Gobernabilidad y contratación en el sector Hidrocarburos de

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GOBERNABILIDAD Y CONTRATACIÓN EN EL SECTOR
HIDROCARBUROS DE LA COMUNIDAD ANDINA1
Francisco Monaldi2
Documento realizado como Parte del Proyecto:
“Cooperación Energética Hemisférica: un examen de la contribución potencial del
sector hidrocarburos de la Comunidad Andina de Naciones” adelantado por la
Corporación Andina de Fomento y el Banco Interamericano de Desarrollo
Diciembre, 2005
1
El autor agradece la excelente colaboración de Moisés D’Orey (Investigador CIEA-IESA),
Maria Eugenia Miquilena (Investigadora CIEA-IESA) y Sandra Rodríguez (Investigadora USB),
como asistentes de investigación del proyecto. Asimismo agradece a Mercedes Briceño, Ramón
Espinasa, Osmel Manzano y Richard Obuchi por sus comentarios y apoyo en diversas etapas
del trabajo.
2
Coordinador Académico, Centro Internacional de Energía y Ambiente (CIEA) del IESA.
Profesor e Investigador, Instituto de Investigaciones Económicas y Sociales, de la UCAB.
[email protected]
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TABLA DE CONTENIDO
I. INTRODUCCIÓN
3
II. LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS EN LA COMUNIDAD ANDINA
4
III. MARCO TEÓRICO, EXPERIENCIA INTERNACIONAL Y MEJORES
PRACTICAS
6
IV. GOBERNABILIDAD Y CONTRATACIÓN EN LA COMUNIDAD ANDINA
33
BOLIVIA
COLOMBIA
ECUADOR
PERÚ
VENEZUELA
VI. COMENTARIOS FINALES
BIBLIOGRAFÍA
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2
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I.
INTRODUCCIÓN
El presente trabajo tiene como objetivo estudiar el marco institucional, de
gobernabilidad, fiscal y de contratación del sector hidrocarburos en los países de la
Comunidad Andina de Naciones. Para ello en primer lugar se desarrolla un marco
teórico que permite entender el rol del marco institucional en un sector con las
peculiaridades del sector hidrocarburos.
Entre las características específicas del sector se encuentran: la existencia de
cuantiosas rentas en la explotación, la existencia de significativos riesgos en la
exploración, la existencia de inversiones relativamente altas en costos hundidos, la
propiedad estatal del recurso, entre otras. Dichas características generan incentivos
particulares para los gobiernos y los inversionistas, que plantean la necesidad de
crear instituciones que garanticen la credibilidad regulatoria y al mismo tiempo
permitan que el Estado capture las rentas existentes.
Se presentan y analizan las instituciones clave para la gobernabilidad del sector. En
un primer nivel las instituciones políticas y constitucionales. Luego el Ejecutivo, el
ministerio o secretaría, la agencia reguladora y la empresa estatal. Cada uno de
estos actores tiene incentivos específicos que los puede llevar a tomar acciones
indeseables desde el punto de vista del bienestar colectivo. La clave es diseñar el
marco de gobernabilidad para que los diversos agentes tengan los incentivos
correctos o sean limitadas sus acciones indeseables.
La separación de los roles del Estado como dueño del recurso y cobrador de
impuestos, regulador y operador es generalmente deseable. Una alternativa es la
creación de una agencia independiente como ente regulador. Está es la opción
utilizada por Noruega, Brasil y recientemente por Colombia.
Se analizan la variedad de tipos de contratación entre los cuales destacan: las
concesiones, contratos de producción compartida, contratos de servicio y empresas
mixtas. Se discute el régimen fiscal, que contempla fundamentalmente impuestos a
la producción (regalías) e impuestos las ganancias. La combinación de los regímenes
de contratación y fiscal determinan la proporción en que se distribuyen los ingresos
entre el Estado y el operador, así como los incentivos que tienen ambos actores en el
desarrollo del sector.
Luego se presentan las características de la gobernabilidad y contratación en los
países de la región y se compara con el resto de la región y con la experiencia
internacional. Finalmente, se evalúa el caso de cada país por separado y se proveen
breves comentarios generales y recomendaciones.
En general la región está viviendo el fin de un ciclo de inversiones, iniciado en los noventa con la
muy exitosa atracción de inversión privada. En Bolivia y Venezuela, así como posiblemente en
Ecuador, el significativo incremento en la producción de hidrocarburos privada, así como al
significativo aumento en los precios internacionales del petróleo y el gas, han posibilitado e
inducido una tendencia al endurecimiento de las condiciones fiscales y de contratación, así como
una tendencia al incremento del control estatal y político. En contraste en Colombia y Perú, a
pesar del relativo éxito en atraer inversiones, la declinación de producción y reservas ha llevado
a hacer los marcos institucionales más creíbles y favorables para la inversión privada.
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3
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II.
LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS EN LA
COMUNIDAD ANDINA
A continuación se presenta un resumen de datos estadísticos con respecto a la
magnitud de las reservas, producción y consumo de los hidrocarburos disponibles en
los países que conforman la Comunidad Andina (CA). Se muestran datos de los años
1994 y 2004 de la Comunidad Andian con respecto América y el mundo; en primera
instancia se presentan los datos del petróleo y gas natural.
Petróleo
La reservas del continente americano de 162 mil millones de barriles (MMMB)
representan un 13,6% de las reservas mundiales (1.188 MMMB). Los países de la CA
representan un 53% de las reservas de América y 7% del mundo. La producción de
petróleo de los países andinos esta en el orden de 4,2 millones BD, es decir un 20%
del continente y un 5% de la producción mundial. El consumo de la región se estima
en 1,1 MMBD lo cual representa casi un 4% el continente.
Reservas, Producción y Consumo de Petróleo, 1994 y 2004.
Petróleo
1994
Mundo
América
2004
%
Mundo
América
%
Reservas (MMMB)
1.017,50
171,3
16,8
1.188,60
162,1
13,6
Producción (MBD)
67.116
19.154
28,5
80.260
20.914
26,1
Consumo (MBD)
68.219
25.209
37
80.757
29.358
36,4
América
CA
%
América
CA
%
Reservas (MMMB)
171,3
72,3
42,2
162,1
85,2
52,6
Producción (MBD)
19.154
3.728
19,5
20.914
4.200
20,1
Consumo (MBD)
25.209
966
3,8
29.358
1.145
3,9
CA: Países de la Comunidad Andina
(MMMB)= Miles de Millones de Barriles
(MBD)= Miles de Barriles Diarios
Fuentes: BP Statistical Review of World Energy 2005 y Energy information Agency 2004 y 2005.
Las reservas de petróleo de Venezuela representan un 48% (77 MMMB) del
continente, seguido en orden de magnitud por EE.UU., Canadá y México. Este último
país ha mostrando una declinación en las reservas, las cuales pasaron de 50 a 16
MMMB entre 1994 y 2004, respectivamente. En líneas generales el continente ha
disminuido la magnitud de sus reservas con respecto a la década pasada.
Desde la perspectiva de la producción y consumo de petróleo México, Canadá y
Ecuador han mostrado una tendencia creciente.
