Culminado el primer paso de la aprobación, ahora toca saber si funcionará. La Ley de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera nace de una obsesión, la de multiplicar las reservas antes del Día D y la Hora H, esto es, la fecha en la que expira el contrato de exportación con Brasil, a saber el último día de 2019.
La ley llega tarde, coinciden los expertos, para evitar que el Estado se siente a la mesa de negociación en inferioridad de condiciones por las reservas insuficientes y con las garantías de poder cumplir con otro contrato de largo plazo en tela de juicio, pero algo es algo. Las reservas actuales suman 10,5 Trillones de Pies Cúbicos según la última actualización a diciembre de 2014 y el objetivo es duplicar hasta 2025. Un contrato con Brasil a 20 años de la magnitud del actual, con más de 30 millones de metros cúbicos diarios, requiere al menos esa cantidad.
La ley pretende sobre todo acortar los plazos entre la exploración y la puesta en marcha comercial de las diferentes áreas adjudicadas de los cinco o seis años que suelen ser “habituales”, según indicó hasta la saciedad el ex presidente de Yacimientos, Carlos Villegas, cuando se le cuestionaba por este asunto, hasta los tres años.“Los incentivos del Estado Plurinacional de Bolivia a las empresas petroleras que operen en Zonas Tradicionales tendrán veinte años de vigencia, mientras que los incentivos para quienes trabajen en Zonas No Tradicionales, tendrán una duración de veinticinco años. En ambos casos el beneficio se otorgará a partir de la producción comercial regular en ambas zonas”, señala uno de los boletines de la Gobernación de Tarija.
En cualquier caso, para los campos nuevos, el plazo y duración del incentivo se reglamentará por decreto en función de criterios técnicos y económicos y del plan de desarrollo.
La otra vertiente de la ley se centra en los campos ya en producción o en vías de hacerlo. En ese caso se establece un plazo de incentivos de cinco años desde la fecha para que los campos produzcan por encima de su línea base. Un ejercicio poco ortodoxo y con riesgos para las estructuras, sobre todo en periodos de precios bajos como los actuales. El momento en el que ha golpeado la crisis de precios internacionales (ayer volvió a caer el barril de referencia para Bolivia hasta los 41,75 dólares) ha pillado a medio camino los planes de industrialización, en parte debido a los retrasos: Las plantas separadoras apenas producen Gas Licuado de Petróleo (GLP) con los mercados saturados y el resto de líquidos siguen sin aprovecharse ni en la exportación ni en la fase propiamente petroquímica de la Urea o del polipropileno, todavía en proyecto.
El papel de YPFB y los aportes
Con la ley, la empresa estatal recobra algo de protagonismo en la parte fundamental de la cadena, es decir, la exploración. Esta posibilidad, negada sistemáticamente incluso en tiempos de nacionalización, se retoma con prudencias. La ley prevé la creación del Fondo de Promoción a la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera (FPIEEH), para promocionar las inversiones e incrementar las reservas y producción de hidrocarburos en el país.
La constitución de este Fondo se basa en aportes de las entidades autónomas que reciben Impuesto Directo de Hidrocarburos (IDH) como las gobernaciones, los municipios, la Universidades y el propio Fondo Indígena. El aporte se cifra en el 12 por ciento de lo que se recibe por el IDH, inicialmente un 4 por ciento, menos, tras descontar las obligaciones impuestas. Según el asambleísta Mauricio Lea Plaza, con los precios actuales sumaría unos 72 millones de bolivianos anuales.
El presidente de la comisión de Economía Plural, Henry Cabrera, aseguró a El Deber que por cada dólar invertido en el FPIEEH, las entidades descentralizadas tendrán utilidades de 4 a 8 dólares, lo que incrementará sus recursos para destinarlos a más obras para sus regiones.
“El 2016 recuperarán un 60 por ciento de lo que vayan a colocar. En 2017, que se empieza ya a tener utilidades, recuperarán el 100 por ciento de sus aportes más un 30 a 40 por ciento de utilidades”, sostuvo el legislador.
El fondo no discrimina sobre exploración en zonas protegidas o no. En cualquier caso, los legisladores dan por hecho que se invertirá más en estas zonas ya estudiadas y con potencial contrastado para garantizar los éxitos del plan de inversión.
