El sector de petróleo y gas de Bolivia, tal como está, simplemente no es atractivo desde la perspectiva económica.

Especialistas coinciden en la necesidad de reformas estructurales que requiere el sector de hidrocarburos para ser reactivado, en la mayor parte de los casos con análisis muy acertados.

Sin embargo, hoy quisiera enfocar el análisis en la urgencia de la modificación a la Ley de Hidrocarburos, específicamente en lo relacionado a los plazos exploratorios y de devolución de Áreas y las Unidades de Trabajo Exploratorios (UTE), que involucra cada Fase. En este artículo explicaré las razones de por qué considero que la modificación de esta materia permitirá al menos oxigenar al sector, entretanto se definan las nuevas políticas y estrategias que el nuevo Gobierno deberá implementar en su gestión.

La actual Ley de Hidrocarburos, en su Artículo 36, dispone que el plazo inicial de exploración no podrá exceder de 7 años en Zona Tradicional (zona donde existe producción de Gas y por tanto con mayor probabilidad de éxito) y de 10 años en la Zona no Tradicional (zona con potencial, pero sin desarrollo). Estos plazos están divididos en tres Fases, cada una con los límites de tiempo correspondientes.

Las Fases tal como lo señala la Ley, están sujetas a un número mínimo de UTE, que deben ser cumplidos por el Titular y a porcentajes de devolución del Área, en caso de no cumplir con los compromisos asumidos.
El Reglamento de UTE al que hace mención la Ley de Hidrocarburos, fue regulado mediante Decreto Supremo (DS) Nº 28393 el Reglamento de Devolución, Selección y Retención de Áreas (RDSRA) fue regulado mediante DS Nº 28420.

El DS Nº 28393, dispone que en los casos que el Titular incumpla con sus obligaciones contractuales de ejecución de las UTE mínimas comprometidas en cualquiera de las Fases del periodo de exploración, será pasible a una sanción económica equivalente al valor monetario de la garantía ofrecida correspondiente al número de las UTE no ejecutadas, la misma que será ejecutada por YPFB y posteriormente abonada al Tesoro General de la Nación a una cuenta corriente fiscal.

Asimismo, dispone que el Ministerio de Hidrocarburos anualmente deberá hacer un reajuste de la valorización de cada UTE al objeto de establecer la garantía bancaria de cumplimiento de contrato, el último fue efectuado el 09 de abril de 2020, mediante Resolución Ministerial Nº 32/2020, y asciende a USD. 6.767,60, esto significa por ejemplo en el caso de 20 Parcelas, donde se establecen 900 UTE, este monto equivaldría a USD 6.090.840 USD, esto sin considerar ajustes en la determinación de UTE por actividades de sísmica, magnetometría, gravimetría, o la profundidad de los plazos exploratorios. Es decir que si el Titular no cumple con las UTE comprometidas pierde el valor total de esta garantía, en cada Fase incumplida.

Por su parte el RDSRA determina el régimen de devolución mínima de parcelas por cada Fase, estableciendo que al finalizar la Fase 3, se deberá renunciar y devolver el 100% del área de exploración restante en caso de que el Titular no hubiese efectuado hasta entonces una Declaratoria de Comercialidad o este haciendo uso del Periodo de Retención. Es importante resaltar en este punto, que llegar a la Fase 3, es altamente probable que el Titular haya realizado estudios geológicos y/o geofísicos para definir la prospectividad del área y la perforación de un pozo pionero, lo que en términos de inversión podría implicar mínimamente un costo de entre 50 a 80 MMUSD dependiendo de las características del prospecto, y perderla solo por el incumplimiento de plazos, no resulta una medida muy racional, más aún si se deben a retrasos como descubrimientos arqueológicos, problemas socio – ambientales o situaciones como la pandemia del COVID-19, que el día de hoy nos aqueja, esto demuestra que la medida desincentiva al Titular e influye definitivamente en la decisión de su inversión.

Es evidente que el enfoque que se pretendió dar con el establecimiento de la sanción por incumplimiento de las UTE en el caso del DS Nº 28393, y el de la devolución del 100% del Área en la Fase 3, en el caso del DS Nº 28420 era el de evitar que las Fases Exploratorias se extiendan un número ilimitado de tiempo y de este modo comprometer al trabajo de los Titulares, no obstante, adoptar este tipo de medidas puede generar incentivos perversos, y es que una actividad exploratoria aún en la Zona Tradicional tiene una probabilidad de 25% a 30% de éxito geológico, y si a esto se suma el castigo por no cumplir con una Fase a tiempo, el Titular se sentirá desincentivado a realizar las actividades exploratorias, en un contexto donde ya les es muy complicado efectuar inversiones debido a las cargas tributarias, sociales y económicas emitidas los últimos 14 años. Y es que, tal como lo manifiesta Gabriel Domenech sobre el Análisis Económico del Derecho, la reacción racional de cualquier individuo ante una sanción automáticamente provoca un desincentivo, esto bajo la consideración de los costes y beneficios que derivarán de su actuar.

Concluyendo, si se elimina esta penalización, el costo de un proyecto automáticamente bajaría, conllevando un menor riesgo y si va acompañado de una modificación de los incentivos a la inversión, estas resultarían más atractivas para los inversores. El sector de petróleo y gas de Bolivia, tal como está, simplemente no es atractivo desde la perspectiva económica. En este entendido, al momento de modificar estas normas será importante buscar la una racionalidad económica analizando las consecuencias negativas y positivas que la misma puede tener, y esto solo será posible con la participación de todos los actores involucrados. La urgencia de esta modificación es imperativa ya que es necesaria para oxigenar al sector y evitar la recesión económica a la que nos dirigimos.

Fuente: Energy Press