La inversión extranjera directa en el sector hidrocarburífero boliviano: Comparación entre marcos regulatorios (1996-2009)

Abstract

El trabajo que a continuación se presenta se enmarca en la discusión sobre qué tipo de marco regulador para la inversión extranjera directa (IED) es el más adecuado para garantizar que efectivamente su contribución sea positiva. En él se presenta una comparación entre distintos marcos reguladores de la IED y los efectos que uno y otro han producido en el caso del sector hidrocarburífero boliviano. Para ello, después de exponer la evolución del marco regulador durante los periodos de la capitalización (1996-2005) y la nacionalización (2006-2009), se analiza la trayectoria de seis indicadores: IED, inversión en exploración y producción, producción, exportaciones, reservas e ingresos fiscales. Los resultados logrados en ellos cuestionan la validez de los argumentos a favor de una menor presión fiscal como incentivo para aumentar
la inversión y la propia recaudación fiscal. Además plantean algunas de las limitaciones y retos a los que se enfrenta el actual marco.

Full text

REVISTA DE ECONOMÍA MUNDIAL 30, 2012, 157-184
LA INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN EL SECTOR HIDROCARBURÍFERO
BOLIVIANO
: COMPARACIÓN ENTRE MARCOS REGULATORIOS (1996-2009)
F
OREIGN DIRECT INVESTMENT IN BOLIVIAN HYDROCARBONS SECTOR:
C
OMPARISON BETWEEN REGULATORY FRAMEWORKS (1996-2009)
Ricardo Molero Simarro
Universidad Complutense de Madrid
ricardomolerosimarro@ccee.ucm.es
María José Paz Antolín
Universidad Complutense de Madrid
mjpazant@ccee.ucm.es
Juan Manuel Ramírez Cendrero
Universidad Complutense de Madrid
jramirez@ccee.ucm.es
Recibido: marzo de 2010; aceptado: mayo de 2011
RESUMEN
El trabajo que a continuación se presenta se enmarca en la discusión
sobre qué tipo de marco regulador para la inversión extranjera directa (IED)
es el más adecuado para garantizar que efectivamente su contribución sea
positiva. En él se presenta una comparación entre distintos marcos reguladores
de la IED y los efectos que uno y otro han producido en el caso del sector
hidrocarburífero boliviano. Para ello, después de exponer la evolución del
marco regulador durante los periodos de la capitalización (1996-2005) y la
nacionalización (2006-2009), se analiza la trayectoria de seis indicadores: IED,
inversión en exploración y producción, producción, exportaciones, reservas e
ingresos fiscales. Los resultados logrados en ellos cuestionan la validez de los
argumentos a favor de una menor presión fiscal como incentivo para aumentar
la inversión y la propia recaudación fiscal. Además plantean algunas de las
limitaciones y retos a los que se enfrenta el actual marco.
Palabras clave: Inversión extranjera directa; Bolivia; Hidrocarburos; Marco
regulador de la inversión extranjera.
ISSN: 1576-0162

ABSTRACT
This paper lies within the discussion on which regulatory framework would
be the best to guarantee a real positive contribution from the foreign direct
investment (FDI). A comparison between the effects of the different regulatory
frameworks applied in Bolivian hydrocarbons sector is presented. With this aim,
after presenting the evolution of the regulatory framework during capitalization
(1996-2005) and nationalization (2006-2009) periods, six indicators are
analysed: FDI, exploration and production investment, production itself,
exports, reserves, and tax revenues. The outcomes achieved question the
validity of arguments in favour of a lower fiscal pressure as an incentive to
raise investment and the fiscal collection itself. Moreover the work poses about
some of the limitations and challenges that the present framework has to face
with.
Keywords: Foreign Direct Investment; Bolivia; Hydrocarbons; Regulatory
Frameworks of Foreing Investment.
Clasificación JEL: F21, F23, Q34.

REVISTA DE ECONOMÍA MUNDIAL 30, 2012, 157-184
1. INTRODUCCIÓN. EL DEBATE TEÓRICO EN TORNO A LOS EFECTOS DE LA IED
Existe un amplio consenso en la literatura académica actual acerca del
carácter contradictorio y heterogéneo de los efectos de la llegada de inversión
extranjera directa (IED), particularmente en las economías en desarrollo
1.
Superado el maniqueísmo con el que esta cuestión había sido tratada en
otros momentos históricos
2
, hoy en día la mayoría de autores coinciden con
el planteamiento señalado. Ello es así incluso entre autores provenientes de
corrientes teóricas muy dispares. Por un lado, autores cercanos a la tradición
marxista (Astarita, 2009:98-102; Shaikh, 2009: 84-96), plantean que, en
el marco de un sistema capitalista, la explotación de los trabajadores por
parte del capital extranjero puede ir de la mano del desarrollo de las fuerzas
productivas a través de la transferencia de tecnología, la contribución a la
formación bruta de capital fijo, etc. Otros trabajos, encuadrados dentro de la
corriente keynesiana, insisten en el papel del estado y de las políticas públicas
como condicionante de los efectos (Agosín, 2010 y UNCTAD 2003). Mientras,
tanto, los autores más cercanos al análisis neoclásico consideran que la
contribución potencial de la IED será mayor cuanto menor sea la intervención
pública (Lipsey y Sjohölm 2005). Las disparidades en la fundamentación
teórica de unos y otros son notables pero han contribuido a superar el relativo
simplismo con el que en ocasiones había sido abordado el tema.
1
Aunque el objetivo de este artículo no es abordar una revisión de la literatura con detenimiento,
exponemos de forma breve el estado de la cuestión así como los principales referentes teóricos y
metodológicos que sirven de base para el análisis que aquí se desarrolla. Para una revisión más
amplia pueden consultarse Buckley (1990), Paz (2002) y Rugman (1999).
2
Las posiciones más radicales estuvieron representadas en la década de los 70 por autores
pertenecientes al enfoque de la dependencia como Baran y Swezzy, o al del intercambio desigual
como Emmanuel. Estos autores señalaban la extracción de excedente y la agudización del
subdesarrollo como los principales resultados de la IED. Frente a esta posición, la década de los
noventa estuvo dominada por los trabajos de distintas instituciones financieras y otros organismos
internacionales como la Comisión Económica para América Latina de Naciones Unidas (CEPAL).
Dentro del marco del denominado “Consenso de Washington”, en ellos se insistía en el potencial de
la IED como fuente de capital productivo (más estable que el financiero) y como potencial generadora
de efectos positivos a través de la transferencia de tecnología, la creación de empleo o la mejora
de la capacidad exportadora. Todos ellos tomaban como principal referente teórico los trabajos de
Dunning (1992 y 1994) y otros autores del paradigma ecléctico.

160 RICARDO MOLERO SIMARRO, MARÍA JOSÉ PAZ ANTOLÍN, JUAN MANUEL RAMÍREZ CENDRERO
Por tanto, tomando como punto de partida el hecho de que los efectos de
la IED pueden diferir de unas economías a otras, el debate actual se centra en
identificar las variables que influyen en sus resultados finales. El consenso aquí
también es amplio al identificar que los aspectos más determinantes son las
estrategias y modalidades adoptadas por las empresas, así como los factores
de atracción de las economías receptoras. Estos últimos incluyen un amplio
abanico de variables relacionadas con las características económicas y políticas
de los países, entre las que se incluyen lo que se ha venido denominando la
“capacidad de absorción”
3
.
En cambio, donde el debate sigue abierto es en la determinación del sentido
en el que influyen las citadas variables. Diferentes revisiones de la literatura
empírica muestran los obstáculos para encontrar evidencias definitivas acerca
del impacto de la IED sobre variables como la productividad, el empleo, la
transferencia de tecnología o el potencial exportador (Agosín y Machado
2005; Gorg y Grenaway 2001; UNCTAD 2003). Buena parte de estos trabajos
concluyen que las dificultades metodológicas inherentes a la disponibilidad
de información estadística y su tratamiento dificultan alcanzar resultados
concluyentes. Además, la selección de las variables sobre las que centrar el
análisis, dada su excesiva amplitud, también genera importantes trabas
4
.
Debido a estos obstáculos, parece necesario desarrollar estudios sectoriales
complementarios que, mediante otros enfoques metodológicos, profundicen
en diversos estudios de caso, combinando el análisis de los datos disponibles,
con otro más de tipo cualitativo. Es precisamente aquí donde se enmarca este
trabajo, que tiene la pretensión de contribuir al debate sobre los aspectos que
determinan los efectos de la llegada de IED.
La cuestión de los factores de atracción, particularmente en lo referente a
las políticas de tratamiento del capital extranjero, también ha sido abordada
por múltiples estudios en los últimos años, especialmente a raíz de la firma
del Acuerdo sobre medidas comerciales relacionadas con la Inversión (TRIMs
por sus siglas en inglés) y de la proliferación de los tratados bilaterales de
inversión. Para muchos autores estos acuerdos reducen el margen de maniobra
(policy space) de los gobiernos para mejorar la “capacidad de absorción” de
sus economías (Chang y Green, 2003; Kumar y Gallagher, 2007). Mientras
tanto, para otros, la misma se desarrolla mejor en ausencia de estas medidas
(Morán et ál 2005).
En este sentido, dada la aparente divergencia entre los marcos regulatorios
que se aplicaron en algunos países latinoamericanos durante los noventa y los
que se vienen aplicando en los últimos años, resulta pertinente el desarrollo de
una investigación comparada. A diferencia de otros trabajos, en los que se han
3
El trabajo de Narula (2004) es un buen exponente de los intentos de profundizar en los determinantes
de la capacidad de la que deben disponer las economías para absorber los efectos potenciales de
la llegada de IED.
4
Un ejemplo de ello son algunos trabajos que han intentado medir la influencia de la IED en el
crecimiento económico.

