«Nuestro esquema fiscal debería estar en el orden del 20% al 30% para que nos miren los inversores con la misma visión atractiva y con el mismo potencial de retorno de sus capitales”, explicó
eju.tv /Video:Btv
Con las reservas probadas actuales se atendería la demanda de exportación hasta 2030 y se empezaría a priorizar el mercado interno; sin embargo, se están activando proyectos como Montecristo y Junín con “resultados positivos” que forman parte de la reversión en la declinación actual de los hidrocarburos, informó el gerente de YPFB Chaco, Abel Villegas.
También destacó que es fundamental contar con una nueva Ley de Hidrocarburos que establezca un régimen impositivo competitivo. “Nuestro esquema fiscal debería estar en el orden del 20% al 30% para que nos miren los inversores con la misma visión atractiva y con el mismo potencial de retorno de sus capitales”, explicó.
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La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) informó que las reservas probadas llegan a 2,3 TCF; las probadas y probables, a 2,76 TCF; y las probadas, probables y posibles, a 3,24 TCF. En cuanto a líquidos, se cuenta con 57 millones de barriles de petróleo y condensado probados.
Se trata de la cuantificación más baja de los últimos 20 años, lo que, además, demuestra que el consumo estuvo por encima de la reposición debido a la falta de exploración en los últimos 20 años.
“La realidad nos está mostrando que este valor de certificación de reservas es consecuencia de una Ley de Hidrocarburos de 2006 que ya está desactualizada, pues tiene más de 20 años. En su momento fue una medida que se tomó, pero lo que ha demostrado en resultados es que las empresas se han dedicado a la explotación y no así a la exploración para reponer reservas”, explicó en Bolivia TV.
Durante la presentación del informe de certificación, el ministro de Hidrocarburos, Marcelo Blanco, también urgió la aprobación de una nueva norma que genere condiciones de inversión con un sistema tributario equilibrado, advirtiendo que las compañías “no invierten un peso porque el rendimiento que reciben es nada, es cero”.
Por su parte, Villegas aseguró que la subsidiaria logró avances positivos en los campos Montecristo y Junín. En el pozo Montecristo-9 (MTC-9), ubicado en Okinawa (provincia Warnes del departamento de Santa Cruz), se invertirán 12 millones de dólares y se aplicará tecnología especializada para evaluar y viabilizar la producción de gas y condensado de las formaciones Huamampampa y Los Monos, de edad devónica.
Mientras en el pozo Junín se registra una producción acumulada de 9,1 billones de pies cúbicos (BCF) de gas de venta. De obtenerse resultados favorables en las nuevas intervenciones, el inicio de la producción está previsto para noviembre de 2026, con un caudal inicial estimado de 4,5 millones de pies cúbicos estándar por día (MMscfd).
«Hemos reactivado proyectos desde un punto de vista económico, como ha sido el proyecto Junín. Este proyecto arrancó el 28 de agosto. estamos teniendo resultados positivos como también en el caso de Montecristo, entonces hay un portafolio de proyectos que se está encarando evidentemente tenemos proyectos de muy largo plazo», explicó.