La ley pretende sobre todo acortar los plazos entre la exploración y la puesta en marcha comercial de las diferentes áreas adjudicadas de los cinco o seis años que suelen ser “habituales”, según indicó hasta la saciedad el ex presidente de Yacimientos, Carlos Villegas, cuando se le cuestionaba por este asunto, hasta los tres años.“Los incentivos del Estado Plurinacional de Bolivia a las empresas petroleras que operen en Zonas Tradicionales tendrán veinte años de vigencia, mientras que los incentivos para quienes trabajen en Zonas No Tradicionales, tendrán una duración de veinticinco años. En ambos casos el beneficio se otorgará a partir de la producción comercial regular en ambas zonas”, señala uno de los boletines de la Gobernación de Tarija.
En cualquier caso, para los campos nuevos, el plazo y duración del incentivo se reglamentará por decreto en función de criterios técnicos y económicos y del plan de desarrollo.
La otra vertiente de la ley se centra en los campos ya en producción o en vías de hacerlo. En ese caso se establece un plazo de incentivos de cinco años desde la fecha para que los campos produzcan por encima de su línea base. Un ejercicio poco ortodoxo y con riesgos para las estructuras, sobre todo en periodos de precios bajos como los actuales. El momento en el que ha golpeado la crisis de precios internacionales (ayer volvió a caer el barril de referencia para Bolivia hasta los 41,75 dólares) ha pillado a medio camino los planes de industrialización, en parte debido a los retrasos: Las plantas separadoras apenas producen Gas Licuado de Petróleo (GLP) con los mercados saturados y el resto de líquidos siguen sin aprovecharse ni en la exportación ni en la fase propiamente petroquímica de la Urea o del polipropileno, todavía en proyecto.
El papel de YPFB y los aportes
Con la ley, la empresa estatal recobra algo de protagonismo en la parte fundamental de la cadena, es decir, la exploración. Esta posibilidad, negada sistemáticamente incluso en tiempos de nacionalización, se retoma con prudencias. La ley prevé la creación del Fondo de Promoción a la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera (FPIEEH), para promocionar las inversiones e incrementar las reservas y producción de hidrocarburos en el país.
La constitución de este Fondo se basa en aportes de las entidades autónomas que reciben Impuesto Directo de Hidrocarburos (IDH) como las gobernaciones, los municipios, la Universidades y el propio Fondo Indígena. El aporte se cifra en el 12 por ciento de lo que se recibe por el IDH, inicialmente un 4 por ciento, menos, tras descontar las obligaciones impuestas. Según el asambleísta Mauricio Lea Plaza, con los precios actuales sumaría unos 72 millones de bolivianos anuales.
El presidente de la comisión de Economía Plural, Henry Cabrera, aseguró a El Deber que por cada dólar invertido en el FPIEEH, las entidades descentralizadas tendrán utilidades de 4 a 8 dólares, lo que incrementará sus recursos para destinarlos a más obras para sus regiones.
“El 2016 recuperarán un 60 por ciento de lo que vayan a colocar. En 2017, que se empieza ya a tener utilidades, recuperarán el 100 por ciento de sus aportes más un 30 a 40 por ciento de utilidades”, sostuvo el legislador.
El fondo no discrimina sobre exploración en zonas protegidas o no. En cualquier caso, los legisladores dan por hecho que se invertirá más en estas zonas ya estudiadas y con potencial contrastado para garantizar los éxitos del plan de inversión.
Negociaciones con Brasil inician el 24 de noviembre
La ley aprobada es una de las cartas que el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, podrá exhibir en la próxima reunión fijada para el 24 de noviembre en Brasil. Según se adelantó en la cumbre de la Organización Latinoamericana de Energía celebrada en Tarija ese día se sentarán a negociar los dos gobiernos para renovar un contrato que, aun siendo el principal ingreso de divisas de Bolivia, ha mostrado sus falencias en los últimos años.
El volumen garantizado, los licuables contenidos y la fórmula de cálculo de precios serán algunos de los asuntos que estarán sobre el mantel para llegar a un acuerdo. No se descarta alcanzar una prórroga al actual hasta que se estabilice de nuevo el sector hidrocarburífero mundial, ahora mismo muy volátil por la irrupción del shale gas y el congelamiento de las previsiones de crecimiento mundial.
El volumen garantizado, los licuables contenidos y la fórmula de cálculo de precios serán algunos de los asuntos que estarán sobre el mantel para llegar a un acuerdo. No se descarta alcanzar una prórroga al actual hasta que se estabilice de nuevo el sector hidrocarburífero mundial, ahora mismo muy volátil por la irrupción del shale gas y el congelamiento de las previsiones de crecimiento mundial.
Fuente: periódico "El País-Tarija"
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