El Deber • Gobierno admite fracaso para aumentar el gas y alista nueva Ley de Hidrocarburos
El Ejecutivo reconoce que el actual marco legal no logró incrementar las reservas de gas natural, ni los volúmenes de producción, algo que el país necesita. Analistas consideran que el equilibrio impositivo es un aspecto a contemplar en la futura ley
Por: Juan Carlos Salinas Cortez / El Deber
Apretados por los números que indican que las reservas de gas natural están en los 8, 95 Trillón de Pies Cúbicos (TCF) cifra que gradualmente se viene reduciendo sin reposición. El Gobierno tuvo un momento de autocrítica y reconoció que el actual marco jurídico no tuvo la capacidad para aumentar las reservas gasíferas, ni los volúmenes de producción.
Franklin Molina, ministro de Hidrocarburos, considera que ambos aspectos son necesarios para el país y por ello, sostuvo que es necesario modernizar la Ley 3058, pues a su criterio, en los últimos años no se logró un incremento de las reservas, lo que hace necesario repensar todo el marco normativo, incluyendo la Ley de Incentivos y otros reglamentos que necesariamente deben ser modificados.
“Estamos modificando algunos decretos porque tenemos que ser autocríticos. Los resultados no han sido los esperados y necesitamos en este momento incorporar reservas, incorporar volúmenes de producción de gas natural”, señaló Molina.
La autoridad remarcó que esta modernización de la Ley 3058 busca una reducción en la importación de crudo y por ello se está impulsando el proyecto de producción de diésel renovable.
En este punto la preocupación de Ejecutivo no es gratuita, ya que según las proyecciones elaboradas por Gas Energy Latin América (GELA), es posible llegar a un déficit energético a partir de 2025; es decir, que las importaciones, de líquidos, sean mayores que las exportaciones de gas natural.
Así, el estudio refleja que los ingresos por exportación de gas en 2019 llegaron a 2.580 millones de dólares, mientras que las importaciones de combustibles (diésel y gasolina) alcanzaron los 1.426 millones.
Mientras que, en 2020 las ventas por gas natural le reportan al país ingresos por $us 1.664 millones y egresos que suman $us 558 millones. Esta tendencia irá cambiando debido a que las exportaciones, desde 2021 a 2024 se van a mantener congeladas en los $us 1.255 millones, mientras los valores de compra de combustible líquido gradualmente se van a ir incrementando.
Para 2025 y 2026 las importaciones de gasolina y diésel se van a desmarcar con valores de $us 1.019 millones y $us 1.113 millones; respectivamente, frente a las exportaciones, que no van a superar los $us 465 millones.
Para evitar el déficit
Molina admitió que la situación de los hidrocarburos, en materia de gas, no es precisamente una de las mejores debido a que los megacampos gasíferos del país se encuentran en proceso de declinación.
“Los campos como Sábalo, San Alberto, Margarita, están en una fase de declinación natural, por lo que es importante y necesario incrementar no solamente la producción, sino también las reservas de gas, para poder cumplir con nuestras obligaciones y así desarrollar nuestra política energética”, dijo Molina.
Ante este escenario el exministro de Hidrocarburos, Álvaro Ríos, propone una fuerte reactivación del sector, sobre todo en exploración para reactivar la producción gasífera y petrolera. Destaca la potencialidad que tiene el país, pero considera que el sistema impositivo, la estructuración y la forma cómo está organizada YPFB requieren una reforma.
Según datos de GELA, en la actualidad hay cuatro pozos exploratorios que se encuentran en perforación (Ñancahuazú X1, Boicobo X1, Sopotindi X1 y Caranda X1005) y se tiene programado iniciar la perforación de otros seis entre 2021 y 2022.
Carlos Arze, investigador del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (Cedla), en ocasión del ‘Seminario: Hidrocarburos en América Latina-Retos para superar la dependencia’, dijo que la caída de la producción surge porque la norma boliviana, a partir de la nacionalización de los hidrocarburos, no establece la obligatoriedad de reemplazo de reservas por parte de las empresas operadoras.
