Hasta 2016, el gobierno boliviano prevé emitir $us 358 millones en Notas de Crédito Fiscal (Nocres) para incentivar la declinante producción de petróleo en Bolivia. El aliciente permitirá a las empresas obtener una utilidad aproximada de US$6,29 por barril. 

Datos de Ypfb indican que en el periodo 2001-2012 la producción de crudo del país se habrá reducido en 78,57%, de 16.564 barriles día (Bbld) a 3.549 Bbld, situación que incrementa la importación de combustibles y el gasto por la subvención, ya que el crudo tiene un rendimiento de diésel del 75% y el condensado (asociado al gas) de sólo 14%.

Por tal motivo, el Ejecutivo aprobó el Decreto 1202 de “Incentivos a la Producción de Hidrocarburos” a través de la emisión de Nocres por parte del Tesoro General de la Nación (TGN).

“De acuerdo con estimaciones de YPFB sobre la producción de crudo, se prevé que durante los próximos cinco años se dé un incentivo de US$358 millones a través de la emisión de Nocres”. La nueva producción así impulsada permitirá evitar un gasto de “US$442 millones” por la importación y subvención de esos combustibles y generaría para el Estado “un efecto neto y positivo” de “US$83 millones”, reveló a La Razón el Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (VEEH).

En Bolivia, el precio del barril de crudo se encuentra congelado en US$27,11. De ese monto, se deducen US$2,48 por transporte y US$14,34 por regalías e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), lo que deja a los operadores de los “15 campos petrolíferos” un margen de utilidad de US$10,29.

Tomando en cuenta que el recientemente abrogado incentivo máximo aplicable a la producción de los campos marginales y pequeños de crudo (hasta US$13 por Bbl) eleva esta utilidad a US$23,29, “la explotación de petróleo no es económicamente rentable (...). Los costos de producción de la mayor parte de estos campos (‘en promedio más de $us 34 por Bbl’) se encuentran muy por encima de dicha retribución”, puntualiza el VEEH.

Costos. El 19 de abril, el presidente de Ypfb, Carlos Villegas, anunció que a partir de la aprobación del Decreto 1202 “los productores de petróleo recibirán US$40 por barril: US$30 bajo la forma de Nocres y US$10 en efectivo”. Con este incentivo, “estamos pensando para 2014 producir unos 6.000 barriles día (de crudo)”, indicó.  

“Este valor (de US$30) fue determinado en función de los costos de producción, de tal manera que los indicadores económicos resulten moderadamente positivos”, explica el informe del viceministerio.

Con las Nocres, se agrega, “el Estado genera un beneficio neto de US$61,74 por cada barril de crudo incremental que se produzca en el país”, ya que “la mayor parte del ahorro se genera por aquellos importes que el TGN debe destinar para subsidiar la importación de los productos derivados del crudo (diésel, gasolina y GLP) que son deficitarios” en el país.

La nota de crédito y su empleo. “Las Nocres son de uso exclusivo para el pago de impuestos y no son transa- bles en la Bolsa de Valores. Lo que sí es posible es que sean negociables entre diferentes agentes económicos y, al ser emitidas por el TGN, sólo pueden ser negociadas en el mercado local”.

Emisión. Una vez recibida la solicitud autorizada de Nocres por parte de YPFB, el Ministerio de Economía deberá emitir las mismas en favor del beneficiario en un plazo no mayor a 20 días calendario.

Buscar crudo es costoso y de alto riesgo. Encontrar acumulaciones de petróleo de relativa importancia es improbable y de alto riesgo y, si bien los precios altos y la disminución de cargas impositivas pueden ser un incentivo para la exploración, la posibilidad de encontrar crudo no necesariamente está relacionada con la inversión en esta actividad.

Al ser recursos no renovables, las inversiones cada vez son de mayor riesgo y el costo de exploración tiende a subir. Ni en los mejores momentos de mayores beneficios para las empresas fue suficiente el estímulo para la búsqueda de petróleo en Bolivia. El fracaso de la exploración de EXXON en Toledo (Oruro), a principios de los 90, creó mayor inseguridad en la exploración del área no tradicional, supuestamente con potencial petrolífero. Es así que todos los actuales campos productores de crudo están en etapa de declinación o con producción marginal. Si hay campos descubiertos no desarrollados (que pudieran tener un costo de explotación de US$34 por barril), por la magnitud del costo, serían muy pequeños y, por lo tanto, su aporte a la producción sería insignificante y no resolvería el problema de la importación de diésel.

Por otro lado, de tener la exploración éxito y dependiendo de la ubicación del descubrimiento, deberán pasar de 7 a 15 años para ver la producción y recién aplicar el incentivo. Para entonces, la importación de diésel habría sido insostenible para el país. En todo caso, el incentivo debe estar relacionado con el porcentaje de diésel que tenga el crudo incremental producido y a un porcentaje de la variación de su precio externo.