Hugo del Granado Cosío

Costos recuperables en exploración

viernes, 14 de junio de 2019 · 00:10

En las disposiciones legales, así como en los informes producidos por las entidades del sector petrolero, desde el año 2007, en relación a los costos recuperables (CR), hay un vacío recurrente de información respecto a los montos invertidos y sujetos a ser reembolsados por concepto de labores exploratorias.

Si bien en los reglamentos aprobados el año 2008 (DS 29504) y el año 2017 (DS 3278) se establece que entre los CR se encuentran los costos de capital, que son las inversiones directamente relacionadas con las actividades ejecutadas en los periodos de exploración y explotación, no hay ningún detalle de la composición de estos costos de capital. En los informes de la Vicepresidencia de Administración de Contratos de YPFB, respecto  a CR, se tienen desgloses de los costos de operación por año, por operador y por rubro, incluyendo los costos por “servicios de explotación”, pero no existe información relativa a los costos por “servicios de exploración”.

En la resolución de la ANH que fija la banda de precios (RA-ANH-DJ-0282-2017) de los CR se encuentra techo de precios para varios rubros exploratorios, como los costos de  actividades de sísmica, aerogravimetría, magnetotelúrica, geoquímica de superficie, geofísica, pero cuando se amplía el escenario de análisis hacia costos de obras civiles, como la apertura de caminos, construcción de planchadas, perforación, intervención y terminación de pozos, ya no se encuentra diferencia entre costos de exploración o de explotación.

 No se puede determinar si se trata de pozos exploratorios o de desarrollo, aunque se entendería que se trata de estos últimos, porque los techos de precios son para campos ya conocidos y en producción. En la documentación oficial de CR, pozo exploratorio se define como “… el perforado para determinar la existencia de hidrocarburos en un área, son también pozos exploratorios los dos siguientes al primer pozo descubridor con potencial comercial que tenga como objetivo delimitar el campo, así como cualquier pozo productor o inyector que sea posteriormente profundizado para probar un reservorio diferente”. También se define lo que es pozo de desarrollo.  

Como los costos de servicios de exploración no se encuentran entre los costos de operación, donde efectivamente deberían encontrarse, éstos tienen que estar inmersos en el rubro de “amortización de inversiones capitalizadas”, que es el segundo componente de los CR, pero tampoco existe información de la composición de este rubro.

Después de 12 años de estar vigente la modalidad de trabajo con costos recuperables, el vacío descrito no puede ser atribuido a un desliz o a un descuido analítico, sino a una intención deliberada de evitar que se conozcan los montos que las empresas han invertido o han podido recuperar por servicios exploratorios. Por  esta razón, tampoco se sabe si en el pasado se les ha reembolsado o no los costos incurridos en pozos exploratorios que resultaron secos.

Esta falta de información y transparencia en lo relativo a CR en exploración es la que genera confusión respecto al reembolso o no de costos del pozo Boyui X2 perforado por Repsol. De acuerdo a la definición citada, este pozo es exploratorio y como no es productivo, no es comercial, por lo que la empresa no debería ser beneficiada con el reembolso del costo incurrido. Sin embargo, de acuerdo al contrato suscrito con Repsol para el área Caipipendi, como en el área existen campos en explotación y áreas de exploración, los costos de exploración serán considerados costos recuperables con la producción de dicho campo. Entonces con la producción del campo Margarita (que está en Caipipendi) se pagarían los costos del Boyui X2.

Las autoridades de gobierno han preparado el terreno para que así sea, explicando que el pozo es el éxito exploratorio más importante de los últimos años, que el pago de costos recuperables se hará cuando se efectúe la declaratoria de comercialidad del campo, que esta declaratoria no se da con un solo pozo y que para ello es necesario hacer más estudios, perforar más pozos, implementar infraestructura y otros. 

Esto quiere decir que Boyui es un potencial nuevo campo, porque Margarita hace años que ya ha sido declarado comercial. Esto se podrá saber a futuro con nuevos pozos exitosos, pero ya el Boyui X2 resultó no productor, sus costos no deberían ser reembolsados y menos con la producción de otros campos 

Al ser Boyui un campo distinto a Margarita, aun estando en la misma área del contrato (Caipipendi) y siendo el pozo Boyui X2 no comercial, sus costos son No Recuperables. Sin embargo, la desinformación, la falta de controles cruzados y la urgencia del gobierno de mostrar éxitos exploratorios pueden hacer cambiar esta conclusión.

 

Hugo del Granado Cosío es experto en hidrocarburos.

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