Gas Natural
Los países de la CA con un total 5,47 Trillones de metros cúbicos (TMC) representan
el 38% y 3%, de las reservas probadas de gas natural, de América y el mundo
respectivamente. La producción de gas natural de los países de la región andina se
estima en 4,2 miles de millones de pies cúbicos por día (MMMPCD) lo cual representa
un 5% y 1,6% del continente y el mundo, respectivamente. En términos de consumo
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los países andinos consumen menos que lo que producen 3,6 MMMPCD, es decir un
4,1% del continente.
Reservas, producción y consumo de Gas Natural, 1994 y 2004.
Gas Natural
1994
Mundo América
5044,0
509,0
202,5
75,0
201,7
75,9
Reservas (TPC)
Producción (MMMPC)
Consumo (MMMPC)
Reservas (TPC)
Producción (MMMPC)
Consumo (MMMPC)
América
509,0
75,0
75,9
CA
162,4
3,1
2,8
%
10,1
37,0
37,6
%
31,9
4,1
3,7
2004
Mundo
América
6337,4
509,0
258,8
85,1
259,5
87,1
América
509,0
85,1
87,1
CA
193,2
4,2
3,6
%
8,0
32,9
33,6
%
38,0
5,0
4,1
CA: Países de la Comunidad Andina
(TMC)= Trillones de Pies Cúbicos
(MMMPCD)= Miles Millones de Pies Cúbicos por Día
Fuentes: BP Statistical Review of World Energy 2005 y Energy information Agency 2004 y 2005.
Por último, se presenta el detalle de la distribución de las reservas, producción y
consumo de los hidrocarburos en los países CA, referenciado en las tabla previas,
donde se destaca Venezuela con el 91% del total de las reservas de petróleo, y el
71% de su producción. Venezuela, Ecuador y Colombia se destacan como los países
exportadores de petróleo de la región, sin embargo, este último requiere del
descubrimiento de nuevos yacimientos que detengan el declive de la producción de
petróleo, iniciado a partir del año 1998.
Con respecto al gas natural, Venezuela y Bolivia representa el 93% del total de las
reservas, y su producción es del orden del 64% y 19% respectivamente. Sin
embargo, Bolivia y Perú se destacan como países de la región en capacidad de
exportar gas natural, este último en proceso de desarrollo de su infraestructura para
ello.
Reservas, producción y consumo de petróleo y gas natural de los CA, 2004
Países de la
Comunidad Andina
Petróleo
Reservas Producción Consumo
(MMMB)
Bolivia(*)
Colombia
Ecuador (*)
Perú(*)
Venezuela
Total
0,4
1,5
5,1
0,9
77,2
85,16
(MBD)
41
551
535
93
2980
4200
(MBD)
53
223
140
153
577
1145
Gas natural
Reservas Producción Consumo
(TPC)
31,40
3,90
0,35
8,70
148,90
193,25
(MMMPCD)
0,8
0,6
0,03
0,1
2,7
4,23
(MMMPCD)
0,14
0,6
0,03
0,1
2,7
3,57
(MMMB)= Miles de Millones de Barriles
(MBD)= Miles de Barriles Diarios
(TPC)= Trillones de Pies Cúbicos
(MMMPCD)= Miles Millones de pies cúbicos por día
(*) Reportes "Energy Information Administration" de los diferentes países
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5
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III. INSTITUCIONES, GOBERNABILIDAD Y CONTRATACIÓN
EN LA EXPLOTACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS: MARCO
TEÓRICO Y EXPERIENCIA INTERNACIONAL
III.1. Instituciones y Explotación de Hidrocarburos
El marco institucional que regula la explotación de los hidrocarburos esta constituido
por instituciones, organizaciones y normativas que involucran desde los niveles más
elevados de la estructura política hasta los detalles específicos de los contratos con
los operadores y la estructura de gobierno corporativo de las empresas estatales.
Dicho marco define, entre otros asuntos, quien explota los recursos; como se
distribuyen los ingresos y rentas provenientes de su explotación y como se dirimen
las disputas entre los diversos actores involucrados. Asimismo, condiciona los
incentivos que tendrán cada uno de los actores del sector, incluyendo a los
gobiernos, ministerios, compañías estatales, agencias reguladoras, operadores
privados y contratistas de servicio. En esta sección se describen cuales son los
elementos fundamentales del marco institucional que regula la explotación de
hidrocarburos y se desarrolla un marco analítico para evaluar los incentivos que
genera y sus consecuencias sobre el desempeño del sector.
Componentes del Marco Institucional
El primer nivel del marco institucional esta conformado por las instituciones
políticas que gobiernan un país (ejecutivas, legislativas, judiciales) a escala nacional
y regional. Por las características específicas del sector petrolero su regulación suele
ser materia prominente y contenciosa en el debate político nacional y regional, de
manera que las instituciones políticas son parte esencial del marco institucional. Es al
nivel de las instituciones políticas donde se crea, modifica e interpreta la normativa
constitucional y legal que regula la explotación de los hidrocarburos. De las
instituciones políticas fundamentales va a depender, por ejemplo, si es fácil o difícil
cambiar las leyes y normas; sí los cambios los puede introducir unilateralmente el
Ejecutivo o requieren la participación de otros actores; si el régimen regulatorio es
rígido o flexible; si los actores políticos cooperan en una política petrolera de Estado
o si cada gobierno sigue una política diferente, entre otras características. La
estructura fundamental a este nivel la provee la Constitución que puede o no hacer
referencia específica al sector. Las leyes que regulan al sector definen el régimen
tributario y regulatorio aplicable. Dichas leyes son producto de este nivel y rigen al
siguiente nivel.
El siguiente nivel institucional esta conformado por los órganos del Ejecutivo que se
encargan de definir las políticas referidas a la explotación de hidrocarburos, así como
a definir y ejecutar las regulaciones específicas del sector dentro del marco previsto
por las leyes. Generalmente este nivel lo dirige un Ministerio o Secretaría que forma
parte del gabinete ejecutivo. Adicionalmente, en algunos países a este nivel se
encuentran involucradas la empresa estatal de hidrocarburos y/o una agencia
regulatoria con alguna autonomía del Ejecutivo. Dependiendo del marco legal estos
actores tienen diversas atribuciones y una mayor o menor discrecionalidad en la
fijación del régimen tributario y contractual que rige a un determinado proyecto. La
estructura y forma de gobierno de estas organizaciones también tiene importantes
consecuencias institucionales. Determinando los incentivos de los funcionarios que
las componen y su autonomía.
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Finalmente, el marco institucional está reflejado en contratos o concesiones para la
operación de los proyectos de explotación. Dichos contratos contienen elementos de
mucho impacto en el desempeño del sector.
En conjunto estos los diversos niveles del marco institucional determinan entre otros
elementos los incentivos para la inversión, la distribución de la renta, la credibilidad
regulatoria, así como el riesgo político y regulatorio.
Características Particulares del Sector Hidrocarburos y su Impacto sobre el
Marco Institucional y el Desempeño Económico
Existen una serie de características particulares del sector hidrocarburos que lo
diferencian de otros sectores productivos y condicionan los incentivos de los actores.
