumidas cuentas YPFB tiene como obligación y función reactivar la actividad del upstream sin

necesidad de que el Estado invierta un sólo centavo para la operación y mantenimiento de la

producción de los campos, la perforación de Pozos de desarrollo y de producción, tendido de líneas de

recolección, construcción e instalación de plantas de almacenaje, de procesamiento y separación de

líquidos y licuables, de recuperación primaria, secundaria y mejorada y toda otra actividad en el suelo

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182

y el subsuelo dedicada a la producción, separación, procesamiento, compresión y almacenaje de

Hidrocarburos, por estar enmarcada estas operaciones en el concepto de "Operaciones de

Explotación" que significa todas las actividades llevadas a cabo bajo los actuales Contrato.

Los datos descritos en el párrafo anterior, evidencia la incapacidad e ineficiencia de gestión en el

sector de hidrocarburos, ya que no existe una política energética clara siendo de responsabilidad del

Ministerio de Hidrocarburos y Energía, YPFB no está optimizando la administración y operaciones de

los hidrocarburos por último, la ANH al ser una institución que regula, controla, fiscaliza y supervisa, en

el marco de políticas nacionales, todas las actividades de la cadena de hidrocarburos desarrolladas dentro de

nuestra extensa geografía nacional. Y no sólo se encarga de regular la comercialización de los combustibles,

sino que ahora trabaja en la fiscalización de los hidrocarburos desde su exploración hasta su llegada al

consumidor final. Mandato, claro y objetivo, que está estipulado en el artículo 365 de la Constitución.

Ante los problemas descritos se plantea políticas y mecanismos prácticos para el sector hidrocarburos,

además de proponer estrategias, programas y proyectos con alcances económicos considerables,

descritos a continuación:

La propuesta se enmarca en que Bolivia debe consumir lo que más tiene como energético y en este

caso y por el momento es el energético de gas natural. Por otra parte existen medidas de orden

administrativo que coadyuvan a la reducción de la subvención.

La propuesta de adecuación de la cadena de precios y tarifas al régimen de servicios, tiene como

resultado que el subsidio bajo el mecanismo actual (transferencia del upstream al downstream) se da

una transferencia de 46,02 $us/BBL Sin IVA frente a 17,86 $us/BBL con IVA, resultado de la

propuesta de que el subsidio se otorgue al final de la cadena.

La propuesta de focalizar la subvención a DOI tiene como resultado para el año 2013 un ahorro

estimado por 469,7 MM $us, debido a que la subvención en condiciones actuales ascendería a 684,9

MM $us y aplicando la focalización ascendería a 341,4 MM $us.

De aplicarse todas las políticas propuestas y la ejecución de los proyectos se tiene como resultado para

el año 2015 una subvención de 23 MM $us frente a frente a 920 MM $us en condiciones actuales de

consumo y producción. Esta reducción, da lugar a levantar la subvención sin provocar inflación en la

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183

economía nacional, más por el contrario conllevando a efectos socioeconómicos y ambientales

positivos como por ejemplo:

Disminuye la contaminación ambiental, generando cambio de hábitos en el uso eficiente de los

energéticos. Los resultados mencionados anteriormente, no serán posibles sin la aplicación de una

política integral en el sector de hidrocarburos propuesta en el ANEXO No 10, ya que el gobierno actual

se encuentra en una encrucijada con tres opciones: No hacer nada “desangramiento económico”,

realizar el incremento de precio vía impuestos “con una inflación inminente” ó reactivar el sector de

hidrocarburos “con visión de país enmarcados en el nuevo régimen a partir de una política integral

culminando en la ejecución de proyectos que incidan en la subvención en la economía nacional”.

8.2. Recomendaciones

Para el logro de los objetivos y metas de la Nueva Política Estatal de Hidrocarburos es necesario

contar con:

Una Política Estatal e Integral del Sector Energético de amplio consenso nacional a largo plazo

y estable, que propenda al uso eficiente e independencia de la energía.

La planificación integral del desarrollo del sector energético.

Marco legal apropiado a los nuevos desafíos que encarara el país en el sector energético en

relación al desarrollo de inversiones, mejoramiento en la calidad de servicio y aumento de los

niveles de consumo de la energía que más produce el país (Gas Natural), a partir de la

recomposición de la matriz energética.

Estructura adecuada y recursos humanos calificados con alto espíritu patriótico y atribuciones

claras que implique responsabilidad bajo sanción drásticas en lo administrativo, civil y penal.

Organismos de vigilancia y control al desarrollo del sector energético, siendo éste

responsabilidad de cada uno de los bolivianos además de garantizar soberanía energética.

Que es necesario la administración adecuada y el cumplimiento de los contratos de operación

referente a la explotación y producción de hidrocarburos, para garantizar la disponibilidad de

gas y petróleo en forma óptima.

PIB, CC, M, PF , GC, GK, I

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184

Que es necesario contar con una estructura de costos de producción, transporte, refinación y

comercialización de todos los productos a fin de establecer la estructura de financiamiento de

todos los programas.

Que es necesario contar con un comité de seguimiento a las políticas hidrocarburiferas a fin de

obtener los resultados esperados en los tiempos establecidos sin perjuicio de las partes

involucradas.

Que a las políticas en el sector hidrocarfurifero deben sumarse políticas de eficiencia

energética que generen prioridades de desarrollo económico, social y ambiental.

Que para el cumplimiento de los objetivos, la voluntad política debe manifestarse no sólo en la

asignación de recursos económicos sino también en la gestión pública del sector de

hidrocarburos y porque no decirlo del sector energético del país.

Que es necesario el cumplimiento de los programas de conversión de vehículos para arrancar

el cambio de la matriz energética con, regulaciones claras y tecnología probada, garantizada y

confiable a un precio accesible.

Cambio cultural sobre el uso de combustible.

Ejecución y continuidad en las políticas

Eliminar las distorsiones en el mercado como los subsidios cruzados

Las condiciones necesarias para el cambio de matriz vehicular son:

La disponibilidad de gas

Precio accesible de la tecnología de conversión además de disponible y confiable

Por tanto, en el contexto actual del país, es vital el desarrollo e implementación de una política

energética integral de largo plazo y un rol más eficiente y activo del gobierno en la planificación del

sector de modo de contribuir en el desarrollo económico y social del país atreves del logro de las

siguientes metas:

Crear un comité de seguimiento a las políticas hidrocarburifera.

Crear un comité de revisión de proyectos de industrialización o industrial de consumo de diesel

y gas natural para asignación y priorización en la demanda.

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185

Realizar el estudio exhaustivo sobre el transporte de GNC y LNG para la implementación de la

infraestructura en todo el territorio boliviano. (Elaborar reglamento de transporte de GNC y

LNG).

Implementar tecnología de punta como el sistema de carga inteligente en la conversión de

vehículos a GNV para controlar y minimizar riegos.

Que cada una de las acciones a ser ejecutadas en el área energética debe permitir su uso

eficiente.

La importación de vehículos así como de equipos para la conversión vehicular, o la

implementación de consumo de otro tipo energías debe ser certificados por la instancia

competente que permita antes de su importación o implementación.

Socializar las políticas de sustitución de diesel por energía gnv para no tener resistencia en la

política.

Una recomposición de las estadísticas para poder profundizar estudios futuros de focalización

de la subvención.

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186

ANEXOSANEXO 1: MAPA No 1 UBICACIÓN GEOGRAFICA DE REFINERIAS EN BOLIVIA

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187

ANEXO 2: MAPA No 2 RED DE OLEODUCTOS BOLIVIA 2008

Oleoductos – BoliviaFuente: Actualizado en base a información de la ANH

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188

ANEXO 3: MAPA No 3 RED DE POLIDUCTOS BOLIVIA 2008

Poliductos – BoliviaFuente: Actualizado en base a información de la ANH

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189

ANEXO 4: MAPA No 4 RED DE POLIDUCTOS BOLIVIA 2008

Red de Ductos – Bolivia

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190

ANEXO 5: MAPA No 5 RUTAS DE INTERNACIÓN DE DIESEL OIL IMPORTADO

Fuente: YPFB Gerencia Comercial

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191

ANEXO 6: MAPA No 6 SISTEMA DE ABASTECIMEINTO DE DIESEL OIL

Fuente: YPFB Gerencia Comercial

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192

ANEXO 7: TABLA PRECIOS PROMEDIO DE IMPORTACION VS PRECIOS DECOTIZACION, PRECIO DEL PETROLEO EN EL MERCADO INTENACIONAL DEDIESEL OIL

Fuente: YPFB

N.2 LSDIESEL

WTICushing

Spot-Bloomberg

WTI CRUDEOIL - DAILY

POSTEDPRICE-

Oilnergy

ENERO 65.32 62FEBRERO 72.86 62.07 58.25MARZO 73.48 62.61 59.27ABRIL 69.17 66.26MAYO 86.51 70.98 67.29JUNIO 91.18 70.89 67.67JULIO 85.26 74.2 70.85AGOSTO 87.48 73.15 69.9SEPTIEMBRE 74.97 64.42 61.2OCTUBRE 72.12 69.53 59.06 56NOVIEMBRE 73.04 69.38 58.88 55.61DICIEMBRE 72.32 69.32 62.1 58.8ENERO 71.6 71.73 67.49 54.73 51.65FEBRERO 74.22 69.2 74.12 59.02 55.73MARZO 78.34 71.73 80.74 60.42 57.03ABRIL 83.2 77.02 85.33 63.88 60.58MAYO 86.32 80.19 84.62 63.44 60.51JUNIO 89.62 82.42 87.25 66.54 63.44JULIO 89.54 85.87 89.53 73.51 69.98AGOSTO 89.49 82.62 87.4 72.37 69.15SEPTIEMBRE 96.1 91.05 94.56 79.26 75.43OCTUBRE 104.62 95.3 98.61 85.14 81.72NOVIEMBRE 117.52 107.97 111.4 95.01 91.37DICIEMBRE 114.45 105.93 107.53 91.35 87.59ENERO 112.84 105.19 107.04 94.11 90.98FEBRERO 106.81 110.08 114.75 95.53 91.91MARZO 125.83 124.78 131.66 104.31 101.06ABRIL 141.35 132.41 139.28 112 108.78MAYO 159.93 150.83 155.73 125.79 121.06JUNIO 170.98 155.84 158.32 133.02 130.24JULIO 176.14 154.67 155.68 135.26 131.18AGOSTO 144.03 132.98 135 117.17 113.58SEPTIEMBRE 127.83 122.18 127.17 105.44 102.16OCTUBRE 110.02 92.44 93.73 74.03 71.5NOVIEMBRE 72.28 75.74 76.32 57.29 54.11DICIEMBRE 66.45 53.72 54.35 41.47 40.05

2006

2007

2008

BBL

AÑO MES

PRECIO DEIMPORTACION DE DIESEL

OIL (FOB)

DIESEL COTIZADOEN MERCADO

INTERNACIONALPETROLEO CRUDO

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193

ANEXO 8:ESTIMACION DEL MODELO ECONOMETRICO 1 (PERIODO 1992-2010)INTRODUCCIONESPECIFICACION DEL MODELO ECONOMÉTRICO:

El análisis del presente trabajo de investigación se centrara en el periodo 1992– 2010 por llegar a ser un

periodo bastante rico, en lo que se refiere a eventos que se suscitaron en la Economía Boliviana; que de

acuerdo a los datos analizados se presentan dos etapas: La primera corresponde a precio de DO sin

subvención y la segunda con subvención correspondiente a este orden de ajuste estructural.

En muchos países, el mercado para bienes está sujeto a políticas gubernamentales de precios. Los

objetivos de estas políticas generalmente son para estabilizar los precios del productor ó consumidor,

manteniendo los precios de ciertos bienes o servicios asequibles a los grupos pobres. En esta situación,

los precios de los bienes ya no sólo son una función de la oferta y la demanda, sino de también de políticas

que asume cada país como la fijación de precios que puede incluir la necesidad de la subvención a bienes

en beneficio del productor o consumidor como en caso de Bolivia.

Otra política gubernamental que generalmente resulta en inflación es la devaluación del tipo de cambio

oficial. La devaluación significaría, si los precios locales no varían, que se necesitaría más moneda local

para poder comprar la misma cantidad de bienes y servicios importados (o bienes y servicios que

dependen de algunos insumos importados). La devaluación de la moneda local hará que los precios de los

insumos importados aumenten, lo cual también afectará los precios de bienes producidos a nivel nacional.

Para los países que dependen de la energía, el petróleo debe comprarse utilizando moneda extranjera, lo

que con frecuencia crea presiones inflacionarias. Los aumentos locales de los costos de gasolina y diesel

aumentan los precios de transporte y los precios de los bienes de consumo, como los alimentos básicos

que deben transportarse desde las zonas de producción hacia los centros de consumo debido a la

especulación. Por otra parte, el precio de un combustible Y, un combustible sustituto del combustible X

aumenta, entonces la demanda del bien X va a aumentar; y si el precio del combustible Y (combustible

sustituto de X) disminuye, la demanda de X va a disminuir.

Las relaciones económicas descritas anteriormente, se consideran para evaluar, en qué medida la

subvención contribuye a la estabilización de precios en general del mercado interno y si existe una

distribución equitativa de los ingresos. Para tal efecto, se considera las siguientes variables:

Yt =PRECIO DEL DIESSEL OIL del t – ésimo año (PREDIES)

X1t = PRECIO DEL GAS NATURAL VEHICULAR del t – ésimo año (PRGNV)

X2t = PRODUCION CAÑA DE AZUCAR del t – ésimo año (CANAZU)

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194

X3t = TIPO DE CAMBIO del t – ésimo año (TC)

X4t = INDICE GENERAL DE PRECIOS del t – ésimo año (IGP)

Donde la relación de comportamiento será:

1 2 3 4; ; ; ;t t t t t tY f X X X X U

Y la ecuación de comportamiento se podrá indicar que es de tendencia de TIPO LINEAL a la cual la

denotaremos como (1)

0 1 1 2 2 3 3 4 4 (1)t t t t t tY X X X X U

Donde además se dirá que:

Yt : Es la variable dependiente o variable ENDOGENA.

X1t; X2t; X3t ; X4t Son las variables independientes llamados también regresores o conocidas como

variables EXOGENAS

β0; β 1; β2; β3; β4: Más conocidos como parámetros del modelo

Teniendo en cuenta las hipótesis clásicas de los términos de perturbación Ut la ecuación (1) es un modelo

econométrico que mide la efectividad de la SUBVENCION DE DIESEL OIL en la economía como

impacto, que viene a ser la representación simplificada de la realidad económica del país.

En definitiva, de lo que se trata es de ver la es la relación económica del precio máximo relevante

establecido por el gobierno (el mismo genera la subvención a DOI) y las variables de inflación, tipo de

cambio, producción de productos que tienen como insumo DO y el precio de GNV combustible con lo

que cuenta más el país como combustible sustituto de DO.

Para lo cual se cuenta con la información estadística que se llegó a recopilar en base a las variables objeto

de análisis de nuestro modelo y así poder estimar la ecuación (1)

FUENTE: ELABORACION PROPIA EN BASE A DATOS DEL INSTITUTO NACIONAL DE ESTADÍSTICA – MÜLLER Y ASOCIADOS – UDAPE – BANCO CENTRAL DE BoliviaBOLETINES DEL SECTOR EXTERNO

Obs PREDIES PRGNV CANAZU TC IGP

1992 1.410.000 0.880714 79835.00 3.910.000 0.0616621993 1.540.000 0.976786 81585.00 4.270.000 0.1140041994 1.540.000 1.072.857 80015.00 4.630.000 0.0872411995 1.540.000 1.000.000 86510.00 4.810.000 0.0858831996 1.975.269 1.280.000 88860.00 5.080.000 0.0254611997 2.068.495 1.660.000 91874.00 5.260.000 0.0139401998 2.335.689 1.330.000 86764.00 5.520.000 0.0173781999 2.667.206 1.610.000 86341.00 5.820.000 0.0162242000 3.075.163 1.660.000 86689.00 6.190.000 0.0059312001 3.120.000 1.660.000 94176.00 6.620.000 0.0139972002 3.120.000 1.660.000 103175.0 7.180.000 0.0069822003 3.120.000 1.660.000 105705.0 7.670.000 0.0086042004 3.253.844 1.660.000 107207.0 7.950.000 0.0157902005 3.400.000 1.660.000 108309.0 8.090.000 0.0343092006 3.720.000 1.660.000 115862.0 8.060.000 0.0514412007 3.720.000 1.660.000 136885.0 7.900.000 0.0404072008 3.720.000 1.660.000 151139.0 7.290.000 0.0085452009 3.720.000 1.660.000 129401.2 7.070.000 0.0281582010 3.790.000 1.741.868 132644.6 7.070.000 0.015466

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195

ESTIMACIÓN DEL MODELO

Para la estimación del modelo en base a la ecuación (1) se utilizara el método tradicional de MINIMOS

CUADRADOS ORDINARIOS (MCO) debiendo tomar en cuenta las hipótesis tradicionales de los

términos de perturbación Ut , que gozan de las características de tener RUIDO BLANCO, lo cual significa

que estamos frente a un modelo Econométrico HETEROSCEDASTICO e incorrelacionado, donde con la

ayuda del paquete Econométrico EVIEWS ver 7.2 determinaremos el método MCO y otros métodos de

estimación para el modelo (1).

Obteniendo como resultado la siguiente función:

0 1 1 2 2 3 3 4 4

0 1 1 2 2 3 3 4 4

(1)

PREDIES=

Estimation Command:

=========================

LS PREDIES PRGNV CANAZU TC IGP C

Estimation Equation:

================

t t t t t t

t t t t t

Y X X X X U

PRGNV CANAZU TC IGP U

=========

PREDIES = C(1)*PRGNV + C(2)*CANAZU + C(3)*TC + C(4)*IGP + C(5)

Substituted Coefficients:

=========================

PREDIES = 1.05121690572*PRGNV + 1.2715870754e-05*CANAZU

+ 0.249856946023*TC + 0.114109839213*IGP - 1.67088635216

La tendencia de la estimación motiva al redimensionamiento y mejor focalización de los subsidios al DOI

para posterior eliminación evitando el desangramiento de la economía boliviana. A pesar que la

modelación econométrica demuestra que "La subvención a DOI, contribuye a estabilizar los precios en

general del mercado interno", resultado del precio máximo relevante fijado por el Estado.

MATRIZ DE VARIANZAS Y COVARIANZAS:

La matriz de Varianzas y Covarianzas de los estimadores de los parámetros esta dado por una matriz de

KxK donde en la diagonal principal se encuentran las Varianzas de los estimadores; y en el resto de la

matriz están las Covarianzas.

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196

ESTIMACIÓN DEL MODELO CON LA FUNCIÓN ESTIMADA

Este modelo nos sirve para poder comparar la ecuación del modelo estimada y el verdadero, llegando a

ser los RESIDUOS que deberán ser lo más pequeños posibles para que la estimación sea eficiente, para

este proceso utilizaremos la función (1*).

COEFICIENTE DE DETERMINACIÓN O CORRELACION MULTIPLE:

2 22

2 2

22

2

2

2

2

1

S q u a r e d R e s i d1

0 .7 0 4 4 3 11

6 3 .3 3 1 9 3

0 .9 4 7 6 3 0

9 4 .7 6 %

i i

i i

i

i

Y eR

y y

e S u mR

y F S t a t i s t i c

R

R

R

INTERPRETACION:

Del porcentaje de la variación total del proceso el 94.76% estaría explicado por el modelo de la regresión

Con el comportamiento del proceso del modelo un 94.76% esta explicadas por las variaciones que este

ejerce en cada una de las variables de análisis en el ámbito nacional de donde el resto del 5.24% están

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197

explicadas por variables que no se encuentran dentro del modelo y otros factores aleatorios (traumas

aleatorios) los cuales ejercerán presión desde afuera por lo cual no es cuantificable.

Lo cual también nos muestra una buena especificación del modelo, que los regresores escogidos con alta

precisión son variables relevantes o variables claves que nos servirán para explicar la variable

dependiente.

