Mauricio Medinaceli Monrroy
Consultor Privado
Petróleo - Gas Natural - Energía

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Blog.063

El "incentivo" para incrementar la producción de petróleo en Bolivia

 

Gracias a un post previo sobre Tributación Eficiente (ver link) tengo información acerca del proyecto de Ley de Incentivos que actualmente se discute en la Asamblea (ex Congreso) de Bolivia. Por este motivo quiero compartir con ustedes mi lectura de este texto. Como nota previa quisiera comentar que este proyecto de Ley abarca muchas opciones de exploración y explotación que es muy difícil condensarlos en un solo post, por ello, intentaré rescatar los puntos centrales del proyecto y quizás, cuando el Decreto Supremo reglamentario sea público, podré ser más específico en otros detalles.

Bien, comencemos. Primero déjenme establecer el marco general de análisis, como es usual utilizaré algunas gráficas que espero sean ilustrativas. La siguiente figura presenta, de forma general, cómo se divide hoy en día la "torta" de los hidrocarburos en las actividades de exploración y explotación. Un 18% se destina al departamento productor y Tesoro General de la Nación (TGN); el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) del 32% se coparticipa a las Gobernaciones, Municipios, Universidades, TGN, Fondo Indígena, etc.; un x% resultado del llamado proceso de "Nacionalización" se destina a YPFB y un y% sirve para que el operador privado cubra sus costos y obtenga la correspondiente utilidad.

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En este contexto, el proyecto de Ley plantea la creación de un Fondo (cuyo acrónimo es FPIEEH) que permita, en el futuro, financiar un incentivo a la producción adicional de petróleo y condensado (ya veremos cómo funciona ello). En concreto este Fondo se alimenta con el 12% de los recursos del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) a partir de Enero del año 2016, sí... en un par de meses. Es decir, algo como esto:

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Si la lectura del artículo 12 es correcta, entonces todas las instituciones que reciben recursos por concepto del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) deberán ceder el 12% de dichos recursos al Fondo en cuestión. Ahora bien ¿Quién administra el Fondo? ¿Cuál es el monto de estos recursos? De acuerdo al artículo 13, los recursos del Fondo quedarán en custodia del Banco Central de Bolivia (BCB) bajo los lineamientos que tienen las reservas internacionales, ver la siguiente Figura. Por otra parte, si el precio internacional del petróleo el año 2016 se encuentra entre 50 y 60 US$/Barril, los recursos del Fondo podrían situarse entre US$ 170 y 200 millones para dicho período; que acumulado hasta el año 2019, podrían llegar a una cifra entre US$ 680 y 800 millones.

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Ahora pasemos al incentivo. La idea central es que un operador (privado o YPFB) puede obtener un monto de dinero por unidad de producción de petróleo/condensado adicional ¿Qué entendemos por adicional? De acuerdo a la redacción del proyecto de Ley, este "adicional" proviene de nueva inversión en exploración (realizada antes del año 2019) y/o producción por encima de una "línea base" respecto a la que ahora se tiene. En pocas palabras, toda "nueva" producción es sujeto de este incentivo.

Vamos con un ejemplo para el caso de un campo de petróleo bajo las condiciones de precio actuales. Por favor, estimado lector, preste atención a la siguiente figura, en ella se muestra el incentivo con el color naranja. Note varias cosas: 1) la producción futura (gracias al incentivo) aún paga regalías (azul), IDH (rojo) y "nacionalización" (amarillo), pero al mismo tiempo recibe un incentivo (naranja); 2) la producción futura también aporta al Fondo del IDH (no lo represento en la figura) y; 3) notar que estas figuras son por unidad producida... no se preocupe, explicaré ello más abajo.

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En este esquema ¿qué le parece si ponemos precios y valores? Vea la siguiente figura, actualmente el precio del petróleo en boca de pozo es aproximadamente US$/Barril 25, de los cuales US$/Barril 12.5 (4.5+7.0+1.0 en la gráfica) se destinan al Estado por regalías e IDH, una pequeña parte se va a YPFB por la Nacionalización (la parte amarilla) y el resto al operador del campo (la parte verde). La nueva producción también paga estos tributos pero recibe por otra parte el incentivo. Como podrá ver el amable lector, la escala (el tamaño de los rectángulos) que utilicé en las gráficas no fue al azar, dado que quise poner un "orden de magnitud" al incentivo. En sencillo, la nueva producción pagaría por tributos los rectángulos azul, rojo y amarillo; sin embargo, recibiría un incentivo equivalente al rectángulo naranja (el Artículo 6 establece "En Zona Tradicional, el incentivo se determinará en función al precio internacional de petróleo sujeto a reglamentación y tendrá un monto mínimo de 30 $us/Bbl y máximo de 50 $us/Bbl.")