En primer lugar la existencia de significativas rentas que lo hacen una atractiva
fuente de recursos para el Estado. En segundo lugar, el sector petrolero se
caracteriza por la alta proporción de costos hundidos (inversiones inmovilizadas) al
inicio de los proyectos y los periodos relativamente largos de recuperación. Por esta
razón la credibilidad de los derechos de propiedad se hace muy importante para los
inversionistas. En tercer lugar, buena parte de las reservas petroleras mundiales se
concentran en países en desarrollo con significativas debilidades institucionales, lo
que implica que el riesgo político de las inversiones suele ser significativo. La
concentración también se convierte en una poderosa herramienta para que los países
exportadores puedan obtener rentas monopolísticas. En cuarto lugar, la exploración
en búsqueda de hidrocarburos implica un alto riesgo geológico debido a que un alto
porcentaje de los pozos exploratorios resultan no exitosos. Por ello el marco
institucional debe adaptarse a las diversas etapas de exploración y desarrollo de
yacimientos, de lo contrario el trato hecho en la primera etapa se hará obsoleto en
las siguientes. En quinto lugar, el negocio petrolero es técnicamente complejo y
genera significativas asimetrías de información entre los operadores y el Estado, con
la consecuente desconfianza y costos de monitoreo. En sexto lugar, los yacimientos
de petróleo y gas tienen grandes diferencias en términos de las reservas que
contienen, el riesgo geológico, la gravedad, viscosidad, contenido de azufre,
localización y otros factores que determinan la rentabilidad de su explotación.
La Renta y sus implicaciones
La renta es el excedente de ingresos por encima del costo de oportunidad de los
factores de producción reproducibles, es decir trabajo y capital.3 Por definición toda
la renta puede ser extraída al productor y este aún tendrá incentivos para seguir
haciendo la inversión. Por esta razón, el Estado teóricamente se puede apropiar de
toda la renta sin desestimular la inversión. En la practica esto último es difícil
porque, como se discutirá, los esquemas institucionales de captura de rentas son
imperfectos y la estimación de la parte del ingreso que constituye renta es compleja,
de manera que en general los Estados (o terratenientes) no capturan toda la renta o
en ocasiones se apropian de ingresos superiores a la renta.
Históricamente la existencia de rentas en el sector petrolero ha sido muy
significativa. Por ejemplo, en 2005 el precio del petróleo ha superado los $60 dólares
por barril, cuando en la mayoría de los países los costos de producción de largo plazo
3
El costo de oportunidad es el valor de la mejor alternativa posible para ese factor. Por
ejemplo el retorno del capital ajustado por riesgo en el mejor proyecto alternativo disponible.
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son inferiores a los $10 dólares. Conceptualmente se puede distinguir entre dos tipos
de renta. En primer lugar la renta diferencial que se origina en el hecho de que
algunos yacimientos en producción son naturalmente más rentables que otros, de
manera que los productores en estas áreas podrán obtener un beneficio
extraordinario o renta. Por ejemplo, Arabia Saudita tiene costos de producción muy
inferiores a los prevalecientes en los Estados Unidos. Adicionalmente el hecho de que
el mineral sea relativamente escaso o se concentre en poder de unos pocos países o
productores puede permitir la existencia de rentas monopolísticas. Este ha sido el
caso de los carteles de la OPEP y de las “Siete Hermanas” que mantuvieron los
precios por encima del precio de mercado. La existencia de rentas monopólicas
implica que aquellos Estados con significativa producción y reservas pueden tener
como objetivo no la maximización del potencial productivo sino la maximización de la
renta y consecuentemente siguen políticas que no necesariamente estimulan el
desarrollo de todo su potencial productivo. Por ejemplo, Venezuela es miembro de la
OPEP y en ciertos periodos ha visto limitada su producción y sus planes de inversión
debido los recortes de producción implantados por la OPEP.
Como se analizará más adelante, uno de los retos fundamentales del marco
institucional es que permita desarrollar el potencial productivo en diversos escenarios
de precio y éxito exploratorio, pero a la vez permita que la renta sea
fundamentalmente capturada por el Estado para el beneficio colectivo.
El impacto de la existencia de altos costos hundidos será analizado abundantemente
en las secciones sobre Riesgo de Expropiación y Compromiso Gubernamental.
Riesgo Geológico, Valor de los Hidrocarburos y Contratación
La existencia de altos riesgos geológicos en la etapa exploratoria requiere ofrecer al
inversionista altos rendimientos en compensación por dichos riesgos. En la mayoría
de las áreas que se ofrecen para exploración la tasa de descubrimientos comerciales
es baja (0%-30%). Los gobiernos ávidos de descubrir reservas tienen incentivos
para ofrecer condiciones relativamente favorables para el inversionista. Sin embargo,
una vez que se descubren y desarrollan las reservas (minimizándose el riesgo
geológico) los gobiernos tienen incentivos para tomar una mayor participación en las
ganancias.
Las significativas diferencias en el riesgo entre las etapas de exploración y desarrollo
de campos tienen implicaciones importantes para los contratos y leyes del sector. En
primer lugar, los contratos de exploración, los contratos de producción de reservas
ya desarrolladas, o y los contratos de recuperación de campos en declinación, deben
tener características diferentes de acuerdo con los diferentes niveles de riesgo y
costos involucrados. En segundo lugar, los contratos de exploración deben prever su
evolución en las siguientes etapas, de lo contrario habrá grandes incentivos para que
el Estado reniegue de ellos. Esto último es particularmente complejo porque para
que sea rentable la exploración el inversionista no solo debe recuperar los costos de
los pozos exitosos sino de los no exitosos.
Similarmente hay una serie de factores, entre otros, gravedad, viscosidad, contenido
de azufre y localización, que determinan el valor comercial de los hidrocarburos
líquidos y gaseosos (estos últimos de menor valor comercial) de manera que
dependiendo de estos factores la explotación estos yacimientos puede tener niveles
de rentabilidad sustancialmente diferentes. Como discutiremos más adelante si el
Estado (o terrateniente) tiene interés en que se desarrolle el potencial productivo de
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su territorio debe crear condiciones suficientemente flexibles para hacer rentable la
explotación de diversos tipos de yacimientos.
Asimetrías de Información y el Marco Regulatorio
Uno de los problemas para que el marco fiscal y de contratación ofrezca incentivos
adecuados a las empresas y su vez permita recaudar la renta, es la existencia de
asimetrías de información entre el Estado y los operadores. Solo el operador conoce
sus costos, inversiones y precios. El Estado obtiene esa información indirectamente
de sus actividades de monitoreo y fiscalización. Esto introduce un elemento de
desconfianza. Por ejemplo, las autoridades pueden desconfiar de los precios de
transferencia utilizados por una compañía verticalmente integrada. Similarmente,
pueden sospechar que la empresa sobre-reporta costos, o incurre en costos
superiores a los necesarios por conveniencia fiscal, o traslada costos de otras
unidades al proyecto en cuestión.