COEFICIENTE DE DETERMINACIÓN O CORRELACION CORREGIDO

2 2

2

2

2

2

2

11 ( 1 )

1 9 11 ( 1 0 . 9 4 7 6 )

1 9 5

1 81 ( 1 0 . 9 4 7 6 )

1 4

1 1 . 2 9 ( 0 , 0 5 2 4 )

0 . 9 3 2 6 6 7

9 3 . 2 6 %

nR R

n K

R

R

R

R

R

Donde n= 19 k=5

INTERPRETACION:

El coeficiente de determinación corregido mide el grado de ponderación del ajuste de la regresión por el

tamaño de la muestra y el número de parámetros a estimar siendo del 93.26% de la variación del proceso

del modelo que obedece exactamente al periodo de análisis basándose en la serie histórica de acuerdo a

variaciones que se pudieron producir en cada una de las variables del modelo. Donde el 6.74 % obedecerá

a la sobre posición de los efectos aleatorios siendo un proceso de Deflactación del modelo analizado por

el tamaño del periodo de análisis y del número de parámetros a estimarse.

PROPIEDAD DE LOS ESTIMADORES:

Los Estimadores Mínimo Cuadráticos, gozan de todas las propiedades básicas; son insesgados,

consistentes y eficientes es decir estimadores insesgados de mínima Varianza, siempre haciendo

prevalecer las características de RUIDO BLANCO de los términos de perturbación.

PRUEBAS O DOCIMAS DE HIPÓTESIS:

Se sabe que una HIPÓTESIS, no es más que una proposición de un supuesto relacionado con cualquier

cosa posible. Lo que más se realizara son las pruebas estadísticas, que se trata de toma de decisiones de

aceptación o rechazo de las hipótesis formuladas, sobre la base de los resultados obtenidos de una muestra

aleatoria.

En econometría y economía las pruebas de hipótesis, nos sirven para determinar la relevancia de cada uno

y del conjunto de los regresores sobre el regresando (Variable Dependiente), determinando la magnitud de

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198

significación de cada uno y del conjunto de las variables explicativas sobre el comportamiento de la

variable dependiente.

PRUEBAS DE SIGNIFICACIÓN GLOBAL DEL MODELO:

PASO 1 FORMULACION DE HIPÓTESIS:

0:0 IH El modelo no está adecuadamente especificado y NO SIRVE

0:1 IH El modelo está adecuadamente especificado y SIRVE

Lo que indica que sirve para el análisis del conjunto de regresores están determinando el comportamiento

de la variable dependiente del modelo.

PASO 2 NIVEL DE SIGNIFICACIÓN:

01.0%1 PASO 3 ESTADÍSTICO DE PRUEBA:

2

12

1

1

1P 9 5 %1

0 . 9 4 7 6 3 05 1P 9 5 %

1 0 . 9 4 7 6 3 01 9 5

P 0 . 0 0 0 3 6 4 9 5 %

k

n k

k

n k

k

n k

R

k FR

n k

F

F

PASO 4 ESTADÍSTICO DE TABLAS:

( , k -1 ,n -k )

F (1 % ,5 -1 ,1 9 -5 )

F (1 % ,4 ,1 4 )

F 4 .3 9

F

PASO 5 TOMA DE LA REGLA DE DECISIÓN:

PASO 6 CONCLUSION:

A un nivel de significación del 1% se llega a la conclusión de rechazar H0 y aceptar H1, donde se puede

indicar claramente que se acepta el modelo por estar adecuadamente especificado lo que a la vez nos sirve

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199

para los valores de predicción y la toma de decisiones con lo que se llega a demostrar la hipótesis del tema

objeto de investigación.

PRUEBAS DE SIGNIFICACIÓN INDIVIDUAL:

PASO 1 FORMULACION DE HIPÓTESIS:

0: 43210 H no existe ninguna relación de Yt con x1,x2,x3,x4

0: 43211 H si existe relación de Yt con x1,x2,x3,x4

PASO 2 NIVEL DE SIGNIFICACIÓN:

01.0%1 PASO 3 ESTADÍSTICO DE PRUEBA:

ˆ

ˆ

ˆ

: i 1,2,3,4...

ˆ1.98

i

i

i i

i i

tS

donde

tS

PASO 4 ESTADÍSTICO DE TABLAS:

1 ,2

1 % ; 1 0 4

1 % ; 6

2 . 8 8

t n k

t

t

t

PASO 5 TOMA DE LA REGLA DE DECISIÓN:

PASO 6 CONCLUSION:

A un nivel de significación del 1% se llega a la conclusión de rechazar H1 y aceptar H0, para 1(PRGNV)

y 3(TC) donde se puede indicar claramente que no existe relación de Yt con x1,x3 donde estas variables

no llegan a ser determinantes de orden mayor pero si ejercen alguna presión como parte complementaria

al modelo.

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200

Para los 1(PRGNV) y 3(TC) donde el 1% se llega a la conclusión de rechazar H0 y aceptar H1 donde

se acepta que existe alta relación de Yt con los X2 y X3 que estas variables son tan determinantes y

significativas en el modelo, aquí la variable más importante dentro los regresores es Yt(PREDIES)que

viene a ser la variable de mayor importancia de evolución siendo necesaria la aplicación de una política

de ajuste estructural a los rezagos contractivos en los agregados de desarrollo económico de Bolivia para

poder mantener la estabilidad económica.

ANÁLISIS DE AUTOCORRELACION: TEST DE DURBIN WATSON:

PASO I: FORMULACION DE HIPOTESIS:

H0:=0 No existe AUTOCORRELACION positiva ni negativa.

H1: 0 Si existe AUTOCORRELACION positiva o negativa.

PASO II: NIVEL DE SIGNIFICACION:

=5% = 0.05

PASO III: ESTADISTICO DE PRUEBA:

ACIONAUTOCORRELdeeCoeficient

40 WATSONDURBINeCoeficient

13.01260.0

2

747929.11

21

)1(2

1

TTT VUU

dd

d

d

PASO IV: ESTADÍSTICO DE TABLAS:

PASO V: TOMA DE LA REGLA DE DECISION:

0 D=1.38REGION DERECHAZO

REGION DEACEPTACION

REGION DERECHAZO

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201

Se llega a la conclusión de rechazar H1 y aceptar H0, de donde se deduce que el modelo no está

Autocorrelacionado, donde el coeficiente de Autocorrelación es tan solo, que las situaciones imprevistas

de los periodos anteriores. Como los factores político, institucional, el congelamiento de los precios de

mercado de los combustibles y otras variables que no están incluidas; no están distorsionando la normal

evolución o comportamiento del proceso de análisis de la subvención del DO en la economía boliviana.

4.1 DETERMINACIÓN DEL MODELO ECONOMÉTRICO 2

En primera instancia se procederá a explicar la composición de las variables dentro el modelo econométrico, en este

sentido se clasifica las variables, es decir; variable dependiente, variable independiente y variable estocástica o de

perturbación aleatoria.

Variable dependiente

IPIB= INCIDENCIA DE LAS SUBVENCIONES SOBRE EL PRODUCTO INTERNOBRUTO.

Variables Independientes

PRIP= PRECIO INTERNACIONAL DEL PETROLEO WTI $US/BBL.PND = PRODUCCIÓN NACIONAL DIESEL BPD (BARRIL POR DIA)SUB= SUBVENCION DE DIESEL (BS).D1= VARIABLE DICOTOMICA “0” CUANDO NO HAY SUBVENCION Y “1”

CUANDO EXISTE SUBVENCION

Variable estocástica

Ut = variable de perturbación económica (Termino estocástico).

La relación de comportamiento es de la forma:

IPIBt = F ( PRIPt, PNDt,SUB t, D1t)

Inicialmente es posible utilizar dos tipos de funciones de comportamiento, la primera es del tipo aditivo (Y=X)

por su sencillez y factibilidad a la hora de encontrar variaciones en sus parámetros, sin embargo para obtener

elasticidades es necesario precisar los puntos respectivos y aplicar fórmulas de elasticidades punto o arco. La segunda

opción es utilizar una función del tipo multiplicativo (Y=X) esto nos permite encontrar en forma directa las

elasticidades, para la presente investigación se utiliza una función mixta. La aplicación de logaritmos permite en

primera instancia linealizar la ecuación de comportamiento, posteriormente la aplicación de los MCO95, y finalmente

obtener los parámetros de la estimación, los mismos se denotaran con el nombre de elasticidades, esto permite que los

coeficientes sean explicados como variaciones porcentuales.

IPIBt = 0 + 1LOG(PRIP) t +2PND t + 3SUB t + 4D1 t + ut

95 Mínimos Cuadrados ordinarios

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202

ESTIMACIÓN DEL MODELO E INTERPRETACIÓN ECONÓMICA

Para la estimación del modelo, se utiliza el método MCO (Mínimos Cuadrados Ordinarios), teniendo en cuenta las

hipótesis clásicas de los términos de perturbación Ut, que estas deben tener las características de Ruido Blanco, es

decir por el momento, es un modelo econométrico Homoscedastico e Incorrelacionado:

IPIBt = 0 + 1LOG(PRIP) t +2PND t + 3SUB t + 4D1 t + ut

Ut ~ N( 0,2u)

La estimación realizada mediante el paquete econométrico E-views 5.1, nos muestra en su principal ventana los

siguientes resultados:

CUADRO

En su forma original la estimación realizada tiene la siguiente forma lineal, es decir:

IPIBt = 2,29 - 1.03 LOG(PRIP) t + 0,00013PND t + 6,7E-10 SUB t + 1,08 D1 t + ut

GRAFICORESULTADOS DE LA REGRESION

Dependent Variable: IPIBMethod: Least SquaresSample: 2000 2010

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 2.292058 1.797245 1.275318 0.2493LOG(PRIP) -1.034677 0.634917 -1.629626 0.1543PND 0.000131 6.14E-05 2.138588 0.0763SUB 6.70E-10 1.68E-10 3.975883 0.0073D1 1.088546 0.326699 3.331952 0.0158

R-squared 0.984285 Mean dependent var 1.214799Adjusted R-squared 0.973808 S.D. dependent var 1.211759S.E. of regression 0.196110 Akaike info criterion -0.117327Sum squared resid 0.230755 Schwarz criterion 0.063535Log likelihood 5.645298 F-statistic 93.94932Durbin-Watson stat 1.744117 Prob(F-statistic) 0.000015

-.2

-.1

.0

.1

.2

.3

-1

0

1

2

3

4

00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

Residual Actual Fitted

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203

En las estimaciones de los parámetros, se consigue los signos esperados, exceptuando el caso del tipo de cambio real,

con lo que se consolida la consistencia de la hipótesis en general.

4.1.1 Matriz de varianzas – covarianzas

La matriz de varianzas-covarianzas obtenida para los parámetros, permite determinar la precisión de los coeficientes y

el posible intervalo de confianza encontrado, debido a que la eficiencia radica en las varianzas cuando éstas tiendan a

cero, es decir:

CUADRO

C LOG(PRIP) PND SUB D1C 3.230088 -1.110800 6.03E-05 2.25E-10 0.213497LOG(PRIP) -1.110800 0.403119 -2.81E-05 -7.85E-11 -0.068828PND 6.03E-05 -2.81E-05 3.76E-09 4.60E-15 1.46E-06SUB 2.25E-10 -7.85E-11 4.60E-15 2.84E-20 -1.58E-11D1 0.213497 -0.068828 1.46E-06 -1.58E-11 0.106732

4.1.2 Coeficiente de determinación (R2)

Coeficiente de determinación (R2), permite determinar el grado de ajuste que se obtiene de los regresores

hacia la variable dependiente, la formula viene dada por la siguiente relación:

2

22

)(`

)(``

YnYY

YnYXR

En este caso el coeficiente de correlación encontrado es de R2 = 98.42%, lo que significa que del porcentaje de la

variación total de la función del IPIB, el 98.42% esta explicado por el modelo econométrico dentro el periodo de

estudio. El resto del 1.58% esta explicado por otras variables que no están en el modelo y otros factores estrictamente

de carácter estocástico y por elementos de los cuales se conoce poco, que corresponden a situaciones inciertas.

4.1.3 Pruebas de hipótesis

Las pruebas de hipótesis, sirven para determinar la relevancia o el orden de importancia de cada uno y el conjunto de

las variables independientes sobre la variable principal.

4.1.3.1 Pruebas de significación individual

El siguiente cuadro indica en la cuarta columna la prueba de hipótesis t-statistic, que se obtiene del cociente entre los

coeficientes y la desviación estándar de los coeficientes, mientras que la quinta columna muestra la probabilidad

correspondiente, calculada de acuerdo a la zona de rechazo.

BIBLIO

TECA DE E

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204

CUADRO

El planteamiento de las hipótesis viene dado por los siguientes elementos:

H0 : i = 0 (el parámetro es estadísticamente no significativo)

H1 : i 0 (el parámetro es estadísticamente significativo)

95%

-2.44 2.44

El nivel de significancia es del =5%, el estadístico calculado es: t=i /SE(I), y el estadístico de tablas es: t(1-

/2;n-k)= t(0.975;6)=2.44.

Se acepta la H1 para todas las variables excepto PRIP y PND al nivel de significación del 5%. Estadísticamente esto

sugiere que estas variables no son significativas.

4.1.3.2 Pruebas de significación conjunta

Al nivel del 5% de significación, se acepta que el modelo esta adecuadamente especificado y sirve para explicar el

proceso para el XMI.

H0 : 0=1=2=3=4=0

H1 : 0 1 2 3 4 0

Formalmente es posible describir el test de la siguiente forma:

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 2.292058 1.797245 1.275318 0.2493LOG(PRIP) -1.034677 0.634917 -1.629626 0.1543PND 0.000131 6.14E-05 2.138588 0.0763SUB 6.70E-10 1.68E-10 3.975883 0.0073D1 1.088546 0.326699 3.331952 0.0158

95%

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205

CUADRO

El estadístico F calculado dio como resultado F= (R2)*(n-k)/(1-R2)*(k-1)= 93.94, mientras que el estadístico por tablas

dio como resultado F= F(, k-1, n-k) = F(5%, 4, 6) = 4.53, por lo tanto se rechaza la hipótesis nula y se acepta la hipótesis

alternativa de consistencia del modelo o globalmente significativo.

PRUEBA DE HIPOTESIS TEST DE ARCH

1 Planteo de Hipótesis

H0 : i = 0 El modelo no es globalmente significativo

H1 : i 0 El modelo es globalmente significativo

2 Nivel de Significación = 0.053 Estadístico de Prueba F= (R2)*(n-k)/(1-R2)*(k-1)= 93.94

4 Estadístico de Tablas F*= F(, k-1, n-k) = F(5%, 4, 6) = 4.53

5 Toma de Decisión Si F F* Entonces, se AH0 y se RH1

4.53 93.94 Entonces, se AH0 y se RH1.

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206

ANEXO 9: ANALISIS DE LAS POLITICAS DEL GOBIERNO ACTUAL MAS – IPSP

POLÍTICAS Y ESTRATEGIAS DEL SECTOR HIDROCARBURIFERO (PLAN NACIONAL DE

DESARROLLO APROBADO MEDIANTE DECRETO SUPREMO 29272 DE FECHA 12

SEPTIEMBRE 2007)

POLÍTICA 1: LA RECUPERACIÓN E INDUSTRIALIZACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS

La primera política de recuperación de la propiedad y control de las empresas capitalizadas del sector

petrolero considera la implementación de dos estrategias:

A) LA PRIMERA ESTRATEGIA (MARCO NORMATIVO)

Establecer un marco institucional y normativo que garantice y consolide la nacionalización de los

hidrocarburos, a partir de la adecuación y complementación de la Ley 3058 y su reglamentación.

Por otro lado, la determinación de la potencialidad de los campos recuperados, que servirá para definir

las condiciones de negociaciones futuras con empresas y países, implica la realización de las auditorías

técnicas en todos los campos de producción y la determinación de las condiciones de retribución o

participación del Estado”.

De acuerdo a la primera estrategia debería existir un marco institucional y normativo que consolide la

Nacionalización de los Hidrocarburos, si bien el Referéndum del año 2004 dio pie a la Ley de

Hidrocarburos 3058 y la Nacionalización de los Hidrocarburos mediante D.S. 28071 del 1 de mayo del

2006, Bolivia implemento un cambio de régimen sobre los hidrocarburos mediante los nuevos contratos

de servicio de exploración y producción, hasta aquí refleja una coherencia de una política de cambio de

régimen económico, perdiendo en la actualidad el rumbo de una política social.

Referente al segundo punto sobre la determinación de la potencialización de los campos recuperados,

YPFB no cumplió con lo establecido en los contratos petroleros, evidenciándose este hecho con la

disminución de producción de hidrocarburos, desabastecimiento de combustibles, desangramiento

económico por mayores volúmenes de importación no sólo de DO sino de gasolina y GLP estos hechos

deriva de: 1) La falta de comprensión del Decreto de Nacionalización de Hidrocarburos ya que el Estado

no ejerce el derecho de propiedad. 2) La mala aplicación y administración de los contratos petroleros. 3)

La falta de gestión administrativa y gerencial del sector de hidrocarburos enmarcados en el nuevo

régimen.

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207

A casi 5 años de la nacionalización de hidrocarburos. YPFB debería ya haber determinado no solamente el

potencial de los campos recuperados, sino el verdadero y real potencial de los hidrocarburos con los que

cuenta Bolivia, para direccionar políticas económicas por un lado y políticas energéticas, por otro lado que

determinen el tipo y uso de energía que se debe consumir de manera eficiente tanto, económicamente,

técnicamente y medio ambiental. De no revertir este hecho en el menor tiempo posible el daño económico

político y social para el país y el gobierno será mayor. Estos hechos pueden determinar en que el éxito y

el fracaso del gobierno del MAS IPSP serán el tema de los hidrocarburos.

B) LA SEGUNDA ESTRATEGIA (FORTALECIMIENTO INSTITUCIONAL)

“Fortalecimiento Institucional, que busca lograr que tanto el Ministerio de Hidrocarburos y Energía

como YPFB cuenten con capacidades para participar en la cadena productiva y se fortalezcan

institucionalmente. La reestructuración y reorganización institucional que se realizará implica la

implementación de un programa que contemple la reorganización administrativa del Ministerio de

Hidrocarburos y Energía, para adecuarla a la nueva normativa vigente; la readecuación funcional de la

superintendencia del sector; y el desarrollo del Plan Maestro Hidrocarburífero y Energético.

Asimismo, se prevé completar la reestructuración integral y el potenciamiento de YPFB como productor.

El programa para este efecto incluye, la construcción de infraestructura, el desarrollo de sistemas de

gestión empresarial, la recuperación de activos, su reestructuración administrativa y el mejoramiento de

los sistemas de control y fiscalización de la producción.

Complementariamente se promoverán prácticas más integrales de prevención, regulación y control

ambiental. Se estima que estos programas demandarán una inversión de alrededor de 63 millones de

dólares, los mismos que será provistos por recursos internos y externos”.

En la actualidad el proceso de fortalecimiento institucional es demasiado lento para un sector tan dinámico

y estratégico como es el Sector de Hidrocarburos, presentándose los siguientes problemas:

Contradicción entre intereses individuales y privados e intereses nacionales.

Falta de capacidad profesional y técnica

Las decisiones nacionales del sector dependen de decisiones individuales

Cadena de mando en el sector desarticulada.

Falta de responsabilidad por acciones u omisiones.

Falta de capacidad de gestión pública.

Falta de compromiso institucional y de país.

El sector en la actualidad funciona de la siguiente manera:

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208

GRAFICA: ESTRUCTURA ACTUAL DEL SECTOR DE HIDROCARBUROS

Fuente: Elaborado en base a documentos del Sector de Hidrocarburos

En el caso de políticas y estrategias sobre medio ambiente y tomando en cuenta la política de vivir bien,

no existe planteamiento de una política integral por parte del gobierno sobre medio ambiente ni siquiera

con lo que respecta a la cadena de hidrocarburos, a pesar de tener conciencia de que cualquier búsqueda de

soluciones a los problemas socio-ambientales globales y locales requiere de un enfoque integral e

integrado, que maneje de manera simultánea y articulada las dimensiones política, ambiental, social,

cultural y económica.

Más por el contrario en la actualidad se evidencia:

1) El problema de Inexistencia gestión energética a largo plazo en el Sector Hidrocarburífero siendo

los principales aspectos de este problema los siguientes:

Matriz energética dependiente de combustibles poco eficientes, de origen fósil y

aprovisionamiento por importación.

Poco desarrollo de fuentes y tecnologías energéticas renovables

Desarticulación con otros sectores energéticos.

2) Problema Deficiente en el sector hidrocarburífero.

El principal problema es la escasa capacidad técnica y tecnológica en prevención y mitigación de

impactos socio-ambientales.