161
REVISTA DE ECONOMÍA MUNDIAL 30, 2012, 157-184
LA INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN EL SECTOR HIDROCARBURÍFERO BOLIVIANO:
COMPARACIÓN ENTRE MARCOS REGULATORIOS (1996-2009)
establecido comparaciones entre Asia y América Latina, en esta investigación
se comparan distintos marcos regulatorios aplicados en una misma economía,
la boliviana. A priori, esto permite eliminar la distorsión que pueda introducir
la influencia de variables que difieren entre las distintas economías.
De manera general, las pautas de tratamiento del capital extranjero que
predominaban en la región latinoamericana durante las últimas décadas del
anterior siglo incorporaban ciertos instrumentos de atracción que, no obstante,
no destacaron por su alcance y profundidad. Esas pautas o “políticas pasivas”
(Cepal, 2006) se apoyaban, en primer lugar, en la garantía de unas condiciones
macroeconómicas de estabilidad; en segundo lugar, en un acceso asegurado,
no discriminatorio y protegido a la explotación de los recursos naturales; en
tercer lugar, en el uso extenso de instrumentos como las exenciones fiscales,
las subvenciones y, en algunos casos, la concesión de derechos monopólicos;
y, por último, en la participación en los vastísimos procesos de privatización
llevados a cabo en el conjunto de la región. Todas ellas constituyeron un tipo de
políticas de atracción que medían su éxito a partir de los montantes recibidos,
al margen de cuál fuera su efecto sobre el crecimiento y la reestructuración
productiva
5
.
Frente a las tendencias apuntadas, las reformas recientemente iniciadas
en algunos países pretenden revertir dichos procesos reivindicando el
protagonismo de la regulación estatal y la nacionalización (al menos parcial)
de ciertos sectores estratégicos como instrumentos de las nuevas políticas
reguladoras. Según el planteamiento con el que se trata de justificarlas, las
mismas deberían contribuir a recuperar margen de maniobra por parte de las
políticas públicas para atraer IED de “calidad” y garantizar un mayor aporte de
ésta al desarrollo económico.
En el marco de esta nueva dinámica reguladora y retomando el debate
al que anteriormente se ha hecho alusión, el objetivo principal de este
trabajo es comparar los resultados de las distintas opciones de política
económica ensayadas en la economía boliviana durante los periodos de
“capitalización” y “nacionalización”. Para ello nos centramos en una selección
de variables (inversión, producción, reservas, exportaciones, ingresos fiscales
e industrialización) que son consideradas clave dentro del propio sector objeto
de estudio, el de hidrocarburos. No en vano dichas variables guardan una
relación directa con la evolución del mismo, así como las particularidades de
la economía boliviana (especialización productiva y comercial, dependencia
externa, concentración del ingreso, etc.).
La hipótesis central que se propone es que la actuación de los gobiernos
recuperando margen de maniobra y, por tanto, modificando las condiciones
de tratamiento del capital extranjero puede favorecer una contribución
5
El mantenimiento de estas políticas fue coherente con las pautas diseñadas desde los organismos
financieros internacionales para facilitar el pago y devolución de la deuda externa, de ahí su
generalización a partir de los años ochenta. Con ese objetivo inmediato se justificaron gran parte de
los procesos de privatización, orientados fundamentalmente a incrementar los ingresos fiscales.

162 RICARDO MOLERO SIMARRO, MARÍA JOSÉ PAZ ANTOLÍN, JUAN MANUEL RAMÍREZ CENDRERO
favorable del mismo al desarrollo. El estudio de los dos marcos reguladores
vigentes en el período estudiado pone de manifiesto que, de modo general,
aunque por diversos motivos, ninguno de los dos ha logrado las metas que
se habían propuesto. La capitalización del sector habría logrado incrementar
los flujos de inversión extranjera en el país, provocando un crecimiento de
la producción, pero a costa de reproducir un patrón primario-exportador y
reducir la recaudación fiscal. Por el contario, la nacionalización parcial de los
hidrocarburos bolivianos aunque habría logrado incrementar significativamente
dicha recaudación, permitiendo su canalización hacia importantes inversiones
económicas y gastos sociales, sin embargo no habría logrado avances en la
superación del citado patrón. Después de tratar de contrastar estos resultados,
nuestro objetivo final consistirá en valorar si existen las condiciones necesarias
para hacerlo durante los próximos años.
Para desarrollar este análisis comenzamos por exponer, en el siguiente
apartado, los principales elementos que caracterizan los dos marcos regulatorios
con el objetivo de identificar las diferencias existentes entre ambos. En el tercer
apartado se analizan los resultados obtenidos en un periodo y otro respecto a las
variables seleccionadas. Por último, en el cuarto se presentan las conclusiones
principales. Éstas se centran en el margen de actuación con que pueden contar
los gobiernos, y, en concreto, el boliviano, ante la fuerte presencia del capital
extranjero en economías con débil y vulnerable inserción externa.
2. M
ARCOS REGULATORIOS DE LA INVERSIÓN EXTRANJERA EN BOLIVIA
A continuación se exponen los dos marcos regulatorios ensayados en
Bolivia durante las dos últimas décadas.
2.1. E
L PERÍODO DE LA CAPITALIZACIÓN (1996-2005)
La puesta en marcha del primero de los marcos reguladores se remonta al
año 1996, cuando se aprobó la Ley 1689, de Hidrocarburos. En realidad, esta
ley se insertaba en un entramado legislativo más amplio cuyos dos hitos más
importantes eran la Ley de Inversión de 1990 y la Ley de Capitalización de
1994. Mientras la primera había abierto la economía boliviana a la entrada de
inversión extranjera, la segunda había puesto las bases de un singular proceso
de privatización de sus sectores estratégicos (electricidad, telecomunicaciones
o transporte), a partir de la formación de empresas mixtas entre el Estado y
empresas privadas.
En concreto, en el sector hidrocarburífero, este proceso significó que
la exploración, la explotación, el transporte y la distribución, así como la
industrialización y la comercialización de los hidrocarburos se llevaría a cabo por
nuevas sociedades anónimas mixtas formadas entre multinacionales del sector
y las empresas surgidas de la escisión de la estatal Yacimientos Petrolíferos

163
REVISTA DE ECONOMÍA MUNDIAL 30, 2012, 157-184
LA INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN EL SECTOR HIDROCARBURÍFERO BOLIVIANO:
COMPARACIÓN ENTRE MARCOS REGULATORIOS (1996-2009)
Fiscales Bolivianos (YPFB). A pesar de que la transferencia directa de la
propiedad de la empresa estatal estaba limitada por mandato constitucional, la
capitalización permitió la implicación y finalmente el control de la explotación de
los hidrocarburos bolivianos por parte de las empresas extranjeras.
En efecto, la privatización tradicional es una transferencia de activos
públicos al sector privado, beneficiándose el Estado vía ingresos fiscales.
Por el contrario, la capitalización venía a ser una asociación (a través de
los denominados “contratos de riesgo compartido”) entre el Estado, que
aportaba sus empresas, y diversas empresas privadas (que a priori podían ser
nacionales o extranjeras), que aportaba una cantidad equivalente al valor de
mercado de aquéllas. Esta cantidad no fue pagada en ningún momento, sino
que se concretó en un compromiso de inversión por el citado valor durante
los siguientes ocho años. De esta manera, la sociedad mixta creada duplicó el
valor inicial de la empresa pública.
Sin ninguna transferencia de fondos hacia el Estado boliviano, los inversores
recibieron como mínimo el 50% de la nueva entidad y el control de su
administración. Mientras tanto, la parte accionarial correspondiente al Estado
quedaba, según la Ley de Capitalización, en manos del “pueblo boliviano”. Esto
significaba que los ciudadanos mayores de 21 años al 31 de diciembre de
1995 participaron en el capital a través de acciones cuyos réditos iban a parar
a un fondo de capitalización
6
. Ese fondo fue, a su vez, gestionado por dos
administradores extranjeros y sus rendimientos sirvieron para atender al pago
de una pensión anual vitalicia, el bono de solidaridad o Bonosol, de 1800
bolivianos (aproximadamente unos 175 euros) para los mayores de 65 años
7
.
Acorde a lo emanado de la Constitución de 1967 este nuevo esquema
normativo insistía en el mantenimiento de la propiedad estatal de los
hidrocarburos en el subsuelo. Sin embargo, accedía a que “en boca de pozo”
(es decir, en la superficie) el control de la comercialización de la producción
quedara en manos de las transnacionales extranjeras. El cambio sustancial
radicaba en que antes de la capitalización YPFB realizaba todas las actividades
de exploración, explotación, refino, transporte y comercialización, además
de la exportación. En cambio, posteriormente al proceso de reformas estas
actividades fueron pasando paulatinamente a manos privadas.
De este modo, YPFB se convirtió en un mero organismo de gestión, firmando
más de setenta contratos de exploración con dos decenas de empresas. A
partir de estos contratos (hasta setenta y uno en total) denominados “contratos
de riesgo compartido”, las firmas extranjeras exploraron y explotaron los
recursos bolivianos, pagando al Estado boliviano una regalía fija del 18% de lo
producido. Esta regalía, fijada por la Ley de Hidrocarburos de 1996, redujo la
anterior que, hasta entonces, había estado fijada en el 50%.
6
Sobre el papel al menos, de ese segundo 50% del accionariado, un 2% quedaba en manos de los
trabajadores de las mismas empresas capitalizadas.
7
Además de ello, estos administradores financieros podrían nombrar tres miembros, de un total de
siete, de los consejos de administración de las empresas mixtas recién formadas.