La asimetría de información afecta el diseño institucional de varias maneras. En
primer lugar el Estado tiene que incurrir en costos de monitoreo desarrollando una
burocracia especializada. La experiencia de poseer una empresa estatal puede ser
muy útil a este respecto, aunque a veces la autoridad recaudadora desconfía de los
gerentes de la operadora estatal quienes también poseen incentivos a hacer uso
estratégico de la información. Por otra parte, la desconfianza combinada con baja
capacidad institucional de monitoreo puede llevar es escoger herramientas de
tributación como las regalías que requieren muy poca información de las empresas
(solo nivel de producción), pero que generan otras distorsiones.
III.2. Riesgo de Expropiación y Compromiso Gubernamental en la Industria
Petrolera4
En el último siglo en Latinoamérica, industrias con una alta proporción de activos
inmovilizados (costos hundidos), como petróleo, minerales, telecomunicaciones,
electricidad y distribución de agua, han sido objetivos predominantes de la
expropiación gubernamental.5 En estos sectores ha habido una historia recurrente de
incumplimiento de los acuerdos iniciales con los inversionistas. El típico caso
evolucionó en patrones cíclicos de crecimiento y declinación en las inversiones.
Empezando con un periodo con alta acumulación de capital generalmente de
transnacionales extranjeras. Seguido por un periodo de creciente expropiación y
limitación de los horizontes de inversión por parte de las autoridades políticas, que
4
Esta sección esta basada en Monaldi (2004)
5
La definición de expropiación que se utiliza en este trabajo incluye los casos clásicos: la
confiscación de activos (sin compensación alguna) y la nacionalización (expropiación de
activos con algún tipo de compensación, por lo general menor al costo de oportunidad ex
ante). Ahora bien, lo que es más importante es que esta definición contempla cualquier
cambio significativo en los derechos de propiedad de los inversionistas (por ejemplo, controles
de precio, aumentos de impuestos, regulación progresiva) que no se haya estipulado en el
acuerdo ex ante con el Estado y que impida a los inversionistas recuperar su capital más un
rendimiento de mercado (incluida una prima por el riesgo comercial). Cuando la expropiación
no implica la apropiación de los activos, sino la extracción de los ingresos, se hará referencia a
ella como expropiación de ingresos. La expropiación puede ser de jure (por ejemplo, mediante
una nacionalización que se lleve a cabo con respeto a las leyes nacionales e internacionales) o
de facto (por ejemplo, a través de controles de precios que violen leyes o contratos).
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generalmente tuvo como secuela una caída en la inversión privada y una
consecuente declinación del sector. En una gran cantidad de casos el ciclo de
inversión inicial terminó con la estatización de la industria. Después de la
nacionalización una fase inicial de alta inversión pública fue común, típicamente
seguida de una creciente dificultad estatal para financiar la expansión del sector y en
muchos casos inclusive de la expropiación -por parte de los gobiernos- de los flujos
de ingresos de las empresas estatales. El deterioro de muchas empresas estatales, la
incapacidad de los Estados para financiar su crecimiento, así como la necesidad de
recursos fiscales, llevo en muchos casos a la eventual reprivatización de la industria
o a su reapertura a la inversión privada. El patrón de expropiación a que han sido
sometidos los sectores con altos costos hundidos -en la región y en países en
desarrollo en general- contrasta con su relativa inexistencia en otros sectores. En
muchos casos dichas industrias se encuentran muy lejos de desarrollar su potencial a
pesar de su alta rentabilidad (Monaldi, 2004).
En general, las autoridades políticas tienen claros incentivos –ex ante antes de que
las inversiones se hayan materializado– para cerrar acuerdos que induzca a los
capitalistas a invertir. Los gobiernos y los políticos normalmente se benefician al
atraer nuevas inversiones. El problema de incentivos se presenta ex post, una vez
que los activos han sido instalados. En ese momento, las autoridades
gubernamentales podrían tener incentivos para comportarse de manera oportunista
y hacer uso de su control soberano sobre la tributación, la reglamentación y otras
prerrogativas del Estado para expropiar los ingresos (o los activos).
Una industria con importantes inversiones inmovilizadas es especialmente vulnerable
a la expropiación oportunista por parte de las autoridades políticas. Los activos
inmovilizados (o costos hundidos) son aquellos que, una vez instalados, es muy
costoso darles un uso diferente. Si los inversionistas decidieran no continuar
operando el proyecto y procedieran a trasladar el activo inmovilizado para darle un
uso diferente, su valor en términos de la siguiente mejor alternativa (su costo de
oportunidad) sería significativamente menor que su valor en su uso actual. Si el
gobierno expropia los ingresos impide al inversionista recuperar su capital
inmovilizado en el largo plazo, pero el propietario de los activos sigue teniendo un
incentivo ex post para continuar operando. Si decidiera abandonar el proyecto y
trasladar los activos inmovilizados, obtendría un retorno menor que si se quedara.
La expropiación de los ingresos o de los activos podría aportar importantes beneficios
políticos para las autoridades, especialmente en el corto plazo. Las autoridades
pueden beneficiarse en forma directa al obtener recursos fiscales adicionales para ser
gastados de forma políticamente provechosa. Asimismo, puede reflejarse en
importantes beneficios políticos indirectos para las autoridades gubernamentales. La
transferencia de rentas a grupos electoralmente importantes constituye una forma
de expropiación de ingresos. Por ejemplo, la fijación del precio de los servicios
públicos o de los productos domésticos derivados del petróleo por debajo de su costo
de oportunidad de largo plazo representa una transferencia implícita a grupos de
electores.
Las autoridades políticas podrían tener que enfrentar costos directos como
consecuencia de su decisión de expropiar ingresos (o activos) si la expropiación
ocasiona una disminución importante (o el cese) de la producción, como
consecuencia de que la producción deje de ser rentable para el inversionista. Los
costos directos, relacionados con una contracción inmediata de la industria, son muy
bajos en las industrias con elevadas inversiones inmovilizadas. Los inversionistas
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estarán en mejores condiciones si continúan produciendo, siempre que los ingresos
de operación cubran los gastos de operación (que son, por definición,
proporcionalmente bajos en este tipo de industrias). Por consiguiente, los efectos de
la expropiación sobre el desarrollo de la industria en el corto plazo son por lo general
son insignificantes. Ésta es la principal razón por la que los activos inmovilizados son
extremadamente vulnerables a la expropiación (Monaldi, 2004).
Otro tipo de costo, el costo en términos de la reputación, se deriva de la pérdida
de nuevas inversiones en activos inmovilizados debido al aumento de la percepción
del riesgo entre los inversionistas. En particular, los inversionistas que participan en
el proyecto cuyos ingresos están siendo expropiados podrían decidir no hacer
ninguna inversión adicional que hubieran planificado. Asimismo, la pérdida de
reputación del gobierno frente a otros posibles inversionistas puede ocasionar una
reducción de las inversiones futuras en el sector y en otros sectores que requieran
elevadas inversiones inmovilizadas. Entre los costos totales en términos de la
reputación se encuentran los costos directamente vinculados a la pérdida de nuevas
inversiones (por ejemplo, por la insatisfacción de los electorados) y los costos
relacionados con el valor presente de los ingresos fiscales futuros que se habrían
obtenido como resultado de esas nuevas inversiones. La importancia de estos
últimos para la decisión de expropiación estará determinada en gran medida por la
tasa de descuento de las autoridades. Los costos en términos de la reputación
podrían ser significativos cuando sean necesarias nuevas inversiones de envergadura
para desarrollar el potencial de expansión del sector.