3) Gestión técnica de la dimensión socio-ambiental El sector de hidrocarburos en Bolivia no está

contemplando seriamente su futuro a largo plazo. La matriz energética del país se proyecta a estar

constituida predominantemente por combustibles fósiles por muchos años más (ver plan

quinquenal de YPFB), con el consecuente efecto que tendrá en el ambiente local, en la

contribución a la generación de gases de efecto invernadero y consecuentemente en el cambio

climático global hechos no coherentes con el discurso del señor presidente Juan Evo Morales

Ayma sobre el medio ambiente. Esto evidencia que la trayectoria actual del sector es insostenible

No ejerceautoridad en el

sectorEmpresas

Subsidiarias actúanpor si mismas

Brazofiscalizador…???

Brazo operativo conamplia capacidad de

decisión

MHEYPFB

ANH

100%Estatal

S.A.M.Mixta

No existe política delsector

Establece el régimendel sector

ÓrganoLegislativo

ÓrganoEjecutivo

No son fiscalizadassegún contratos de

operación

100%Privada

IBHE

EBIH

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209

en el tiempo particularmente desde el punto de vista económico y energético, a menos que se

tomen medidas sólidas y planificadas.

La responsabilidad del Estado no se limita a desarrollar al máximo el aprovechamiento de los

hidrocarburos, sino también consiste en velar por que la población pueda vivir en condiciones de dignidad

satisfaciendo sus necesidades presentes y futuras, las cuales también son energéticas. Si bien, los

hidrocarburos existentes podrían generar recursos económicos para lograr sostenibilidad financiera a

mediano plazo, también debemos desarrollar acciones para que la sostenibilidad se consolide en términos

energéticos.

Esto quiere decir que nuestra sociedad debe estar preparada para seguir desenvolviéndose plenamente

después de que los recursos hidrocarburiferos se agoten físicamente o su extracción se vuelva económica o

ambientalmente prohibitiva. Todo esto hace imperativa la necesidad estratégica de consolidar la

sostenibilidad energética a largo plazo mediante reconversión a energías renovables o a energías menos

contaminantes y abundantes en Bolivia.

En el documento de Políticas y Estrategias del Sector Hidrocarburifero (Plan Nacional de Desarrollo

aprobado mediante decreto 29272 de fecha 12 de septiembre de 2007), también señalan las siguientes

estrategias:

C) LA ESTRATEGIA PARA LA REORIENTACIÓN DEL EXCEDENTE ECONÓMICO DEL

SECTOR HIDROCARBURÍFERO AL DESARROLLO PRODUCTIVO NACIONAL

En un primer programa, se determinarán las condiciones de participación de las empresas del sector

hidrocarburífero en los ingresos generados, a través de la elaboración de normas que reglamenten y

definan esta participación y de la negociación de nuevos contratos de servicios o asociación, que

aseguren el cien por ciento del control y la dirección estatal de las actividades hidrocarburíferas en el

país.

A su vez, los ingresos fiscales generados por la actividad hidrocarburífera deberán, en primera instancia,

ser reinvertidos en el sector para lograr su potenciamiento y alcanzar los objetivos propuestos en el plan

sectorial. Adicionalmente, a través de un segundo programa se identificará la demanda sectorial, para

establecer cuáles son las necesidades y requerimientos de los sectores sociales y unidades productivas.

Para ello, desarrollarán actividades para la formulación de la política de redistribución de ingresos

velando por el desarrollo productivo, la protección de las comunidades indígenas en las zonas

productoras y la investigación tecnológica.

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210

D) LA ESTRATEGIA DE PRODUCCIÓN E INDUSTRIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS

Esta estrategia requiere que la tecnología de los procesos productivos en sus fases de producción,

organización y gestión será, compartida por la empresa privada social del emprendimiento productivo

con YPFB, representante del Estado boliviano. La recepción del conocimiento tecnológico permitirá a

YPFB apropiar tecnología y sentar las bases de la formulación de conocimiento tecnológico en espacios

institucionales del sector público boliviano. Con esta acción se terminará con la dependencia tecnológica

que tiene el país en este sector. La participación de YPFB se dará en dinero o con un aporte de materia

prima (gas natural o líquidos). Esta estrategia será implementada a través de tres programas.

El programa de desarrollo de la industria termoeléctrica, comprenderá la instalación de plantas de este

tipo en diferentes puntos estratégicos del país. Estos proyectos se desarrollarán en coordinación con el

sector de electricidad y tienen como la captura de excedentes ambientales, que tiene el objetivo de

negociar con la comunidad internacional la certificación de reducción de gases de efecto invernadero.

Por otro lado, a través de la estrategia de autosuficiencia energética y centro energético de la región, el

Estado buscará tener una mayor cobertura en el territorio nacional, y desarrollar una red de ductos para

cubrir la demanda externa, regional y mundial. Se administrará el mercado interno para lograr su

abastecimiento y así comercializar los saldos, se buscará desarrollar la red productiva, que comprende la

inversión en exploración de campos gasíferos y petroleros, con el objeto de contar con mayores reservas

de gas natural y petróleo); y el diseño, factibilidad y construcción de ductos (gasoducto al Altiplano,

gasoducto al Paraguay gasoducto Tarija -La Paz)”.

En la actualidad el mayor problema del sector de hidrocarburos no es el financiamiento para la inversión,

más por el contrario existe una voluntad política para invertir en toda la cadena, en todo los

requerimientos e emprendimientos que solicite YPFB tanto con fuentes de financiamiento internas como

externas provenientes de cooperación, además de existir gran interés de empresas extranjeras para realizar

inversión en este sector, en consecuencia se deduce que el mayor problema del sector de hidrocarburos

es la mala gestión gerencial y administrativa desembocando la misma en:

Menores niveles de Captación del Excedente del Upstream (2007 – 2009).a los que estaba

previsto por los contratos petroleros. En el caso de existir crecimiento de los ingresos no es

precisamente por mayor inversión en producción sino, es por el incremento del precio

internacional del petróleo.

Ineficiencia en el manejo de recursos económicos

Fomento a prácticas ineficientes en el sector (Subsidio intracadena)

Precio de mercado interno Vs. Precio Internacional: Costo de oportunidad

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211

Falta de ejercicio de la Propiedad de Recursos por los beneficiarios: Estancamiento en el

desarrollo y ejecución de Proyectos

Inexistencia de Control y Participación Social: Vacios Institucionales y bajo nivel de

involucramiento por parte de la sociedad

Todo lo anteriormente expuesto incide en la producción, provisión de DO para el mercado interno y la

economía nacional de Bolivia.

Proyectos prioritarios

i. La Industrialización de los hidrocarburos

“La industrialización de los hidrocarburos consiste en el desarrollo de nuevas industrias generadoras de

valor agregado, empleo y una mayor diversificación productiva. Para lograr este objetivo se desarrollará

la industria termoeléctrica, la producción de GTL y una planta de extracción de GLP. Y para el desarrollo

de la industria petroquímica se partirá de los actuales acuerdos firmados con Petróleos de Venezuela

(PDVSA) en el procesamiento e industrialización de los hidrocarburos.

En ese camino se propone: apoyar y participar junto a la iniciativa privada en los proyectos de

construcción de unidades termoeléctricas, plantas de GTL transformación de Gas a Líquidos (obtención

de diesel sintético ecológico). Los efectos de la aplicación de este proyecto se reflejarán en una mayor

demanda interna de gas natural, generación de mayores ingresos para el Estado y el incremento de

empleos en la cadena productiva.

También se pondrá en vigencia una política de precios de gas natural en el mercado interno, con la

finalidad de atraer inversiones en industrias generadoras de fuentes de empleo (intensivas en mano de

obra), en las que el gas natural sea componente importante en la estructura de sus costos”.

En la actualidad existe un proyecto de “pre factibilidad de GTL” plasmado en el plan quinquenal de

YPFB. Proyecto equivocado para un país como Bolivia por ser productor de gas y en consecuencia se

debería consumir dicho energético ya que no requiere de un proceso de transformación reduciendo los

costos de producción frente al diesel obtenido mediante GTL, este tema se explicara con mayor detalle en

el Plan Quinquenal de YPFB.

Y en el caso, de atraer inversiones nacionales o extranjeras para la industrialización del gas atreves de un

política de precios no es conveniente desde el punto de vista económico, debido a que el gas es un recurso

no renovable y siendo que representa el mayor ingreso económico para el país, motivos por los cuales no

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212

se debe rifar el precio de éste recurso poniendo en riesgo los beneficios para generaciones futuras. El

Estado debe dejar de coadyuvar a que la inversión extranjera se convierta en explotación de recursos

naturales.

ii. El cambio de la matriz energética

Este proyecto implica la sustitución gradual del uso de combustibles líquidos como principal objetivo la

venta de esta energía a los países vecinos y abastecer el mercado interno.

El programa de instalación de plantas de GTL, en diferentes puntos del país, permitirá abastecer al

mercado interno y sus excedentes comercializados en el exterior. Su construcción e instalación estará

sujeta a un estudio de factibilidad que será desarrollado por empresas privadas, nacionales o extranjeras

o YPFB.

Asimismo, el programa de desarrollo de la industria petroquímica, permitirá incorporar un elevado valor

agregado a los hidrocarburos, para ello se instalará plantas de producción de derivados de gas natural y

petróleo, como por ejemplo polietileno, amoníaco, úrea, GLP y diesel.

Entre los proyectos más importantes considerados en estos programas se tiene: la ampliación de

refinerías Gualberto Villarroel (Cochabamba), Guillermo Helder (Santa Cruz), y la reactivación de la

refinería Carlos Montenegro (Sucre), que permitiría producir tres mil barriles de petróleo día, destinados

al mercado interno”.

La Política de cambio de matriz, señala un programa de instalación de plantas de GTL en diferentes

puntos del país, programa que desde el punto de vista económico es irracional debido a las grandes

inversiones que requieren la construcción de estas plantas y el volumen de materia prima para ser rentable

económicamente. Por otra parte, el enfoque de cambio de matriz energética debería estar direccionada a

consumir la energía que más produce el país como el gas el mismo no requiere de procesos de

transformación pero si requiere de una inversión en infraestructura que se traducirá en desarrollo

económico. En la actualidad esta política en 5 años de gobierno ya se puede calificar que fracaso por los

resultados del No de conversiones de vehículos e inversión cero en infraestructura para el cambio de

matriz energética.

POLÍTICA 2: POLÍTICA DE MERCADOS

A) MERCADO EXTERNO

“Son dos las estrategias que consideran los principios y criterios para la consolidación y apertura de los

mercados internos y externos del sector. El Estado a través del Ministerio de Hidrocarburos y éste a

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213

través de YPFB, negociarán precios y establecerán la orientación de este importante recurso a los

intereses más convenientes de la economía nacional. Asimismo, el Estado a través del Ministerio de

Hidrocarburos y Energía y del Ministerio de Relaciones Exteriores, influirán en la comercialización de

estos recursos compatibilizando la política con el Tratado de Comercio de los Pueblos”.

La política de apertura de mayores mercados está relacionada con exploración y producción de gas. Por

otra parte, la producción de gas está relacionada con la producción de líquidos que a mayor producción de

gas existe mayor producción de líquidos, en consecuencia mayor producción de GLP, Gasolina Diesel

Oil. Por tanto y en tanto no exista una verdadera planificación de producción de las actuales reservas y

nuevas exploraciones, no se puede ampliar y diversificar la cobertura de mercados de manera responsable.

En la actualidad Bolivia tiene dos mercados de exportación a Brasil ( 31 MM mcd) y Argentina (7 MM

mcd), con referencia al mercado de Brasil Bolivia enfrenta problemas por la variabilidad de entrega de

volúmenes debido a la estacionalidad de su demanda, su planta de regasificación y a futuro sus nuevas

reservas de gas. Las condiciones comerciales de entrega de volúmenes (take or pay – deliver or pay)

impiden nuevos contratos en firme y de mayor volumen con Argentina sumándose a este hecho la limitada

capacidad de transporte hacia la Argentina. Sin embargo, se realizó una adenda de venta de volúmenes de

gas a la Argentina el mismo cubrirá el volumen que Brasil deja de comprar a nuestro país. Por tanto, hasta

el momento no existe un mayor volumen de exportación de gas al mercado exterior se verifica en la

GRAFICA siguiente.

GRAFICA: EXPORTACION DE GAS NATURALKg

Datos de INE 11 de Diciembre 2010

Por otra parte, la adenda indica que la exportación de gas bolivianos debe alcanzar este año hasta los 7,7

(MM MCD); el 2011, cuando esté concluido el Gasoducto Juana Azurduy, el volumen debe subir hasta los

11 MM MCD; el 2015 hasta los 20 MM MCD, el 2017 a 23 MM MCD, el 2019 a 25 MM MCD y en 2021

hasta concluir el contrato en 2026 se debe proveer 27,7 MM MCD.

El ANEXO D de la adenda señala que desde el 1 de mayo del año 2010 y hasta el 30 de abril del 2011,

YPFB garantiza una provisión diaria de cinco millones de metros cúbicos de gas natural boliviano. El

incumplimiento a este volumen generara castigo por tanto daño económico a nuestro país.

-2.0004.0006.0008.000

10.00012.00014.00016.00018.000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Mill

ones

EXPORTACION GAS NATURALPeso bruto Kg

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214

B) MERCADO INTERNO

“La estrategia referida al mercado interno se enmarca en el cambio de matriz energética, que consistirá

en sustituir progresivamente el uso de gasolina, diesel, GLP y otros combustibles contaminantes por el

gas natural y sus derivados.

Misma que se aboca a tres programas, la masificación de instalaciones de gas natural, que comprende la

implementación de redes secundarias, la sustitución de energéticos, que comprende la sustitución de

vehículos y otros motores que utilizan gasolina o diesel a gas natural, y gasolina, diesel y GLP por gas

natural y la captura de excedentes ambientales, que tiene el objetivo de negociar con la comunidad

internacional la certificación de reducción de gases de efecto invernadero.

En el fomento y promoción para la intervención del sector privado en la industria de conversión

productiva (Fabricación de kit de transformación a Gas Natural Vehicular para 50 mil vehículos livianos

y 16 mil pesados); en la conversión de motores a diesel estacionarios utilizados en la generación de

electricidad a diesel-gas en los Sistemas Aislados; así como, en el proyecto de gasoducto virtual en el

departamento de Santa Cruz, para el suministro de Beni y Pando.

Los efectos de la aplicación de estos proyectos se reflejarán en la supresión de la subvención al diesel

importado, la disminución del uso de diesel en el mercado interno y el consiguiente incremento del

potencial de exportación de los combustibles liberados, la reducción de los costos de producción y precios

de energía eléctrica, la reducción de los costos de operación vehicular e industrial, el incremento en las

recaudaciones fiscales directas (IDH, regalías e IEHD) e indirectas (IVA, IT, IUE, GA), la ampliación de

la cobertura energética promoviendo la integración nacional y la equidad productiva, el incremento de

empleos en la cadena productiva hidrocarburifera e industrial y la disminución de la emisión de gases de

efecto invernadero”.

Si bien, la estrategia mencionada en párrafos anteriores es la correcta, en la actualidad no se llegó a los

objetivos planteados y esperados de la transformación vehicular es más, es una política que no termina de

arrancar en su implementación a falta de una política integral del sector de hidrocarburos e

interinstitucional y la falta de capacidad de gestión hechos que llevaron al fracaso de la medida asumida

en el D.S. 748 “GASOLINAZO”, a pesar de existir la clausula 7.15 en los contratos de operación de

hidrocarburos, que de aplicarlo hubiera apaleado de alguna manera mayor subvención de combustible.

Dicha cláusula se señala a continuación:

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7.15 Mercado Interno.-. En caso de desabastecimiento en el mercado interno de Hidrocarburos o de

necesidades adicionales del mismo, YPFB destinará una parte de la producción comercial de

Hidrocarburos al referido mercado, de conformidad con la Ley de Hidrocarburos. YPFB y el Titular

buscarán conjuntamente soluciones técnicas y comerciales para satisfacer esta demanda adicional. En caso

de que las necesidades adicionales requieran el Desarrollo de un Campo en el Área del Contrato, YPFB y

el Titular deberán acordar conjuntamente las condiciones técnicas y comerciales que viabilicen el

desarrollo del Campo. Esta comercialización de parte de YPFB se repartirá de forma equitativa entre los

distintos Campos en producción y nuevos proyectos de desarrollo en la República.

C) FORTALECIMIENTO DE YPFB

“El fortalecimiento de YPBF constituye el objetivo central del diseño e implementación de una nueva

estructura institucional y comprenderá: la formulación y aprobación de un marco legal acorde a los

principios de soberanía, dignidad, autosuficiencia y productividad, con el objetivo de profundizar la

nacionalización de los recursos hidrocarburíferos.

El gobierno ya inició el establecimiento de un nuevo marco jurídico sectorial; y debe continuar con

reestructurar y reorganizar institucionalmente al Ministerio de Hidrocarburos y Energía y a la

superintendencia del sector; potenciar YPFB como principal agente de la cadena productiva; mejorar el

control y la fiscalización de la producción hidrocarburífera y definir las nuevas condiciones de

participación y relación con las empresas privadas que operan en la cadena productiva.

Como resultado del potenciamiento de YPFB y del nuevo marco institucional se logrará, el control

eficiente de las actividades hidrocarburíferas que repercutirá en mayores ingresos para el país, la

consolidación de la soberanía plena por parte del Estado sobre los recursos hidrocarburíferos y la

creación de un ambiente propicio para el desarrollo de nuevas empresas en toda la cadena productiva

con efectos multiplicadores en los sectores relacionados.

El objetivo de esta nueva política nacional es lograr un balance ecuánime entre la producción, el

consumo y el descubrimiento de nuevas reservas que va a permitir al país hacer frente al crecimiento de

los mercados de comercialización actuales y futuros”.

A pesar de que el decreto de nacionalización y los nuevos contratos de operación marcaron un nuevo

régimen sobre los hidrocarburos, lamentablemente, el sector no termina de organizarse, ya que el

Ministerio de Hidrocarburos se encuentra supeditado a YPFB por temas políticos y peor aún por

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216

decisiones individuales. La Superintendencia de Hidrocarburos creada para normar y fiscalizar sobre el

área de dawstrean fracaso, ante la evidencia de una demanda no justificada e institucionalizada de

carburantes en el mercado interno para el contrabando y otras actividades que no contribuyen con

beneficios al país. En la actualidad la Superintendencia de Hidrocarburos se denomina Agencia Nacional

de Hidrocarburos dependiente del Ministerio de Hidrocarburos que tiene como función fiscalizar y normar

no sólo la actividad del dawstrean sino también el upstream y hasta la fecha no se conoce pronunciamiento

alguno sobre la disminución de producción de hidrocarburos por parte esta entidad.

Referente al objetivo señalado por la política planteado en el Plan Nacional de Desarrollo sobre lograr un

balance ecuánime entre la producción y el consumo aun no despega en el Sector de Hidrocarburos ya que

la producción de acuerdo a datos históricos disminuyo (GRAFICA No31), incumpliendo funciones y

contratos de operación por parte de YPFB.

ESTRATEGIA BOLIVIANA DE HIDROCARBUROS (MINISTERIO DE HIDROCARBUROS Y

ENERGÍA 2007) Y PLAN QUINQUENAL DE INVERSIONES DE YPFB 2009-2014

El tema de la presente investigación “LA SUBVENCIÓN DEL DIESEL OIL Y SU INCIDENCIA EN LA

ECONOMÍA NACIONAL” requiere de un análisis integral e integrada de toda la cadena de producción de

hidrocarburos razón por la cual y de acuerdo a la incidencia de cada una de las actividades (exploración,

explotación, refinación, transporte y comercialización), se hará mención de las estrategias y el plan de

inversión elaboradas por el Ministerio de Hidrocarburos el año 2007 y YPFB 2009 según amerite el caso.

“La Estrategia Boliviana de Hidrocarburos define a corto, mediano y largo plazo actividades, programas

y proyectos que permiten contar con una visión integral de desarrollo e incentivo de las inversiones en

tareas de exploración, explotación, refinación, transporte y comercialización”.

Exploración

i. Estrategia de Exploración

“La Política Nacional de Exploración se enmarca en el desarrollo e incorporación de reservas a objeto

de lograr volúmenes adicionales de hidrocarburos líquidos y gaseosos a través de una política de

exploración agresiva en todo el territorio nacional; incentivando de este modo, la inversión para la

exploración en áreas tradicionales y no tradicionales considerando tres ejes de acción: Actividades de

Exploración, Control de Reservorios y Políticas de Información Hidrocarburífera.

