Repsol no muestra interés en subasta de 80 áreas de exploración

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El ofrecimiento público del Gobierno de poner en subasta al menos 80 áreas de exploración hidrocarburífera durante el Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG), no generó ningún interés en la petrolera española Repsol Bolivia, que prefiere ir a lo seguro. Confirmó la inversión en campos ya explorados y conocidos como el bloque Caipipendi en Tarija y otros pozos en Chuquisaca.

El jefe de la Unidad de Negocios de Repsol Bolivia, Diego Díaz, consultado si la petrolera española tiene interés por nuevas áreas de exploración que se pondrá en subasta en Santa Cruz, respondió: "estamos mirando todas las oportunidades en Bolivia; estamos muy entusiasmados con el potencial que estamos explorando, tenemos un compromiso bastante importante y nuestra prioridad es cumplir con ese compromiso".

La empresa comprometió una inversión hasta 2021 de 980 millones de dólares en exploración y desarrollo de los pozos Boyuy en Tarija y Boicobo en Chuquisaca. Se prevé obtener hasta el 2046 una renta petrolera de 17.800 millones de dólares. En el consorcio con Shell y PAE dijo que las inversiones ascienden a 1.600 millones de dólares.

El ejecutivo de la multinacional señaló que también se prevé importantes inversiones al Sur de Caipipendi. "Hemos hecho el trabajo de crecimiento y estamos analizando para que salgan las nuevas áreas potenciales, pero hay que estudiar primero y sumarlo, lo que ya tenemos como compañía en Bolivia", expresó.

Díaz aseguró que el campo Caipipendi no está en declinación, por el contrario, está en subida, tanto en producción como en ampliación, lo que ha permitido la prolongación del contrato con extensión al 2046. "Por tanto, el horizonte de Caipipendi es mucho mayor, si le sumamos a eso todo campo nace, crece y declina, son recursos no renovables", indicó.

Destacó que el bloque Caipipendi se extiende sobre 115 kilómetros de Norte a Sur y todavía hay áreas inexploradas.

"Estamos invirtiendo fuertemente y estamos perforando pozos en Boyuibe en el departamento de Tarija, donde estamos viendo potencial hidrocarburífero en el departamento de Chuquisaca, se seguirá haciendo actividades dentro de este plan que nos hemos comprometido, para que una vez que empiecen a decaer Margarita y Huacaya, que están en producción, se vayan sumando estos otros nuevos campos y se mantenga la producción", expresó.

Riesgos

exploratorios

El gerente de Comunicación y Relación Exterior, Mauricio Mariaca, señaló que el riesgo exploratorio en el caso boliviano, donde rige el contrato de servicios de riesgo, recae únicamente para el lado del privado, pues si es que existe descubrimiento de hidrocarburos, empieza a funcionar el modelo de contrato de renta compartida, pero si no existe el descubrimiento, ahí termina la relación. "El riesgo lo asume el privado", dijo.

Según el ejecutivo, el modelo económico de Bolivia en la administración de hidrocarburos, considera la valorización de hidrocarburos; es decir, que cuando el Estado recibe el monto por la venta de los hidrocarburos, se pagan regalías y el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), luego se ajusta los costos recuperables que pueden ser por exploración, explotación, desarrollo y abandono, previa aprobación de YPFB.

"Me animaré a decir que tenemos una serie de contratos de operación; el más conocido es el de Caipipendi, donde están los campos de Margarita y Huacaya, que alcanzan a garantizar ganancias entre YPFB y Repsol, o el titular del contrato, pero con el resto de contratos no llegamos a la valorización de hidrocarburos, no compensamos los costos, la pérdida la asume la empresa. Es decir que solo se distribuye ganancias y no pérdidas", señaló.

En cifras dijo que desde mayo de 2007 a 2015, la valorización de los hidrocarburos fue de 38.000 millones de dólares, de los cuales por regalías y participación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos se destinó el 51% para el Estado.

"Los costos recuperables han estado en el orden de los 6.000 millones de dólares en este periodo (2007-2015), a partir de ahí se tiene la ganancia a distribuir entre el titular y YPFB que fue de 12.000 millones de dólares, se ha distribuido 5.000 millones de dólares para YPFB y 7 mil millones de dólares para los titulares, de la participación del titular entre impuestos, patentes y otro tipo de erogaciones, se llegó a 4.500 millones de dólares, es más o menos cómo ha sido la distribución de la renta petrolera", explicó.

Señaló que del total de la renta petrolera, el Estado se queda con el 78%, los titulares de los contratos con un 7%, y las compañías que cobran los costos recuperables por servicios de perforación y mantenimiento se llevan el 15%.

Fuente: La Paz, 8 (ANF).-