164 RICARDO MOLERO SIMARRO, MARÍA JOSÉ PAZ ANTOLÍN, JUAN MANUEL RAMÍREZ CENDRERO
2.2. LA NACIONALIZACIÓN Y EL NUEVO MARCO REGULADOR (2006-2009):
A diferencia de ese proceso, el Decreto Supremo nº 28701 del primero
de mayo de 2006 estableció la nacionalización de los hidrocarburos, la cual
se constituyó en el elemento central del programa tanto económico como
político del MAS. No en vano, así quedó recogido en la promulgación del Plan
Nacional de Desarrollo (PND) 2006-2010.
El Decreto de nacionalización fue posible en el marco de la nueva Ley de
Hidrocarburos, la número 3058 de 17 de mayo de 2005. Esta ley, aprobaba
con anterioridad a la llegada del MAS y Evo Morales al poder, presentaba
un carácter mucho más estatista que la de 1996. Para todas las fases de la
actividad hidrocarburífera la Ley preveía de forma obligatoria la participación
de YPFB mediante contratos (de producción compartida, de operación y
de asociación
8
) con otras empresas. Además afirmaba que “el Titular de
un Contrato de Producción Compartida, Operación o Asociación estaba
obligado a entregar al Estado la totalidad de los Hidrocarburos producidos
en los términos contractuales (artículo 16º). De este modo, consagraba el
papel rector de YPFB como ejecutor de la política estatal para la explotación
hidrocarburífera, definiendo el antecedente normativo en el que se insertará
el proceso de nacionalización.
El Decreto y los objetivos de la nacionalización
El Decreto de 2006 es muy explícito al establecer que “se nacionalizan los
recursos naturales hidrocarburíferos del país. El estado recupera la propiedad,
la posesión y el control total y absoluto de estos recursos” (artículo 1). En
concreto, se reflota YPFB como entidad que “asume su comercialización [de
los hidrocarburos], definiendo las condiciones, volúmenes y precios tanto para
el mercado interno, como para la exportación y la industrialización” (artículo
2) y se “nacionalizan las acciones necesarias para que YPFB controle como
8
El contrato de producción compartida “es aquel por el cual una persona colectiva, nacional
o extranjera, ejecuta con sus propios medios y por su exclusiva cuenta y riesgo las actividades de
Exploración y Explotación a nombre y representación de YPFB. El Titular en el Contrato de Producción
Compartida tiene una participación en la producción, en el punto de fiscalización, una vez deducidas
regalías, impuestos y participaciones establecidos en la Ley” (artículo 72º). El contrato de operación
“es aquel por el cual el Titular ejecutará con sus propios medios y por su exclusiva cuenta y riesgo, a
nombre y representación de YPFB, las operaciones correspondientes a las actividades de Exploración
y Explotación dentro del área materia de contrato, bajo el sistema de retribución, conforme a lo
establecido en la presente Ley, en caso de ingresar a la actividad de Explotación. YPFB no efectuará
inversión alguna y no asumirá ningún riesgo o responsabilidad en las inversiones o resultados obtenidos
relacionados al contrato, debiendo ser excluidamente el Titular quien aporte la totalidad de los
capitales, instalaciones, equipos, materiales, personal, tecnología y otros necesarios“ (artículo 77º).
Por último, YPFB “tendrá la opción para asociarse con el Titular de un Contrato de Operación que
hubiese efectuado un descubrimiento comercial; para este efecto el Contrato de Operación podrá
prever estipulaciones para ejercitar la opción de asociarse. El Contrato de Asociación establecerá la
participación sobre la producción para cada una de las partes” (artículo 81º).

165
REVISTA DE ECONOMÍA MUNDIAL 30, 2012, 157-184
LA INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN EL SECTOR HIDROCARBURÍFERO BOLIVIANO:
COMPARACIÓN ENTRE MARCOS REGULATORIOS (1996-2009)
mínimo el 50% más 1 en las empresas que operan en el sector” (artículo 7). En
definitiva “el Estado toma el control y la dirección de la producción, transporte,
refinación, almacenaje, distribución, comercialización e industrialización de
hidrocarburos en el país” (artículo 5) y “recupera su plena participación en
toda la cadena productiva del sector de hidrocarburos” (artículo 6).
Por tanto, los objetivos del Decreto de nacionalización se plasman en
cuatro grandes aspectos: en primer lugar, la recuperación por parte del
Estado boliviano de la propiedad, el control de los hidrocarburos a partir
de la firma de nuevos contratos con las petroleras y del monopolio de YPFB
sobre su transporte y comercialización; en segundo lugar, el logro de una
presencia mayoritaria del Estado en las empresas mixtas (capitalizadas) y en
las refinerías; en tercer lugar, el incremento de la renta petrolera acaparada
por el Estado; y, en cuarto lugar, el desarrollo productivo del sector mediante
la puesta en marcha de actividades de transformación del gas y el petróleo
con un mayor valor añadido. En último término, la nacionalización tiene como
objetivo final contribuir a la superación del modelo primario-exportador que
rige fundamentalmente en la economía boliviana.
La clave del proceso radica en el control que YPFB tiene que asumir sobre
toda la cadena de valor, de la que pretende desplazar a las firmas extranjeras.
A pesar de ello, éstas siguen manteniendo su implicación en las actividades
hidrocarburíferas, aunque bajo nuevas condiciones. Estas condiciones quedaron
reflejadas en la firma de los nuevos contratos negociados a lo largo de 2006
sobre la base de las auditorias que, anteriormente, tenían que analizar los
gastos, inversión, amortizaciones, costos de operación y rentabilidad de sus
operaciones en el país para así poder determinar, entre otras cosas, el monto
de los denominados “costos recuperables”
9
.
Sin embargo, los contratos fueran firmados antes de estar concluidas las
citadas auditorías (disminuyendo la capacidad de negociación del Estado).
Esto, y el hecho de que el control del conjunto del proceso productivo que
YPFB ha podido ejercer al aumentar su participación en el accionariado de las
empresas se ha visto relativizado
10
, ha hecho que se cuestionase la capacidad
de lograr los objetivos planteados.
El monopolio de YPFB y los nuevos contratos
El 28 de octubre de 2006, justo a los 180 días establecidos por
el Decreto de nacionalización se firmaron los nuevos contratos con las
compañías trasnacionales que así lo decidieron (todas las presentes antes de
9
Hay que considerar el aspecto clave que representa la determinación de estos costos, ya que en los
contratos se establece su reducción de la base impositiva sobre la que se aplica el nuevo esquema de
regalías e impuestos del sector, afectando, por tanto, a la capacidad recaudadora del Estado.
10
Entre otras cuestiones, hay que tener en cuenta que los dos campos más importantes, el de San
Alberto y el de San Antonio (que absorben por sí solos casi la mitad de la producción boliviana de gas)
son operados conjuntamente por tres empresas, Petrobrás, Total y Andina, siendo la participación
de ésta última sólo del 50%.

166 RICARDO MOLERO SIMARRO, MARÍA JOSÉ PAZ ANTOLÍN, JUAN MANUEL RAMÍREZ CENDRERO
la nacionalización). En total fueron cuarenta y cuatro nuevos contratos
11
que
reemplazaron a los setenta y un contratos de riesgo compartido anteriores.
Paralelamente, YPFB recuperaba la potestad absoluta de la comercialización
de la producción hidrocarburífera boliviana, definiendo precios, volúmenes,
mercados y pagos.
Estos nuevos contratos, que entraron en vigor el 2 de mayo de 2007 (un
año después del Decreto de nacionalización), suponen, principalmente, un
cambio en el mecanismo de generación de ingresos para el Estado boliviano.
El régimen anterior establecía unos ingresos públicos del 50% de lo producido
por cada petrolera (en el caso de hidrocarburos existentes) o del 18 % (para
los nuevos yacimientos). Frente a este esquema impositivo, el Decreto de
nacionalización remitía a lo que se estableciera en los nuevos contratos, con
un período transitorio en el cual los ingresos públicos alcanzaron el 82% de lo
producido (resultado de sumar el 18% de regalías y participaciones, el 32%
del impuesto directo a los hidrocarburos y otro 32% por una participación
adicional de YPFB) para los “campos cuya producción certificada promedio
de gas natural del año 2005 haya sido superior a 100 millones de pies
cúbicos diarios (…) y 18% para las compañías (que cubre costes de operación,
amortización de inversiones y utilidades)”. Mientras tanto, para los campos
con producción inferior “durante el período de transición, mantienen la actual
distribución del valor de la producción de hidrocarburos”, es decir, 18% en
regalías y 32% para el impuesto directo a los hidrocarburos (artículo 4.1 del
Decreto de nacionalización)
12
.
De estos contratos, sin embargo, no se deriva un reparto como el transitorio
para los grandes campos de San Alberto y San Antonio, sino unos criterios
impositivos más laxos que finalmente han sido aceptados por todas las
petroleras. Según dichos criterios, el Estado boliviano se garantiza un 50% de
la facturación de cada petrolera por regalías y por el impuesto directo sobre
los hidrocarburos, desapareciendo la aportación extraordinaria del 32% para
YPFB que debían afrontar las tres grandes petroleras que explotan los citados
campos. Del 50% restante, una parte cubriría las inversiones y costes de las
empresas y el resto es lo que se repartiría de nuevo entre la empresa, en
concepto de pago por los servicios prestados (parte mayor cuanto mayor fuera
el volumen exportado y menor la inversión recuperada
13
) y el Estado.
11
Fueron definitivamente aprobados por el legislativo boliviano en noviembre de 2006. Pueden
consultarse todos en www.cedib.org.
12
Sólo los ya citados campos de San Alberto y San Antonio superan los 100 millones de pies cúbicos
y, por tanto, han tenido que afrontar el pago del 82 % de lo producido durante el período transitorio
hasta la entrada en vigor de los nuevos contratos.
13
Eso significa que los ingresos de las transnacionales dependerán de dos aspectos: del desempeño
exportador por una parte y, por otra, inversamente de un índice “B” de depreciación. Ese índice es
un porcentaje que se obtiene de la relación entre inversiones y depreciación de esas inversiones. A
mayor inversión realizada por una empresa y a menor depreciación de esa inversión, menor es el
índice obtenido y mayor la participación sobre los beneficios que se concede a la empresa (cláusula
13 y anexo F de los contratos de operación).

