Carlos Pérez mantiene la meta de incrementar la producción diaria de petróleo a 700.000 barriles hasta 2021. Eso significa que anualmente se aumentarán alrededor de 50.000 barriles al año, manifestó en un evento el martes 17 de julio.

Alcanzar ese objetivo implica aumentar las inversiones, especialmente las privadas.

Con ese contexto se configuró y dio origen al Decreto Ejecutivo 449, del 12 de julio de 2018, que modifica el reglamento de la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos en lo relativo a los contratos de participación, en los cuales los costos de transporte, operación y comercialización son asumidos por el contratista.

¿Cuál es el antecedente para la emisión del decreto?
Tuvimos que hacer un análisis para ajustar los contratos de participación para que no se den los problemas del pasado. Había ganancias extraordinarias que se quedaban solo con la empresa y no se compartía con el Estado.

A través de una consultoría se definió cómo queríamos manejar, de tal manera que los contratos se ajusten automáticamente según la variación del WTI a nivel internacional. Los contratos de participación están previstos en la ley, pero se requería de un decreto ejecutivo para que nos autorice salir a la licitación a través de esta modalidad.

Es más atractivo para los inversionistas porque  pueden registrar en sus libros las reservas que tienen en los campos asignados y eso les permite apalancar el financiamiento de proyectos.

¿Cuál consultora se contrató?
El grupo Wood Mackenzie nos ayudó. Nos asesoraron en la parte comercial, buscar fórmulas que permitan ajustar el contrato y que sea justo para las dos partes. El país debe tener al menos el 51% de participación. La oferta estará basada en quien da la mayor participación al Estado.

¿Cómo es el ajuste automático?
Hay una fórmula en el contrato que conforme varía el WTI, la participación del Estado se incrementa. Cuando se suman impuestos, tasas y todas esas cosas la participación del Estado llega alrededor del 80%.

¿Qué errores se cometieron en el pasado?
Es menos atractivo para las empresas trabajar a través de una tarifa porque no compensa el riesgo que se toma. Sobre todo en proyectos donde hay exploración es más interesante para ellos tener contratos de participación. Cuando ya son campos en producción es manejable y por eso sí hay empresas que aceptaron cambiarse de contrato.

Lo que estaba mal fue que no se contemplaba el hecho de que cuando subía demasiado el precio del crudo todo ese beneficio se quedaba con la empresa. Recordará que hubo (participación) el 99%-1%, después el 80%-20%, etc. Se trató de forzar una cosa por fuera de los contratos. Ahora eso ya está proyectado, las empresas tienen las reglas claras y saben que si el precio del WTI sube van a tener que compartir en mayor proporción con el Estado.

Algunos contratos tendrán que ser suscritos por la Secretaría de Hidrocarburos, ¿cómo funcionará con la fusión de ministerios?
La secretaría pasa dentro del Ministerio, como una subsecretaría va a continuar operando igual. Una vez negociado el contrato y haya la recomendación de la Secretaría eso va al COLH (Comité de Licitación Hidrocarburífera). En el COLH hay representantes de la Presidencia, Ministerio de Finanzas y el Ministerio de Hidrocarburos. Pero estoy haciendo una solicitud para que no esté el ministro (de Hidrocarburos), sino Senplades y sea totalmente independiente del Ministerio y que no haya un perjuicio o influencia en las decisiones.

¿A parte de Intracampos, qué otras licitaciones se abrirán?
Ya trabajamos en (la ronda) Intracampos 2. Petroamazonas está devolviendo 17 campos más a la Secretaría de Hidrocarburos. Eso saldrá incluso antes de (la ronda) Sur Oriente, espero que en el último trimestre del año. Hacemos un análisis de reservas para que esos números sean muy claros. Es hecho por Ryder Scott, que es una empresa especializada en eso, de tal manera de tener las reservas determinadas para poder negociar. Basado en el estudio de reservas sabremos cuánta producción puede sacarse. (I)