La estrategia en materia de exploración se enmarca en dos escenarios: aquel establecido bajo los 44

contratos de operación y el definido por las 33 áreas reservadas para YPFB. En el caso de los 44

contratos de operación vigentes, YPFB - como parte contractual y el ente fiscalizador- deberá efectuar un

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217

seguimiento continuo de las actividades para hacer cumplir los planes de desarrollo, los programas de

trabajo, los cronogramas de desarrollo y los presupuestos aprobados por el mismo YPFB; con el fin de

incrementar los niveles de producción y cumplir con el abastecimiento al mercado interno y los

compromisos de exportación.

El diseño de los nuevos contratos para las áreas reservadas deberá reflejar la Política de Nacionalización

de Hidrocarburos y tomar en cuenta la dinámica internacional en la industria para poder asegurar la

exploración del total del área de interés hidrocarburífero nacional.

La Certificación de reservas actualizada y la implementación de un Banco de Datos de Información

Hidrocarburífera sobre la base del CNIH, deberán ser consideradas como prioridad nacional debido a su

importancia e incidencia en la implementación de la Estrategia Nacional del sector hidrocarburífero”.

ii. Exploración en el marco de los 44 Contratos de Operación

“Presencia Fiscalizadora Operativa. Contar con una presencia fiscalizadora permanente en

todas las operaciones petroleras. La fiscalización debe significar recepción de datos y

seguimiento técnico a las operaciones, evaluando en función a criterios técnicos de acuerdo a lo

estipulado en los términos de los contratos cada una de las tareas que se realizan. Ésta

fiscalización debe ser priorizada en los megacampos.

Capacidad de Evaluación de Programas de Trabajo y Planes de Desarrollo. Conformación de

equipos técnicos especializados multidisciplinarios del MHE y YPFB, a objeto de evaluar y

garantizar que las empresas operadoras cumplan con las actividades programadas en los planes

aprobados por YPFB en el marco de las políticas definidas por el MHE.

Evaluación de Reservorios. A objeto de contar con un instrumento técnico-económico de decisión,

YPFB y el MHE deben poseer información objetiva de las reservas y del potencial productivo de

cada uno de los campos/reservorios mediante simulaciones u otros mecanismos; priorizando -de

este modo- los mega campos y estableciendo reglamentaciones para la gestión de reservorios en

el marco de las prácticas internacionalmente aceptadas en la industria petrolera.

Áreas protegidas. Contar con estudios previos ambientales y sociales en coordinación con los

actores sociales de las zonas y superficiarios, verificando los verdaderos límites de las áreas

protegidas y las alternativas de exploración en las mismas. Estudios sobre tipos de exploración en

áreas protegidas con las mejores tecnologías disponibles de menor impacto ambiental; y un

estudio socio cultural y económico integral de las zonas de influencia de las áreas protegidas,

delimitando áreas hot spots para el ingreso de las actividades hidrocarburíferas.

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


218

Capacitación permanente y asistencia técnica especializada. La formación y especialización de

los recursos humanos permitirá una mayor solidez al momento de emitir criterios y soluciones

técnicas a problemas y/o propuestas planteadas por las empresas. En ese sentido, se cualificarán

los Recursos Humanos en el marco del Programa de Capacitación Energética del MHE, en lo que

respecta a las actividades de exploración para todas las instituciones del sector en el marco de

sus competencias”.

Las GRAFICAS No 26 y 27 de la presente investigación, subvención a diesel oil y su incidencia en la

economía nacional, evidencia en la actualidad que existe una depresión en la actividad de exploración en

consecuencia las reservas no están siendo repuestas ni incrementadas, por lo que existe una ineficiencia

técnica y operativa ya que la administración de los contratos de operación requieren de una fiscalización

operativa de los campos y evaluación de reservorios hasta aquí YPFB omitió funciones. Pero no sólo se

omitió funciones por parte de YPFB en la administración de los contratos de operación, sino que se

evidencia el incumplimiento.de las clausulas 6.5 y 6.7 (Contrato modelo).

Programa de Trabajo y Presupuesto para Operaciones de Exploración.-. Durante el Período de

Exploración, el Titular deberá presentar a YPFB para su aprobación los Programas de Trabajo y

Presupuestos anuales, los cuales deberán incluir las obligaciones relativas a las UTE de acuerdo con lo

estipulado en esta Cláusula 6. El Programa de Trabajo y Presupuesto para el primer Año del Contrato

deberá ser presentado dentro de los noventa (90) Días siguientes a la Fecha Efectiva. Como resultado de

los avances de los trabajos de exploración, el Titular podrá realizar

Clausula 6.7 Programa Mínimo de Trabajo para el Período de Exploración.- .La duración de cada

Fase del Período de Exploración, así como el monto mínimo que el Titular deberá invertir, y su

equivalente en UTE , aplicables para cada fase así como en dinero, se encuentran especificados en el

ANEXO E.

ANEXO E.- AREA DE CONTRATO: X

Exploración de 14.012,43 hectáreas, hasta el 9 de octubre de 2008.

Crédito.- UTE fase 5: 2.980,17 (Dos mil novecientos ochenta coma diecisiete)-

EXPLORACION PLAN QUINQUENAL DE INVERSIONES

De acuerdo al plan de inversiones señalado en el cuadro No 4.2 del Plan Quinquenal se tiene programado

la exploración de los siguientes pozos:

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


219

Fuente: Extraído de Plan Quinquenal YPFB 2009-2014

El cronograma de exploración del Plan Quinquenal expuesto en su cuadro No 4.2 señala explorar 10 pozos

entre el año 2009 y 2015 esperando como éxito 3 pozos y estimando un incremento de producción 6 MM

MCD y los datos de inversión pública y privada de exploración, no responde a la Política Nacional de

Exploración planteada en el documento de Estrategia Nacional de Hidrocarburos 2007 que señala: “La

Política Nacional de Exploración se enmarca en el desarrollo e incorporación de reservas a objeto de

lograr volúmenes adicionales de hidrocarburos líquidos y gaseosos a través de una política de

exploración agresiva en todo el territorio nacional; incentivando de este modo, la inversión para la

exploración en áreas tradicionales y no tradicionales considerando tres ejes de acción: Actividades de

Exploración, Control de Reservorios y Políticas de Información Hidrocarburífera”.

ESTRATEGIA DE PRODUCCIÓN - ESTRATEGIA BOLIVIANA DE HIDROCARBUROS 2007

El objetivo de la estrategia es “incrementar los niveles de producción hidrocarburífera en el país, en el

marco de los 44 Contratos de Operación y los nuevos Contratos para la Exploración y Explotación, las

condiciones necesarias para poder cumplir con la creciente demanda del mercado interno y los

compromisos de exportación actuales y futuros.

A objeto de cumplir con la Política de Producción, la Estrategia Nacional de Producción de

Hidrocarburos plantea dos escenarios para la incorporación de volúmenes adicionales de producción al

mercado. El primer escenario a corto y mediano plazo en el marco de los 44 Contratos de Operación y el

segundo escenario a largo plazo bajo Contratos para la Exploración y Explotación en Áreas Reservadas

para YPFB y otras áreas.

A corto y mediano plazo se plantea el seguimiento a la administración de los Contratos de Operación y

las actividades de explotación y desarrollo de campos sobre la base de una clasificación a los mismos en

campos en producción, campos en retención y campos sin producción sostenida; así como un seguimiento

especial a los megacampos los cuales aportan con mayores niveles de producción al mercado.

Se definió la importancia de suscribir acuerdos de entrega con los Titulares de los Contratos de

Operación a objeto de establecer las condiciones de entrega de volúmenes para que YPFB pueda cumplir

C ampo 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Ingre 1

C amiri P ro f 1

T imbo y 1

Itaguazurenda 1

P ercheles 1

C arrasco 1

Vuelta Grande 1

D o rado P ro fundo 1

Lliquimuni 1

Iñau 1

Cuadro No. 4.2 Cronograma de pozos exploratorios

BIBLIO

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220

con los requerimientos de sus mercados contractuales. En caso de no suscribirse los acuerdos de entrega

YPFB, previo cumplimiento de lo establecido en la Resolución Ministerial 255/06, asignará los volúmenes

a cada campo bajo Contrato de Operación basado en un modelo de parámetros técnico-económicos de

asignación.

Tomando en cuenta que la aplicación de las estrategias planteadas a corto y mediano plazo permitirán

contar con producción adicional de forma gradual a partir del año 2008, se plantea la necesidad de

reprogramar los volúmenes contractuales con los mercados de exportación considerando que la demanda

del mercado interno de consumo de acuerdo a normativa vigente mantiene su prioridad en la asignación

de volúmenes entregados.

A largo plazo, es decir a partir del 2014, la estrategia plantea la incorporación de volúmenes de

producción provenientes de áreas bajo nuevos Contratos para la Exploración y Explotación de

Hidrocarburos a través de la suscripción de Convenios de Estudio y posterior conformación de

Sociedades Anónimas Mixtas con YPFB para efectuar actividades de exploración y explotación bajo un

nuevo marco contractual”.

PRODUCCIÓN PLAN QUINQUENAL DE INVERSIÓN 2009-2015

En el caso de los pronósticos de producción el Plan Quinquenal señala lo siguiente:

“El pronóstico de producción presentado para el periodo 2009-2020 se basa en la información elaborada

por las empresas operadoras y revisada por los técnicos de YPFB corporación, información que se toma

en cuenta, en tanto no se modifique en función de una mayor producción una vez reformulados los planes

de desarrollo vigentes a la fecha, con relación a los campos Sábalo y San Alberto”.

GRAFICA: PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL Y ASIGNACIÓN DE MERCADOS GRAFICA NO1.6 – PRODUCCIÓN DELÍQUIDOS 2009 – 2026

GRAFICA NO 4.2

Fuente: GRAFICA extraída del Plan Quinquenal YPFB 2009 - 2014

BIBLIO

TECA DE E

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221

La estrategia sobre incrementar volúmenes de producción hasta la fecha no se implementó. La GRAFICA

de producción de gas natural y producción de petróleo condensado y gasolina blanca, evidencia una clara

disminución de la producción de petróleo, gas natural, debido: 1) Al comportamiento propio de los

campos, en la mayoría maduros y en otros marginales. 2) Por la variación de los volúmenes entregados a

Brasil. 3) Por la falta de inversión en la producción y desarrollo de los campos pretrolíferos, 4) La no

reposición de reservas por falta de exploración, 5) Falta de apertura de nuevos contratos y 6) Falta de

gestión gerencial y administrativa, razón por la cual es imposible satisfacer la creciente demanda de

carburantes del mercado interno ya que, la producción de Diesel Oil, GLP, gasolina tiene gran

dependencia de la producción de líquidos de hidrocarburos este hecho llevo a importar mayores

volúmenes de DO e importar GLP y gasolina que obliga al Estado asumir mayor subvención.

PRODUCCION DE GAS NATURAL MM MCD – PRODUCCION DE PETROLEOCONDENSADO Y GASOLINA BLANCA

(BPD)

Fuente: Informe Etapa 1: Desarrollo de la producción de gas en Bolivia (Gazprom) en base a Datos de YPFB

El pronóstico del plan quinquenal 2009 – 2015 YPFB de la producción de líquidos evidencia grandes

diferencias entre los pronósticos de la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos aun siendo ambos

documentos de la gestión del presidente interino actual de YPFB, siendo este Ministro de Hidrocarburos y

Energía el año 2007, hecho que se evidencia la siguiente GRAFICA.

GRAFICA: DIFERENCIA ENTRE EL PRONOSTICO DEL VOLUMEN DE PRODUCCION DEHIDROCARBUROS LIQUIDOS - ESTRATEGIA BOLIVIANA DE HIDROCARBUROS Y

PLAN QUINQUENAL 2009-215-BPD

Fuente: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos 2007 y Plan Quinquenal 2009 – 2015

Estas variaciones inciden directamente en la producción de combustibles entre estos DO.

-5,00

10,0015,0020,0025,0030,0035,0040,0045,00

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

PRODUCCION DE GAS NATURAL

CAMPOS PEQUEÑOS CAMPOS MEDIANOS MEGACAMPOS

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

PRODUCCION DE PETROLEO, CONDENSADOS YGASOLINA NATURAL

PETROLEO CONDENSADO PETROLEO/CONDENSADOS Y GASOLINA BLANCA

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

PRONOSTICOS DE PRODUCCION DEHIDROCARBUROS LIQUIDOS

ESTRATEGIA BOLIVIANA DE HIDROCARBUROS

PLAN QUINQUENAL

BIBLIO

TECA DE E

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222

De acuerdo a los contratos de operación YPFB es la responsable de la evaluación de los planes de trabajo

de desarrollo para aceptar o rechazar los mismos estipulados en las siguientes clausulas:

7.1 Declaratoria de Comercialidad. Una vez efectuado un Descubrimiento Comercial, el Titular deberá

presentar la Declaratoria de Comercial a YPFB para su aprobación, acompañada de toda la información

especificada en el reglamento aprobado por la autoridad estatal competente, en un plazo no mayor de

treinta (30) Días contados a partir de la fecha de entrega del reporte de evaluación a se refiere la Cláusula

6.17

7.4 Plan de Desarrollo. “Dentro del plazo de ciento ochenta (180) Días contados a partir de la fecha de la

notificación al Titular referida en la primera oración de la Cláusula 7.2, el Titular deberá presentar a

YPFB, para su aprobación, Plan de Desarrollo del o los Campos, basado en la combinación de factores

técnicos económicos y de mercado que hagan rentable su explotación.”

7.5 Desarrollo de Campo. El Titular deberá comenzar las Operaciones de Desarrollo del Campo dentro

de ciento ochenta (180) Días a partir de la fecha de aprobación del Plan de Desarrollo por YPFB e

implementarlo de forma ininterrumpida a partir de ese momento.

7.10 Programas de Trabajo y Presupuestos.- El primer Programa de Trabajo y Presupuesto para el Año

en que se aprobó el Plan de Desarrollo se presentará por el Titular a YPFB, para su aprobación, dentro de

los 60 días siguientes a la fecha en que se notificó la aprobación del Plan de Desarrollo. Los Programas de

Trabajo y Presupuestos para los años subsiguientes serán presentados por el titular a YPFB, para su

aprobación, antes del 30 de septiembre del Año anterior.

7.12 Caudal de Producción. A partir del Año en que se prevea el inicio de la Producción Comercial

Regular, el Titular incluirá en sus Programas de Trabajo un pronóstico de producción por Pozo y por

Campo. El caudal de producción propuesto por el Titular estará sujeto a la aprobación de YPFB, que

además tendrá la facultad de modificarlo en el marco de las condiciones técnicas específicas del Campo.

El Titular deberá llevar a cabo las Operaciones de Explotación acorde con los volúmenes de producción

aprobados, incluyendo cualquier modificación a los mismos que YPFB hubiese dispuesto.

"Operaciones de Explotación" significa todas las actividades llevadas a cabo bajo el presente Contrato

para la operación y mantenimiento de la producción de un Campo, incluyendo de forma enunciativa y no

limitativa, la perforación de Pozos de desarrollo y de producción, tendido de líneas de recolección,

construcción e instalación de plantas de almacenaje, de procesamiento y separación de líquidos y

BIBLIO

TECA DE E

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223

licuables, de recuperación primaria, secundaria y mejorada y toda otra actividad en el suelo y el subsuelo

dedicada a la producción, separación, procesamiento, compresión y almacenaje de Hidrocarburos.

Por el análisis realizado se deduce que, los planes de trabajo de desarrollo han sido aprobados por

prescripción administrativa (vencimiento de tiempo estipulado en los contratos) ya que los mismos no

fueron evaluados y aprobados por técnicos y ejecutivos de YPFB, esto se evidencia con los pagos bajo

conciliación que realiza YPFB sobre los costos de recuperables tarea que deberían realizar los fiscales de

campo día a día.

Por tanto de acuerdo a las clausulas señaladas del modelo de contrato de operación en la actualidad

debería existir mayor inversión en exploración y producción. Aun existiendo el supuesto desincentivo de

las petroleras privadas de producir petróleo a 27,11 $us/BBL, YPFB debería conocer el costo de

producción de petróleo por campo y evaluar su continuidad o modificación del D.S. 27691 una vez

evaluado el rendimiento económico del área que contempla el contrato.

ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOSESTRATEGIA DE ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS- ESTRATEGIABOLIVIANA DE HIDROCARBUROS

Mediante procesos de refinación y extracción de GLP de plantas

“La política de abastecimiento de combustibles líquidos tiene por objetivo incrementar los niveles de

producción de éstos y alcanzar, en el mediano y largo plazo, la sustitución progresiva de la importación

de diesel oil hasta su total eliminación, así como exportar los excedentes de otros combustibles que

generen mayores ingresos y divisas. YPFB Refinación S.A. incorporará nuevas unidades y plantas de

refinación sobre la base de los incrementos de producción de crudo y condensados asociados a los

incrementos en los niveles de producción de gas requeridos para cubrir los mercados. Asimismo, la

estrategia de abastecimiento de combustibles líquidos contempla la incorporación de nuevas plantas de

GLP que permitan en el corto plazo evitar su importación, y, en el mediano y largo plazo, contar con

excedentes para exportarlos a precios internacionales, generando mayores ingresos y divisas para el

país”.

El objetivo de la política de abastecimiento de combustible líquidos, no se cumplió ya que en el transcurso

del tiempo por el contrario existe no solo mayores volúmenes de DOI sino también de GLP y aditivos para

la producción de gasolina de debido a la disminución de la producción de los hidrocarburos como se

evidencian en el desarrollo de la investigación subvención a diesel oil y su incidencia en la economía

nacional.

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224

Por otro lado, con respecto a la incorporación de nuevas unidades a las refinerías que datan desde 1979 y

de acuerdo a reportes de YPFB Refinación de octubre 2009, no existieron inversiones considerables

según la siguiente TABLA.

TABLA: INVERSION HISTORICA EN LAS REFINERIAS(M $US)

Fuente: Situación Actual y Propuestas YPFB Refinación S.A. GEPLAN – GECOM – GELOG - GAF gestión 2007

Sin embargo se proyectó una inversión para el año 2008 de $US 36.322,99 de acuerdo a la siguiente

GRAFICA ejecutándose $US 2.924,68 el año 2008.

