Los anteproyectos de modificaciones normativas deberán involucrar el trabajo coordinado del gobierno, el regulador, la estatal del petróleo y organizaciones privadas.
Los expertos en leyes del sector energético coinciden en puntos álgidos que deben contemplarse a la hora de redactarse una nueva Ley de Hidrocarburos, coincidiendo en que se debe incorporar la definición del contrato de prestación de servicios así como generar un régimen tributario especial para el sector petrolero y gasífero como medio de estimular las inversiones de capital de riesgo exploratorio.
Tal cual, el ministro de Hidrocarburos y Energías Franklin Molina, explicó hace algunas semanas en el Senado que la dificultad de la Ley de Hidrocarburos consiste en “que para aprobar contratos petroleros estos deben ser analizados en dos oportunidades por la Asamblea, la primera para el permiso y la segunda para aprobar el contrato, lo que provoca la reticencia de las empresas petroleras interesadas”, sostuvo.
El experto en regulaciones de la industria, del petróleo, gas, energía y medio ambiente, Pablo Stejskal, considera que un aspecto medular pendiente en el transcurso de más de una década, es la modificación de la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 del año 2005 para adaptarla a los preceptos y terminología de la Constitución Política del Estado (CPE) de 2009, como base de un ordenado y coherente sistema normativo que refleje estabilidad jurídica.
Esta modificación deberá incorporar la definición del contrato de prestación de servicios, como modalidad única que permite la CPE para la participación del capital privado en la actividad del upstream, validando la continuidad de los contratos de operación y de los contratos de servicios actuales, por contemplar características esenciales compatibles con el régimen de servicios.
Por otro lado, se debe generar un régimen tributario especial para el sector petrolero y gasífero como medio de estimular las inversiones de capital de riesgo exploratorio, que tome en consideración las disímiles variables de geología, prospectividad y estructura de costos de las distintas áreas con potencial productivo, así como de volatilidad de precios y otros indicadores de mercado.
En este punto, notamos que existe de momento una inviabilidad jurídica para implementar un óptimo sistema escalable de regalías e IDH, dado que la recaudación en boca de pozo sobre el valor bruto de la producción se mantiene en el orden del 50% por mandato del “Referéndum del Gas” de 2004. Razón por la que el análisis de alternativas podría enfocarse en la reducción de la presión tributaria sobre la utilidad neta imponible (IUE), remesas de utilidades al exterior y otros tributos.
Para la abogada de Energía, especialista en Derecho de Contratos, Claudia López Monterrey, la nueva ley tendría que dar mayor claridad sobre los montos de incentivo, evitando los vacíos técnicos, legales y/o administrativos generados por la Ley Nº 767 y su Decreto Reglamentario, que hacen inviable su cobro. Adicionalmense tendría que considerar la ampliación del incentivo para todos los proyectos exploratorios con un resultado exitoso y no solo para condensados, petróleo crudo y campos maduros o pequeños.
Asimismo dijo que se deben reformular los tiempos de las Fases Exploratorias, el manejo y las garantías de las Unidades de Trabajo Exploratorio (UTEs) establecidas en dichas Fases, tanto en Zona Tradicional como No Tradicional.
Por su lado, Rolf Abel Duran abogado y gerente general de Abel Abogados SRL, señaló que la manera más eficiente y rápida para atraer inversiones, es cambiar el modelo de contrato para la exploración y producción, y que se incluya la comercialización. “El contrato de producción compartida o Production Sharing Contract es un modelo utilizado en muchos países del mundo y YPFB puede atraer socios operadores o no-operadores bajo ese tipo contractual, donde el Estado, a través de YPFB, puede tener asegurado entre un 15% a 25% de participación en la producción y comercialización”, dijo.
