El proyecto de ley de Reactivación a la Exploración y Explotación de Hidrocarburos ofrece un incentivo de un dólar por millar de pie cúbico de gas natural destinado al mercado interno, y dos dólares por la producción incremental de gas.
El Gobierno admite que los incentivos promovidos con la ley 767 no permitieron aumentar la producción de gas y líquidos, y que la nacionalización de los hidrocarburos afectó las decisiones de inversión de las petroleras. Por eso promueve, desde noviembre de 2024, el proyecto de ley de Reactivación a la Exploración y Explotación de Hidrocarburos que modifica la ley 767, de 2015, de Promoción de Inversiones.
El documento de ese prospecto normativo en su exposición de motivos realiza una evaluación y análisis de la situación del sector en los últimos años y la declinación que se ha observado en la producción de hidrocarburos los últimos años.
Señala que, en los últimos años, la producción de gas ha disminuido y las reservas certificadas también han mostrado una tendencia a la baja, lo cual se debe, en parte, a la falta de inversiones en exploración y a la madurez de los campos existentes.
“Las políticas de nacionalización y los cambios al régimen fiscal han influido en las decisiones de inversión. La estabilidad y claridad en las políticas son facilitadores que pueden atraer más inversiones y por ende, aumentar la producción”, reconoce el Gobierno en el proyecto de ley.
El Ejecutivo también sostiene que la ley 3058, aprobada en 2005, antes de la nacionalización, tuvo como principal resultado sólo un mayor impulso a la inversión en la explotación de hidrocarburos. Esto se vio reflejado en el nivel de reservas de 2005, que fue de 12,8 TCF (trillion cubic feet), dato que tuvo una tendencia decreciente. Además, al finalizar 2018, el nivel de reservas registró un valor de 8,95 TCF, disminución que tiene una menor oferta de gas natural para abastecer el mercado externo e interno.
Al realizar una evaluación retrospectiva del balance de gas natural y el efecto que ha representado la aplicación de la ley 767, el Gobierno también identifica algunas limitaciones que ha tenido esa norma debido a que no tuvo un impacto en la generación de una mayor producción de gas natural, manteniéndose la tendencia de declinación.
“La tendencia de producción presentada a través de los diferentes hitos de la implementación de la Ley de Incentivos y su reglamentación conexa, no muestran un impacto representativo en la producción, manteniéndose una tendencia declinatoria en la producción de gas natural”, reconoce.
Según la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) la producción de gas natural ronda un promedio de 29 millones de metros cúbicos día (MMmcd), muy distantes de los 60 que se alcanzaron en 2014, cuando las exportaciones superaron los 6.000 millones de dólares.
“La producción de gas está cayendo a un ritmo de aproximadamente el 10% anual. Las proyecciones señalan que, en dos o tres años, toda la producción tendría que destinarse al mercado interno, con el impacto negativo que esto tendrá para la economía del país al dejar de percibir ingresos por la exportación”, advirtió en julio la CBHE que afilia a las principales empresas petroleras del exterior que operan en el país.
La institución recalca la urgencia de que se aprueben los cambios a la ley 767, como el primer paso para impulsar la reactivación del sector, a través de acciones que permitan mitigar la progresiva declinación de la producción de gas natural.
¿Qué proponía la ley 767?
En diciembre de 2015, el Gobierno promulgó la ley 767 de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera, con el objetivo de promocionar las inversiones que permitan incrementar las reservas y producción de hidrocarburos con incentivos para garantizar la seguridad, sostenibilidad y soberanía energética en el país.
Con la norma se creó un fondo con el aporte del 12% de los recursos de IDH antes de la distribución a las entidades territoriales autónomas, universidades públicas y otros beneficiarios por ley. Los mismos son administrados por el BCB. Los recursos se depositaron en el Fondo de Promoción a la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera (FPIEEH).
En el proyecto de ley de Reactivación a la Exploración y Explotación de Hidrocarburos que modifica la ley 767 de 2015 de Promoción de Inversiones, se detalla que los incentivos autorizados por el Ministerio de Hidrocarburos a favor de YPFB, por la producción de petróleo crudo y producción adicional de condensado asociado al gas natural, a mayo de 2014, asciende a un total de 138.757.533,24 dólares que corresponde pagarse con recursos del FPIEEH.
Incentivos de la ley de ajustes
El proyecto de ley de Reactivación a la Exploración y Explotación de Hidrocarburos que modifica la ley 767 de 2015 de Promoción de Inversiones establece dos incentivos a la producción de gas natural.
Se fija un incentivo de un dólar por millar de pie cúbico de gas natural destinado al mercado interno, y de dos dólares por millar de pie cúbico a la producción incremental de gas natural. Los recursos para pagar ambos incentivos provendrán, según el proyecto del Fondo de Promoción a la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera (FPIEEH).
Además, señala que, en cuanto al incentivo a la perforación de pozos exploratorios, el Estado pagará un incentivo equivalente a la valorización económica de las unidades de trabajo en exploración correspondiente a la profundidad alcanzada, previa certificación de la estatal petrolera. Los campos podrán beneficiarse con estos incentivos por hasta 20 años, una vez entre en vigencia la ley modificada.
El 12 de agosto, la Comisión de Economía Plural, Producción e Industria de la Cámara de Diputados aprobó en grande y detalle el proyecto de ley Nº 001/2024-2025, que modifica la ley Nº 767 de 2015 con el propósito de impulsar la exploración y explotación de hidrocarburos.
“El país cuenta con un potencial muy importante. Las empresas desean aprovechar ese potencial y realizar negocios. Como Estado, debemos aprender a hacer negocios para beneficiarnos también”, afirmó Raúl Mayta, viceministro de Exploración y Explotación de Recursos Energéticos.
La reforma busca reactivar la inversión en exploración y explotación mediante la combinación de recursos públicos, a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), y capital privado de empresas socias, implementando el Plan de Reactivación del Upstream (PRU).
Entre las principales novedades de la propuesta, figura la creación de un marco contractual más eficiente y ágil, que reducirá los tiempos de aprobación de nuevos contratos y eliminará la burocracia que anteriormente frenaba los proyectos.
Mayta, en una entrevista con Bolivia TV, indicó el miércoles que en 2013, la producción de gas natural ascendía a 60 millones de metros cúbicos día (MMmcd) y el mercado interno solo demandaba el 20% de ese volumen y el 80% se dirigía a la exportación.
Pero como no se ha podido en los últimos años reponer reservas por falta de exploración y elevar la producción, con la disponibilidad actual se debe entregar al mercado interno el 50% y exportar el otros 50%.
Esto, dijo afecta la situación económica de los proyectos actuales, porque el precio para el mercado interno que se paga a la compañías en Bolivia solo es de 0,65 centavos por millar de pies cúbicos en el punto de fiscalización, mientras que el precio en el mercado externo es de seis o siete dólares.
“Con el proyecto de ley brindamos estabilidad a la economía de los proyectos de exploración y exploración, porque en la medida que siga disminuyendo el volumen de producción de gas, seguiremos enfrentando la demanda creciente del mercado interno, cada vez se tendrá que pagar a las empresas solo 0,65 centavos de dólar”, subrayó Mayta.
Fuente: Visión 360