GRAFICA: INVERSION HISTORICA EJECUTADA DE REINERIASM $US

Fuente: YPFB Refinación S.A. Octubre 2009

Por otra parte, es clara la evidencia que la mayor parte de la inversión en refinarías está destinada a

reposición de activos más que a la readecuación y/o construcción de nuevas unidades de proceso de

refinación como se puede apreciar en la ejecución de inversión histórica en la GRAFICA anterior y la

siguiente TABLA:

TABLA: PROGRAMA DE INVERSIONES EN YPFB REFINACIÓN(MM$US)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de YPFB Refinación – Estrategia Boliviana de Hidrocarburos 2007

M $US 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008OFC 2,644.00 3,405.40 (437.90) 40.90 43.30 33.40 573.65 1,645.60RSCZ 962.50 1,258.40 953.50 220.50 80.90 2,569.30 783.58 13,843.28RCBA 636.10 1,568.50 649.80 1,288.90 570.80 2,193.90 1,776.73 20,834.11TOTAL 4,242.60 6,232.30 1,165.40 1,550.30 695.00 4,796.60 3,133.96 36,322.99

4.242

5.794

1.603 1.5501.423

3.866

2.061

2.925

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

INVERSION HISTORICA EJECUTADA DEREFINERIAS

AÑO 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 TOTAL INVERSIÓN TOTAL YPFB-REFINACIÓN 33.10 30.80 17.90 52.90 55.90 50.00 28.00 268.60 1 Oficina central 1.60 0.30 2.00 SAP 1.00 1.00 Proyectos, equipos, muebles, otros 0.70 0.30 1.00 2 Refinería Guillermo Elder Bell 13.80 15.70 5.50 42.90 30.40 50.00 28.00 186.30 Adecuación Unidad Crudo II de 1.800 a 6.000 bpd 2.20 1.00 3.20 Ampliación Unidad de Crudo I de 16.300 a 18.000 bpd 3.20 4.20 7.40 Nueva unidad de Crudo de 30.000 a 40.000 bpd aprox. 0.50 0.50 3.00 40.00 16.00 60.00 Grupos Generación Energía Eléctrica 0.50 0.50 Segregación de crudo 0.10 0.10 0.30 Proyectos Menores y de SMS 7.40 9.80 2.50 2.40 12.90 35.00 Hidrocracking de Crudo Reducido cap. 7,500 bpd 0.50 1.50 50.00 28.00 80.00 3 Refinería Gualberto Villarroel 17.60 14.80 12.40 10.00 25.50 80.30 Horno de Destilación para Unidad Crudo I a 32.000 bpd 5.10 1.90 7.00 Ampliación Unidad de Crudo I de 25.300 a 32.300 bpd 0.30 3.70 2.00 6.00 Adecuación Unidad Crudo II de 0 a 10.000 bpd 2.10 0.90 3.00 Ampliación Unidad PDA 0.50 0.50 1.00 Ampliación Unidad de Vacío I y II de 2.000 a 2.500 bpd 0.60 2.90 3.50 Ampliación Unidad de Furfural 0.30 1.00 1.30 Segregación de crudo. Agitadores 0.10 0.10 0.10 Tubos Horno Hydrobon-Platforming 3.00 2.30 5.30 Mejoras y Ampliación Unidad Avgas 0.70 0.70 Proyectos Menores y de SMS 8.70 1.10 2.60 12.40 Isomerizacion de Gasolinas Livianas 5.000 bpd 0.50 4.00 10.00 25.50 40.00

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225

La estrategia de incrementar la producción de Diesel Oil atreves de realización de inversiones en las

refinerías, no soluciona el problema de la demanda creciente de este combustible en tanto exista la

subvención al precio de este combustible, factor que se convierte en incentivo para mayor consumo y

contrabando de Diesel Oil. Es necesario hacer notar que ésta estrategia tiene como base fundamental “que

el mayor consumidor de diesel es el sector agrícola”, no siendo verídica esta aseveración ya que en el

análisis del Consumo de Diesel Oil de la presente tesis, se demuestra que el mayor consumidor de Diesel

Oil es el sector transporte que se incrementara de manera acelerada por el crecimiento del parque

automotor a Diesel Oil a futuro debido a la construcción del corredor bi oceánico.

Por otro lado, la ampliación de las refinerías en Bolivia requiere garantizar la materia prima para su

procesamiento ya que las refinerías son diseñadas para un determinado crudo y en tanto no se cuantifique

las reservas de petróleo es muy riesgoso realizar inversiones en la refinerías del país debido a: 1)

Incrementar capacidad ociosa ya que en la actualidad disminuyo las reservas de petróleo y la producción

del mismo y 2) La localización de construcción de nuevas unidades en función a la distancia en la que se

encuentre la materia prima y esta localización se podrá definir una vez que se garantice el volumen de la

materia prima acorde a la vida útil de la refinería.

Efecto de la Producción Incremental de Diesel Oil por la construcción de la unidad de hidrocracking

“Como se puede apreciar en el Gráfico N° 28, la sustitución del diesel oil por GNV en el periodo 2008-

2017 tiene un efecto mínimo en la reducción del rango de la demanda para este combustible. Por otro

lado debido al incremento de la capacidad de refinación y carga de crudo a las refinerías, y la producción

adicional de 3.800 bpd de diesel a partir del crudo reducido en la unidad de hidrocracking desde el 2014,

la producción de diesel oil en el periodo 2008-2017 se verá incrementada en volúmenes considerables

respecto al 2007, reduciéndose cada año la importación de este combustible en un volumen similar al

producido adicionalmente. A partir del año 2014 la producción nacional cubrirá toda la demanda,

evitándose las importaciones hasta el año 2016”.

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TECA DE E

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226

Uno de los proyectos más acertados sobre las refinerías es la construcción de unidad hidrocracking que

incrementara el rendimiento de la producción de DO y otros combustibles a partir de mayores

procesamientos del crudo reconstituido. Al no realizarse esta inversión el país importo mayores

volúmenes de DO y otros combustibles y en consecuencia se llegó a presupuestar un considerable valor

monetario en subvención valor estimado que señala en la siguiente TABLA.

TABLA: ESTIMACION DE SUBVENCION A DIESEL OIL POR INCUMPLIMIENTO DEPRODUCCION

Fuente: Estrategia de Hidrocarburos 2007 MHE

La TABLA anterior, estima que el país asumió una subvención entre el año 2008 y 2010 de 480.029.561

$us que se pudo evitar construyendo la unidad de hidrocracking. Una vez más se evidencia

incumplimiento de funciones y falta de capacidad de gestión.

Efecto de la Producción Incremental de Diesel Oil por la ampliación de las refinerías.

Impacto Fiscal por Efecto de la Producción Incremental de Diesel Oil 2008-2017

“Bajo las actuales condiciones, normativas y regulatorias (IEHD comercialización por producción

nacional = 27,14 $US/bbl, y subvención por importación = -133,27 $US/bbl al 2 de junio de 2008), se

2008 2009 2010Volumen de producción que se dejo de producir por no aplicar la estrategia de construcción de unidad hidrocracking Lt 220,505,260 220,505,260 220,505,260Diferencia Costo de DOI – Precio de Mercaddo Interno Lt/$us 0.91 0.54 0.72Subvención por incumplimiento de producción de volúmenes DO $us 201,292,071 119,128,484 159,609,005

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TECA DE E

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227

estima que YPFB- Refinación al poner en marcha los proyectos de ampliación de capacidad de la

refinerías e incrementar la producción de volúmenes adicionales de diesel oil en el periodo 2008-2017

respecto al 2007, afectará positivamente al TGN ya que éste dejará de erogar gastos por concepto de

subvención a la importación de aproximadamente 6.093 MM$US y percibirá adicionalmente por la

comercialización de la producción nacional adicional 1.237 MM$US aproximadamente, con un efecto

neto a favor del TGN de 7.331 MM$US en el periodo 2008-2017, como se muestra en el siguiente

Cuadro”.

TABLA: CUADRO EFECTO DE LA PRODUCCIÓN INCREMENTAL DE DIESEL OIL AL TGN

Fuente: Extraída de la Estrategia Boliviana de de Hidrocarburos 2007 Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El Cuadro anterior del documento Estrategia Boliviana de Hidrocarburos 2007 según los datos que señala

evidencia que el TGN dejo de percibir entre el 2008 y 2010 un valor de 131 MM $US por incumplimiento

a las políticas y estrategias planteadas con respecto al incremento de la producción de Diesel Oil.

Por otra parte, realizado los cálculos de subvención con los datos de volúmenes señalados en el cuadro

Efecto de la producción incremental de diesel oil al TGN del documento de Estrategia Boliviana de

Hidrocarburos y costo promedio de DOI, se estima que el Estado entre el año 2008 y 2010 asumió un

costo de oportunidad en subvención por 94.598.147 $us correspondiente a 843.150 BBL de DO de

acuerdo a la siguiente TABLA.

TABLA: COSTO DE OPORTUNIDAD EN ASIGNACION DE SUBVENCION PORINCUMPLIMIENTO DE VOLUMENES DE PRODUCCION

Lt/$us

Fuente: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos 2007 MHE

ESTRATEGIA DE ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS- PLAN

QUINQUENAL DE INVERSIONES YPFB 2009-2014

De acuerdo a las proyecciones elaboradas por YPFB en el Plan Quinquenal 2009 - 2015 sobre la

producción de hidrocarburos se puede deducir lo siguiente:

A ÑO

VOLUM ENA D IC ION A L

C R UD OC A R GA D O

(bpd.)

VOLUM ENA D IC ION A L D E

D IESEL OILP R OD UC ID O

(bpd)

IM P OR T A C IÓNSUB VEN C IÓN

D ELT GN (M M $ us.)

P R OD UC C IÓNN A C ION A L

IN GR ESO A LT GN

(M M $ us.)

IM P A C T ON ET O A L

T GN (M M $ us.)

2008 (*) 2.876 672 29 7 36

2009 4.149 926 45 9 54

2010 4.094 706 34 7 41

2011 21.809 6.731 329 67 395

2012 30.354 9.481 464 94 558

2013 40.013 12.629 616 125 742

2014 53.362 20.895 1.020 207 1.227

2015 62.203 23.751 1.159 235 1.395

2016 64.899 24.514 1.200 244 1.443

2017 65.476 24.520 1.197 243 1.440

2008 2009 2010Volumen que se dejo de producir por no aplicar la estrategia sobre incremento de volumen de producción de DO Lt 39,342,780.60 53,733,650.20 40,967,556.20Diferencia Costo de DOI – Precio de Mercado Interno Lt/$us 0.91 0.54 0.72Costo de oportunidad en importación por dejar de producir mayores volúmenes DO $us 35,914,743 29,029,731 29,653,673

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228

La producción de Diesel Oil en Bolivia no llegará a satisfacer la demanda ni con su máxima producción,

pico que se proyecta para el año 2015 (demanda 33,46 Mbpd y oferta de 24,28 Mbpd), a pesar de la

máxima producción de líquidos asociados al gas y la máxima producción de crudo como se puede apreciar

en las GRAFICAS de proyección de oferta y demanda de crudo y DO estimaciones elaboradas por YPFB.

Para el año 2021 la brecha entre la demanda y la oferta de Diesel Oil es aún más amplia de no existir y ser

implementadas políticas que den respuesta a los problema que causa el mayor consumo de diesel oil en

nuestro país, lo descrito se evidencia en la GRAFICA de proyección de oferta y demanda de DO y los

siguientes cuadros extraídos del Plan Quinquenal YPFB 2009 – 20015.

1. Concepto 2016 2018 2020 2022 2024 2026

Demanda Diesel (Mbpd) 36 41 46,9 54 62,2 71,4

Oferta Diesel (Mbpd) 22,8 21,4 18,3 13 1,1 0

Superávit (+)/Déficit ( -) (Mbpd) -13,2 -19,7 -28,7 -40,9 -61,1 -71,4

% superávit (+)/déficit ( -) sobre demanda -37% -48% -61% -76% -98% -100%

Cuadro No. 2.4 Proyección de oferta y demanda de diesel (2015-2026)

Concepto 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Demanda Diesel (Mbpd) 23,6 24,8 25,8 27,3 29,2 31,2 33,5

Oferta Diesel (Mbpd) 11,2 11,9 14,3 16,8 18,1 20,7 24,3

Superávit (+)/Déficit ( -) (Mbpd) -12,4 -12,9 -11,4 -10,6 -11,1 -10,5 -9,2

% superávit (+)/déficit ( -) sobre demanda -53% -52% -44% -39% -38% -34% -27%

Cuadro No. 2.3 Proyección de oferta y demanda de diesel (2009-2014)

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229

Por otra parte, de acuerdo al análisis de YPFB el Estado deberá asumir la importación de un volumen de

28.505 MBBL de Diesel Oil y una subvención por un valor de 1.340 MM $US desde el año 2009 hasta el

año 2014 a un precio de referencia de 60 y 85 dólares por barril de petróleo (precio del Golfo) sin contar

con los costos de transporte, almacenaje y otros cargos logísticos según el cuadro 5.11 del Plan

Quinquenal estimados por YPFB.

CUADRO 5.11 IMPACTO ECONÓMICO DE LA NO APLICACIÓN DE LA ESTRATEGIA DE

LARGO PLAZO

Fuente: Extraída de Plan Quinquenal 2009 – 2015 YPFB

Acciones inmediatas planteadas por YPFB

Las acciones inmediatas propuestas por YPFB son:

1) Continuar con la importación de los productos deficitarios, fundamentalmente Diesel Oil

para garantizar el abastecimiento a la agroindustria y el transporte.

2) Optimizar y ampliar las actuales refinerías (2009-2015) que incrementen la actual carga de

crudo en un 73 por ciento y ampliar la capacidad de transporte de líquidos en el sur.

La primera acción señalada en el Plan Quinquenal 2009-2015 como estrategia para el abastecimiento de

Diesel Oil, si bien es necesario la importación de éste combustible no es la solución óptima ni eficiente

para satisfacer la demanda interna sin haber agotado el estudio de otras alternativas incluso de aplicación

inmediata que se explicará en el capítulo de alternativas y propuestas.

Si YPFB no re - direcciona las estrategias trazadas para el abastecimiento de Diesel Oil de manera

urgente, el Estado deberá asumir la importación de Diesel Oil según las proyecciones realizadas de un

volumen acumulado de 78,1 MBPD en el periodo de 2009 – 2015 y de seguir sin realizar ninguna acción

después del 2015 Bolivia deberá importar un volumen acumulado de Diesel Oil de 313,1 MBPD desde

2009 – 2026 según las estimaciones del Plan Quinquenal 2009-2015 “cuadros No 2.3 y 2.4”, llegando a

importar DO mayor volumen con el transcurso del tiempo afectando a la economía nacional. Hecho que

va en contrasentido de la política sobre la madre tierra.

Volumen

ImportadoSubvenciónEstimada

Volumen Importado

SubvenciónEstimada

Volumen Importado

Subvención Estimada

(Mbls) ($us MM) (Mbls) ($us MM) (Mbls) ($us MM)

Diesel (2009 - 2014) 28.505 -1.340 155.306 -9.032 183.812 -10.372

Gasolina (2009 - 2012) 832 -58 57.842 -3.749 58.673 -3.806

GLP (2009 - 2010) 1.342 -49 4.643 -196 5.985 -245

Total Subvención

Costo de Importación (YPFB)

Ingresos Brutos por Exportación

TOTAL NETO (ESTADO) -397 -14.679 -15.075

-767 -4.962 -5.729

1.818 3.260 5.078

Producto

PERIODO 2009 - 2015 PERIODO 2016 - 2026 PERIODO 2009 - 2026

-1.447 -12.977 -14.424

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230

La segunda acción, la acción de incrementar la capacidad de carga de crudo en un 73% no es una

decisión que favorezca económicamente al país, ya que al existir un energético sustituto para la reducción

de consumo de Diesel Oil (como es el gas natural energético que más se produce en Bolivia).

Por otra parte, YPFB presenta el cronograma de inversión y de incremento de capacidad de refinación

para lograr mayores volúmenes de producción de Diesel Oil planteados en el Plan Quinquenal 2009-2015.

Para el año 2015 la refinería Guillermo Elder Bell planifica incrementar su capacidad en 22 MBPD más

llegando así a un total de capacidad instalada de 96 MBPD sumando a los datos de la siguiente TABLA.

TABLA: PROYECTOS DE AMPLIACIÓN DE YPFB REFINACIÓN (2009 - 2014)

Fuente Plan Quinquenal 2009-2015 YPFB cuadros 5.1 y 6.2

Nota.- YPFB asume un rendimiento del 30% de Diesel en las actuales refinerías, los volúmenes de crudo

disponibles se traducen en volúmenes deficitarios que se agravan fundamentalmente para el Diesel en el

mediano y largo plazo, déficit que pasa de un 53% sobre la demanda total en el 2009 a un 27% en el 2015

y un 100% en el 2026

Por otra parte, de acuerdo a la TABLA anterior, se deduce que las inversiones de los años 2009 y 2010

señaladas en el Plan Quinquenal en realidad no son inversiones sino más bien representa reposición de

activos fijos en un valor de 25,72 MM $US y 37,43 MM $US respectivamente, sumando un total de 63,15

MM $US, ya que de acuerdo a la capacidad de proceso el año 2007 es de 48.500 BPD (ver TABLA No 10

SUBVENCION A DO Y SU INCIDENCIA EN LA ECONOMÍA NACIONAL) capacidad que se llegará

alcanzar recién el año 2011, hecho que el Estado debería haber considerado en el revalúo de activos antes

de la compra de las refinerías.

Respecto a las estrategias a largo plazo (2015 – 2026) YPFB plantea lo siguiente:

Acciones a Largo Plazo

Construcción de una nueva refinería

De acuerdo a los cuadros 5.4 y 5.6 del plan quinquenal de inversiones YPFB tiene previsto la

construcción de una nueva refinería con una capacidad instalada de 90.000 BPD la misma requiere la

siguiente inversión.

Extraídos del Plan Quinquenal 2009-2015 YPFB

ProyectosMM$us MBPD MM$us MBPD MM$us MBPD MM$us MBPD MM$us MBPD MM$us MBPD MM$us MBPDRef. Guillermo

Elder Bell(RSCZ) 9.93 19.00 17.38 21.00 36.00 21.00 63.70 24.00 79.90 24.00 42.00 32.00 248.91 32.00Ref. GualbertoVillarroel (RCBA) 15.79 26.00 20.05 26.00 17.10 33.00 32.50 36.00 11.00 42.00 - 42.00 96.44 42.00Total 25.72 45.00 37.43 47.00 53.10 54.00 96.20 60.00 90.90 66.00 42.00 74.00 345.35 74.00

2013 2014 TOTAL2009 2010 2011 2012

MóduloCapacidad

(bpd)

Inicio deOperación

(Año)

InversiónTotal ($us

MM)Proyectos Especiales

InversiónTotal ($us

MM)

Primer Módulo 30.000 2015 395 Terminal Arica 472

Segundo Módulo 30.000 2020 362 Linea Dedicada Crudo 230,6

Tercer Módulo 30.000 2024 362 Linea Dedicada Diesel 152,9

Total 90.000 1.119 Total 855,5

Cuadro 5.4 Inversión en la Nueva RefineríaCuadro 5.6 Inversión en

Transporte y Almacenaje

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231

“El crudo requerido es de aproximadamente 24° API, con el cual se obtendrían los siguientes

rendimientos potenciales por producto:

Diesel Oil = 65%; Gasolina = 17%; GLP = 5%; Residuos = 13%”

La industria mundial de refinación se caracteriza por mantener un elevado nivel de competencia, la

actividad de refinación requiere de cuantiosas inversiones de capital, márgenes reducidos y volátiles. El

negocio de la refinación no tiene, ni tendrá, la rentabilidad que tiene el negocio de la exploración y

explotación de hidrocarburos, si bien es estratégico para maximizar el valor de toda empresa petrolera

integrada es necesario contar con procesos de conversión profunda para ser competitivos en el mercado y

rentables al mismo tiempo.

Por otra parte, se requiere el desarrollo simultáneo de los proyectos de transporte y almacenaje señalados

en el cuadro 5.6 del plan quinquenal 2009-2015, para lo cual se debe incrementar la capacidad de gestión

tema por el cual no se caracteriza todo el sector de hidrocarburos por los resultados a la fecha citando

como ejemplos: 1) Depresión en la inversión, aunque el año 2010 incremento no siendo suficiente ni

oportuna, por lo que se presento disminución de producción de los hidrocarburos, 2) Reestructuración sin

mejoras técnicas y sin resultados de gestión gerencial y administrativa etc.

Las premisas fundamentales para el análisis de un proyecto sobre construcción de refinerías parte de: 1)

La localización de las posible fuentes de materia prima (petróleo/condensado), 2) Los costos de inversión

en los equipos de proceso, 3) La calidad de los crudos disponibles y 4) La identificación de los mercados

de productos refinados con mayor crecimiento a futuro. Estas variables son las que determinan la

construcción de la infraestructura de distribución y almacenamiento.

En el caso de la localización de la construcción de la nueva refinería (en el Altiplano de Bolivia) se

presenta el problema de temperatura y altitud que inciden en los costos de inversión estos son costos

adicionales que se deben contemplar para determinar el costo de producción por unidad producida.

En suma, el proyecto de la nueva refinería no refleja un análisis económico claro en cuanto a los mercados

objetivos de exportación y si bien señala el tipo de crudo a utilizarse 24º API, los criterios indican que hay

que minimizar el costo de suministro de la materia prima a través de la localización apropiada de la

refinería, reduciendo los gastos de transporte de insumos a la instalación y atreves del precio de la materia

prima. Por tanto, en lo que respecta a estos temas no se tiene mayor información que la que se muestra en

los cuadros de inversión 5.4 y 5.6 sobre los tres módulos de construcción de la nueva refinería, además de

señalar los siguientes datos en el cuadro 5.12 del Plan Quinquenal 2009 – 2015.

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232

TABLA: CUADRO 5.12 IMPACTO ECONÓMICO DE LA APLICACIÓN DE LA ESTRATEGIADE LARGO PLAZO

Fuente: Extraído del Plan Quinquenal 2009 – 2014 YPFB

Los datos de la TABLA anterior cuadro No 5.12 de Plan Quinquenal de inversiones 2009- 2015 no son

suficientes para la decisión de invertir en la construcción de una nueva refinería, no contempla los costos

de importación del crudo dato determinante para saber la rentabilidad de la inversión. Un proyecto de

inversión se basa en el análisis exhaustivo de la estructura de precios y costos de su producto.

