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Desarrollo Sobre la Mesa https://inesad.edu.bo/dslm/2026/02/el-precio-ya-es-real-el-mercado-todavia-no-estan-los-privados-listos-y-dispuestos-a-manejar-los-combustibles-en-bolivia/ |
El precio ya es real, el mercado todavía no: ¿están los privados listos y dispuestos a manejar los combustibles en Bolivia? Por: Javier Aliaga Lordemann* Durante años, el mercado de combustibles en Bolivia funcionó como un edificio sostenido por andamios. Precios contenidos y suministro aparentemente garantizado ocultaban la fragilidad de los pilares reales del sistema: producción, exploración, inversión, logística y financiamiento. Ese andamiaje fue posible gracias a subsidios económicos encubiertos, todo comenzó con un precio para el barril doméstico fijado alrededor de USD 27 cuando el Brent se movía entre USD 60 y 90. La diferencia -del orden de USD 0,30 por litro- no fue una ventaja competitiva, sino una distorsión que erosionó incentivos, descapitalizó a YPFB y postergó decisiones de inversión. Este precio de USD 27 no es el que rige en el mercado internacional, sino una referencia regulatoria sobre la cual se calculan los precios ex-refinería de los derivados (precio base), sumando márgenes de refinación, costos logísticos, distribución, comercialización e impuestos hasta llegar al precio final al consumidor. El objetivo original fue estabilizar los precios internos y aislarlos de la volatilidad internacional, y cuando existían brechas con el precio externo se utilizaron mecanismos contables/regulatorios para administrar esa diferencia y repartir la renta entre productores, la empresa YPFB y el Estado. Eliminar el tope de 27 USD/barril no equivale automáticamente a “quitar un subsidio”, sino a revalorizar el crudo interno hacia niveles más cercanos al precio internacional, con efectos potenciales positivos sobre las cuentas del sector, la señal a inversionistas y la reducción de distorsiones fiscales. Sin embargo, no incentiva por sí solo la producción en campos marginales: eso depende de si el mayor valor se traslada efectivamente al precio en boca de pozo y mejora el flujo de caja de los operadores, cubriendo sus altos costos y riesgos. La corrección del “barril barato” fue una decisión estructural. Al sincerar el precio del crudo, se reconoció que producir y explorar bajo precios artificiales no era sostenible. El mismo principio se aplicó posteriormente a la gasolina y al diésel, con su resiente nivelación de precios. En la actualidad, para estos combustibles, el precio interno cubre la paridad de importación: producto, transporte internacional, seguros, logística interna, impuestos netos y un margen operativo básico. Desde el punto de vista económico, el subsidio fue cuasi eliminado. El Estado ya no vende combustibles con pérdidas automáticas ni absorbe una la brecha fiscal. Sin embargo, esta corrección dejó una situación intermedia que explica buena parte de las tensiones actuales. El precio es real, pero la señal sigue incompleta. Los valores internos no se mueven automáticamente con el mercado internacional; están nivelados, pero no indexados. Esto no implica la persistencia de un subsidio económico, pero sí mantiene un riesgo clave: la discrecionalidad en la formación de precios. Para el mercado -y especialmente para los privados-la pregunta no es si el precio cubre costos hoy, sino si seguirá haciéndolo mañana cuando el Brent suba o baje; o el tipo de cambio se ajuste a su nivel de fundamentos. Con lo dicho, el país enfrenta una pregunta que ya no es ideológica, sino técnica y financiera: ¿cómo retirar definitivamente esos andamios sin poner en riesgo el edificio (abastecimiento)?, y quién está en condiciones de administrar el sistema en adelante? Este punto es central para entender por qué la entrada del sector privado sigue siendo parcial y cautelosa. Hablar de “entrada de privados” no significa autorizar importaciones puntuales. Significa un rediseño completo del downstream: privados que importen gasolina, diésel y eventualmente GLP; que financien inventarios; que operen almacenamiento mayorista; que gestionen logística; y que distribuyan en macrozonas bajo esquemas de concesión o contratos de suministro. En términos financieros, esto implica asumir riesgos de precio, demanda y tipo de cambio. Por eso no es extraño ver a muchos privados en modalidad “wait and see”. Los números ayudan a dimensionar; cubrir un mes de inventario nacional de gasolina y diésel requiere cientos de millones de capital de trabajo. Incluso una sola macrozona de 20% del mercado demanda entre USD 25 y 35 millones. Estos montos no son prohibitivos para operadores regionales, pero sí exigen certeza intertemporal. Sin reglas claras, ese capital simplemente no se compromete. El caso del GLP ilustra bien la transición incompleta. El precio de la garrafa permanece en Bs 