167
REVISTA DE ECONOMÍA MUNDIAL 30, 2012, 157-184
LA INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN EL SECTOR HIDROCARBURÍFERO BOLIVIANO:
COMPARACIÓN ENTRE MARCOS REGULATORIOS (1996-2009)
En realidad, esta forma de reparto de los ingresos de las actividades
hidrocarburíferas aleja los nuevos contratos firmados de una mera relación
de prestación de servicios con las petroleras extranjeras. En sentido estricto,
lo que esta relación implica es una plena disposición de los beneficios para la
parte contratante, en este caso YPFB, tras abonar los servicios prestados a la
parte contratada, las petroleras.
Por tanto, los nuevos contratos, puestos en marcha en el marco regulador
derivado la Ley 3058, de 2005 y del Decreto de nacionalización, plantean un
escenario escasamente arriesgado para las empresas extranjeras. No en vano,
aunque formalmente asumen el riesgo de la explotación y no está garantizada
la rentabilidad contractualmente, en realidad continúan explotando las
concesiones sobre yacimientos con reservas probadas y probables que ya
conocían, pero además con mercados ahora asegurados por el Estado, tal y
como se recoge en los contratos (cláusulas 7.2 y 7.3).
Control estatal de las empresas mixtas y de las refinerías
El paso siguiente de la estrategia de nacionalización sería lograr la
participación mayoritaria por parte del Estado en las empresas mixtas, además
de en las diferentes refinerías. El objetivo de lograr la propiedad estatal de la
mayoría de las acciones de todas estas compañías privadas que ahora las
detentan es que, de este modo, YPFB pueda estar presente en toda la cadena
de valor. Para ello en junio de 2007 se constituyó Yacimientos Petrolíferos
Fiscales Refinación S.A. con el objetivo de hacerse cargo de la administración
de las refinerías compradas por 112 millones de dólares
14
. Para el control
de las acciones de las empresas capitalizadas y de la Compañía Logística de
Hidrocarburos de Bolivia, prevista para finales de 2007, el Gobierno boliviano
ha contado con el asesoramiento de consultoras internacionales. Además, las
acciones de las empresas capitalizadas, administradas por uno de los fondos de
capitalización colectiva con cuyos rendimientos se pagaba el Bonosol, fueron
también transferidas a título gratuito a YPFB a los pocos días del decreto de
nacionalización.
La industrialización del gas
Por último, para las nuevas autoridades bolivianas el gran desafío de la
nacionalización es la industrialización. En función de esa orientación se diseñó
un “Plan Nacional de Desarrollo” que asigna al sector hidrocarburífero la
responsabilidad de convertirse en el motor estratégico de la economía boliviana
mediante la generación de excedentes (ahorro interno) y divisas para impulsar
14
La petrolera brasileña Petrobras había pagado por ellas 100 millones de dólares en 1999 durante
el proceso de privatización.

168 RICARDO MOLERO SIMARRO, MARÍA JOSÉ PAZ ANTOLÍN, JUAN MANUEL RAMÍREZ CENDRERO
el “desarrollo productivo nacional” (Hidrocarburos & Energía, nº 1, página 3,
La Paz). Un ambicioso objetivo que se debería plasmar en la reducción del peso
del gas natural en la producción total en beneficio de derivados petroquímicos
más complejos, objetivo cuyo cumplimiento aportaría elementos valorativos
decisivos del proceso de nacionalización.
En definitiva, lo que se persigue con las medidas derivadas del Decreto
de nacionalización sería acabar con el carácter de enclave de las actividades
hidrocarburíferas, carácter concretado en una industria fundamentalmente
extractiva, no refinadora y orientada hacia el exterior sin generar efectos
multiplicadores internos. Lograr ese objetivo sería la base, como afirmábamos,
para enfrentar una transformación más amplia de la estructura económica
boliviana a la que el sector de los hidrocarburos podría contribuir a partir tanto
de la canalización productiva de los fondos acaparados por el Estado, como de
la conversión del sector en proveedor energético básico para nuevas posibles
actividades industriales.
En el siguiente apartado se analiza el grado de consecución de este objetivo,
evaluado en comparación con el anterior periodo y después de examinar los
resultados alcanzados en las restantes variables de definidas en este trabajo.
3. P
RINCIPALES EFECTOS DE LA PRESENCIA DEL CAPITAL EXTRANJERO EN EL SECTOR DE LOS
HIDROCARBUROS BOLIVIANO
(1996-2009)
Cualquier análisis de las implicaciones de la presencia del capital extranjero
en una economía debe partir de los rasgos de la realidad receptora y de
las estrategias en las que se inscribe la actuación de los capitales foráneos,
además del carácter del marco regulador que establece el país receptor
(Paz Antolín y Ramírez Cendrero, 2009). En este trabajo se tratan de valorar
las implicaciones, para una economía periférica con un débil proceso de
industrialización, como es la economía boliviana, de la presencia de firmas
extranjeras cuyas actuaciones se corresponden con la estrategia de búsqueda
de materias primas
15
.
Esta estrategia es la que a priori tiene menos efectos dinamizadores
sobre el desarrollo productivo e industrial local. Aunque pueda favorecer un
“aumento de las exportaciones” y mejorar la “competitividad internacional” de
la economía, tiende a generar “actividades que operan en forma de enclaves
y no están integradas a la economía local”. Además, desarrolla un “bajo nivel
15
Véase Cepal (2004), p. 61. Fue Jack Behrman quien estableció la taxonomía de las estrategias de
las empresas transnacionales usualmente aceptada al establecer cuatro posibles: la búsqueda de
recursos naturales, de mercados (nacional o regional), la búsqueda de eficiencia para la conquista de
otros mercados y la búsqueda de capacidades y activos estratégicos (Behrman, 1975). Especialmente
aclaratoria resulta la propuesta de Carlos Alberto Michalet (1998) quien, para comprender la
actuación de los grupos transnacionales, diferencia entre estrategias de aprovisionamiento, de
producción, de mercado y estrategia tecno-financiera.

169
REVISTA DE ECONOMÍA MUNDIAL 30, 2012, 157-184
LA INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN EL SECTOR HIDROCARBURÍFERO BOLIVIANO:
COMPARACIÓN ENTRE MARCOS REGULATORIOS (1996-2009)
de procesamiento local de los recursos” y genera “bajos ingresos fiscales por
recursos no renovables”, al mismo tiempo que “contaminación ambiental”.
En el caso de Bolivia los flujos de IED recibidos se incrementaron
significativamente tras la puesta en marcha del proceso de capitalización
(tabla 1). Sin embargo, el crecimiento de dichos flujos totales durante el
segundo quinquenio de los años noventa, se vio menguado durante los años
posteriores.
TABLA 1: BOLIVIA, IED RECIBIDA 1996-2008 (EN MILLONES DE DÓLARES)
Años IED total IED en hidrocarburos Peso de los hidrocarburos (%)
1996
427,2 53,4 12,5
1997
854,0 295,9 34,7
1998
1026,1 461,9 45,0
1999
1010,5 384,1 38,0
2000
832,5 381,6 45,8
2001
877,1 453,1 51,7
2002
999,0 462,8 46,3
2003
566,9 247,7 43,7
2004
448,4 184,5 41,1
2005
488,2 139,3 28,5
2006
581,1 58,1 10,0
2007 (p)
738,9 131,4 17,8
2008 (p)
1302,0 380,3 29,2
Fuente: Elaboración propia a partir de Instituto Nacional de Estadística de Bolivia (www.ine.gov.bo).
El reparto sectorial de los flujos de IED recibidos por Bolivia fue
concentrándose de un modo creciente precisamente en el sector de los
hidrocarburos, para moderarse posteriormente y caer muy significativamente
en los últimos años. No en vano, el montante de dichos flujos canalizado
hacia las actividades petrolíferas y gasísticas llegó a representar la mitad del
total en el 2001. Aunque entre 2003 y 2006 se produjo un desplome muy
acusado, a partir de 2007 volvió a recuperarse (más en términos absolutos
que porcentuales).
Queda fuera de toda discusión la importancia del incremento inicial de
flujos en el período de capitalización y la caída inmediata de los mismos
que se produjo tras la entrada en vigor del Decreto de nacionalización. En
todo caso, más allá de esta evolución cuantitativa, es necesario analizar qué
transformaciones del sector hidrocarburífero y de la propia economía boliviana
trajeron consigo esas inversiones. Por ello en los siguientes subapartados se
van a analizar la evolución de las variables seleccionadas (inversión, producción,
reservas, exportaciones, ingresos fiscales e industrialización) en cada uno de
los periodos de estudio.

170 RICARDO MOLERO SIMARRO, MARÍA JOSÉ PAZ ANTOLÍN, JUAN MANUEL RAMÍREZ CENDRERO
3.1. EL PERÍODO DE CAPITALIZACIÓN
El marco de la capitalización se caracteriza por haber generado cinco
efectos principales. En primer lugar, se observa (tabla 2) un incremento muy
significativo de la inversión tanto en la exploración como en la explotación de
los hidrocarburos, especialmente durante los primeros años de apertura. A
partir de 1998 dichas inversiones las dejó de llevar a cabo YPFB en beneficio
de las nuevas empresas capitalizadas, y de las empresas contratistas con las
que se firmaron acuerdos de riesgo compartido. Como consecuencia de ello,
a partir del año 2000 la inversión tendió a orientase más a la explotación que
a la exploración, tendencia que se fue consolidando a lo largo de la década.
Algo que resulta coherente con la evolución del número de pozos perforados,
en descenso paulatino desde 2000
16
.
TABLA 2: BOLIVIA, INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS 1996-2010 (EN
MILLONES DE DÓLARES).
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Exploración
69,8 130,4 374,6 372,2 256,8 169 113,5 108,6 86,7 45,84 71,57 __ __ 147 23
Explotación
29,2 140,4 230,3 208,6 185,3 237,4 231,3 172 149,3
153,72 126,59
__ __ 325 569
TOTAL
99 270,8 604,8 580,8 442,1 406,4 344,8 280,5 235,9
199,56 198,16
149 278 472 592
Fuente: Elaboración propia a partir de datos del Ministerio de Hidrocarburos de Bolivia y de YPFB
En segundo lugar, puede constatarse un significativo aumento tanto de las
reservas como de la producción de hidrocarburos (petróleo y, sobre todo, gas
natural) (tablas 3 y 4).
TABLA 3: BOLIVIA, RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL POR AÑO, 1997-2005 (EN MILLONES DE
BARRILES Y TRILLONES DE PIES CÚBICOS
)
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Petróleo/Condensado:
Probadas
116 142 152 397 441 477 486 462 465
Probables
85 75 89 296 452 452 471 446 391
Totales
201 217 241 692 892 929 957 909 857
Gas Natural:
Probadas
4 4 5 18 24 27 29 28 27
Probables
2 2 3 14 23 25 26 25 22
Totales
6 7 9 32 47 52 55 52 49
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos. Datos al inicio del mes de enero de cada año.
16
Según los datos de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (www.cbh.og.bo), ese descenso ha
llevado el número de pozos de los 64 perforados en ese año, hasta los 5 en 2007 y los 4 en 2008,
pasando a 9 en 2009.

