La era del gas. El gasoducto al Brasil

Desde la década de los setenta se tenía conocimiento de una importante vocación gasífera de los campos de hidrocarburos del país (el 49 % del territorio nacional estaba considerado como área potencial de explotación), pero fue solo a partir del contrato de venta de gas al Brasil (1994), el proceso de capitalización de YPFB (1996) y la nueva ley de hidrocarburos (1996), que esa vocación se convirtió en una incontrastable realidad, haciendo de Bolivia el país con las mayores reservas de gas libre de América Latina y el tercero en reservas absolutas. YPFB se dividió en cuatro empresas, dos de exploración y producción Chaco y Andina (Repsol YPF), una de transporte Transredes y YPFB residual. La capitalización dejó el 50 % de las acciones de las tres primeras empresas en propiedad de las capitalizadoras que aportaron inicialmente 834.9 millones de dólares por esa operación. En el periodo 1993-1996 (antes de la capitalización) la inversión de YPFB había sido de 316 millones, en el periodo 1997-2000 fue de 1.898 millones, la inversión más alta en el sector en toda a historia.

Además de las capitalizadoras, operaban en el país otras dieciséis compañías extranjeras o asociadas con bolivianas. Andina tenía en 2002 el 24,8% de las reservas de gas y el 21,9% de las reservas de petróleo, en tanto Chaco tenía el 4,2% del gas y el 4,5% del petróleo. El restante 71% del gas y 73,6% del petróleo estaba en manos de las otras empresas, entre las que se destacaban Total con 14%, Petrobras con 13,8% y Maxus con 9,8% de las reservas gasíferas.

En 1996, el año de la capitalización el país tenía 4.24 trillones de pies cúbicos (tpc.) de gas natural, en 2002 esa cifra había llegado a 52.30 tpc, es decir 12,5 veces más que antes del proceso. Esta la evolución de las reservas de gas en el periodo:

En 2002 la suma de reservas probadas, probables (que son las que se cuentan oficialmente) y posibles llegaba a 77.17 tpc. El 87,5% del gas y el 81,7% del petróleo estaba en Tarija, el 9,3% del gas y el 10, 1% del petróleo en Santa Cruz, el 2% del gas y el 7,4% del petróleo en Cochabamba y el 1,3% del gas y el 0,8% del petróleo en Chuquisaca. Esta la evolución de las reservas de petróleo en el periodo:

El consumo interno de gas natural para el periodo 2002-2022 se calculó en 1.4 tpc. Los compromisos de exportación para ese mismo periodo eran de 9.1 tpc. Í Brasil y 0.6 tpc. a Argentina, lo que suma 11.1 tpc, quedando un saldo de 41.2 tpc. Ubres para su eventual exportación.

Uno de los temas más polémicos del proceso fue el de los impuestos a las petroleras. El tratamiento sobre los hidrocarburos existentes a 1996 era del 50% de impuestos: 11% de regalías departamentales, 1% de regalías compensatorias, 6% participación de YPFB al TGN, 13% de regalía nacional complementaria y 19% de participación nacional. El tratamiento sobre los hidrocarburos nuevos era solo del 18%: 11% de regalías departamentales, 1% de regalía complementaria y 6% participación de YPFB al TGN. Adicionalmente, t n ambos casos se consideraba un 25% de impuestos sobre utilidad de empresas, 12,5% de impuestos sobre remisión de utilidades al exterior y solo en el caso de los hidrocarburos nuevos, un 25% de "surtax" (sobre utilidades por extracción de recursos naturales no renovables). Dado que más de: 90% de las reservas probadas y probables correspondían a hidrocarburos nuevos, este rango impositivo era excesivamente liberal y uno de los de menor beneficio para el estado en América Latina. Los ingresos al tesoro por impuestos de hidrocarburos pasaron de 1.480 millones de dólares en el periodo 1993-1996 a 1.668 millones en el periodo 1997-2000.

Después de la expiración del contrato de venta de gas a la Argentina (1972-1999) que reportó a Bolivia 4.562,3 millones de dólares por la exportación de 1.9 tpc, se hacía indispensable compensar ese vacío con un proyecto más ambicioso, la exportación de gas al Brasil. La historia de este emprendimiento se remonta a la carta de intenciones entre Banzer y Geisel de 1974, que, como vimos, quedó frustrada por la falta de decisión de la dictadura de entonces. En 1984 Siles y Figueiredo retomaron el proyecto de 1974 sin éxito. En 1988 Paz Estenssoro y Sarney suscribieron a su vez notas reversales para la venta de derivados de gas y energía eléctrica y la exportación de 3 millones de metros cúbicos por día (mmcd.). Pero cuando el proyecto comenzó realmente a concretarse fue en el periodo 1991-1993, en que Paz Zamora y Franco firmaron contratos de compra venta de gas (entre 8 y 16 mmcd.) con un tubo de 18 pulgadas. Finalmente, el proyecto tomó dimensión de realidad con la iniciativa del Presidente Sánchez de Lozada de asociar a Bolivia con la transnacional norteamericana Enron para hacer una contraparte viable con el Brasil. Fue el esfuerzo económico de mayor magnitud de la historia hasta ese momento.

En 1996 Sánchez de Lozada y Cardoso firmaron el contrato de venta de gas ampliando el volumen a 30 mmcd. con un precio mejorado que, entre 1999 y 2002, fue de 1.44 dólares por millar de pies cúbicos. En ese mismo año suscribieron el contrato de construcción del gasoducto que se comenzó a construir en julio de 1997.

El gasoducto Bolivia-Brasil tiene una extensión de 1.970 kms. de Río Grande (Bolivia) a Sao Paulo y otros 1.180 kms. de Sao Paulo a Porto Alegre. 557 kms. se extienden en territorio boliviano. La construcción del ducto de 32 pulgadas, costó 2.200 millones de dólares. Los presidentes Banzer y Cardoso inauguraron el gasoducto en 1999. En julio de ese año comenzó a operar. En 1999 se exportaron 2,4 mmcd. y en 2001 se superaron los 10 mmcd. Esto dio como resultado en 2001 un ingreso de 225 millones de dólares. El mayor ingreso anual por exportación de gas a la Argentina fue el de 1982 con un total de 381,6 millones de dólares.

Las gigantescas reservas de gas del país plantearon muy rápidamente la necesidad de la apertura de nuevos mercados que permitieran un ingreso adicional. La opción más atractiva era la de exportar gas natural a México y Estados Unidos. Otro de los temas que se puso en el debate fue el de la posibilidad de darle un valor agregado al gas, con la construcción de plantas petroquímicas que permitiera mejores ingresos.

Paradójicamente, este potencial energético no se había traducido en el desarrollo de una nueva matriz energética boliviana basada en el gas y una expansión de las redes urbanas de gas natural que cubrieran los requerimientos de consumo de una población dependiente del gas licuado, el kerosén o la leña en el área rural.

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