22,50, y el esquema de compensación se canaliza a través de NOCRES (Notas de Crédito Fiscal): actualmente en torno a Bs 0,84 por kg para GLP producido (GLPP) y Bs 0,70 por kg para GLP importado (GLPR), con un horizonte de aplicación de seis meses. En la práctica, aunque se ajustó la ecuación económica, estas notas de crédito representan un pasivo fiscal diferido. Por ejemplo, un consumo mensual del orden de 10 millones de kg implica una compensación cercana a Bs 8,4 millones al mes. El instrumento es funcional, pero su eficacia depende de un elemento crítico: la velocidad y certeza de liquidación. En este caso los privados pedirán como condiciones mínimas para entrar de forma estructural -si fueran ellos los que terminarán importando GLP - como ser: i) NOCRES redimibles en un plazo máximo de 30 a 60 días, o aceptables como colateral bancario; ii) Acceso previsible a divisas mediante una ventanilla específica para importadores energéticos; iii) Contratos de acceso a infraestructura (terminales, ductos, almacenamiento) con capacidad reservada y tarifas transparentes; iv) Penalidades efectivas contra el contrabando y fortalecimiento del control fronterizo; v) Líneas puente o garantías parciales para el primer ciclo de inventarios; iv) Un horizonte regulatorio explícito de al menos 12 a 24 meses, etc. Sin este paquete, la lógica financiera es clara: el riesgo regulatorio domina cualquier cálculo de rentabilidad. Las medidas adoptadas hasta ahora -eliminación del subsidio económico, retiro del barril a USD 27, alivios tributarios, autorización de importaciones privadas- son coherentes y necesarias, pero siguen siendo una antesala. Reducen el riesgo fiscal del Estado, pero no eliminan la prima de riesgo exigida por el capital privado. El riesgo de mercado es gestionable; el riesgo político discrecional, no. Recuperar el sector no significa volver a esquemas artificiales. Significa reconstruir incentivos para invertir, producir, importar y distribuir energía de forma sostenible. Y eso exige completar la transición hacia señales de precio creíbles. Sin movilidad de precios, la inversión será táctica y de corto plazo; con reglas claras, puede volverse estructural. El siguiente paso, entonces, es avanzar hacia discutir mecanismos explícitos de ajuste. No basta con hablar de “bandas”. Es necesario proponer fórmulas simples y transparentes. Por ejemplo, un esquema de transición donde el precio local mensual sea una combinación de la paridad de importación y el precio previo, con ajustes mensuales dentro de una banda de ±3% y revisiones trimestrales. Volvemos a la pregunta central ¿Entrarían los privados bajo el esquema actual? Algunos sí, con estrategias oportunistas. ¿Invertirían en almacenamiento, logística regional y distribución concesionada? Todavía no de forma masiva. Para eso se requiere completar la arquitectura institucional y reforzar el marco político y regulatorio. Esto nos lleva a la hoja de ruta, que ya no puede ser abstracta. En el muy corto plazo, el foco debería estar en reglas operativas: diseño formal de NOCRES, ventanilla de divisas, contratos tipo de acceso a infraestructura. Luego, se deberían licitar macrozonas de suministro con obligaciones mínimas y garantías puente para capital de trabajo. Posteriormente, implementar el mecanismo de ajuste de precios y publicar indicadores semanales de inventarios, volúmenes y pasivos. Más allá de los seis meses, el debate debe trasladarse al marco legal. Todas estas medidas son la antesala a discutir una nueva Ley de Hidrocarburos. Hasta ahora hemos administrado la escasez y estamos viendo como transferir la operación a los privados, pero necesitamos una ley de siembra y cosecha, una ley de ciclo entero. Siembra, porque debe incentivar inversión upstream mediante estabilidad contractual, incentivos temporales y reglas claras. Cosecha, porque debe definir de forma predecible cómo el Estado participa en los excedentes sin destruir la inversión. Además, una ley de hidrocarburos con norte de política energética y salvaguardas, es decir, que no vaya en contra ruta con una transición equilibrada hacia energías limpias. Bolivia ya hizo lo políticamente más costoso: eliminar el subsidio económico. Ahora enfrenta el desafío institucional más complejo: convertir precios reales en un mercado funcional. Hasta que eso ocurra, los privados seguirán mirando desde la puerta, algunos asomarán la cabecita, calculando riesgos y esperando señales más claras. El precio ya es real. La decisión pendiente es si el país está en condiciones o dispuesto a dejar que el mercado termine de nacer. ---------------------------------------------------------------- * Investigador Senior asociado de INESAD, jaliaga@inesad.edu.bo Los puntos de vista expresados en el blog son de responsabilidad de los autores y no necesariamente reflejan la posición de sus instituciones o de INESAD. |