Puesto que los beneficios en el corto plazo de la expropiación en industrias con
elevadas inversiones inmovilizadas son extremadamente importantes, mientras que
los costos en el corto plazo por lo general son pequeños, un ingrediente importante
de la decisión política de expropiación es el valor que los políticos asignen al futuro.
En los regímenes democráticos, la cercanía de las elecciones, el mayor grado de
oposición y la menor estabilidad del régimen provocarían el aumento de la tasa a la
que las autoridades descuentan el futuro (acortan sus horizontes). En los regímenes
autoritarios, el grado de estabilidad y la solución al problema de la sucesión son los
elementos clave a la hora de determinar el horizonte temporal de sus dirigentes. En
América Latina la inestabilidad política por lo general ha inducido a los políticos
(autoritarios y demócratas por igual) a maximizar los ingresos fiscales con tasas de
descuento elevadas. La supervivencia política los ha obligado a asumir este
comportamiento aparentemente miope. Mientras mayor sea la tasa de descuento de
los políticos, mayor será su tentación de realizar expropiaciones, puesto que los
beneficios actuales tenderán a superar los costos futuros altamente descontados.
Si los costos directos de la expropiación en los sectores con elevadas inversiones
inmovilizadas por lo general no son suficientes para impedir el oportunismo, ¿de qué
manera las autoridades políticas pueden comprometerse a respetar los acuerdos de
inversión en estos sectores? Las instituciones políticas nacionales son cruciales para
el mantenimiento de compromisos creíbles de respetar los derechos de propiedad. La
existencia de controles y equilibrios institucionales puede hacer que sea costoso para
la autoridad política incumplir los términos del acuerdo inicial ofrecido a los
inversionistas (Monaldi, 2004).
Levy y Spiller (1996), en una revisión de estudios de casos de inversiones en el
sector de las telecomunicaciones en América Latina, sostienen que son necesarias
tres condiciones para que el compromiso institucional en las industrias con elevadas
inversiones inmovilizadas sea creíble: 1) la existencia de restricciones (legales)
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sustantivas que eviten el incumplimiento (por ejemplo, la existencia de una ley que
confiera autonomía a un organismo regulador); 2) la existencia de restricciones de
procedimiento de “alto nivel” que limiten la modificación de las restricciones
sustantivas (por ejemplo, la existencia de una disposición constitucional que dificulte
modificar la autonomía reguladora prevista en la ley), y 3) la existencia de
mecanismos confiables que obliguen al cumplimiento de ambos tipos de restricciones
(por ejemplo, un sistema judicial independiente que pueda imponer la ley incluso en
contra de la oposición del ejecutivo). Estos autores subrayan de manera especial la
última condición: la necesidad de un sistema judicial independiente como condición
indispensable para reforzar las otras dos condiciones.
Un enfoque más general, esta basado en el número y las preferencias de los actores
con derecho a veto que participan en el proceso de formulación de la política. La
probabilidad de que ocurra un cambio oportunista en el marco fiscal y normativo
disminuye cuando hay un mayor número de actores independientes que tienen poder
de veto sobre la modificación de las políticas y cuando hay diferencias significativas
entre las preferencias de los actores con veto en relación con las políticas. Un
sistema de gobierno que concentra el poder en el ejecutivo, que tiene un sistema
electoral con tendencia a producir en el poder legislativo mayorías que apoyan al
ejecutivo, y que carece de un poder judicial independiente tendrá dificultades para
comprometerse a no modificar el statu quo de la política inicial.
En resumen, los costos institucionales son los costos políticos indirectos que
tienen que enfrentar las autoridades por tratar de cambiar el statu quo de la política
para expropiar al sector. Estos costos son bajos, si no hay restricciones (legales)
institucionales para la extracción de rentas por parte del ejecutivo, si la autoridad es
discrecional y se encuentra centralizada en los funcionarios electos, si no existe un
poder judicial autónomo que obligue al cumplimiento de los compromisos pactados, y
si hay pocos puntos de veto y tienen preferencias similares (Monaldi, 2004).
En las últimas dos décadas, se han dado pasos importantes hacia el establecimiento
de mecanismos internacionales para asegurar el cumplimiento de contratos. La firma
de varios tratados de inversión bilaterales y multilaterales, así como la utilización del
arbitraje internacional privado para los contratos de inversión, forman parte de esa
tendencia. Desgraciadamente, la aplicación de la ley internacional por sí sola no ha
resultado ser un mecanismo muy eficaz de disuasión en contra de la expropiación de
ingresos. El problema reside en que la mayoría de los recursos de rectificación que
ofrecen el arbitraje y los tratados dependen de los gobiernos nacionales que
reniegan, o de tribunales nacionales politizados, y por ende es difícil asegurar el
cumplimiento. Además, el proceso legal de arbitraje y adjudicación puede tomar
tiempo y la expropiación de ingresos puede ser considerable incluso durante un
breve intervalo (Waelde, 1999).
Para mitigar el problema del compromiso cuando no existen los mecanismos
externos tradicionales para obligar al cumplimiento, recientemente se ha creado una
amplia variedad de arreglos institucionales con diferentes grados de éxito. En estos
arreglos, los mecanismos externos para asegurar el cumplimiento por lo general
complementan –en lugar de sustituir– la función de las instituciones nacionales y de
los mecanismos relacionados con la reputación. Los límites contractuales a los
aumentos de impuestos, la utilización de recursos externos como garantías y el uso
de organismos multilaterales como agentes que velan por el cumplimiento han sido
algunos de los ingredientes de estos nuevos tipos de mecanismos externos para
garantizar el cumplimiento de acuerdos.
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El compromiso y los ciclos de inversión
El marco analítico de esta sección ayuda a explicar la existencia de ciclos de
inversión y expropiación. Cuando una industria apenas esta iniciando su desarrollo,
las cuasi-rentas apropiables no son significativas por lo que los beneficios de
expropiar son bajos. En contraste los costos de reputación, en esa etapa inicial son
altos porque existe un alto potencial para atraer nuevas inversiones, que se vería
afectado por una expropiación temprana. Sin embargo, a medida que se desarrolla el
sector y llega a su madurez, los beneficios d expropiar aumentan y los costos de
reputación caen porque no hay significativas nuevas inversiones por hacer. Si no hay
altos costos institucionales de expropiar, luego de periodos de alta inversión
tenderán entonces a ocurrir periodos de expropiación. Una vez que la expropiación
produce una declinación del sector y nuevas inversiones son de nuevo altamente
necesarias, los incentivos se parecen a los de la etapa inicial. De manera que los
ciclos son generados en parte por la dinámica temporal de costos y beneficios.
