El decreto modifica varias normas previas y fija el incentivo de $us 30 y 35 por barril a través de Notas de Crédito Fiscal. Fuentes consultadas aseguran que esto no resuelve el problema del sector hidrocarburos.
(#RadarEnergetico).- El Decreto Supremo #4616 emitido este 10 de noviembre por el Consejo de Ministros del presidente Luis Arce, describe que su objetivo principal es ‘establecer condiciones para la aplicación de incentivos a las inversiones en Exploración y Explotación Hidrocarburífera cuando Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos sea Operador, priorizando áreas con potencial de producción de petróleo, para lo cual se realizan modificaciones e incorporaciones al Decreto Supremo N° 2830, de 6 de julio de 2016, que reglamenta la Ley N° 767, del 11 de diciembre de 2015, de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera’.
En ese marco, el decreto establece que aquellos titulares con Contratos de Servicios Petroleros – con reservorios de petróleo crudo que hayan estado produciendo a 2015 (…) y que se comprometan y ejecuten inversiones que permitan incrementar el factor de recuperación final de los campos y/o contrarrestar la declinación de la producción de Petróleo Crudo, ‘se beneficiarán de un incentivo constante de $us 30 por barril de petróleo, el cual será otorgado mediante notas de crédito fiscal (NOCRES)’.
Asimismo, fija un incentivo de $us 35 por barril de petróleo crudo a los nuevos reservorios descubiertos en ‘Áreas Reservadas a favor de YPFB o Campos cerrados reactivados posterior a la publicación del presente Decreto Supremo, otorgados mediante el Fondo de Promoción a la Inversión en Exploración y Explotación de Hidrocarburos’. De igual manera incentiva con $us 30 por barril a la nueva producción de petróleo crudo ‘proveniente de las inversiones realizadas por YPFB, en Zona Tradicional’.
Al respecto, fuentes relacionadas con el sector petrolero, consultadas por Radar Energético manifestaron que la norma podría hacer que “se perfore algún pozo, pero no resuelve el problema estructural del sector hidrocarburos” el cual está relacionado a una reforma integral.
Asimismo, una fuente dijo que el incentivo mediante NOCRES “no es útil porque el problema no es solo incentivar mediante precios, el problema de fondo es el régimen fiscal y mientras eso no se cambie, la realidad de producción no cambiará porque esto no atrae inversiones”.
El régimen fiscal establece que todos los campos deben pagar el 50% de la producción fiscalizada en tributos directos (regalías e IDH). Un sistema de impuesto ciego inviable en el mundo y por lo tanto no competitivo.
Dos compañías operadoras privadas fueron consultadas manifestaron que aún no han analizado en detalle el alcance de la norma y por lo tanto no podrían opinar sobre su impacto.
FUNCIONES
Por otra parte, el decreto le fija funciones adicionales a la ANH que, según abogados consultados por este medio, debieran ser fijadas mediante ley.
Es así que la norma establece que para fines de aplicación de los incentivos, cuando YPFB opere por sí misma, ‘la ANH cumplirá las siguientes funciones: 1. Determinar el plazo del incentivo, considerando el procedimiento establecido en el presente Decreto Supremo; 2. Aprobar los planes anuales de operación de YPFB, conforme a reglamentación del Ministerio de Hidrocarburos y Energías; 3. Calcular el monto del incentivo, según corresponda, adjuntando certificación de producción de los Campos operados por YPFB; 4. Aprobar la clasificación de Campos y Reservorios efectuada por YPFB, para el caso de Reservorios de Gas Seco, Campos Marginales y/o Pequeños; 5. Calcular los volúmenes de hidrocarburos sujetos a incentivos y sus respectivos montos, y remitir los mencionados valores al Ministerio de Hidrocarburos y Energías hasta el último día de finalizado el mes de producción, adjuntando la respectiva documentación de respaldo, según formatos y procedimientos a ser establecidos por Resolución Ministerial de dicha Cartera de Estado; 6. Fiscalizar los volúmenes producidos sujetos a incentivo«.
En los próximos dos meses se deberá tener una reglamentación a la norma y en los próximos 120 días a partir de la aprobación de los Programas de Trabajo y Presupuesto (PTP) o planes anuales operativos, los Operadores o YPFB deberán presentar los Planes de Desarrollo actualizados que incluyan las actividades presentadas en el PTP.
