Tumpa Pire Precios de los hidrocarburos y Ley de Incentivos

Por su parte, el petróleo Brent, que había caído a los 40,78 dólares/bbl el lunes, subió aún menos que el WTI: un 1,54 por ciento, para colocarse en 41,41 dólares/bbl.Es notorio, en estas cifras, el impacto negativo de la fallida reunión de la OPEP, el viernes, que no logra acuerdos entre los países miembros, sobre restricciones a la producción global, como una manera de frenar la caída de los precios del crudo. No sólo se mantiene una posición fijada hace un año y ratificada hace seis meses, sino que, ésta vez, de manera poco usual, tampoco se plantea objetivo alguno sobre los límites inferiores que está dispuesta a tolerar esta organización para este colapso de precios.También se señala, como una causal adicional, la notoria recuperación del dólar, luego de una caída significativa registrada a mitad de la semana anterior. Tanto el Ministro del Petróleo de Arabia Saudita, Ali al-Naimi, como la consultora Goldman Sach, a principios de año, pronosticaron que el precio del crudo podría caer hasta los 20 dólares/bbl. En la estrategia saudí, se trata de ganar una guerra por cuotas de mercado, desatada, básicamente, por la industria estadounidense del fracking.Otras consultoras de prestigio en el sector no ven posible esta caída tan pronunciada y, más bien, consideran que el crudo cerrará, por lo menos este año, en la franja de los 35 a 45 dólares/bbl.De manera que parece estar consolidado el escenario de bajos precios del crudo, con tendencias catastróficas para los países productores, por lo menos en el mediano plazo.En estas nuevas condiciones del mercado, y tomando en cuenta que el precio de nuestro gas natural está amarrado a los precios del crudo internacional, resulta por demás evidente que se necesitan introducir ajustes en la política nacional de hidrocarburos. La primera señal de esta necesidad está reflejada en la Ley de Incentivos que trata el Senado.Es una ley de promoción de inversiones en las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en todo el territorio del Estado Plurinacional. Para ello, se plantean incentivos económicos a la producción de crudo y de condensado, de manera que,en el proceso de ampliación de la actual producción o en la eventualidad de que nuevas inversiones generen nuevos descubrimientos, el Estado garantice al país nuevas reservas, seguridad, sostenibilidad y soberanía energética.Se escuchan algunas críticas en sentido de que no tendría sentido estimular la producción de líquidos si somos un departamento gasífero. En realidad, dependiendo del campo, aproximadamente un 4 % de la corriente del gas natural conforma el condensado sujeto a los incentivos. De manera que si se quiere duplicar la producción de condensado, para beneficiarse de la política de incentivos, se tiene que duplicar la producción de gas natural, para beneficio del Estado y sus regiones receptoras de la renta petrolera. Es importante destacar que el gas natural no está sujeto a subsidio alguno en su producción o exploración.Por otro lado, la lógica del incentivo a la producción de crudo radica en la necesidad de recortar la subvención a la importación de diesel y garantizar seguridad y soberanía energética, reactivando los viejos campos productores que se encuentran en franca declinación. Lo que genera polémica es el esquema de financiamiento de los incentivos propuestos en la Ley, usando tanto NOCRES (Notas de Crédito Fiscal) como recursos provenientes del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH). La creación del Fondo de Promoción a la Inversión y Exploración Hidrocarburífera (FPIEH) con un 12% del IDH, previo a su distribución de acuerdo a las normas vigentes, ha suscitado entre los beneficiarios del IDH un poco reflexivo debate.En el caso de Tarija, departamento que registra el 90% de las reservas nacionales; casi el 80% de las exportaciones de gas y donde el riesgo exploratorio es el menor — por lo tanto, destino privilegiado de las nuevas inversiones—, la discusión se centra, no en lo que es necesario hacer para incrementar o preservar los recursos (en valores absolutos) que recibe de la renta petrolera, en actual declinación por el colapso de precios—y los beneficios, tanto directos como indirectos, del esperado éxito de las políticas de promoción de inversiones—, sino en la disminución porcentual del IDH. Veamos, en números: de acuerdo a la Ley de Hidrocarburos, las Gobernaciones de los departamentos productores deberían recibir, además del 11 de regalías, un 4% de IDH. Posteriores normativas, tanto del Gobierno de Rodríguez Veltzé como de Evo Morales, reasignaron el impuesto disminuyendo el ingreso directo de las gobernaciones aproximadamente al 1,8%. Las gobernaciones, por lo tanto, aproximadamente perciben un 11+1,8=12,8 % de la renta de los HC. El esquema propuesto en la Ley de Incentivos reduce el porcentaje de lo recibido por los gobiernos autónomos en los departamentos productores de un 12,8% a un 12,6%, ¡aportando al fondo propuesto un 0,2%! Por su parte, el TGN percibe un 18% del IDH, de manera que su aporte al FPIEH resulta diez veces mayor que el aportado por Tarija y todos los otros departamentos productores: un 2%.Veamos qué ocurre si la ley es exitosa y se traduce en un 10% de incremento de los ingresos por exportación de gas de los campos de Tarija: el departamento, que recibe hoy un 0,2% menos por efectos de la Ley, recibiría un incremento del 1,26%, es decir, ¡6,3 veces más que la reducción requerida por la nueva legislación!