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¿Cómo entrega el Estado este subsidio? El mecanismo es bastante complejo, por ello, acudo nuevamente a la siguiente figura. El operador solicita el incentivo a YPFB, YPFB a su vez envía la solicitud del incentivo al Ministerio de Economía y Finanzas, quien a su vez solicita la autorización del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Una vez que este último Ministerio autoriza ello, el Ministerio de Economía y Finanzas emite Notas de Crédito Fiscal (NOCRES) utilizando los recursos del Fondo, estas NOCRES son remitidas a YPFB, quien luego las envía al operador. No cabe duda que es una compleja ingeniería institucional que debe ponerse en marcha.

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Ahora pasemos a las preguntas que surgen de este esquema.

Pregunta 1: ¿Qué sucede cuando los campos en cuestión pertenecen a distintos departamentos productores? Es decir, algo como lo que muestro en la siguiente figura. Imagine que el Departamento "A" otorga recursos del IDH para crear el Fondo, pero resulta que las actividades exploratorias se realizaron en el Departamento "B" por este motivo, el Departamento "A" no se beneficiará (como se espera) de la cosecha por esta nueva inversión ¿Existirá alguna previsión para ello?

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Pregunta 2: ¿Es posible "asegurar" los recursos del Fondo? El lector recordará que en un párrafo previo hice el cálculo de cuánto podría recibir el Fondo hasta el año 2019 ¿Por qué lo hice? Pasa que el proyecto de Ley menciona que este incentivo será entregado a las inversiones realizadas antes del año 2019, ello asociado al hecho de que los período de exploración duran entre 5 a 7 años, sugiere que los primeros años del Fondo serán de "acumulación" y luego de 4 o 5 años tendríamos un período de desacumulación. Este mecanismo funciona si los recursos de dicho Fondo son administrados prudentemente.

Pregunta 3: ¿Es posible reglamentar que los aportes al Fondo se realicen únicamente bajo condiciones de precios internacionales del petróleo razonables? Una opinión muy personal es que un mecanismo de esta naturaleza debía haberse aplicado en la época de "vacas gordas" no ahora que el precio está bajo. Quienes reciben dinerodel IDH no sólo verán disminuidos sus recursos por menores precios, si no también por este aporte del 12%, en este sentido, quizás sea prudente definir que los aportes del 12% al Fondo sean realizados siempre que el precio internacional del petróleo supere algún determinado límite.

Creo que la administración de este mecanismo será una pesadilla (como diría mi buen amigo cruceño... una verdadera Macedonia) y, francamente, no considero que solucione completamente los problemas de fondo del sector hidrocarburífero en nuestro país. Me parece que es hora de discutir una nueva Ley de Hidrocarburos que permita, tasas impositivas progresivas y eficientes, reglas claras para atraer inversión, eliminación paulatina de subsidios, consolidar la corporativización de YPFB, abrir nuevos mercados, promover la exploración en áreas no tradicionales, discutir honestamente la relación con el medio ambiente y pueblos originarios, información sobre el sector, etc. Es decir, creo que es momento de calmar las palabras y dar paso a los hechos, pero de forma integral.

No dudo en que este proyecto de Ley de Incentivos ha sido fruto de largas horas de discusión y análisis dentro el Poder Ejecutivo, pero siempre dentro las restricciones políticas de siempre... se nota. Entiendo que es difícil desligar lo político, en especial lo político/partidario, del debate hidrocarburífero en un país como el nuestro; sin embargo, los datos... esos datos testarudos (como diría mi buen amigo Milton) sobre reservas, precios, costos, producción y mercados nos acercan a una realidad que pide a gritos un genuino compromiso nacional.

Mauricio Medinaceli Monrroy

La Paz, Noviembre 17, 2015


 

 

 

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