Qué contemplar en la nueva ley
Ante la posibilidad de una modernización de la Ley 3058, Francesco Zaratti, experto en energía, celebró que por fin el Gobierno haya tenido la grandeza de reconocer que dicha norma es obsoleta y que ya no responde a las actuales necesidades de país y del mercado energético que está mutando de los combustibles no renovables a otras alternativas más limpias y con mejores márgenes de ganancia. Explicó que la futura norma debe ser menos burocrática en los tiempos para aprobar los contratos, deben ser más ágiles y no tardar meses como sucede en la actualidad, un aspecto que desanima a cualquier inversor. El ministro Molina también mencionó que los contratos deben presentarse dos veces en la Asamblea.
También agregó que la claridad de la norma es fundamental para evitar malos entendidos por resoluciones aclaratorias que pueden dar lugar a interpretaciones erróneas, cuando en esta actividad tan técnica y de altas inversiones, lo que se necesita es claridad y certidumbre.
Sobre el reconocimiento de que desde hace años las reservas siguen en los mismos niveles, para Zaratti, técnicamente no tendrá ningún impacto, pero considera que políticamente es un acto de honestidad desesperado.
“La implicancia política es que esa conciencia de las limitaciones prácticas de la nacionalización podría llevar a una profunda revisión de las bases y normas de la fallida nacionalización”, reflexionó el analista.
A su vez, para Ríos, la nueva cara de la Ley de Hidrocarburos debe tener un moderno sistema tributario, ya que en la actualidad se cobra el mismo porcentaje impositivo para una nueva zona potencial gasífera o para un campo maduro ya en declive.
Considera que este desequilibrio no es una buena señal para los que desean invertir, pues de entrada deben pagar un mismo impuesto cuando los riesgos son diferentes y al igual que los posibles resultados.
Tanto Zaratti como Ríos coincidieron en que si se quiere una ley moderna, ágil y transparente, lograr el equilibrio tributario es fundamental para atraer a los grandes inversores que participan en las principales petroleras del mundo.
Otro aspecto que Ríos considera clave es el tema de la entrega de las zonas a explorar, que en la actualidad es a dedo y sin ningún proceso de licitación.
“Si se está hablando de transparencia, las licitaciones abiertas y públicas son el mejor método para que los interesados participen. Éstas deben estar dirigidas tanto para las zonas tradicionales como para la no tradicionales”, hizo notar Ríos.
El analista también observó que el nuevo marco jurídico debe dejar bien el claro el lugar y la participación de YPFB, ya que en la actualidad la estatal petrolera es juez y parte, algo que Ríos consideras erróneo.
“Como en el mundo, la Agencia Nacional de Hidrocarburos debe ser la encargada de fiscalizar y no YPFB. Si se entiende eso se estará dando un importante paso”, precisó el exministro.
Cambios por Charagua
La Cámara de Senadores sancionó el proyecto de Ley 151/2020-2021 que modifica el contrato de servicios petroleros para la exploración y explotación de gas natural en el área Charagua (Santa Cruz), con un potencial calculado de 2,1 TCF.
“YPFB Chaco S.A., subsidiaria de YPFB Corporación, participará en ese importante proyecto con el objetivo de estimular la reposición de reservas y garantizar el suministro de gas natural al mercado interno y el cumplimiento de los contratos de exportación”, indicaron desde el Ministerio de Hidrocarburos.
Cabe recordar que el 28 de noviembre de 2016 se autorizó a YPFB Corporación suscribir, mediante la Ley 858, un contrato con la petrolera argentina YPF para actividades de exploración en Charagua. El contrato fue firmado el 16 de enero de 2017 y quedó avalado por la Ley 955 del 9 de junio de ese mismo año.
“Ahora, el Artículo 2 del proyecto de Ley 151/2020-2021 establece que YPF cederá el 40% del total de su participación, derechos y obligaciones a favor de YPFB Chaco S.A., manteniendo el 60% de su participación en el contrato. Las negociaciones comenzaron en 2018”, explicaron.
El ministro Molina explicó en el Senado que esta medida responde a aspectos técnicos y financieros considerados en proyectos importantes y antes de comenzar la fase de perforación de pozos, a tiempo de detallar que una de las razones por las que YPF solicita este proceso de negociación es por la amplia experiencia que tiene la empresa YPFB Chaco en este tipo de proyectos exploratorios en áreas hidrocarburíferas tradicionales.
“YPFB Chaco tiene la infraestructura y la capacidad técnica operativa, dado que en este momento es una de las empresas que está llevando adelante distintos proyectos exploratorios vinculados a esta área”, dijo Molina.