171
REVISTA DE ECONOMÍA MUNDIAL 30, 2012, 157-184
LA INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN EL SECTOR HIDROCARBURÍFERO BOLIVIANO:
COMPARACIÓN ENTRE MARCOS REGULATORIOS (1996-2009)
La producción gasística, en concreto, pone de manifiesto con su crecimiento
progresivo, uno de los objetivos básicos de cualquier régimen regulador. Es
necesario no obstante valorar si ese mero incremento de la producción implica
cambios cualitativos significativos en la estructura económica y sectorial de
Bolivia.
TABLA 4: BOLIVIA, PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL POR AÑO SEGÚN SUBSECTOR, 1991–2009.
(EN MILLONES DE BARRILES Y EN MILES DE MILLONES DE PIES CÚBICOS)
1991-95 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 (p)
PETRÓLEO
8.73 10.7 11.0 12.6 10.7 10.1 11.4 11.3 12.2 14.1 15.4 14.9 15.0 14.2
12.3
GAS NATURAL
110.5 117.6 106.5 109.7 92.2 127.0 186.3 226.7 261.3 362.3 442.7 474.4 505.1 526.0
451.6
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos/Instituto Nacional de Estadística
En este sentido, el régimen de capitalización hidrocarburífera significó,
en tercer lugar una profundización de la orientación externa de la producción
expresada en el peso relativo de las exportaciones con respecto a las ventas
internas. Esa evolución exportadora es coherente con el papel de Bolivia como
suministrador energético en el Cono Sur latinoamericano, a Brasil y Argentina
concretamente. El control del acceso a los recursos hidrocarburíferos, sobre
todo el gas, para su exportación a otros mercados ha sido la estrategia
de actuación de las compañías transnacionales presentes en Bolivia.
Paralelamente, y a medida que se incrementaron a fuerte ritmo la producción
y las exportaciones, las ventas internas fueron permanentemente perdiendo
protagonismo desde el techo de 1999. Por tanto, el aumento de la capacidad
extractiva de petróleo y gas natural redundó en su práctica totalidad en un
incremento exportador sin beneficiar, por tanto, ni al consumo interno ni a la
demanda industrial doméstica (gráfico 1)
17
.
Debe tenerse en cuenta, como dato añadido significativo que, en 2005,
de los 2.866,6 millones de dólares de exportaciones bolivianas, 1.085,8
correspondieron a gas natural, el cual se exportaba a sólo dos destinos: Brasil
con 924 millones y Argentina con el resto. Además, tampoco se produjeron
avances en el valor añadido en el sector ya que, no en vano, las exportaciones de
refinados de hidrocarburos, segundo rubro exportado, alcanzaron únicamente
los 357,7 millones de dólares, a enorme distancia del gas natural
18
.
De hecho, en cuarto lugar, el régimen de capitalización consolidó un perfil
productivo centrado en las fases de exploración y extracción de hidrocarburos
17
Todo ello en un marco de estabilidad de los precios internos resultado del Decreto Supero 27778
de octubre de 2004 que obligaba a mantener el precio interno del crudo en una banda que iba de
24,53 a 27’11 dólares el barril, al margen de la evolución en los mercados internacionales y, por
tanto, generaba un gasto en subvenciones que el gobierno calcula en cerca del 2 % anual del PIB
boliviano (unos 380 millones de dólares para unos precios internacionales en el entorno de los 90
dólares por barril). En el mercado local, la gasolina se distribuye al precio marcado de 2,02 dólares
por galón, frente, por ejemplo, a los 3,95 dólares por galón en Perú.
18
Datos de la Unidad de Análisis de Políticas Sociales y Económicas (www.udape.gob.bo).

172 RICARDO MOLERO SIMARRO, MARÍA JOSÉ PAZ ANTOLÍN, JUAN MANUEL RAMÍREZ CENDRERO
sin fomentar una mayor complejidad del proceso productivo y, en definitiva, la
generación de mayores niveles de valor agregado. Debido a ello, se mantuvo
un claro patrón primario exportador de las explotaciones hidrocaburíferas
bolivianas expresado en el gran peso de las exportaciones de gas natural
sin transformación frente a los productos derivados, tanto de gas como de
petróleo.
GRÁFICO 1: BOLIVIA, DESTINO DE LA PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL 1990-2008 (PORCENTAJE)
(porcentaje)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
1
9
9
0
1
9
9
1
1
9
9
2
1
9
9
3
1
9
9
4
1
9
9
5
1
9
9
6
1
9
9
7
1
9
9
8
1
9
9
9
2
0
0
0
2
0
0
1
2
0
0
2
2
0
0
3
2
0
0
4
2
0
0
5
2
0
0
6
2
0
0
7
2
0
0
8
2
0
0
9
Porcentajes
M erc a do
Interno
M erc a do
E xterno
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de INE.
Por último, y en quinto lugar, los ingresos fiscales para el Estado boliviano
derivados de la recepción de inversiones foráneas (otro de los criterios
tradicionalmente empleado para valorar su impacto) fueron inferiores a
los obtenidos antes del proceso de capitalización ya que las nuevas figuras
impositivas no habrían compensado las rentas anteriormente recibidas
cuando el Estado explotaba directamente los hidrocarburos a través de YFPB.
No en vano, la Ley de 1996 diferenciaba, a la hora de establecer las exigencias
fiscales a las explotaciones hidrocarburíferas, entre pozos nuevos y pozos ya
existentes, fijando para los primeros unas regalías del 18% del valor de lo
producido y para los segundos un 50%, lo que pretendía ser un estímulo a la
puesta en explotación de nuevos yacimientos (Delgadillo y Pardo, 2005). Esto
contrastaba con el régimen anterior que imponía en un 50% de la producción
a todas las explotaciones.
El efecto sobre la recaudación fiscal que tuvo este régimen se percibe
claramente a partir del peso sobre el PIB de los ingresos públicos asociados
a la actividad hidrocarburíferas (Gráfico 2). La tendencia general descendente
que se puede observar es especialmente significativa teniendo en cuenta
que la producción no dejó de aumentar como consecuencia de la puesta en

173
REVISTA DE ECONOMÍA MUNDIAL 30, 2012, 157-184
LA INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN EL SECTOR HIDROCARBURÍFERO BOLIVIANO:
COMPARACIÓN ENTRE MARCOS REGULATORIOS (1996-2009)
funcionamiento de nuevas explotaciones a partir de la irrupción de compañías
extranjeras. La coexistencia entre la merma, en términos relativos, de ingresos
públicos y los importantes incrementos de la producción hidrocarburífera
reflejan, por tanto, la menor capacidad recaudatoria del régimen de
capitalización.
GRÁFICO 2: BOLIVIA, EVOLUCIÓN DE LOS INGRESOS PÚBLICOS GENERADOS POR LAS ACTIVIDADES
HIDROCARBURÍFERAS
(1996-2008). PORCENTAJE DEL PIB.
F
uente: Elaboración propia en base a datos de INE y UDAPE.
En definitiva, el régimen de capitalización iniciado en 1996 supuso
para los hidrocarburos bolivianos un impulso importante en términos de
mayores reservas, mayores niveles de producción bruta y un mayor potencial
exportador. Al mismo tiempo, produjo una creciente orientación externa de
los mismos, reforzando el carácter extravertido del sector en detrimento
del mercado interno, mientras se profundizaban los rasgos extractivos de
las actividades hidrocarburíferas sin avanzar en la agregación de valor a lo
largo del proceso productivo. Además, en términos fiscales, no generó un
incremento de las cantidades recaudadas equivalente al de la actividad y las
producciones brutas.
3.2. L
OS RESULTADOS DEL PROCESO DE NACIONALIZACIÓN
En primer lugar, a pesar de que se esperaba que el cambio de marco
regulador que se produjo en Bolivia durante los años 2005 y 2006 iba
ahuyentar a los inversores extranjeros, las estadísticas de IED muestran un
incremento muy marcado de la inversión llevada a cabo en el país andino por
las transnacionales del sector durante los años 2007 y 2008, que más que

174 RICARDO MOLERO SIMARRO, MARÍA JOSÉ PAZ ANTOLÍN, JUAN MANUEL RAMÍREZ CENDRERO
compensan la caída del año 2006. En efecto (tabla 1), la IED en hidrocarburos
pasa de los 139 millones de dólares en 2005 a 131 millones en 2007 y 380
millones en 2008. Esta última cifra no llega los máximos alcanzados en 2001
y 2002, probablemente debido al momento del ciclo inversor en que se
encuentra la actividad en el país andino, pero se sitúa en niveles similares a los
del inicio del proceso de capitalización.
A pesar de ello, es necesario destacar que las inversiones en exploración
y explotación han experimentado un descenso constante, desde el pico
al que habían llegado, respectivamente, en 1998 y 2001. Aunque esta
evolución se haya intensificado desde 2005
19
, en realidad el descenso
se inició con anterioridad, influido por diversos factores. Algunos de ellos
están relacionados con la dinámica del sector a escala mundial o con las
estrategias de expansión internacional de las distintas compañías. Otros, sin
embargo se vinculan con el propio proceso de capitalización y la orientación
general de la política de atracción de IED que pretendía reducir al máximo
las restricciones u obligaciones con que se pudieran encontrar las ETN en el
ejercicio de su actividad
20
.
En todo caso, el hecho de que, desde que en mayo de 2006 se proclamara
el Decreto de nacionalización, la recuperación de la inversión extranjera se
haya centrado en las actividades de explotación, más que en las de exploración
(tabla 2), se debería convertir en un elemento de preocupación en el sector.
En efecto, la ausencia de una reactivación de la perforación hidrocarburífera
empeora las perspectivas de futuros incrementos de la producción y dificulta
la reposición de las reservas actualmente explotadas. Una tendencia que se
asocia a la forma en que se ha desarrollado el proceso de nacionalización.
Como señalamos más arriba, el citado Decreto garantiza una recuperación
de la propiedad pero no necesariamente el control de las operaciones. En lo
que a las inversiones se refiere éstas debían quedar garantizadas tanto por la
propia YPFB como por los compromisos suscritos por las empresas privadas en
los acuerdos sobre inversión que deberían haberse firmado inmediatamente
después de los nuevos contratos. Sin embargo, en algunos casos, éstos se
retrasaron hasta dos años. En otros, los compromisos asumidos por ciertas
ETN en septiembre de 2007 para 2008 y 2009 no se han cumplido. Para
muchos analistas esta situación es resultado del bloqueo que las ETN han
ejercido sobre el gobierno boliviano para hacer prevalecer sus intereses ante
los cambios reguladores que se estaban dando en el sector y que suponían
una amenaza a sus márgenes de beneficios. Por su parte YPFB no ha tenido
19
Otros indicadores dan cuenta también de esta situación, como el ya mencionado descenso del
número de pozos perforados, así como de la cantidad de equipos de perforación utilizados en todo el
país, que ha pasado de 16 a 3 en el mismo periodo (López y Ferrufino, 2009: 16).
20
Una parte importante de la caída de las inversiones en explotación a partir de 2001 se debe a
la promulgación del DS 26366 de 24 de octubre de 2001 que supuso liberar a las empresas de la
obligación de perforar un pozo productor o de inyección por parcela como se establecía en la Ley
de Hidrocarburos Nº 1689 aprobada en 1996. El número de pozos perforados experimentó su
descenso más brusco de los últimos 10 años precisamente entre 2001 y 2002.

