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OPINIÓN

Riesgos en los regímenes de exploración y contratación de petróleo

11/8/2020 03:00

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Décio Oddone

A medida que comienzan a surgir noticias de posibles cambios en el régimen de contratación para la exploración y la producción, los desafíos que plantea la pandemia a la aprobación de nuevos proyectos de petróleo y gas natural son cada vez más claros. Por lo tanto, es importante considerar las características de los regímenes de concesión y de producción compartida, como la forma en que cada uno trata las incertidumbres exploratorias.

La primera perforación en el presal brasileño ayudó a crear la expectativa de que no habría riesgo geológico y de que todos los pozos en la provincia tendrían éxito, pero las posibilidades de fracaso siempre están presentes en la búsqueda de hidrocarburos.

Por más alta que sea la expectativa de un descubrimiento, la presencia de petróleo y gas en volúmenes comerciales en un reservorio sólo se confirma mediante la perforación de un pozo, que cuesta millones de dólares. Antes de eso, grandes cantidades también se gastan en investigación geológica y actividades de geofísica, por no hablar de los costes de adquisición del derecho de explotación del bloque y de todos los demás gastos asumidos.

Típicamente, sólo entre el 15 y el 30% de los pozos pioneros (el primero perforado en un área) son exitosos. En el presal, los porcentajes han sido más altos, pero aun así hubo algunos fracasos. La perforación de un pozo seco (sin hidrocarburos) no condena un bloque entero, puede traer información que ayude a mejorar la interpretación de los datos disponibles y conducir a otra perforación exitosa.

Como las incertidumbres siempre están asociadas con la exploración, es natural que las áreas más prometedoras sean estudiadas y reciban inversiones como prioridad. Y que a medida que aumenta el número de perforaciones pioneras, la posibilidad de pozos secos también crecerá. La industria opera de esta manera, independientemente del régimen de contratación, ya sea en concesión o producción compartida. La diferencia radica en los riesgos asumidos por la autoridad otorgante en cada régimen.

En la disputa por un contrato de concesión, la competencia tiene lugar en el valor de la bonificación de firma y el compromiso mínimo de las inversiones. El consorcio que ofrezca la mejor combinación de estos dos factores, normalmente el que tenga el bono más alto, será el ganador. En caso de descubrimiento comercial, éste pagará regalías, participación especial, cuando corresponda, e impuesto sobre la renta. Cuanto más eficientes sean sus operaciones, mayor será el impuesto sobre los beneficios y la renta. Si un bloque no es productivo, se perderán todas las inversiones, incluida la cantidad pagada en la suscripción. El consorcio y los gobiernos no tendrán ingresos, pero la Unión habrá maximizado la cantidad recibida por adelantado por el derecho a operar.

Los contratos de producción compartida introducen el concepto de beneficio en el petróleo, que representa el volumen en el petróleo después de descontar las inversiones y costos. En ese caso, el bono de suscripción es fijo, de pago obligatorio, de la misma manera que el compromiso exploratorio. El participante que proponga el mayor porcentaje de petróleo compartido al Estado será declarado ganador. Si tiene éxito, el consorcio operador también pagará regalías e impuestos sobre la renta. No busca maximizar los recursos recibidos de antemano, sino la participación en la producción futura. En caso de fallo, no se esperan entradas. La Unión, además de las regalías y el impuesto sobre la renta, no recibirá su parte del petróleo. Solo quedará la cantidad pagada para comprar el bloque.
 
Así, en las rondas de concesión, se produce una disputa en el monto de bonificación de firma, que puede ir acompañada de una oferta de mayores inversiones, antes de cualquier actividad exploratoria. Cuanto mayor sea el valor ofrecido, mayor será el riesgo asumido por el consorcio. En los contractos de producción compartida, la disputa puede aparecer en el porcentaje de petróleo-beneficio, que sólo se distribuirá si hay volumen para compartir. En tales casos, el Estado asume un riesgo adicional, asociado con el desenlace del proyecto.
 
En resumen, en las subastas de concesión se maximiza el bono de firma, principalmente, y las inversiones exploratorias en el área, independientemente de si el proyecto tiene éxito o no. Los contractos de producción compartida pretenden aumentar la cuota de petróleo entregado a la Unión, que sólo existirá si el proyecto tiene éxito.
 
Sin embargo, la forma en que el éxito exploratorio afecta a un contrato es sólo una de las características de cada uno de los regímenes adoptados en Brasil. Hay muchos otros que deben ser evaluados para definir la mejor manera de avanzar. Además, es importante tener en cuenta el grado de conocimiento de los bloques a ofrecer y las condiciones que deben estar presentes en el mercado global en el momento de la oferta y aprobación de los proyectos. Y, principalmente, la carga fiscal esperada, que puede establecerse en el nivel deseado y en el grado de progresividad elegido, cualquiera que sea el modelo seleccionado. La carga fiscal y su progresividad son más importantes para mantener la competitividad relativa del país que el propio régimen de contratación.