III. 3. Entes Regulatorios del Sector Hidrocarburos: Autonomía, Flexibilidad,
Credibilidad y Captura Regulatoria
Como se ha explicado, las institucionales políticas existentes condicionan
significativamente el tipo y efecto del marco regulatorio de un país. Por ejemplo, la
discrecionalidad del Ejecutivo y la existencia o no de un poder judicial independiente
y eficaz, son elementos a considerar cuando se está diseñando el marco institucional
del sector. Spiller y Guasch (1998) sugieren que los elementos institucionales
fundamentales a considerar cuando se diseña el marco regulatorio son:
a) Las instituciones legislativas y ejecutivas. Incluyendo, los procesos para crear
e implementar las leyes, y relaciones entre el poder legislativo y ejecutivo.
b) Las instituciones judiciales, analizando: (i) mecanismos para la designación
de jueces, (ii) estructura del sistema judicial, e (iii) imparcialidad para
resolver conflictos.
c) Reglas informales que limitan la capacidad de acción del Gobierno y los
privados.
d) Capacidades administrativas del Estado.
e) La forma en que la sociedad maneja los conflictos sociales y políticos,
incluyendo el rol de las ideologías.
La “política pública óptima” para un país determinado no necesariamente es aplicable
en otro, ya que la efectividad de ésta va a depender, entre otras cosas, del entorno
institucional del país.
El órgano regulador del sector hidrocarburos es generalmente un ministerio o
secretaría cuyo líder es designado y removido a discreción por el presidente.
Dependiendo del grado de desarrollo institucional de la burocracia, el ministerio
puede que sea más o menos profesional y autónomo. Una burocracia autónoma
profesional y no politizada puede proveer importantes garantías a los inversionistas.
Sin embargo, por su naturaleza, el ministro es una agente del presidente con poca
autonomía política y las burocracias de la región han tendido a ser politizadas o poco
eficaces. Por esta razón en los últimos años se han intentado desarrollar entes
especializados y autónomos en áreas en que la credibilidad regulatoria es
particularmente importante como en la industria de los hidrocarburos.
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La introducción de una agencia regulatoria independiente en el sector
hidrocarburos debería venir, en teoría, acompañada de un importante grado de
flexibilidad en sus decisiones (debido al cambiante del entorno del negocio
petrolero). Sin embargo, en la práctica, la flexibilidad acarrea dos potenciales
problemas: (i) las condiciones regulatorias pueden no ser creíbles, ya que el agente
regulador tiene discrecionalidad e incentivos para cambiarlas de acuerdo con las
ganancias del operador; y (ii) la discrecionalidad del sistema podría producir una alta
vulnerabilidad del marco regulatorio debido a la influencia de los grupos de interés
(captura).
El problema de credibilidad regulatoria, ya ha sido tratado extensamente en la
sección anterior. El riesgo opuesto es conocido como el problema de captura
regulatoria que ocurre cuando los entes regulados son manipulados o controlados
por los operadores que son objeto de la regulación. En este caso la discrecionalidad d
de los reguladores puede ser utilizada por los operadores para crear barreras a la
entrada de nuevos competidores u obtener privilegios injustificados, como por
ejemplo apropiarse de un parte significativa de la renta mediante el uso de “huecos”
legales. El problema es que dados los recursos con que cuenta el operador y su
interacción permanente con el regulador este tiene mucha más oportunidad de
influenciar al regulador que el público en general.
Siguiendo a Spiller y Guasch (1998), una agencia regulatoria autónoma debería
contar con al menos las siguientes cinco condiciones para minimizar los problemas
antes descritos:
1. Autonomía Operativa: Capacidad para definir las condiciones laborales, creando
incentivos para mejorar la eficiencia administrativa y la capacidad técnica. Implica
existencia de carrera administrativa y buenos salarios.
2. Autonomía Política: Autonomía respecto a los otros entes gubernamentales y de
los grupos de interés. Este aspecto es crucial para generar credibilidad y tiene mucho
que ver con la forma de nombramiento de la directiva de la agencia y con su forma
de financiamiento.
3. Rendición de Cuentas: Entrega de sus resultados financieros e informe de
cumplimento de objetivos, así como registro público de sus decisiones.
4. Pesos y contrapesos: Cómo se toman las decisiones y quienes las toman. Se
debe establecer claramente el rol de los operadores, del Ejecutivo y del público en el
proceso de toma de decisiones de manera de establecer límites a la discrecionalidad
del ejecutivo y de la propia agencia, al mismo tiempo evitando que los operadores la
capturen.
5. Incentivos laborales: Posibilidad de introducir recompensas a quiénes hayan
realizado una mejor labor.
III.4. Empresas Estatales, Gobernabilidad y Contratación
Las empresas estatales han jugado un importante rol en la industria de los
hidrocarburos en la región especialmente desde la década de los setenta. La
existencia de empresas estatales tiene importantes ventajas para el Estado: pueden
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permitir la reducción de la asimetría de información existente entre el Estado y la
industria; permiten al Estado extraer la renta petrolera sin incurrir en mecanismos
fiscales que pueden generar importantes distorsiones en la asignación de recursos; y
permiten un mayor control de la política petrolera por parte del Estado.
Sin embargo, las empresas estatales tienden a ocasionar varios problemas
importantes. Contrariamente a lo que se podría pensar, las empresas estatales no
son inmunes a la expropiación regulatoria. Muy por el contrario muchos de los casos
más exagerados de expropiación de ingresos ocurren en empresas estatales sin
autonomía operativa y financiera del gobierno. En ese caso para el gobierno se hace
muy poco costoso extraer rentas de la empresa estatal, aún cuando esto imposibilite
hacer las reinversiones necesarias para expandir producción. En la historia de la
región muchas veces las empresas estatales petroleras se han transformado en las
vacas lecheras de las que se extrae recursos en exceso. Igualmente muchas
empresas nacionales han sido utilizadas para propósitos clientelistas y han
representado un instrumento político con altos niveles de corrupción.
La solución a la sobre extracción de rentas generalmente pasa por otorgar autonomía
financiera y operacional a la empresa y mantenerla aislada de influencias políticas.
Ejemplos de exitosos de esta autonomía son Statoil en Noruega y Petrobras en
Brasil.
Por otra parte las empresas estatales al tener control de cuantiosas rentas pueden
transformarse en entidades demasiado poderosas que no pueden ser efectivamente
reguladas por el Ejecutivo. El hecho de que puedan pagar mejores salarios que los
percibidos por la burocracia gubernamental le da una ventaja a la gerencia de la
empresa estatal, que se magnifica por el control asimétrico de la información. La
autonomía en ese caso puede traducirse en licencia para invertir en proyectos que
maximizan el poder de los gerentes pero no la creación de valor para el Estado.
Como lo demuestran las experiencias de autonomía gerencial en los países
socialistas, sin competencia y rendición de cuentas, la independencia de los gerentes
estatales puede tener consecuencias indeseables.