175
REVISTA DE ECONOMÍA MUNDIAL 30, 2012, 157-184
LA INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN EL SECTOR HIDROCARBURÍFERO BOLIVIANO:
COMPARACIÓN ENTRE MARCOS REGULATORIOS (1996-2009)
ni la capacidad de hacer cumplir esos compromisos, ni la de acometer ella
misma las inversiones
21
.
Es más que probable que esa disminución de la inversión (especialmente la
que se viene dando en las actividades de exploración) se esté transformando
en una disminución de las reservas aunque no se ha desarrollado una auditoría
de las mismas desde 2005 que permita certificar su evolución
22
.
En cualquier caso, y en segundo lugar, esta falta de inversiones públicas
o privadas de los últimos años ha provocado que los niveles de producción
hayan crecido a un ritmo menor que el del primer lustro del milenio, en el caso
del gas, y hayan llegado a disminuir, en el caso de la producción de petróleo
(tabla 4). Sin embargo, en este sentido, es necesario diferenciar entre los
factores de oferta y los factores de demanda que afectan a la producción de
hidrocarburos. En efecto, mientras la caída de la inversión limita la capacidad
de aumentar la producción a medio plazo, a corto plazo, dada una capacidad
productiva ya instalada, la producción se encuentra determinada en mayor
medida por la evolución de la demanda internacional. En el caso de Bolivia,
lo que la hace evolucionar a corto plazo es la demanda de abastecimiento de
gas natural y petróleo por parte de los principales clientes de Bolivia (en este
caso, Brasil y Argentina).
Si se toman los datos de producción mensuales publicados en los Informes
Técnicos de YPFB se puede constatar una evolución marcada por la cronología
de la crisis económica mundial y por cómo ésta ha afectado a la demanda
y, sobre todo, a los precios internacionales de los hidrocarburos. Así, según
esos datos la producción mensual de gas que a mediados del año 2007 se
encontraba ligeramente por encima de la de 2005 con un máximo de 1540
MMPCD en julio de 2007, frente al máximo de 1477 MMPCD en septiembre
de 2005 empezó desde entonces a descender paulatinamente, haciéndolo
más acusadamente sólo a partir del tercer trimestre de 2008, es decir, en
pleno estallido de la crisis mundial. A pesar de esto la producción en diciembre
de 2008 era todavía ligeramente superior a la de enero de 2007 lo que se
explica porque el descenso experimentado entre agosto de 2007 y diciembre
de 2008 fue inferior al incremento que tuvo lugar entre enero y julio de 2007.
De ahí que en términos anuales tanto la producción de 2007 como la de 2008
todavía haya seguido creciendo, tendencia que previsiblemente se romperá
definitivamente en 2009.
En este sentido, hay que insistir, en tercer lugar, en el hecho de que la
evolución de la producción ha mantenido su trayectoria paralela a la de las
21
La sucesión de varios presidentes en cuatro años refleja las dificultades de gestión con las que
se ha encontrado la compañía. Además, ha habido que esperar hasta finales de 2009 para que se
elaborara un plan de inversiones para los próximos cinco años. En el marco de estas nuevas iniciativas
y ante la más que previsible reelección de Evo Morales (que luego quedó ampliamente confirmada)
también algunas compañías privadas anunciaron renovados compromisos de inversión.
22
A finales de 2009 y tras varios intentos fallidos el gobierno ha adjudicado a una empresa extranjera
especializada en el tema la auditoria de las reservas hidrocarburíferas del país. Se prevé que los
resultados estén disponibles en el verano de 2010.

176 RICARDO MOLERO SIMARRO, MARÍA JOSÉ PAZ ANTOLÍN, JUAN MANUEL RAMÍREZ CENDRERO
exportaciones. No en vano, cerca del 80% de aquélla se sigue destinando al
mercado externo (ver gráfico 1) para cumplir con los compromisos asumidos
con Brasil, fundamentalmente, y, menor medida, con Argentina. De hecho, el
primero absorbió en 2008 un 87,6% de las exportaciones de hidrocarburos
lo cual refleja un alto grado de concentración en el destino geográfico de las
mismas. Esa evolución creciente de las exportaciones, continuada desde 1999
podría estar cambiando a partir del repunte del mercado interno que puede
apreciarse desde 2008, siendo no obstante prematuro hablar de un punto de
inflexión que, en efecto, supusiera el inicio de un protagonismo creciente del
mercado interno (doméstico e industrial).
En términos de valor, el aumento de las exportaciones ha sido mucho
mayor, hasta un 51,8% de promedio anual para el periodo 2005-2008. En el
gráfico 3 se puede apreciar claramente el diferencial, hasta el año 2009, entre
las tasas de variación de las exportaciones en términos de volumen y de valor
el cual se explica por el fuerte incremento de los precios internacionales del
petróleo y el gas.
GRÁFICO 3: BOLIVIA, VOLUMEN Y VALOR DE LAS EXPORTACIONES DE GAS Y PETRÓLEO (1999-2009)
2009)
(100,0)
(50,0)
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007p 2008p 2009p
Volumen/petróleo
Valor/Petróleo
Volumen/gas
Valor/gas
Fuente: Elaboración propia en base a datos del BCB, INE e YPFB. (p) Datos provisionales.
Todo ello, en cuarto lugar, se encuentra vinculado con los escasos avances
que se han dado en la industrialización del gas. Ello se ha debido a la falta de
inversiones, tanto en la ampliación de las actividades del resto de la cadena
productiva del sector, como en el desarrollo del resto del aparato industrial
del país. Aunque es poco el tiempo transcurrido desde el inicio del proceso de
nacionalización para mostrar logros significativos en un proceso de este tipo,
lo cierto es que hasta el momento el balance no es positivo. Además, el cambio
parcial de tendencia en el porcentaje de ventas destinadas al mercado interno,
más que señalar hacia un supuesto mayor uso de los hidrocarburos nacionales

177
REVISTA DE ECONOMÍA MUNDIAL 30, 2012, 157-184
LA INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN EL SECTOR HIDROCARBURÍFERO BOLIVIANO:
COMPARACIÓN ENTRE MARCOS REGULATORIOS (1996-2009)
como fuente energética básica para la industria interna, se debe, en gran
medida, a la política de abastecer de gas natural a los hogares bolivianos.
Respecto a las posibilidades reales del sector hidrocarburífero boliviano
para avanzar en un mayor contenido tecnológico y valor agregado de la
producción, la experiencia internacional muestra cómo muchas grandes
empresas hidrocarburíferas articulan sus actividades con “empresas gemelas”
petroquímicas, una de ellas encargada explícitamente de la industrialización del
gas. Siguiendo esa tendencia, en 2009 (Decreto Supremo 0368, 25 de noviembre)
se constituyó la Empresa Boliviana de Industrialización (EBIH) con el objetivo
de promover y ejecutar estudios y proyectos en las actividades de separación
del gas, petroquímica en general y otras actividades de industrialización,
comercialización y distribución de productos de valor agregado. No obstante,
hasta el momento la actividad de EBIH apenas se ha puesto en marcha (de
hecho, hasta julio de 2010 no se nombró gerente) y las dificultades a las que se
enfrenta son muchas: Bolivia no tiene tradición petroquímica, por lo que desde
el propio gobierno se asume que será necesario el establecimiento de una
estrategia empresarial para atraer inversiones dentro del modelo de sociedad
anónima mixta con participación de capitales extranjeros
23
.
En contraste con estas perspectivas, en último lugar, debe destacarse el
aumento, aunque no sostenido, de los ingresos fiscales provenientes del sector
de los hidrocarburos que se ha producido (gráfico 4) gracias principalmente a
la mayor presión fiscal establecida en el nuevo marco. Con ello se pretendía
mejorar la participación del Tesoro General de la Nación (TGN), lo que ha
permitido el desarrollo de ciertos instrumentos de política social
24
. Además, los
cambios, introducidos primero en la Ley 3058, luego en el Decreto de 2006 y
posteriormente en los nuevos contratos, han ido acompañados de otros que
afectan a la distribución de la renta petrolera captada por el Estado. El principal
objetivo de estos últimos ha sido tratar de equilibrar los ingresos percibidos
23
Se está actualmente intentando desarrollar un proyecto para la construcción de un planta de urea
en Bulo Bulo, provincia de Carrasco (Cochabamba) para abastecer al mercado interno e incluso para
exportar los excedentes. La urea es el fertilizante más utilizado en la industria agroalimentaria y se
obtiene a partir del amoníaco (derivado del gas natural) y del nitrógeno. El inicio de las operaciones
está previsto para 2014 y actualmente se está negociando con expresas extranjeras propietarias de
la licencia y las técnicas de fabricación. (Véase, para más detalle, Ministerio de Hidrocarburos y Minas
(2010): Boletín estadístico, septiembre, La Paz).
24
En este sentido se pueden citar, como ejemplos, el “Bono Juancito Pinto” o la “Renta Dignidad”
financiados directamente con la parte de los ingresos hidrocarburíferos acaparada por el Estado
boliviano. El primero, financiado directamente a partir de los ingresos de YPFB, consiste en un bono
de 200 bolivianos mensuales, para todas las familias con niños en edad escolar que certifiquen su
asistencia a la enseñanza primera. La segunda, financiada con el 30% de los recursos recaudados con
el Impuesto Directo a los Hidrocarburos, consiste en una renta universal de vejez de 2400 bolivianos
para los ciudadanos bolivianos mayores de 60 años que no reciban ninguna prestación del sistema
de pensiones contributivo y de 1800 para aquellos que la reciban. Por el momento el único indicador
del que se dispone sobre la dimensión de este tipo de programas es su número de beneficiarios
que en conjunto para ese Bono y esa Renta, junto con el “Bono Juana Azurduy” (dirigido a madres
que certifiquen su asistencia a controles médicos regulares durante el embarazo y hasta que el niño
cumpla 2 años) habría llegado a los 2,8 millones de beneficiarios a diciembre de 2009 (datos del
Ministerio de Economía y Finanzas de Bolivia: http://www.economiayfinanzas.gob.bo/)