Fuente: Extraído Plan Quinquenal 2009 - 2015

De acuerdo a los cálculos realizados por YPFB cuadro 5.11 Plan Quinquenal 2009 – 2015 el mismo señala

que, en caso de no aplicar las estrategias aprobadas en el plan quinquenal el país deberá asumir la

subvención para Diesel Oil por un valor de $US 1.340 entre el año 2009 y 2015 al precio referencial entre

60 y 85 dólares por barril de petróleo (precio del Golfo), sin considerar los costos correspondientes a los

cargos de logística, transporte, almacenaje. Por otro lado, el cuadro 5.12 del documento Plan Quinquenal

2009-2015 YPFB, señala que el Estado dejara de percibir 1.346 MM $US de no ejecutarse el proyecto de

la construcción de una Nueva refinería.

Por otra parte y de acuerdo a la siguiente GRAFICA Capacidad instalada de refinación vs oferta de crudo

y rendimiento de producción de DO, se evidencia que, si bien el pico de la oferta de crudo se presenta el

año 2015 con un volumen de 76,6 BPD (datos plan de explotación Plan Quinquenal 2009 - 2015) a partir

del año 2016 se muestra una declinación constante a una tasa promedio anual del 11%. De no reorientar

estas políticas, estrategias y/o programas sobre la producción de crudo, la capacidad instalada de las

VolumenImportado


Volumen Importado


VolumenImportado

SubvenciónEstimada


Crudo 10.950 -506 219.000 -9.426 229.950 -9.932Diesel (2009 - 2014) 25.155 -1.340 57 -3 25.211 -1.344Gasolina (2009 - 2012) 832 -58 29.943 -1.941 30.775 -1.998GLP (2009 - 2011) 1.342 -49 0 0 1.342 -49Total Subvención

Costo de Importación (YPFB)

Ingresos por IEHD


TOTAL NETO (ESTADO) 1.346 4.487 5.833

224 5.637 5.8613.842 10.221 14.063

-1.953 -11.370 -13.323-767 -2 -769

Producto


Volumen Importado

SubvenciónEstimada

Volumen Importado

SubvenciónEstimada

Volumen Importado



Diesel (2009 - 2014) 28.505 -1.340 155.306 -9.032 183.812 -10.372

Gasolina (2009 - 2012) 832 -58 57.842 -3.749 58.673 -3.806

GLP (2009 - 2010) 1.342 -49 4.643 -196 5.985 -245

Total SubvenciónCosto de Importación (YPFB)


TOTAL NETO (ESTADO)

-1.447 -12.977 -14.424

Cuadro 5.11 Impacto Económico de la No Aplicación de la Estrategia de Largo Plazo

Producto


-767 -4.962 -5.729

1.818 3.260 5.078

-397 -14.679 -15.075

VolumenImportado


VolumenImportado

SubvenciónEstimada

VolumenImportado



Crudo 10.950 -506 219.000 -9.426 229.950 -9.932

Diesel (2009 - 2014) 25.155 -1.340 57 -3 25.211 -1.344

Gasolina (2009 - 2012) 832 -58 29.943 -1.941 30.775 -1.998

GLP (2009 - 2011) 1.342 -49 0 0 1.342 -49

Total SubvenciónCosto de Importación (YPFB)

Ingresos por IEHD


TOTAL NETO (ESTADO)

Cuadro 5.12 Impacto Económico de la Aplicación de la Estrategia de Largo Plazo

Producto


-1.953 -11.370 -13.323

-767 -2 -769

1.346 4.487 5.833

224 5.637 5.861

3.842 10.221 14.063

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233

refinerías empiezan a ser ociosas en un volumen aproximado de 19,14 MBPD y en el año 2026 la

capacidad ociosa es de aproximadamente de 77,9 MBDP y si se considera los datos del grafico 4.2 del

mismo documento la capacidad ociosa de refinación es de 82,000 BPD debido al volumen de producción

de crudo el mismo cae a 13,514 BPD.

GRAFICA: CAPACIDAD INSTALADA DE REFINACION VS OFERTA DE CRUDO YRENDIMIENTO DE PRODUCCION DE DIESEL OIL

MBPD

Fuente: Datos de Plan Quinquenal 2009 – 2015 cuadro 3.1, grafico 3.5 y 4.2

Nota.- YPFB asume un rendimiento del 30% de Diesel en las actuales refinerías.

La anterior GRAFICA, evidencia también que el Plan Quinquenal 2009 – 2015 carece de una

planificación integrada hecho que desembocaría en daño económico para al país de llevarse a cabo esta

estrategia sin asegurar la producción de crudo ya que la configuración de cada refinería instalada es

determinada por el tipo de crudo a procesar.

Por el otro lado, si consideramos el incumplimiento de deberes al no alcanzar el objetivo planteado sobre

los volúmenes de producción de DO para los años 2009 y 2010 se tiene que YPFB es responsable de $us

843.028.534 destinados a la subvención por DOI según la siguiente TABLA:

TABLA: SUBVENCION ESTIMADA GESTION 2009-2010 DEBIDO AL INCUMPLIMIENTO DEDEBERES DE YPFB

Fuente: Elaboración con datos de YPFB Plan quinquenal 2009-2015, MHE,BCB,, Resultados de estimación de costos de importación.Precios Promedio de compra de Producto: INE Importación de Diesel Oil valor CIF,

Aunque las propuestas de inversión de refinación no son consistentes existe incumplimiento de deberes en

la ejecución de inversiones los años 2009 y 2010 ya que a la fecha no existe un proyecto completo de

factibilidad.

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Capacidad instalada 45 47 54 60 66 74 96 96 96 96 96 96 96 96 96 96 96 96Oferta de crudo 41.2 45.5 50.3 58.1 61.9 71.8 76.6 73.5 73.8 72.8 70.9 64.8 57.6 51.3 41.2 26.3 22.1 18.1Rendimento 30% DO 12.36 13.65 15.09 17.43 18.57 21.54 22.98 22.05 22.14 21.84 21.27 19.44 17.28 15.39 12.36 7.89 6.63 5.43

0

20

40

60

80

100

120

CAPACIDAD INSTALADA DE REFINACION VS OFERTA DECRUDO Y RENDIMIENTO DE DIESEL OIL

MBPD

2009 2010Importación de DO BBL 4,211,413 4,182,604Producción de DO BBL 4,119,755.00 3,918,275.00Incumplimiento de producción de DO BBL 16,425,000 17,155,000Subvención estimada por DOI $us 361,715,397 481,313,136

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234

Por otra parte, el proyecto de una nueva refinería está basado en satisfacer la creciente demanda de DO

haciendo que Bolivia sea más dependiente de las importaciones además de ir en contra sentido sobre la

política de medio ambiente.

ESTRATEGIA DE GAS NATURAL VEHICULAR (SUSTITUCIÓN DE DO A GNV)

Objetivo de la estrategia es “Masificar el Uso del Gas Natural en el Mercado Interno a través de la

Conversión de Vehículos a GNV”.

Planteamiento Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

La Estrategia Boliviana de Hidrocarburos plantea dos alternativas de corto y largo plazo; las Ferias de

GNV y la instauración del Fondo de Conversión.

“Dentro de este contexto, para la aplicación de la propuesta de corto plazo que consiste en las Ferias de

GNV a nivel nacional, es importante mencionar que las normas legales vigentes ya establecen los

procedimientos que deben ser llevados a cabo. Es decir el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos

por Ductos establece un procedimiento para el otorgamiento de Tarifas con Distingo Razonable, donde la

Superintendencia de Hidrocarburos aprueba dichas tarifas, previa comunicación del Ministerio de Hidro-

carburos y Energía sobre la concordancia de dichos programas con los planes sectoriales y la política de

hidrocarburos.

Una vez que se aprueben dichas tarifas, es el sector privado el que se encarga de llevar a cabo estos

programas.

En lo que se refiere a la propuesta de largo plazo, referida a la creación de un Fondo de Conversión es

necesario indicar que a través del Decreto Supremo Nº 29629 se instauró la creación de este Fondo. Sin

embargo, en la reglamentación que se desprende de este Decreto Supremo, se deberán establecer los

siguientes aspectos:

1) Funcionamiento, administración y utilización de los recursos de dicho Fondo, así como de los

recursos del Fondo de Recalificación y Reposición de Cilindros de GNV.

2) Identificación y priorización de departamentos objetivo”.

En el documento de la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos señala lo siguiente: “ De acuerdo al análisis

realizado en el estado de situación del presente documento, se ha podido evidenciar que si bien la

estrategia de conversión comprendía la creación de un fideicomiso con el objetivo de contar con recursos

necesarios para promover las conversiones de vehículos a GNV, este aspecto nunca pudo ser llevado a

cabo”.

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235

La estrategia sobre el Fondo de Conversión de vehículos a GNV hasta la fecha no se implementa.

Por otra parte, también Estrategia Boliviana de Hidrocarburos señala que, “el consumo del Diesel Oil

continúa creciendo, mostrando que el GNV no sustituyó al uso de este combustible, dado los altos costos

de conversión de vehículos que funcionan a Diesel Oil, así como el alto uso de este combustible en el

sector agrícola. Por lo tanto, serían necesarias otro tipo de iniciativas orientadas al segmento de buses y

transporte pesado para lograr la competitividad del GNV” GRAFICA No2 del documento estrategia

boliviana de hidrocarburos.

La situación del grafico No 2 del documento Estrategia Boliviana de Hidrocarburos no ha cambiado en la

actualidad con respecto a Diesel Oil, más por el contrario la economía nacional soporta mayores lesiones

por la disminución de la producción, la creciente demanda y mayores montos de subvención.

GRAFICA: CONSUMO DE GASOLINAS, DIESEL OIL Y GNV GRÁFICO Nº 2 EBH(EN MBBL PARA LAS GASOLINAS Y EL DIESEL OIL Y EN MPC PARA EL GNV)

Fuente: Extraído de la estrategia boliviana de hidrocarburos 2007

El documento Estrategia Boliviana de Hidrocarburos reconoce también que la políticas implementadas

hasta 2006 no dieron resultado para la conversión de Diesel Oil a GNV verificándose este hecho en la

siguiente TABLA.

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236

TABLA: Conversión a GNV en las Ferias de Gas Natural2005 – 2006


PLANTEAMIENTO PLAN QUINQUENAL DE INVERSIONES YPFB 2009-2015

En el plan quinquenal de inversiones de YPFB no se contempla programas de conversión de vehículos de

DO a GNV sólo hace mención de forma general el fomento de cambio a la matriz energética.

“Asimismo, se requiere fomentar el cambio de la matriz energética, tanto en conversión productiva de

vehículos, conversión de motores diesel estacionarios utilizados para generación de electricidad a diesel-

gas, promover el proyecto de gasoducto virtual para suministrar Gas Natural a Beni y Pando y otros”.

En la actualidad, existiendo la voluntad política gubernamental para financiar todas las políticas,

estrategias, programas y proyectos del sector de hidrocarburos, no se efectiviza los programas de

sustitución de gasolina, glp y diesel oil por gnv anunciadas por el gobierno, debido a la falta de capacidad

de gestión en el sector de hidrocarburos, incidiendo este hecho en el costo que asume el país por la

subvención no solo de diesel oil, sino de GLP y gasolina.

Proyecto Planta GTL

La tecnología de Gas a Líquidos (GTL) es bastante antigua, data desde 1923. Sin embargo no se expandió

debido a las altas inversiones que se realiza ya que su precio es mucho más elevado que un producto

derivado del crudo, lo cual, lo hace aún poco competitivo en el mercado actual aún así YPFB considera

dentro su Plan Quinquenal 2009 – 2015 la inversión en el proyecto de GTL con los siguientes datos que

señala en su cuadro 5.5.

Fuente: Extraído del Plan Quinquenal 2009 -2015 YPFB

Los rendimientos de esta planta serían de: Diesel Oil = 85% y Nafta = 15%.

La estrategia de la construcción de una Planta de GTL es una inversión costosa para un país como Bolivia,

ya que de acuerdo al cuadro 5.5 (Inversión en la Planta GTL presentado en el Plan quinquenal 2009 –

2015) se evidencia que se hará una inversión de 33.333 $US/BPD, dicho proyecto deberá estar en marcha

el año 2014. Por otra parte, las estimaciones de inversión en base a una escala de producción son: De

VolumenAprobado

segúnResolución

Administrativa

VolumenEntregado porConversión a

GNV

(en MPC) (en MPC)Gasolina 577,909 540,660 94% 9,000 8,150 91%Diesel Oil 150 2%GLP 245,962 2,085 0.85%Gasolina 545,803 44,490 8.15%Diesel OilGLP 70 7%Gasolina 920 92%Diesel Oil 10 1%

% deVehículos

convertidosa GNV

Santa Cruz

Tarija

El Alto

NúmeroEfectivo deVehículos

Convertidos

Tipo deConversión

% de usodel

VolumenAsignado

Número deVehículosEstimados

Departamento

ProyectoCapacidad

(bpd)

Inicio deOperación

(Año)

InversiónTotal (U$S

MM)

Planta de GTL 15.000 2015 500

Cuadro 5.5 Inversión en la Planta de GTL

BIBLIO

TECA DE E

CONOMIA


237

20.000 a 25.000 dólares por barril de capacidad instalada para producciones superiores a 100.000

barriles/día y de 35.000 a 40.000 dólares para producciones inferiores a los 100.000 barriles/día96.

Fuente: Extraído del Plan Quinquenal 2009-2015 YPFB

El balance entre la oferta y demanda de DO grafico 5.1 del plan quinquenal 2009-2015 YPFB, señala que

de llevarse a cabo todas la estrategia sobre la producción de DO, a partir del 2014 Bolivia se convertiría en

exportador de este combustible.

POLITICA DEL EJECUTIVO DECRETO SUPREMO 748

El 26 de diciembre del 2010, el gobierno lanza sorpresivamente el D.S. 0748 referente a la fijación de las

nuevas alícuotas del Impuesto Específico a los Hidrocarburos y sus Derivados IEHD que en el caso de DO

se incrementa de 1,25 Bs/Lt a 4,33,Bs Lt resultando el incremento del precio de mercado interno de Bs

3,72 a 6,80 por litro de Diesel Oil, manteniéndose los precio de dicho combustible para la generación de

electricidad. Los considerandos de este decreto supremo son todos válidos, entre ellos se puede

mencionar los siguientes.

“Que el Gobierno ha iniciado la transformación del Estado en su estructura económica, a través de la

creación de oportunidades, la redistribución de ingresos y el establecimiento de los fundamentos para una

nueva base productiva sostenible en el largo plazo de manera soberana.

Que se ha evidenciado que la demanda creciente de carburantes en el mercado interno responde a

actividades de contrabando que buscan obtener beneficios ilegítimos con el transporte, distribución y

comercialización de estos productos fuera de las fronteras del país.

Que la política de subvención de combustibles fue concebida para defender el poder adquisitivo de las

familias bolivianas, sin embargo el creciente diferencial entre los precios internos y los precios de los

países limítrofes, ha promovido mayores niveles de contrabando demandando mayores recursos públicos

que no benefician al pueblo boliviano y que limitan el financiamiento de mayores proyectos productivos y

sociales en el país.

96 Viernes, 20 de Julio, 2007. NOTA INFORMATIVA 10 - AÑO 1- DIRECCIÓN DE COMUNICACIÓN

BIBLIO

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238

Que habiéndose distorsionado los propósitos que impulsaron la política de subsidio de los carburantes en

el mercado interno, se hace necesario redefinir los principios de la misma considerando que en el actual

contexto, el país es importador continuo de diesel oil y ocasional de gasolina y otros carburantes, por lo

que es necesario que los precios de estos productos reflejen sus costos de importación”.

Esta medida para ser exitosa tenía todas las herramientas y la voluntad política del gobierno central. Sin

embargo el desenvolvimiento del sector hidrocarburos llevo al fracaso de esta medida por los siguientes

aspectos:

a) Administración de los contratos de operación

La pésima administración de los contratos de operación por parte de YPFB que se centra en: 1) La

aprobación de los planes de desarrollo y presupuestos, 2) La falta fiscalización en campos petroleros y

gasíferos, 3) La evasión al derecho de propiedad que estipula el D.S. de la nacionalización de los

Hidrocarburos, hechos que desembocaron en la contracción de la inversión y la disminución de la

producción de los hidrocarburos como se verifica en la GRAFICA siguiente.

GRAFICA: IINVERSION EN ACTIVIDAD PRIMARIA Y CANTIDAD DE POZOS ENEXPLORACION Y EXPLOTACION

Fuente: Memoria 2009 MHE e informe de rendición de cuentas 2010En la actualidad a pesar del incremento de inversiones y de perforación de pozos no se llega al objetivo trazado por los contratos de operación.

GRAFICA: COMPARACION DE MONTOS DE INVERSION Y CANTIDAD DE POZOS

Fuente: Memoria 2009 MHE e informe de rendición de cuentas 2010Nota.- Para un mayor análisis de la comparación de inversiones se debe tomar en cuenta los precios internacionales de los ítems que interviene en

la estructura de costos de cada una de las actividades

La GRAFICA anterior, señala que el año 2000 se realizó una inversión de 442 MM$us para un total de 64

pozos (39 de exploración y 25 de explotación) y el año 2010 se invirtió un total de 483 MM$us para un

0

100

200

300

400

500

600

700

INVERSION EN LA ACTIVIDAD PRIMARIAEXPLORACION Y EXPLOTACION

MM $US

0

10

20

30

40

50

1998 1999 2000 2006 2007 2008 * 2009 2010

PERFORACION DE CANTIDAD POZOS

EXPLORACION EXPLOTACION

TOTAL No DE POZOS TOTAL INVERSION MM $US

64

442

15

483

COMPARACION DE INVERSIONES

2000 2010

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239

total de 15 pozos (2 de exploración y 13 de explotación). Esta comparación de inversiones exhorta a una

buena fiscalización para evitar distorsiones en los montos de inversión y en los pagos de costos

recuperables.

b) Mercado externo

No se realizó la apertura de nuevos mercados con incremento de volúmenes de exportación de gas natural.

La adenda suscrita con Argentina solo absorbe el volumen que Brasil deja de compra amparados en su

contrato de (take or pay – deliver or pay). Ante este hecho se presenta una disminución de las

exportaciones de gas natural por tanto una disminución de los ingresos al estado por impuestos.

GRAFICA: EXPORTACION DE GAS NATURAL E IMPUESTOS DE LOS HIDROCARBUROS

Fuente: Unidad de Programación fiscal Ministerio de Economía y Finanzas Publicas Servicios de impuestos NacionalesMHE 2010 Viceministerio de Exploración y explotación e INE

c) Mercado interno

A consecuencia de la mala administración de los contratos de operación, la no apertura de nuevos

mercados, el incumplimiento de la inversión en la construcción de una unidad de hidrocracking en las

refinerías, la falta de fiscalización, la falta de visión para incrementar la producción nacional de DO y

GLP97” y por último el incumplimiento de los contratos de operación para la producción de mayores

volúmenes de GLP que cubra la demanda actual de este combustible. A consecuencia de estos hechos, se

produce una disminución de producción en DO, gasolina y GLP por tanto, mayores volúmenes de

importación de estos carburantes y mayores montos de subvención hechos que se evidencian en las

siguientes GRAFICAS:

97 Falta de visión en la obtención de un mayor volumen de producción de DO y GLP atreves del cumplimiento de los contratos de operación referente a la producción de hidrocarburos, laaplicación del mayor rendimiento de DO en las refinerías que resulta ser 31% y otras formas de producción de DO no convencionales. En caso de GLP , la falta de visión para una mayorproducción de este energético mediante la aplicación de APLICACIÓN DE PROCESOS DE REFRIGERACIÓN OPTIMIZADOS PARA LA RECUPERACIÓN DE LÍQUIDOS DEL GAS NATURALen campos pequeños

02000400060008000

1000012000140001600018000

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

EXPORTACION GAS NATURALPeso bruto MM Kg

-500

1.0001.5002.0002.5003.000

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

IMPUESTOS POVENIENTES DE LOSHIDROCARBUROS

MM $US

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240

GRAFICA: VOLUMENES DE PRODUCCION E IMPORTACION DE DO, GLP Y DIFERENTETIPOS DE GASOLINAS

Fuente: YPFB.MHE e INE

Los datos de la GRAFICA No103 son consecuencia de la disminución de la producción de petróleo y

líquidos asociados a la producción de gas natural, por tanto, en la actualidad al no existir inversión en

plantas de separación de líquidos producto del incumplimiento de los contratos de operación,

evidenciándose una vez más la pésima administración de estos contratos por parte de YPFB y más aún la

pésima administración de YPFB al licitar durante 2 años una planta de separación de líquidos dando

continuidad a la política asumida para licitación y contratación de la instalación de una planta separadora

de líquidos a la empresa Catler Uniservice caso escandaloso, .en vez de exigir a las empresas petroleras la

inversión en la construcción de dichas plantas amparados en el art, 7.12 y la definición de operaciones de

explotación estipuladas en los contratos de operación.

d) Contracción de la liquidez monetaria

El D. S. 24755 ARTICULO 1.Autoriza a YPFB a que por delegación del Tesoro General de la Nación,

emita con cargo a su presupuesto notas de crédito fiscal en favor de las empresas distribuidoras de

carburantes cuando éstas le compren gasolina y diesel. Estas notas eran intransferibles, no negociables ni

endosables y utilizadas únicamente para el pago del IVA.

