Jesús Aboud.- El destino del gas costa afuera en el norte de Paria está determinado por la participación de Shell en el desarrollo de los tres campos de Mejillones, Patao y Dragón. El campo Río Caribe, en proceso de otorgamiento a la empresa Proven Reserves Ltd, debido a sus características de fluidos, está sujeto a la Ley de Hidrocarburos y su desarrollo estará centrado en la producción de condensados.
La licencia para Dragón fue otorgada a Shell en el 2024, y se sabe que están en negociación con el Ministerio por Mejillones y Patao. La licencia para estos dos campos fue otorgada a favor de Rosneft en el 2017 y reformada en el 2020, a cambio de una deuda de 1.500 MM$. De los términos comerciales de la licencia de Dragón solo se conoce lo establecido en la ley, en su reglamento y en la licencia correspondiente. Existen diferencias entre los términos de ambas licencias que determinan una menor carga fiscal en la de Mejillones-Patao. Al terminar el proceso de negociación sabremos si se igualan los términos de estas licencias.
Todas las licencias para la explotación de gas no asociado implican, según la ley, una regalía del 20%. Sin embargo, existen diferencias entre ellas en cuanto a la contraprestación especial. En la licencia de Mejillones y Patao, la contraprestación especial es del 7%, mientras que en la de Dragón es del 5%. En este caso, además, se estableció una especie de impuesto sombra, consistente en un aporte fiscal mínimo del 45% del ingreso bruto. Cabe señalar que el impuesto sombra es altamente regresivo, con un impacto más negativo en la economía de los proyectos a medida que disminuyen los precios de venta.
De manera que, con base en lo estipulado recientemente en el Reglamento, el gas no asociado podría estar sujeto a una carga fiscal mayor que la de un desarrollo “greenfield” de gas asociado en costa afuera. Esta diferencia de regalía aplica al gas y a los líquidos, lo que ciertamente amerita una discusión y un esfuerzo para formular marcos fiscales coherentes.
En ambas licencias se establece que la regalía puede pagarse en especie. En el caso del Norte de Paria, eso tendría que ser o para que el Ministerio la venda a un usuario en Trinidad, o para traerlo a tierra firme, lo cual será factible solo cuando se complete la conexión del Campo Dragón con las facilidades en Guiria. Esto es de importancia para recuperar algo de los planes originales del Proyecto CIGMA, Complejo Industrial Gran Mariscal Ayacucho, para lo cual se expropiaron 3.200 hectáreas de terreno, un área mayor que la del Complejo de Jose, para proyectos de licuefacción, petroquímica, refinación, almacenamiento, terminales y exportación de crudo.
La situación actual de los precios del gas y la necesidad de Trinidad y Tobago de utilizar la capacidad ociosa de Atlantic LNG son las razones por las que hoy se materializa el desarrollo del gas en la costa afuera oriental de Venezuela. No obstante, se debe apuntar a un desarrollo que forme parte de una visión integral, en la que el beneficio no se reduzca únicamente a los ingresos fiscales provenientes de la exportación de materias primas.
El ingreso fiscal para la República en estos desarrollos dependerá estrictamente de los precios o de los valores de transferencia que prevalezcan a lo largo de la cadena del negocio. La licencia de Dragón establece que los términos de los contratos de venta de gas que se acuerden entre la licenciataria y los compradores deberán ser autorizados por el Ministerio; no obstante, dichos contratos estarán sujetos a confidencialidad permanente.
A efectos de tener una aproximación del valor para la República de estos proyectos, se ha realizado una simulación del desarrollo de un campo en aguas con menos de 100 metros de profundidad, con 4 billones de pies cúbicos de reservas y un plateau de producción de 600 MMpcd. Para determinar la actividad y sus costos, se utilizan los valores proporcionados por un programa de reconocimiento internacional diseñado para tal fin. Con las premisas fiscales de la licencia de Dragón, exportando todo el gas después de la regalía y con una tasa de retorno del 20%, se necesitaría un precio de venta para el productor de 6 $/Mpc. Si este fuese el caso, el fisco recibiría a partir del año 5 de iniciado el desarrollo, un promedio anual de 450 MM$. De manera que los tres campos del norte de Paria, con base en sus reservas probadas y probables, podrían generar ingresos por un monto de 1.350 MM$ al año.