178 RICARDO MOLERO SIMARRO, MARÍA JOSÉ PAZ ANTOLÍN, JUAN MANUEL RAMÍREZ CENDRERO
por los departamentos “productores” y los “no productores” que en el modelo
anterior quedaban al margen del reparto de la renta
25
. Esto, por su parte, ha
contribuido a dinamizar otros sectores como el de la construcción que han
coadyuvado al crecimiento del PIB y a la generación de empleo. Todo ello, no
obstante, sin perjudicar el equilibrio presupuestario, lo que ha sido bien valorado
por los organismos y mercados financieros internacionales (FMI, 2009).
A pesar de ello, la subida de los precios internacionales del petróleo ha
contribuido al aumento de los ingresos fiscales provenientes de la actividad
hidrocarburífera mostrando, sin embargo, lo arriesgado de una fiscalidad
excesivamente dependiente de una renta petrolera muy afectada por los
vaivenes de los precios. De hecho, la caída relativa experimentada en 2008
y 2009, unida a la disminución de la demanda brasileña, ha contraído la
recaudación del erario público y podría llegar a poner en riesgo algunos de
los programas sociales, además de convertirse en un nuevo factor de tensión
entre los departamentos.
Sin embargo, el análisis de los datos anteriores cuestiona los argumentos
convencionales que habían avalado el proceso de capitalización y las rebajas
fiscales (en el marco de políticas de atracción claramente favorables a los
intereses extranjeros). Estos argumentos sostienen, siguiendo la lógica de la
curva de Laffer, que un aumento de la presión fiscal desincentivará la inversión,
lo cual contraerá la producción y, en definitiva, la recaudación. El análisis
realizado muestra que, al menos durante los cuatro años transcurridos desde
el inicio del proceso de nacionalización, la renta petrolera ha aumentado como
consecuencia fundamentalmente del aumento de la presión fiscal y a pesar del
menor crecimiento de la producción.
25
La Ley 3058 estableció un reparto de las regalías petroleras que implica que los departamentos
se queden con el 67% de los ingresos mientras que el 33% restante se destina al TGN. De ese
67%, el 91,7% va directamente a los departamentos productores (Cochabamba, Chuquisaca, Santa
Cruz y Tarija) mientras que el 8,3 % restante constituye una regalía compensatoria pagada a dos
departamentos no productores (Beni y Pando). Con esta situación tres prefecturas (La Paz, Oruro
y Potosí) quedaban al margen del reparto de la renta petrolera sin que existieran mecanismos
que, en lo fundamental, permitieran reequilibrar los ingresos fiscales de unas prefecturas y otras.
Esta situación favorecía los desequilibrios regionales entre los departamentos productores y no
productores. Por ello, entre los objetivos fiscales del proceso de nacionalización estaba no sólo el
aumento de la participación del Estado en la renta petrolera sino también un cambio en la distribución
regional de la misma. La que afecta a las regalías no se modifica pero tratará de ser compensada
por la participación de los distintos departamentos en el impuesto directo de hidrocarburos (IDH)
recogida en el Decreto 28223, aprobado el 27 de junio de 2005, tan sólo dos meses después
del Decreto de nacionalización. Según éste, el 43,75% de los ingresos obtenidos por el IDH se
destinarán a las prefecturas (un 29% a las de los departamentos productores y un 71% a las de los
no productores), mientras que el 56,25 restante queda para el TGN. Sin embargo de este 56,25 un
6,9 queda reservado para un Fondo de Compensación que se asigna nuevamente a las prefecturas
como mecanismo de nivelación de ingresos. Del resto, una parte importante debe ser transferida a
pueblos indígenas, comunidades campesinas, Fuerzas Armadas y Policía, universidades, municipios,
etc. Finalmente los recursos de libre disposición por parte del Estado terminan por representar una
parte muy reducida de la renta petrolera que en términos generales muestra una distribución muy
dispersa dificultando la creación de un Fondo Soberano de Inversión al estilo del de otros países con
abundancia de recursos naturales (Espada, 2009).

179
REVISTA DE ECONOMÍA MUNDIAL 30, 2012, 157-184
LA INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN EL SECTOR HIDROCARBURÍFERO BOLIVIANO:
COMPARACIÓN ENTRE MARCOS REGULATORIOS (1996-2009)
GRÁFICO 4: BOLIVIA, INGRESOS DE HIDROCARBUROS DEL GOBIERNO GENERAL (1996-2009)
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
1
9
9
6
1
9
9
7
1
9
9
8
1
9
9
9
2
0
0
0
2
0
0
1
2
0
0
2
2
0
0
3
2
0
0
4
2
0
0
5
2
0
0
6
2
0
0
7
2
0
0
8
2
0
09
(
p
)
Ingresos del Estado de
hidrocarburos/Ingresos totales del
Estado
Ingresos del Estado de
hidrocarburos/PIB
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de UDAPE.
Por otro lado, los resultados mediocres en términos de inversión y
producción de los dos últimos años más que cuestionar la viabilidad de
los cambios en el marco regulador, estarían mostrando las debilidades del
proceso de nacionalización en cuanto al control efectivo de las operaciones
por parte del Estado. Esto marcaría, de hecho, los retos a los que se va a
enfrentar el proceso de nacionalización durante los próximos años. El estado
de las cuentas públicas y una previsible recuperación de la demanda y de los
precios de los hidrocarburos serían la base financiera con la que se cuenta
para afrontar dicha tarea.
4. P
ERSPECTIVAS E INCERTIDUMBRES EN EL SECTOR HIDROCARBURÍFERO
A modo de conclusión, es necesario comenzar por hacer un balance
comparativo de los resultados logrados por los dos marcos regulatorios aquí
analizados. En términos de flujos de inversión extranjera y su efecto sobre las
reservas y la producción, la capitalización del sector supuso un importante
incremento tanto de los primeros como de las segundas. La nacionalización
parcial del sector aunque logró compensar la inicial caída en la inversión
extranjera, sin embargo, vio aminorado el ritmo de crecimiento de la producción.
Ninguno de los dos regímenes logró alterar el patrón primario-exportador que
sigue caracterizando al sector, tanto en lo que a la orientación externa de sus
ventas se refiere, como al reducido valor añadido de sus producciones. Por
último, durante el periodo de capitalización el incremento de la producción

180 RICARDO MOLERO SIMARRO, MARÍA JOSÉ PAZ ANTOLÍN, JUAN MANUEL RAMÍREZ CENDRERO
no fue suficiente para compensar el recorte en la tributación de las empresas
del sector. En cambio, durante los primeros años del de la nacionalización la
ampliación de los porcentajes establecidos en concepto de regalías ha hecho
posible que, a pesar de la menor producción, la recaudación fiscal se haya
incrementado.
En efecto, el análisis comparativo de los efectos de la IED en el sector de
los hidrocarburos se ha centrado en buena parte en el binomio fiscalidad-
inversión al que ya nos hemos referido. La transferencia de las empresas
públicas a manos privadas en el periodo de la capitalización fue acompañada
de una rebaja fiscal que, sin embargo y como hemos visto, no generó un
incremento de la recaudación pública. El Estado perdió recursos con respecto
a los que obtenía en el período previo a la capitalización, cuando explotaba
los hidrocarburos directamente a través de YPFB. En cambio, el mayor logro
del nuevo marco regulador ha sido incrementar inicialmente la recaudación, a
pesar de la caída de la inversión y la ralentización del ritmo de crecimiento de
la producción.
Más allá de estas evidencias es necesario retomar el debate sobre
los objetivos de las políticas de atracción y de los marcos reguladores
que afectan a las actividades de las ETN: si éstos deben atender sólo a lo
cuantitativo –cuanta más inversión (y producción) mejor– o, por el contrario,
se debe renunciar a volúmenes elevados de inversión en aras de garantizar
una contribución más positiva (en este caso medida en términos de la renta
petrolera). Ante el endurecimiento del marco regulador resultaba hasta cierto
punto previsible una disminución de la inversión por parte de las empresas
petroleras. Sin embargo, esto puede ser asumido como parte de los costes que
implican la recuperación de la propiedad de los recursos y el aumento en la
participación de la renta petrolera (para el desarrollo de políticas sociales o del
apoyo a la industrialización). No obstante es necesario no olvidar tampoco los
condicionantes a los que se encuentra sujeta esta situación: unos de carácter
más externo y coyuntural como es la evolución de los precios internacionales
del petróleo; los otros, internos y estructurales, tiene que ver con la evolución
de las inversiones y la producción de hidrocarburos. En el actual marco, esto
último va a depender en gran medida de la capacidad que tenga el Estado
de gestionar eficazmente las nuevas responsabilidades que en materia de
inversión ha asumido y que deben garantizar el mantenimiento en el tiempo
de los logros alcanzados.
En todo caso, hay que considerar que, al contrario de lo ocurrido con la
mejora de la recaudación fiscal, otras de los objetivos de la nacionalización, como
alterar la orientación exportadora de la producción y lograr la industrialización
del gas, no han sido modificados con el nuevo marco, impidiendo un cambio
de calado en la estructura productiva y sectorial boliviana. En efecto, el
actual proceso de reforma del marco regulador de la inversión extranjera en
el sector hidrocarburífero boliviano se justificaba por la necesidad de lograr
esa transformación, dejando atrás la orientación externa de las actividades