Con el fin de equilibrar el cómputo del crédito fiscal de las compras efectuadas por las distribuidoras de

derivados de hidrocarburos a YPFB mediante la emisión de notas de crédito fiscal en favor de las

-5

10152025303540

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010*

PRODUCCION DE DO-GLP-GEMBPD

Gas Licuado de Petróleo Gasolina Especial Diesel Oil

-500

1.0001.5002.0002.5003.0003.5004.0004.500

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Ventas DOIM BBL

-

5

10

15

20

25

30

Importación Hidrocarburos LicuadosMM Kg

Hidrocarburo…

0

50

100

150

Importación Diferentes tipos de gasolinay fuel oils

MM kg

Diferentes tipos de gasolina yfuel oils

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241

distribuidoras para el pago mensual del IVA y con el fin de compensar la diferencia existente producto del

nuevo reglamento mediante notas de crédito fiscal como el medio administrativo y técnico más

conveniente. Dichas Notas de Crédito Fiscal no atentaba contra los intereses del Estado, por no causar

éstas ningún tipo de erogación ni abstención en la percepción de ingresos al fisco.

Con el tiempo las notas de crédito se utilizan como mecanismos de compensación para las Empresas

Importadoras de Diesel Oíl, debido al incremento de los precios internacionales del petróleo y sus

derivados, además estas notas de crédito se vuelven negociables (D.S. 26946). Por otra parte, las

NOCREs se utilizan para el pago de incentivo a las refinerías D.S. (27065).por la producción de DO

TABLA: REPORTE NOTAS DE CREDITO FISCAL VIGENTESENDOSABLES Y NOENDOSABLES

AL 30 DE JUNIO DE 2009(EXPRESADO EN BOLIVIANOS)

Fuente Ministerio de Economía y Finanzas* Notas de Crédito Fiscal vigentes de la gestión 2007

De las notas de crédito vigentes que señala la anterior TABLA, aproximadamente el 10% corresponde a YPFB es decir 44.795.251 $us. LasNOCREs contraen la liquidez monetaria.

e) Institucionalización de excedente de volúmenes asignados

El volumen de DO destinado al mercado interno por las instituciones del sector de hidrocarburo ANH y

YPFB aún se estiman sobre el volumen de las ventas históricas, cuando mínimo debería ser estimado y

asignado por la tasa de crecimiento de cada sector consumidor y por departamento en función al desarrollo

económico y no así en función de una visón netamente mercantilista.

f) Ausencia de estrategias específicas para la reducción del consumo de DO

De acuerdo al análisis realizado de las políticas estrategias, proyectos y programas diseñado por el

gobierno actual se evidencio que no existe estrategia específica para la reducción de DO.

Todos los aspectos anteriormente descritos conllevan a mayores lesiones de la economía fiscal del país.

g) Información errada difundida por medios masivos como sustento del D.S. 748

NOTAS DE CREDITO GESTION 2008 GESTION 2009 TOTALEMITIDAS 4,891,556,375.58 237,939,619.88 5,129,495,995.46Endosables 4,854,266,921.84 230,679,390.88 5,084,946,312.72No Endosables 37,289,453.74 7,260,229.00 44,549,682.74REDIMIDAS 2,018,033,336.70 0.00 2,018,033,336.70Endosables 1,992,580,728.96 0.00 1,992,580,728.96No Endosables 25,452,607.74 0.00 25,452,607.74NO UTILIZADAS 29,500,013.02 0.00 29,500,013.02Endosable 29,500,013.02 0.00 29,500,013.02No Endosable 0.00 0.00 0.00TOTAL NCF VIGENTES 2,844,023,025.86 237,939,619.88 3,167,024,289.37Endosables 2,832,186,179.86 230,679,390.88 3,139,915,402.37No endosables 11,836,846.00 7,260,229.00 27,108,887.00GESTIONES ANTERIORES * 85,061,643.63Endosables 77,049,831.63No endosables 8,011,812.00

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242

Al no haber sido identificados todos los aspectos mencionados anteriormente sobre la producción,

comercialización, consumo y otros temas inherentes a los carburantes el D.S 748 no tuvo la fuerza

suficiente para seguir en vigencia aunque se considere de necesidad imperiosa reducir o eliminar la

subvención, debido a los argumentos planteados por el gobierno entre ellos se puede citar:

i. Contrabando

El volumen equivalente al 51% de la subvención al contrabando que estimaba el gobierno para el

contrabando desvalido de alguna manera al D.S. 748 ya que realizando los cálculos de dicho volumen, se

necesita en promedio 18 cisternas. Sin embargo este volumen considerado por el gobierno se aproxima al

volumen de consumo en actividades no registradas como el transporte pesado y las actividades ilícitas

(contrabando y producción de cocaína) que estima la presente investigación.. Por lo que la estimación en

ambos casos se estima alrededor de un promedio de 153 MM $us.

ii. Incentivo al petróleo

Debido a la banda de precio fijo del petróleo establecido entre 24,53 a 27,11 $us/BBL, el gobierno planteó

el precio de al menos 60 $us/BBL. Para tomar la decisión de incentivar la producción de petróleo se debe

aplicar lo convenido en los contratos de operación clausula 7.15 Mercado Interno. “En caso de

desabastecimiento en el mercado interno de Hidrocarburos o de necesidades adicionales del mismo, YPFB

destinará una parte de la producción comercial de Hidrocarburos al referido mercado, de conformidad con

la Ley de Hidrocarburos. YPFB y el Titular buscarán conjuntamente soluciones técnicas y comerciales

para satisfacer esta demanda adicional. En caso de que las necesidades adicionales requieran el Desarrollo

de un Campo en el Área del Contrato, YPFB y el Titular deberán acordar conjuntamente las condiciones

técnicas y comerciales que viabilicen el desarrollo del Campo. Esta comercialización de parte de YPFB se

repartirá de forma equitativa entre los distintos Campos en producción y nuevos proyectos de desarrollo

en la República”.

Por lo descrito anteriormente, sólo se requiere realizar la evaluación económica y financiera de los campos

gasíferos y petrolíferos por cada área convenida, para luego determinar si corresponde o no establecer un

nuevo precio al BBL de petróleo. Por otra parte ya existe el incentivo para el caso de la producción de

pozos marginales o pequeños existe el D.S. N° 28984 que establece lo siguiente: REGLAMENTO DEL

REGIMEN DE INCENTIVOS A LA PRODUCCION DE CAMPOS MARGINALES Y PEQUEÑOS el

mismo tiene como objeto: Reglamentar el Artículo 64 de la Ley Nº 3058 de 17 de mayo de 2005 – Ley de

Hidrocarburos, para establecer un régimen de incentivos a la producción de petróleo y gas natural en

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243

campos marginales y pequeños aplicable a las personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras que

suscriban contratos de operación con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

El capítulo II Incentivo a la producción de petróleo art. 3 Criterios técnicos para incentivar la calidad del

petróleo estipula que: Para incentivar la calidad del petróleo se tomará en cuenta su contenido de Diesel

Oil. A mayor contenido de Diesel Oil mayor incentivo.

La solución inmediata para el abastecimiento de hidrocarburos líquidos requiere sólo de ejercer propiedad

y soberanía sobre la producción de hidrocarburos en concordancia a la nacionalización y los contratos de

operación, para resolver la falta de capacidad de procesamiento de líquidos, la baja eficiencia de las

plantas para suministrar de petróleo y condensados a las refinerías.

iii. Sinceramiento de los precios

El sinceramiento de los precios es un problema que se debe resolver no sólo en el precio de la producción

de petróleo como plantea el gobierno actual, sino en toda la cadena de producción de hidrocarburos.

Por tanto, la promulgación del D.S: 748 medida agresiva y desesperada que al no ser real en las

argumentaciones presentadas a la población boliviana y no contar con políticas paliativas para todos los

sectores en la que una elevación de precios en los carburantes tiene incidencia económica, social,

conllevando a la aceleración del crecimiento de los precios internos y la especulación de ciertos productos

que de no poder atenuarse en el corto plazo representara una mayor pérdida acelerada del poder

adquisitivo. Ocasionando mayor presión para el incremento de salarios e incremento de las tarifas de

transporte de darse estos incrementos se dará un incremento general de precios e inevitablemente existirá

una convulsión social y enfrentamientos entre bolivianos, en este caso transportistas enfrentados con la

ciudadanía en general debido a que el gobierno central perdió el control de la inflación de precios, más

aun cuando le cuesta reconocer al gobierno que existe un incremento escalado de los productos.

Estos son los resultados por encubrir la mala gestión de YPFB como brazo operador del sector de

hidrocarburos y empresa estratégica de generación de ingresos para el Estado.

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244

ANEXO 10: POLÍTICAS, ESTRATEGIAS, PROGRAMAS Y PROYECTOS PARA EL

DESMONTE DE LA SUBVENCIÓN A DOI

Políticas de las aéreas técnicas y transversales que inciden en la reducción y posterior eliminación de

la subvención a Diesel Oil

Bolivia se encuentra ante la gran responsabilidad y la oportunidad histórica única de aprovechar la

implementación y ejecución de políticas/programas/proyectos para consumir la energía con que más

cuenta y produce nuestro país, como es el caso de gas natural. Para no perder la oportunidad de utilizar

nuestras reservas en beneficio de los bolivianos y ante la crisis estructural del sector de hidrocarburos se

requiere políticas con una visión integral que sean implementadas con la mayor responsabilidad y de

manera continua, con gran capacidad de gestión que permitan lograr los objetivos planteados en cada una

de las áreas. Estas políticas deben responder al nuevo régimen de hidrocarburos, garantizando: a) El

consumo interno, b) La industrialización de los Hidrocarburos y c) La exportación de la producción

(excedente) con mayor valor agregado.

En el caso, de las Políticas que inciden en la reducción y/o eliminación de la subvención de Diesel Oil los

factores de éxito, se encuentran en función de factores técnicos, operativos y administrativos de otras

áreas, por lo que se plantea las siguientes políticas:

Políticas en el Área Técnica

En el sector de hidrocarburos el upstream es la primera etapa de la cadena productiva e incluye a las

operaciones de exploración y producción de petróleo, gas natural y líquidos del gas natural y la segunda

etapa de la cadena es el downstream mediante las operaciones de refinación o procesamiento e

industrialización, para la obtención de los diversos derivados y su posterior distribución y

comercialización hasta el consumidor final.

Por tanto en la primera etapa (upstream) se requiere de las siguientes políticas:

Política de Exploración

Basada en una exploración intensiva en todas las áreas prospéctales del territorio nacional.

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245

La definición de una política en materia de explotación y producción está orientada a identificar y

determinar el verdadero potencial hidrocarburifero de nuestro país y garantizar la explotación mas optima

de estos recursos, mediante el cumplimiento de los contratos de operación, lo cual será esencial ´para el

logro de las siguientes políticas que corresponden a la segunda etapa (downstream)

Política de Refinación

Refinar eficientemente toda la producción de condesado y crudo boliviano con tecnología adecuada y

personal calificado y comprometido con el país. Para tal efecto, se requiere la determinación del volumen

de producción proyectados y determinados por YPFB en los Planes de Desarrollo los cuales serán

ejecutados bajo control social.

El desarrollo de los diferentes procesos de refino responderá a la necesidad de producir mayor y mejor

calidad de productos sin olvidar las exigencias medioambientales cada vez más restrictivas, asegurando la

seguridad energética de nuestro país.

Política de Comercialización

Lograr el autoabastecimiento del mercado interno y exportar lo que no se consume ni se industrializa con

el mayor valor agregado, de manera competitiva y comparativa, posicionando a Bolivia en el centro

productor y distribuidor de la región de Gas Natural y productos gaso-químicos. Para tal efecto, se

requiere determinar: 1) Las reservas de manera responsable y real, 2) La planificación de la producción de

hidrocarburos factor determinante para el balance de la oferta y la demanda. Dicho balance coadyuvará a

la planificación de:

i. Mercado interno

Comercialización y distribución de productos considerando la estacionalidad de la

demanda.

Cambio de matriz energética

Implementación de política de precios.

En el caso de existir excedente de Diesel Oil se aplica la política de mercado externo.

ii. Mercado externo

Búsqueda mercados para la exportación de Diesel Oil y búsqueda de nuevos mercados

para la exportación de gas natural.

Consolidación de mercados.

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246

Asignación y entrega de producto considerando la estacionalidad de la demanda gas

natural.

La inversión extranjera en el sector de hidrocarburos está determinada en los 44 contratos de operación

donde YPFB tiene la responsabilidad de determinar dentro el caudal de producción que implícitamente

significa determinar la inversión para cada empresa petrolera en el marco que estipula el contrato.

Por otra parte, para captar mayor inversión extranjera en el sector hidrocarburos la política debe estar

basada en alianzas estratégicas, ventajas comerciales (acceso a terceros países mediante acuerdos

comerciales) o de la localización geográfica (vía menores costos)98”. Los factores mencionados para

atraer inversión extranjera, deberá ser coadyuvado por las políticas gubernamentales y no convertirse en

instrumentos de repulsión de la inversión extranjera. En este caso en el sector de hidrocarburos de Bolivia

atreves de los contratos de operación está brindando seguridad jurídica con la gran diferencia que la

inversión extranjera deja de ser fuente de explotación de recursos naturales. Por otro lado, si bien es

necesarios que el Estado brinde mayor seguridad jurídica para la inversión extranjera no es suficiente, sino

también tiene que brindar 1) Estabilidad económica, 2) Menor incertidumbre sobre la situación

macroeconómica futura, 3) Un marco regulatorio y legal estable, transparente y bien definido. Requiere

también que las máximas autoridades dominen el sector no sólo en discurso sino en lo técnico y este

asociado a los mejoramientos en eficiencia económica. Estos aspectos descritos sin duda que traerá mayor

inversión extranjera.

Políticas de Transporte de Hidrocarburos

El transporte de hidrocarburos tiene por objeto evacuar la producción de hidrocarburos destinada a

satisfacer la demanda energética, en otras palabras, suministrar energía desde un nodo a otro, ya sea

mediante ductos e instalaciones complementarias o mediante la utilización de ductos virtuales,

constituyéndose en una parte fundamental de la cadena de comercialización de los hidrocarburos

El transporte de hidrocarburos requiere la consolidación de mercados a nivel interno y de exportación para

poder desarrollarse, por lo que es necesaria la sincronización de programas y proyectos de producción,

comercialización, refinación para que los programas y proyectos de transporte de hidrocarburos sean

consecuentes con las necesidades de las demás áreas de la cadena y se lleven a cabo de manera integral y

con visión de país. En ese sentido, la Política debe representar la integración energética en el país y fuera

de nuestras fronteras y tiene como objetivo general contar con la capacidad necesaria para evacuar la

producción de hidrocarburos destinados a satisfacer la demanda interna y externa, realizando las

operaciones de manera óptima y segura, brindando cada vez mayor cobertura y permitiendo la incursión

en nuevos mercados.

98 ¿Cómo atraer inversión extranjera? Gerardo Esquivel * y Felipe Larraín B.**

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247

Uno de los problemas que enfrenta el transporte por ductos, es la tarifa estampilla que desalentaba la

inversión en ductos que implican grandes distancias, incidiendo en el desabastecimiento de combustibles

en el norte y occidente del país y genera subsidios cruzados. En el caso del transporte por medios

diferentes, la tarifa estampilla encarece los costos de transporte y también genera subsidios cruzados,

además de que este servicio es cartelizado o monopolizado y no esta normado.

La propuesta de la política plantea superar los problemas mencionados en el anterior párrafo mediante:

Ampliación de la capacidad de transporte del SNT de manera planificada, integral y con

visión de país.

Se llevara a cabo mediante la implementación de nueva infraestructura, tanto física como virtual y

a la ampliación de la capacidad de transporte de ductos ya existentes en operación, asegurando el

cumplimiento de procedimientos y normas de seguridad, mantenimiento y prevención de impactos

socio-ambientales bajo un control social amplio.

La fijación de tarifas por volumen y distancia.

Eliminará los subsidios cruzados e intracadena, se eliminara la tarifa estampilla y se implementara

la tarifa diferenciada.

Políticas de Almacenaje

Incrementar la capacidad de almacenaje mediante la ampliación y construcción de infraestructura en

función de una política de hidrocarburos sobre la producción, la demanda interna y los mercados externos

más convenientes de hidrocarburos, con capacidad de garantizar la seguridad de suministro de por lo

menos un mes previendo interrupciones por fuerza mayor o caso fortuito o imposibilidad sobrevenida y la

modulación/ajustes a la demanda.

A pesar de la variación de volúmenes de gas para la exportación, la demanda de dicho energético en la

región y el mundo seguirá siendo creciente en el tiempo existiendo variaciones en los mercados gasíferos

debido a la demanda de electricidad generada por ciclos combinados a partir del gas y las épocas

estacionarias de la demanda, razón por la cual se requiere tener una cierta capacidad de almacenamiento

de gas, con el fin de poder hacer frente a las características de la demanda en nuestro país, además de

prever posibles problemas de desabastecimiento, consecuentemente, el almacenamiento subterráneo de

gas es una herramienta de gestión logística importante del sistema gasífero que como uso estratégico

garantizará: 1) La seguridad de suministro previendo interrupciones por fuerza mayor o caso fortuito o

imposibilidad sobrevenida y 2) La modulación/ajustes a la demanda.. Sin embargo este tipo de

almacenamiento solo podrá determinar el volumen de reservas de gas y su caudal de producción.

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248

Por otra parte, se requiere tanques o equipos estacionarios ya que el almacenaje constituye un elemento de

sumo valor en la comercialización de los hidrocarburos por el mismo hecho que actúa como un

amortiguador entre la producción y el transporte para absorber las variaciones de consumo de los

mercados. Debido a la política de cambio de matriz energética, el problema de almacenamiento en el caso

de los combustibles líquidos deja de ser relevante, por tanto los esfuerzos y recursos debería orientarse a la

construcción de almacenamiento y equipamiento de gas natural y gnv que garantice el servicio de

suministro de combustible de manera continua e interrumpible debido a fuerza mayor o caso fortuito o

imposibilidad sobrevenida.

Por lo expuesto, es necesario contar con la implementación de una política de almacenaje que acompañen

de manera sincronizada en tiempo y volumen acorde a las políticas de producción y comercialización

tanto para el mercado interno y los mercados potenciales de exportación que además sostenga la creación

de la reserva Estratégica Nacional de Hidrocarburos.

Políticas de áreas transversales.

Política de Recursos Humanos

El cambio de régimen y el rol que asume el Estado sobre toda la cadena de hidrocarburos requiere de

programas agresivos que le permitan articularse con universidades y organismos académicos a nivel

nacional e internacional para desarrollar la investigación y la tecnología que se requiere, así como la

formación de recursos humanos. Por tanto la política estatal de recursos humanos se traduce, en forma

resumida, en el siguiente enunciado.

“Comprometer a cada boliviano del sector, como máximo valor del estado, para que asuma el reto de

asegurar que el uso de los hidrocarburos se constituya en el patrimonio de las futuras generaciones para

vivir bien y trascienda así, como ejemplo de desarrollo social y empresarial para el mundo entero”. Para

tal efecto se plantea la creación del Instituto Boliviano de Energía.

