En el Poder Legislativo está en revisión el Proyecto de Ley (PL) de Incentivos para el sector hidrocarburos denominado “Ley de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación”. En un congreso petrolero organizado por YPFB en Santa Cruz en mayo de 2013, cuando el precio del petróleo estaba por encima de los 100 $us/Bl, el vicepresidente Álvaro García Linera dijo que el Gobierno emitiría un nuevo decreto de incentivos para una rápida recuperación de la inversión petrolera en exploración. Por su parte, el entonces presidente de YPFB declaró que técnicos de la empresa y del Ministerio de Hidrocarburos estaban trabajando desde meses atrás en un conjunto de incentivos para mejorar el flujo económico de los proyectos. Han pasado más de dos años sin que se haya hecho nada, ahora hay angustias y el contexto petrolero es diferente y mucho más esquivo. En el mundo, las empresas petroleras han cancelado, este año inversiones por más de 200 billones de dólares en proyectos caros o de largo plazo, porque lo que buscan es liquidez a corto plazo. Más vale el escepticismo en las actuales condiciones.
Por eso, el discurso del Gobierno ha cambiado, ya no se trata de “decreto” de incentivos, sino de ley y no para acelerar la recuperación de inversiones o mejorar el flujo de caja, sino expresamente para atraer inversiones porque, como reza la Exposición de Motivos, “las características del régimen fiscal, el riesgo exploratorio y los elevados costos en exploración y explotación, hacen que los proyectos hidrocarburíferos en Bolivia no sean atractivos económicamente”. Finalmente, el Gobierno percibe que su política de hidrocarburos en el up stream fue equivocada porque creó una estructura legal orientada a espantar a los inversores.
CONTRATOS. Lo que dice el Proyecto de Ley. El PL alcanzará a todos los Contratos de Servicios Petroleros suscritos y por suscribirse y a los de Operación vigentes. Los incentivos cubren toda la producción de petróleo, presente y futura, la producción de condensado en nuevos campos de gas a ser descubiertos a partir de la aplicación de este PL y la elevación de la producción de condensado en los campos actuales. Esto significa que no habrá incentivos para la producción actual de condensado.
El incentivo para la producción de petróleo y condensado asociado a la producción de gas natural será de 30 $us/Bl (dólares por barril) a 50 $us/Bl en Zona Tradicional y de 35 $us/Bl a 55 Sus/Bl en Zona no Tradicional. El incentivo aplicable al condensado asociado a la producción de gas tendrá una duración de 20 años en Zona Tradicional y de 25 años en Zona no Tradicional. El incentivo al petróleo no tiene plazo.
Ambos incentivos se aplican cuando la producción se destine al mercado interno, serán variables y se ajustarán al precio internacional del crudo, los niveles de producción y el precio del mercado interno. Existe un tercer incentivo aplicable a la producción adicional de condensado para campos en actual producción en Zona Tradicional que va de 0 $us/Bl a 30 $us/Bl durante un plazo de cinco años que está condicionado a una línea base de producción que deberá ser elaborada por YPFB en base a reservas, a inversiones adicionales, al precio internacional y a niveles de producción.
El PL repite lo establecido en el Decreto Supremo 1202 de abril de 2012 que ordena que para incentivar la producción de gas de campos marginales se destine prioritariamente a la exportación. El PL anuncia la derogatoria del decreto 1202 (afortunadamente, porque de lo contrario y tal como estaba considerado en proyectos anteriores, hubiera dado lugar a un doble incentivo), una vez que se reglamente el Artículo 6 del PL. En el cuadro adjunto se muestra un resumen de lo anterior.
La diferencia más grande que introduce este PL respecto al decreto 1202, además de ampliar el rango del incentivo hasta 55 $us/Bl, es que el incentivo se extiende, además del petróleo, a la nueva producción de condensado. En cuanto a los plazos, se consideran muy extensos porque todo incentivo, dado su carácter excepcional, deberían ser medida de corta duración.
FONDO. El financiamiento de los incentivos. Los incentivos se financiaran desde el Fondo de Promoción a la Inversión de Exploración y Explotación Hidrocarburífera (FPIEEH), que será creado con el 12% de los recursos del IDH antes de su distribución, a partir de enero de 2016. En números redondos, el 12% del IDH representa cerca de 200 MM$us.
Los recursos del FPIEEG serán abonados automáticamente en una cuenta del TGN. Los incentivos para la producción actual de campos existentes, serán pagados con Nocres (Notas de Crédito Fiscal) de la misma forma en que opera el Decreto 1202.
Si como resultado de la aplicación de este PL se incrementara la producción de petróleo en 20% (alrededor de 1.000 BPD), hubiera un incremento del 10% de condensado (alrededor de 4.500 BPD) y hubiera otro tanto de nueva producción de condensado en campos existentes, en total habría una producción adicional de 10.000 barriles por día y considerando 30 $us/Bl como incentivo; el monto anual del incentivo a pagar, incluyendo la producción actual de petróleo, sería de cerca de 160 millones de dólares.
Hasta ahí la ecuación cuadra. Sin embargo, el Ministro de Hidrocarburos dice que con los incentivos del PL, los ingresos del país se incrementarán de los actuales 36.000 millones de dólares a 62.000 millones de dólares (Unidad de Comunicación del ministerio, 20 de agosto de 2015), o sea que gracias a los incentivos habrá un aumento de 26.000 millones de dólares de ingresos en los próximos 10 años. Haciendo números, nuevamente, para que los ingresos se incrementen en la magnitud que dice el ministro, la producción de líquidos tendría que subir en 70.000 BPD y el precio del crudo tendría que estar en 100 $us/Bl. Estas cifras no tienen ningún soporte racional.
El PL (Artículo 17) abre la gama de Contratos de Servicios Petroleros (Únicos autorizados por el Art. 362 de la Constitución Política del Estado), a otras modalidades “a ser establecidas por el Ministerio de Energía e Hidrocarburos”, como dice textualmente el PL. En strictu sensu esta disposición es inconstitucional.
Es obvio que el Gobierno considera que la apertura a nuevas modalidades de contratación más flexibles es una manera de atraer inversiones petroleras, sabiendo que es un cambio en su política estatista que procuró reducir a las empresas petroleras a la categoría de prestadoras de servicios.
El PL no garantiza nada a nadie, ni que habrá nuevas inversiones, ni que las entidades beneficiarias del IDH vayan a tener utilidades o que vengan nuevas empresas a explorar, pero es un punto de inflexión en la fallida política de hidrocarburos.