181
REVISTA DE ECONOMÍA MUNDIAL 30, 2012, 157-184
LA INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN EL SECTOR HIDROCARBURÍFERO BOLIVIANO:
COMPARACIÓN ENTRE MARCOS REGULATORIOS (1996-2009)
hidrocarburíferas, permitiendo, al mismo tiempo, una mayor complejidad del
proceso productivo y cierta diversificación sectorial. Es probable que no se
disponga aún de suficiente perspectiva temporal para valorar suficientemente
el alcance de la reforma emprendida en 2006. Aun así, los resultados en este
trabajo no parecen alterar significativamente la trayectoria seguida durante el
periodo de la capitalización por las variables de exportación e industrialización
del sector.
El hecho de que en 2006 no se optase por una nacionalización confiscatoria
o expropiatoria, como las de 1937 y 1969 se debió principalmente a que
Bolivia necesitaba contar con mayores niveles de inversión para activar la
industria petrolera nacionalizada. Esto no hace sino constatar la poderosa
restricción existente a la hora de diseñar esquemas normativos de tratamiento
al capital extranjero en el marco de estrategias de desarrollo por parte de
economías periféricas con una inserción externa primario-exportadora. Este
tipo de economías no disponen de la tecnología necesaria para la prospección
y extracción (sobre todo para la primera extracción y transformación de los
recursos) por lo que tienen que recurrir al capital extranjero que, a su vez, acude
buscando rentabilidad. El desafío consiste en establecer unos mecanismos de
pago para el capital extranjero que a su vez permita aumentar el margen de
actuación para el Estado para impulsar al alza las aportaciones del capital
extranjero.
En Bolivia la nueva normativa obligó a las empresas a “migrar” a contratos
con nuevas condiciones cuya valoración difiere según los agentes implicados.
En un principio fueron considerados confiscatorios por las empresas, las
cuales, sin embargo, los suscribieron. Ahora los sectores que más impulsaron
la nacionalización son los que los consideran demasiado condescendientes con
las petroleras y timoratos en su alcance
26
. Despierta especial recelo, por sus
efectos potenciales en la profundización de la orientación predominantemente
externa de la producción, el hecho de asociar la parte de los beneficios que
les corresponde a las petroleras extranjeras al desempeño exportador de
las explotaciones en las que participan. No en vano, este aspecto sin duda
estaría distorsionando las pretensiones de construir un sector hidrocarburífero
autocentrado, es decir, enfocado principalmente al mercado interno (particular
e industrial).
En todo caso, los resultados desde la perspectiva del dinamismo y
modernización sectorial de la economía boliviana sólo se podrán valorar en
función de si se consigue o no una efectiva industrialización de los hidrocarburos
y de que se supere la secular inserción externa primario-exportadora de la
economía boliviana. Esto es algo que, hasta el momento, no está resultando
posible para el Estado boliviano.
26
Son, en este sentido, muy ilustrativas las críticas del anterior ministro de Hidrocarburos, Solís
Rada, o los análisis del Centro de Documentación e Información Bolivia (www.cedib.org).

182 RICARDO MOLERO SIMARRO, MARÍA JOSÉ PAZ ANTOLÍN, JUAN MANUEL RAMÍREZ CENDRERO
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Agosín, M. (2010): “Is Foreign Investment always Good for Development?”,
en Gallager, K and Chudnovsky, D. (ed.), Rethinking Foreign Investment
for Sustainable Development: Lessons form Latin America, Amthem Pr.,
EEUU, 21-31.
Agosín, M. y Machado, R. (2005): “Foreign Investment in Developing Countries:
Does it Crowed in Domestic Investment?”, Oxford Development Studies,
33(2), 149-162.
Astarita, R. (2009): Monopolio, imperialismo e intercambio desigual, Maia
ediciones, Sevilla 88-106.
Barja, G. (1999): Las reformas estructurales bolivianas y su impacto sobre las
inversiones, Serie de Reformas Económicas, nº 42, Cepal, Santiago de
Chile.
Behrman, J. (1975): Criterios de decisiones para inversiones en América Latina,
Buenos Aires, Prolam.
Buckley, P. J. (1990): “Problems and Developments in the Core Theory of
International Business”, Journal of International Business, fourth quarter,
657-665.
CEPAL (2004): La inversión extranjera en América Latina y el Caribe 2003,
Santiago de Chile.
CEPAL (2006): La inversión extranjera en América Latina y el Caribe 2005,
Santiago de Chile.
Crotty, J; Epstein, G.; Kelly, P. (1998): “Multinacional Corporation in the Neo-
liberal Regime”, en Baker et ál., Globalization and Progressive Economic
Policy, Cambridge University Press, UK,1-25.
Chang, H-J.; Green, D. (2003): The Northern WTO Agenda on Investment: Do
as we say, not as we did, South Centre/CAFOD.
Delgadillo, M.F. y Pardo, R. (2005): “Ingresos del sector hidrocarburos: una
aproximación a la incidencia fiscal del sistema tributario en el sector
hidrocarburos en los períodos pre y post capitalización”, Documento de
trabajo 1/2005, Unidad de Análisis de Políticas Sociales y Económicas,
La Paz.
Dunning, J.H. (1992): Multinational Enterprises and the Global Economy,
Addison-Wesley, Gran Bretaña.
Dunning, J.H. (1994): “Re-evaluating the Benefits of Foreign Direct Investment”,
Transnational Corporations, 3(1), 23-51.
Espada, J. L. (2009): La renta de hidrocarburos en las finanzas prefecturales.
Tendencias de los ingresos y gastos (1997-2007), Cedla, La Paz. Instituto
Nacional de Estadísticas de Bolivia: www.ine.gov.bo

183
REVISTA DE ECONOMÍA MUNDIAL 30, 2012, 157-184
LA INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN EL SECTOR HIDROCARBURÍFERO BOLIVIANO:
COMPARACIÓN ENTRE MARCOS REGULATORIOS (1996-2009)
Fondo Monetario Internacional (2009): “Bolivia Country Report 09/27”, enero
de 2009.
Gandarillas, M., Tahbub, M. y Rodríguez, G. (2008): Nacionalización de los
hidrocarburos en Bolivia, Icaria, Barcelona.
Görg, H; Greenaway, D. (2001): Foreign Direct Investment and intra-indsutry
spillovers: a review of the literature, Research Paper 2001/37, Globalization
and Labours Markets Programme, University of Nottingham.
Kumar, N.; Gallagher, K. (2007): Relevance of “Policy Space” for Development.
Implications for Multilateral trade Negotiations, RIS-Discussion Paper,
120, Nueva Delhi.
Lipsey, R.; Sjöholm, F. (2005): “The Impact of Inward FDI on Host Countries: Why
such Different Answers?” en Moran, et. al. TH; Graham, E.; Blomströn, M.
(ed.): Does Foreign Direct Investment Promote Development?, Center for
Global Development, Washington, DC. 23-44.
López, C.A. y Ferrufino, R. (2009): “Estado de Situación de dos sectores
fundamentales: hidrocarburos y minería”, Análisis de coyuntura, nº 9,
Fundación Milenio, La Paz.
McGuigan, C. (2007): Los beneficios de la inversión extranjera ¿cuáles fueron
sus resultados en el sector de petróleo y gas en Bolivia?, Cedla, La Paz.
Michalet, C. A. (1988): Le capitalismo mondial, 3ª edición, París, Quadrige/
PUF, París.
Moran, Th.; Graham, E.; Blomströn, M. (2005): “Conclusions and Implications
for FDI Policy in Developoing Countries, New Methods of Research and a
Future Research Agenda”, en Moran, et. ál. TH; Graham, E.; Blomströn,
M. (ed.): Does Foreign Direct Investment Promote Development?, Center
for Global Development, Washington, DC. 375-396.
Ministerio de Hidrocarburos y Energía (2008a): Estrategia Boliviana de
Hidrocarburos, La Paz.
Ministerio de Hidrocarburos y Energía (2008b): Balance Energético Nacional,
La Paz.
Molero Simarro, R. (2006): “Análisis económico del impacto de la privatización
de los hidrocarburos bolivianos por las empresas transnacionales de
1996 a 2003. Razones para la nacionalización”, mimeo, UCM, Madrid.
Observatorio de las Multinacionales de América Latina:
www.omal.info.
Paz Antolín, M.J. (2002): “Los enfoques microeconómicos sobre la expansión
de las empresas transnacionales”, en Información Comercial Española.
Boletín Económico, nº 2732, 37-44.
Narula, R. (2004): Understanding Absorptive Capacities in an Innovation
Systems Context: Consequences for Economic and Employment Growth,
MERIT Research Memorandum 2004-003, Maastricht.

184 RICARDO MOLERO SIMARRO, MARÍA JOSÉ PAZ ANTOLÍN, JUAN MANUEL RAMÍREZ CENDRERO
Paz Antolín, M.J. y Ramírez Cendrero, J.M. (2009): “Foreign Direct Investment
and Its Contribution to Economic Development: Determinants and
Restrictions”, ponencia presentada en la 6
ª
Conferencia Internacional
Developments in Economic Theory and Policy, Universidad del País Vasco,
julio, Bilbao.
Ramírez Cendrero, J.M. (2006): “Los impactos de la internacionalización
productiva. Aproximaciones teóricas y dimensiones de análisis”, Boletín
de Información Comercial Española, nº 2874, abril, 33-54.
Ríos-Morales, R. y O’donovan, D. (2006): “¿Pueden los países de América
Latina y el Caribe emular el modelo irlandés para atraer inversión
extranjera directa?”, Revista de la CEPAL, nº 88, abril, 51-70.
Rugman, A. (1999): “Forty Years of the Theory of the Transnational Corporation”,
Transnational Corporations, UNCTAD, 8(2), 51-70.
Shaikh, A. (2009): Teorías del comercio internacional, Maia ediciones, Madrid,
84-96.
Torrecilla, F. (2005): La reestructuración del sector hidrocarburífero en Bolivia,
Argenpress, Buenos Aires.
UNCTAD (1999): FDI and the Challenge of Development, World Investment
Report, Ginebra.
UNCTAD (2003): FDI Policies for Development. National and International
Perspectives. World Investment Report, Ginebra.
UNCTAD (varios años): World Investment Report, Ginebra.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB): Informes Técnicos, La Paz
(http://www.ypfb.gov.bo/informes_tecnicos.php).