Lo más problemático es cuando se confunde en la empresa estatal el rol de
operador con el rol de regulador. Esta mezcla de roles tiende a producir falta de
competencia e incentivos inadecuados para la gerencia petrolera. Por una lado
pudiendo permitir que la empresa capture rentas que le debían corresponder al
Estado y por otro lado creando incentivos para limitar la competencia con otras
empresas. El lado operador de la empresa de facto puede capturar al lado regulador.
Por esta razón en países con importantes empresas estatales es particularmente
importante crear un ente regulador
autónomo capaz de ejercer una efectiva
regulación sobre la empresa nacional y al mismo tiempo garantizar la existencia de
competencia en el sector. Este ente o agencia, como se comentó anteriormente,
debe tener significativa autonomía financiera y política pero con contrapesos para
evitar que se transforme a su vez en un ente discrecional. De nuevo las experiencia
de Noruega y Brasil en que existen agencias reguladoras autónomas ofrece una
interesante opción ante la existencia de una poderosa empresa estatal.
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III.5. Regímenes de Contratación6
Los regímenes de contratación para la explotación petrolera tienen diversas
modalidades en el mundo que han evolucionado a lo largo de la historia. Los
regímenes en términos de la propiedad del recurso se pueden clasificar en dos tipos:
regímenes de concesiones y regímenes contractuales.
En casi todos los países del mundo, con la importante excepción de E.U.A., el Estado
es propietario del subsuelo. Sin embargo, en muchos países, especialmente antes de
1970, el Estado otorga concesiones o licencias que dan derechos de propiedad al
operador sobre la explotación del recurso por un periodo determinado. Esto es lo que
se conoce como Régimen de Concesiones. Los sistemas de concesiones permiten
que las empresas de capital privado tengan derechos de propiedad limitados sobre
los recursos minerales. Es decir, el Estado, que típicamente es el dueño de los
recursos minerales, otorga la titularidad de los mismos al capital privado bajo ciertas
condiciones. Posteriormente, la compañía beneficiaria deberá pagar regalías e
impuestos de acuerdo con las actividades de explotación desempeñadas. Este tipo de
sistema es consistente con la tradición legal anglosajona. Su exponente extremo es
Estados Unidos, donde el operador privado puede tener derechos de propiedad
permanentes sobre los recursos minerales.
En el caso de los Regímenes Contractuales, el Estado siempre retiene la propiedad
de los minerales. Las empresas petroleras, por su parte, tienen el derecho a recibir
una porción de las ganancias en relación con la producción. La porción obtenida por
los operadores dependerá de los términos y condiciones contractuales. Los
regímenes contractuales se pueden clasificar en dos tipos dependiendo de cómo
recibe el operador su parte de la ganancia: (i) contratos de producción compartida, y
(ii) contratos de servicio. Un aspecto importante de los sistemas contractuales, es
que normalmente la infraestructura de explotación pasa a ser propiedad del Estado.
En los Contratos de Producción Compartida (Production Sharing Contracts),
el Estado, quien ostenta la propiedad de los minerales, contrata a una empresa para
explotar sus yacimientos, retribuyéndole con la titularidad de una porción (acordada
entre las partes) de la producción obtenida. El operador debe proveer la tecnología y
recursos financieros necesarios para la producción, asumiendo así los riesgos
inherentes a la fase de exploración. Luego de probadas las reservas, el Gobierno
normalmente reembolsa parte de los costos operativos (aunque en ciertos contratos
no lo hace). Las instalaciones y equipos usados para la ejecución del proyecto pasan
a ser propiedad del Estado una vez culminado el contrato.
En los Contratos de Servicios (Service Contracts), el Estado, quien ostenta la
propiedad de los minerales, contrata a una empresa para explotar sus yacimientos,
generalmente retribuyéndole los costos incurridos en exploración y desarrollo, en el
caso que sean exitosos. Adicionalmente, el operador recibe un honorario pagadero
en moneda por sus servicios. Este tipo de contratos se sub-categorizan de acuerdo
con el riesgo asumido por el operador en: (i) contratos de servicio puro: en los
cuales el operador no asume ningún riesgo, ya que su remuneración es un honorario
fijo que no depende de los resultados de la operación; y (ii) contratos de servicio
a riesgo (risk service contracts): en los que la remuneración del operador
depende de los precios del petróleo, del nivel de producción, y de la eficiencia
6
Esta sección esta parcialmente basada en Johnston, 1994, 2001 y 2003.
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operativa. En este sentido, el honorario percibido equivale a una porción (acordada
entre las partes) de las ganancias obtenidas por las actividades de producción. Este
tipo de contratos es normalmente utilizado por países importadores netos de
petróleo, pero también lo usan algunos exportadores.
Criterio :
Propiedad de los
minerales
Sistemas de
Concesiones
(Privada)
Sistemas
Contractuales
(Estado )
Criterio :
Remuneración
(producción o moneda
dinero) )
Contratos
de Servicio
(Moneda)
(Dinero)
Contratos
Producción
Compartida
(Producción )
Adicionalmente a los tipos de contratos mencionados existe la modalidad de
Empresas Mixtas (Joint Ventures). En este tipo de contratos el Estado participa
directamente como socio en la operación de explotación petrolera. Generalmente, el
Estado, a través de la empresa petrolera estatal, se asocia con inversionistas
privados para el desarrollo de proyectos específicos. Este tipo de contratos puede
existir tanto en regímenes de concesiones como en contractuales. Es principalmente
utilizado en países en los cuales el Estado cuenta con una importante empresa
estatal con capacidad operativa.
Existe una gran variedad de tipos de empresas mixtas, entre éstas las más
resaltantes: (i) empresas mixtas puras, cuando el Estado y la compañía operadora
comparten equitativamente los riesgos y los costos; y (ii) empresas mixtas
petroleras, cuando la empresa privada asume los costos y riesgos de la etapa de
exploración, y la participación del Estado comienza a partir del momento que se haya
probado que el yacimiento es comercial. En este momento, el Estado comienza a
participar tanto en las ganancias como en los costos del proyecto. Adicionalmente, el
Estado típicamente reconoce los gastos de desarrollo y exploración incurridos por el
operador (aunque no siempre).
Además de los contratos antes mencionados existe una variedad de modalidades
contractuales específicas adaptadas a diferentes circunstancias. Entre dichas
modalidades cabe mencionar: los contratos de asistencia técnica, los contratos de
tasa de retorno, y los contratos de factor R.
Los Contratos de Asistencia Técnica son utilizados principalmente para
desarrollar proyectos relacionados con la recuperación, rehabilitación y desarrollo de
campos marginales. Este tipo de iniciativas, generalmente se implementan en
yacimientos con reservas probadas y que se encuentran en etapa de recuperación. El
riesgo de exploración asociado está acotado. Este tipo de contratos puede ser
encontrado tanto en el sistema de concesiones como en el contractual.
Bajo este tipo de contratos el operador normalmente ofrece su know-how y asume
los costos de capital necesarios para desarrollar el proyecto. Los elementos más
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relevantes de estos contratos son: (i) necesidad de tecnología por parte del Estado o
empresa estatal, (ii) personal asociado, (iii) existencia de reservas probadas, (iv)
existencia de infraestructura y equipos, y (v) gerencia conjunta.