Política de Gestión y manejo de información

El cambio del escenario político y económico nacional exige considerar y fortalecer políticas de estado

que promuevan avances efectivos en la Transparencia y Acceso a la Información Pública en todos los

eslabones de la cadena productiva de hidrocarburos. Sólo de esta manera se podrá incorporar una gestión

eficiente con participación y control social, capaces de lograr:

Acceso y conocimiento de la información del sector de hidrocarburos referente a

Comercialización, refinación e industrialización. (Transparencia).

BIBLIO

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249

Gestión eficiente con mayor responsabilidad en el manejo de las finanzas públicas con respecto a

Comercialización, Refinación e Industrialización. (Menor riesgo de corrupción).

Participación con conocimiento y causa de la sociedad civil en la vigilancia y en la toma de

decisiones en las áreas de Comercialización, refinación e industrialización. (Control social).

Conciencia social para las posibilidades de asegurar que el uso de los recursos hidrocarburiferos y

los ingresos provenientes de su comercialización coadyuven a la reducción de la pobreza.

(Desarrollo económico y social sostenido).

Para logar con efectiva y eficientemente los cuatro puntos descritos se requiere la implementación de la

política de Democratización de la información energética atreves de sus tres programas 1) Elaboración de

un mapa de flujo de información energético, 2) Construcción de un marco legal para la gestión de

información y 3) Provisión de herramientas tecnológicas.

Por lo anteriormente señalado se demanda un fuerte énfasis en la capacitación del personal responsable de;

recopilación y sistematización de la información de oferta y demanda de los hidrocarburos tanto del

mercado interno como externo.

La política de gestión de información se resume en: la democratización de la información del Sector de

Hidrocarburos.

Política de Control Social

La Política de Control Social pretende trazar soluciones a los problemas de desarrollo energético

satisfaciendo las necesidades del presente y asegurando la de las generaciones futuras, mediante

información y comunicación directa e intensiva entre el sector de hidrocarburos y la sociedad boliviana

con los objetivos de:

Transparentar la información pública (acceso y conocimiento) y lograr mejor imagen institucional

por transparencia.

Participación de la sociedad boliviana en el control y toma de decisiones.

Lograr la mayor y mejor comprensión del proceso de generación, distribución y uso de los

recursos económicos provenientes del sector hidrocarburifero.

Asumir responsabilidad en el manejo de las finanzas públicas.

Asegurar que los ingresos provenientes del gas y petróleo sean suficientes, para ayudar a la

reducción de la pobreza y al desarrollo sostenible, tanto en el presente como en el futuro.

Institucionalizar la práctica de rendición de cuentas del sector público de manera oportuna.

BIBLIO

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250

El despliegue correcto de la política de participación y control social es vital en la implementación de toda

la cadena de hidrocarburos logrando una gestión eficiente y evitando los riesgos de la corrupción

La política de control social se resume en: Asumir la responsabilidad de la propiedad y administración de

la riqueza hidrocarburifera cada ciudadano boliviano a través de mecanismos generados por el Estado para

la Participación y Control Social con visión de país.

Política de Restructuración del Sector de Hidrocarburos

Considerando que la deficiente gestión se constituye en uno de los problemas más serios del sector

hidrocarburos. La política de reestructuración del sector de hidrocarburos se resume en: Direccionar la

gestión con visión de país, fortaleciendo al Estado con profesionales nacionales y asesoramiento

internacional, administrando con participación y control social mediante un Modelo de Gestión

Participativo)99”, definiendo claramente los roles institucionales para no diluir responsabilidades como en

la actualidad, donde los conceptos de tuición, autarquía, responsabilidad institucional y mancomunada

estén claramente definidos y aplicadas, por lo que se propone la siguiente estructura básica.

GRAFICA: ESTRUCTURA BASICA DEL SECTOR DE HIDROCARBUROS

Fuente: En base a maco legal CPE y criterios técnicosPor otra parte, es importante resaltar, que es fundamental la implementación de la política de reestructuración para el correcto despliegue de una

Nueva Política Estatal de Hidrocarburos.

Políticas específicas, que inciden en el desmonte de la subvención a DOI y estrategias, programas y

proyectos

Política 1.- Política de Autoabastecimiento de Diesel Oil en el mercado interno y exportación de los

excedentes

Esta política se resume en: Abastecer de combustible suficiente al mercado interno priorizando el interés

nacional sobre el interés comercial y particular, incentivando el consumo de combustible que más se

99 Modelo propuesto acorde a la línea política del actual gobierno.

Cabeza delsector

Prestadoras deServicios

(En Igualdad deCondiciones)

BrazofiscalizadorBrazo operativo

100%Privada

Aprueba la políticadel sector

Establece elRégimen del sector

100%Estatal

S.A.M.Mixta

MHE

YPFB ANH

ÓrganoEjecutivo

ÓrganoLegislativo

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251

produce en Bolivia como el gas natural brindando seguridad y eficiencia energética, exportando el

excedente.

P1 Estrategia 1: Separar las actividades de comercialización de la casa matriz

Esta estrategia se relaciona con la política de exploración, producción, refinación, almacenaje y pretende

solucionar el problema de la burocracia para lograr una gestión ágil con decisiones oportunas acorde al

ritmo de la actividad hidrocarburifera, garantizando satisfacer las necesidades energéticas y económicas

del presente sin poner en riesgo los beneficios provenientes de los hidroacarburos para las generaciones

futuras, velando la economía nacional a fin de dar cumplimiento a normas establecidas sobre

responsabilidad del funcionario público.

TABLA: P1 E1 OBJETIVO ESTRATEGICO, PROGRAMAS Y PROYECTOS

Fuente: TABLA resumen de P1 E1 objetivo estratégico, programas y proyectos

P1 Estrategia 2: Fomentar y consolidar el consumo exclusivo de energía proveniente de los

recursos energéticos nacionales

Estrategia que se relaciona con la exploración producción de hidrocarburos y el mercado externo.

Se pretende reducir la demanda creciente de DO a través de la sustitución de DO a GNV y de DO a

DO/GNV disminuyendo los volúmenes de importación de los combustibles, por ende la subvención a este

combustible además de reducir el contrabando por el hecho de que es mucho más difícil realizar esta

actividad con gas natural. Además de evitar políticas desarticuladas e incongruentes como en la

actualidad siendo un ejemplo claro: los planteamientos de parte de YPFB sobre el cambio de matriz y el

planteamiento de incrementar la capacidad de refinación mediante la aplicación de las refinerías actuales y

la construcción de una nueva refinería para crudo importado, sumándose el proyecto de GTL como

proyecto de industrialización. Estos hechos demuestra que no existe una planificación seria y responsable

P1 E 1: OBJETIVO ESTRATEGICO P1 E1: PROGRAMAS P1 E 1: PROYECTOS

P1 E 1 Proyecto 1: Creación de las EmpresaBoliviana de Comercialización deHidrocarburos (EBCH) empresa subsidiaria deYPFB, con una estructura más matricial quepermita desconcentrar las decisiones yresponsabilidades y permita a la vez fluidez eninformación técnica y administrativa con suspropios objetivos e indicadores de gestión parauna retroalimentación oportuna.

P1 E 1 Proyecto 2: Implementar, desarrollar yconsolidar una imagen positiva de una empresaque brinda servicios y productos competitivos,generando mayores ingresos para el país.

P1 E 1 Proyecto 3: Potenciar la participaciónde los actores internos en el desarrollo de laimagen institucional.

Transparentar la gestión a través de latransmisión de Información a la sociedadboliviana en su conjunto sobre el estadoeconómico y financiero de la comercializaciónde hidrocarburos y fortalecer la imagen de laempresa pública como una empresa nacional,eficiente y comprometida con el desarrollosostenible

P1 E 1 Programa 1:

Fortalecimiento de lagestión financiera sobrela comercialización delos hidrocarburos

BIBLIO

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252

para la inversión en el sector de hidrocarburos ya que los proyectos de GTL y la construcción de una

nueva refinería son enfocadas con el objetivo de cubrir la demanda creciente de DO cuando la política

debería ser de plantear estrategias y mecanismos que incentiven a la reducción del consumo de DO y otros

de combustibles.



P1 Estrategia 3: Consolidar, modernizar y ampliar la infraestructura del Sistema de abastecimiento

de GNV.

Estrategia relacionada con la actividad de exploración, producción, transporte, almacenaje,

comercialización de hidrocarburos.

Se pretende almacenar una cantidad definida de hidrocarburos líquidos/gaseosos, que permitan enfrentar

una eventual crisis por razones políticas u otras.



P1 Estrategia 4: Determinar alternativas de alianzas estratégicas y competidores potenciales para la

diversificación de producción y uso de energía

Estrategia relacionada con el sector energético100 y gobiernos (central, departamental y municipal).

Pretende modificar la matriz energética, reduciendo en primera instancia la importación de DO y la

100 Es necesario diversificar la producción y uso de la energía en el caso de consumo de DO en el sector de electricidad realizar plantas hidráulicas, molinos de viento, paneles solares etc. Todo método que contaminemenos al medio ambiente.

P1 E 2: OBJETIVO ESTRATEGICO P1 E 2: PROGRAMAS P1 E 2: PROYECTOS

P1 E 2 Proyecto 1: Conversión vehiculargratuito de DO a GNV (Obligatorio para eltransporte del servicio público - oficial) yopcional para el servicio particular.

P1 E 2 Proyecto 2: Implementación, control yfiscalización de tecnología para la reducción deconsumo de DO en el sector agroindustrial.

P1 E 2 Proyecto 3: Sustitución de DO aDO/GN en tractores mulas para cultivos detrigo, girasol y soya. (Simultaneo al Proyecto 2).

P1 E 2 Proyecto 4: Sustitución de DO enmotores estacionarios a DO/GNV.

Implementar y ejecutar una política integral delsector de hidrocarburos para el logro de lasustitución de DO a GNV y DO a DO/GNV(cambio de matriz energética).

P1 E 2 Programa 1:

Sustitución decombustible DO por GNV y de DO aDO/GNV.

P1 E 3: OBJETIVO ESTRATEGICO P1 E 3 PROGRAMAS P1 E 3: PROYECTOS

P1 E 3 Proyecto 1: Análisis y definición de lainfraestructura y logística requerida paraimplementar el uso masivo de gas natural.

P1 E 3 Proyecto 2: Reserva EstratégicaNacional de Hidrocarburos.

Garantizar la infraestructura y la operatividaddel proceso logístico (distribución y venta degnv).

P1 E 3 Programa1:

Desarrollo ymejoramiento deconfiabilidad delsistema deabastecimiento decombustibles.

BIBLIO

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253

subvención para posteriormente eliminar dicha actividad para exportar el excedente de DO eliminando la

subvención.



Política 2 .- Política de precios, tarifas y subvención

La política de precios, tarifas deberán ser enmarcados en el nuevo régimen general de prestación de

servicios, reflejando los costos de la prestación de servicios y las utilidades de los operadores en toda la

cadena. En relación a.la subvención la misma deberá estar enmarcada en términos económicos y sociales

(deben llegar a los bolivianos que más lo necesitan y a los sectores que lo requieren), eliminando la

duplicidad entre impuestos y subvención atreves de un régimen tributario simple en toda la de la cadena.

P2 Estrategia 1: Organización del Funcionamiento de la Comercialización y Distribución de Diesel

Oil y GNV

Estrategia relacionada con la política de reestructuración.

Se pretende organizar las transacciones de hidrocarburos en el marco del nuevo régimen de hidrocarburos

(prestación por servicios), además de adaptar la estructura de hidrocarburos a la nueva política de

comercialización.



P2 Estrategia 2: Redefinición de Precios y Tarifas

Estrategia relacionada con la economía de hidrocarburos.

Se pretende transparentar los costos de provisión de un producto o servicio (DO/GNV), diferenciar los

Precios en cada punto de distribución en función a los costos de provisión del combustible, transparentar

los subsidios, cruzados, a lo largo de toda la cadena y cuantificar los verdaderos costos e ingresos de los

prestadores de servicios.


Diversificar la matriz energética

P1 E 4 Programa 1:

Obtención de Diesel Oil através de materia prima noconvencional.

P1 E 4 Proyecto 1: Implementación de nuevastecnologías para la producción de Diesel Oil a partir dela transformación de residuos sólidos


Definir la forma de transacción del gas naturaly de Diesel Oil

P2 E 1 Programas 1:

Organización de lastransacciones

P2 E 1 Proyecto 1: Creación del Comité de Asignaciónde Gas y Derivados de Petróleo

BIBLIO

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254



P2 Estrategia 3: Determinación del Componente de Política Fiscal

Relacionada con la economía de hidrocarburos y economía fiscal.

Se pretende reducir y posteriormente eliminar los subsidios ciegos, es decir, aquellos que benefician más a

los consumidores de mayores ingresos, y concentrar los subsidios en aquellos que más lo necesitan.

TABLA P2 E3 OBJETIVO ESTRATEGICO, PROGRAMAS Y PROYECTOS



P2 E2 Programa 1:

Adecuación de la cadena deprecios y tarifas al régimende servicios

P2 E2 P1 Proyecto 1: Redefinición del Régimen dePrecios y Tarifas

P2 E2 P2 Proyecto 1: Redefinición Conceptual dePrecios y Tarifas

P2 E2 P2 Proyecto 2: Redefinición Metodológica deTarifas por Servicios

P2 E2 Programa 2:

Redefinición Económica delas Tarifas por Servicios

Expresar los verdaderos costos de producciónde los combustibles y los serviciosenmarcados en el nuevo régimen general deprestación de servicios, con el propósito degenerar señales adecuadas para la toma dedecisiones del Estado


Focalizar los subsidios a sectores queverdaderamente lo requieran

P2 E 3: Programa 1:

Determinación de preciosrelativos al consumidorfinal de energéticos

P2 E3 Proyecto 1: Focalización del subsidio a DieselOil

BIBLIO

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255

BIBLIOGRAFIA

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CEDIB - BOLIVIA© 2007 CEDIB

DIVERSOS DECRETOS SUPREMOS GACETA OFICIAL DE BOLIVIA

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SUPERINTENDENCIA DE HIDROCARBUROSAnuarios 2000 -2008

YPFBUnidad de negocios de comercialización 2000

YPFBBoletines de Estadísticos 2009- 2010

INE Instituto Nacional de Estadística

DOHA.JULIETA EVANGELINA SÁNCHEZ CANO.Doctorante de Economía Internacional y desarrollo de la Universidad Complutense de Madrid.Las Subvenciones agrícolas, sus efectos y la Ronda

FABIO WILFREDO ALFARO RODRIGUEZ, WENDY ALEYDA JOSEFINA FLORESFLORES, ANDREA MARÍA ORANTES LOPEZ¿Quiénes han sido los verdaderos beneficiarios de los subsidios, al transporte público y energíaeléctrica en el Salvador 1990 - 2008?:

INFORME DE LA FAO:Consulta de expertos sobre incentivos económicos y pesca responsable Roma, 28 de noviembre – 1º dediciembre de 2000.

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JOCELYN MICHARDCentro de documentación e información Bolivia – CEDIB Cochabamba-Bolivia 2008Cooperativas Mineras en Bolivia: formas de organización, producción y comercialización

LC/L.1966 8 DE OCTUBRE DE 2003Sostenibilidad energética en américa latina y el caribe: el aporte de las fuentes renovables.

ARCHIVO DEL PORTAL DE RECURSOS PARA ESTUDIANTESWWW.ROBERTEXTO.COM.Historia del Pensamiento Económico

GRAHAM BANNOCK, R.E. BAXTER Y RAY REESDiccionario de Economía

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257

LISTA DE TERMINOS

AIE : Agencia Internacional de la Energía

BBL: Barril

BCB : Banco Central de Bolivia

BPD : Barriles por Día

Bs : Bolivianos

Contratos de Operación: Contratos petroleros de Exploración y Explotación suscrito

entre YPFB y las empresas petroleras (Titulares) en Octubre de

2006 y protocolizados en mayo de 2007.

DO: Diesel Oil

DOI: Diesel Oil Importado

DON : Diesel Oil Nacional

Downstream: Expresión utilizada para referirse a las actividades de

Transporte, Almacenaje, Comercialización, Refinación,

Distribución e Importación.

EESS : Estaciones de Servicio

ENARSA: Energía Argentina Sociedad Anónima, empresa encargada de la

comercialización de volúmenes de Gas Natural en territorio

Argentino.

FMI : Fondo Monetario Internacional

GLP : Gas Licuado de Petróleo

GLPR Gas Licuado de Petróleo de Refinería

GLPP. Gas Licuado de Petróleo de Planta

GNV : Gas Natural Vehicular

Grados API (pet), gravedad API, grado API, se le denomina al peso

específico de un crudo o lubricante del petróleo

IDH: Impuesto Directo a los Hidrocarburos

IEHD DOI: Impuesto Especial a los Hidrocarburos Diesel Oil Importado

IEHD DON: Impuesto Especial a los Hidrocarburos Diesel Oil Nacional

IEHD: Impuesto Especial a los Hidrocarburos

IGP : Índice de precios General

BIBLIO

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INE: Instituto Nacional de Estadística

IPC : Índice Precios al Consumidor

IVA: Impuesto al Valor Agregado

LAC : América Latina y El Caribe

Lt/ LT: Litros

M$us : Miles de Dólares Americanos

MBPD : Miles de Barriles por Día

MBs : Miles de Bolivianos

MHE: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

MLt/ LT: Miles de Litros

MM MCD.: Millones de Metros Cúbicos Día

MM$us : Millones de Dólares Americanos

MMBPD : Millones de Barriles por Día

MMBs : Millones de Bolivianos

MPC Millones de pies cúbicos

MMLt/ LT: Millones de Litros

NOCRES: Notas de Crédito Fiscales

OCDE : Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico

OLADE Organización Latino-Americana de Energía

OPEP : Organización de Países Exportadores de Petróleo

PBI : Producto Bruto Interno

PC Pies cúbicos

PSC Pies cúbicos estándar

PPI : Precio de Paridad de Importación

PRODE : Comité de Producción y Demanda

PTPs: Programas de Trabajo y Presupuesto - En el marco de los

Contratos de Operación, los PTPs son un programa

pormenorizado de las Operaciones Petroleras propuestas por el

Titular y de los tiempos requeridos para cada categoría de

Operaciones Petroleras, que está sujeto a la aprobación de

YPFB.

BIBLIO

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259

RECON: (Crudo Reconstituido); Mezcla de crudo reducido, obtenido como

residuo de la destilación atmosférica, con gasolina blanca

obtenida en las plantas de separación de los campos y en las

refinerías.

SH: Superintendencia de Hidrocarburos

SIN Servicio de Impuestos Nacionales

$US ó $us : Dólares Americanos

UNESCO: Organización de las Naciones Unidas para la Educación, la

Ciencia y la Cultura.

Upstream: Expresión utilizada para referirse a las actividades de

Exploración y Producción de hidrocarburos.

WTI: (West Texas Intermediate); El WTI es un tipo de petróleo crudo

ligero, producido en los campos occidentales del estado de

Texas (Estados Unidos de Norteamérica), el cual sirve como

precio de referencia para las transacciones financieras en la

bolsa de New York (NYMEX). Este tipo de crudo es utilizado

como referencia en Bolivia. Existen distintos tipos de crudos de

referencia, entre los cuales se incluyen el Brent, Dubai, etc.

YPFB: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

BIBLIO

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UNIDADES DE VOLMEN, FISICAS Y CALORIFICAS

Factores de conversión

1 barril americano = 5,614583 Pies cúbicos

= 42 Galones americanos

= 158,98 Litros

= 0,15898 Metros cúbicos

1 metro cúbico = 1000 Litros

1 litro = 1 Decímetro cúbico

Densidades de referencia en ton/m3:

Gas licuado 0,55

Gasolina 0,75

Kerosene 0,82

Diesel oil 0,88

Fuel oil 0,94

Factores de conversión de unidades físicas a calóricas

1 bbl de petróleo = 1,0015 BEP

1 bbl de gasolina = 0,8934 BEP

1 bbl de diesel = 1,0015 BEP

1 bbl de combustibles pesados = 1,0304 BEP

1 bbl de GLP = 0,6701 BEP

1 bbl de kerosene = 0,9583 BEP

103m3 de gas natural = 5,9806 BEP

103 kWh de hidro/geo electricidad = 0,6196 BEP

subvencion de diesel oil y su incidencia en la economia

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