Normalmente este tipo de contratos se divide en tres fases: (i) Fase de estudio de
factibilidad: Al finalizar esta primera etapa el operador tiene la opción de seguir con
el proyecto o prescindir el contrato, por su parte el Gobierno obtiene los resultados
del estudio y un presupuesto para la ejecución de la segunda fase. (ii) Fase de
programa piloto: En esta fase el operador realiza la inyección de agua o diluente en
pequeña escala para determinar la capacidad de las reservas. Al igual que en la
primera fase normalmente el operador tiene la opción de rescindir del contrato y el
Gobierno obtiene los resultados y presupuesto para la ejecución de la tercera fase.
(ii) Fase de Desarrollo Comercial: En esta fase se inicia efectivamente la etapa
productiva. En ésta, a través de un contrato se definen los beneficios y
responsabilidades de las partes interesadas (operador y Estado).
Otros tipos de contratos como los de tasa de retorno y de factor R, se analizarán en
la siguiente sección sobre regímenes fiscales.
III. 6. Regímenes Fiscales de los Hidrocarburos
El régimen fiscal de la explotación de hidrocarburos está constituido por una variedad
de tributos y en algunos casos participaciones contractuales del Estado. Entre las
más comunes se encuentran los bonos, las regalías, y los impuesto a las ganancias
(por ejemplo el impuesto sobre la renta, ISLR). Adicionalmente, hay impuestos
menos relevantes como el impuesto superficial. Finalmente hay impuestos menos
comunes como el impuesto a las exportaciones, el precio de referencia fiscal, el
impuesto a las ganancias extraordinarias y el impuesto a la rentabilidad.
Bonos o primas: Las primas o bonos son contraprestaciones asumidas por la
empresa operadora a favor del Gobierno, éstas se cancelan normalmente en dinero,
sin embargo en algunos casos consisten en equipos y/o tecnología. Se pueden
mencionar dos tipos de primas o bonos: (i) primas de firma: las cuales son pagadas
con la firma del contrato, una vez finalizada la negociación; y (ii) primas de
producción: pagadas en la etapa de producción, cuando ésta, para un período
determinado (un mes, trimestre, entre otros) excede un límite de producción
acordado entre las partes. Los bonos son en muchas ocasiones como mecanismos
para asignar los proyectos en una subasta.
Regalías: Las regalías son los pagos en dinero o en especie efectuados por la
operadora al Estado (o terrateniente) por el derecho a la extracción de los
hidrocarburos. Las regalías son calculadas sobre los ingresos brutos o lo que es
equivalente como un porcentaje de la producción. En algunos casos la regalía
La ventaja de la regalía es que muy fácil de cobrar y es más estable que los
impuestos a las ganancias. Sin embargo, la regalía genera importantes distorsiones
al requerir pagos aún cuando no hay ganancias.
Escala Móvil: La escala móvil es un mecanismo utilizado en los sistemas fiscales,
aplicable a: regalías, impuestos, y otro tipo de instrumentos tributarios. La escala
móvil más común está basada en el nivel de producción. Es decir, la tasa tributaria
aplicable aumenta con el nivel de producción promedio.
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Impuesto Sobre la Ganancias: El impuesto sobre las ganancias o sobre la renta
(ISLR) es un impuesto indirecto que grava la ganancia obtenida una vez deducidos
los costos y depreciación de los ingresos brutos, en algunos casos entre los costos se
pueden contabilizar a las regalías.
Límites de Recuperación de Costos: Los límites de recuperación de costos son
techos estipulados entre las partes al nivel de costos de exploración, desarrollo y
operación reembolsados por el Gobierno a la operadora por las actividades de
producción realizadas.7 Éste normalmente oscila en un rango que va del 30% al 50%
de los ingresos brutos del proyecto. Cabe destacar que en muchos casos los costos
no recuperados en un ejercicio fiscal determinado son recuperables en los años
subsiguientes.
Ringfencing: En la mayoría de los sistemas fiscales petroleros se aplica el
ringfencing, que significa que los costos asociados con un yacimiento determinado,
sólo podrán deducirse de los ingresos generados en el mismo yacimiento. En otras
palabras, las empresas operadoras bajo este sistema no pueden consolidar sus
costos y asignarlos a proyectos muy rentables para minimizar las ganancias sujetas
a ISLR.
Desde el punto de vista del Gobierno el ringfencing acota el riesgo de exploración, ya
que permitir la asignación de costos entre los diferentes campos implicaría que el
Estado estaría subsidiando los campos poco productivos. Sin embargo, en algunos
casos los gobiernos permiten la consolidación de costos debido al fuerte impacto,
desde el punto de vista de incentivos que genera tal medida sobre los operadores.
Proyectos que inicialmente no son atractivos desde el punto de vista financiero,
pueden pasar a serlo simplemente por los beneficios fiscales recibidos por la
consolidación de costos entre yacimientos. Este es el caso del Reino Unido donde la
eliminación del ringfencing genero un importante auge de inversión.
Los Contratos de Tasa de Retorno son contratos flexibles que se ajustan a los
cambios en las tasas de retorno de los proyectos. El objetivo de dichos contratos es
que el Estado tome una mayor participación de acuerdo con el aumento en el
rendimiento del proyecto. Con el objetivo de medir el rendimiento del proyecto este
tipo de contratos consideran entre otras, las siguientes variables: precios, costos,
tiempo y tasas de producción.
Los sistemas fiscales basados en contratos de tasa de retorno se caracterizan por
contar con regalías y tasas impositivas bajas hasta el momento que el proyecto sea
rentable. Teóricamente, las bajas tasas deberían incentivar la inversión, y una vez
que ésta haya pasado a ser productiva para la empresa operadora, las tasas
aumentan, aumentando así la participación del Gobierno. Estos contratos son
altament
Contratos y Tributos Flexibles: Los contratos flexibles son aquellos que se ajustan
a cambios en algunas de las condiciones del proyecto que regulan. Los métodos más
7
El reembolso de costos en las actividades de explotación de recursos minerales se asocia al
hecho que quien invierte el capital (empresa operadora) debería asegurar como mínimo
recuperar la inversión realizada. Es un mecanismo para minimizar el riesgo del operador, y así
incentivar su participación.
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utilizados para generar contratos flexibles son la utilización de escalas móviles,
normalmente basadas en variaciones de la producción. En este sentido, ante
incrementos de esta última, la participación del Estado también aumenta.
Existen diferentes términos contractuales sujetos a escala variable y diferentes
factores o condiciones que motorizan la modificación en dichas condiciones. De
acuerdo con lo anterior, a continuación se presenta una tabla resumen donde se
exponen ambas variables.
Contratos con Términos y Condiciones Flexibles
Términos Sujetos a Escala
Móvil
Factores que producen la
movilidad
- División del ingreso petrolero
(común)
- Regalías (común)
- Bonos o primas (más común)
- Límites de recuperación de
costos (poco común)
- Tasa de impuestos (poco
común)
- Nivel de producción (común)
- Aguas profundas (común)
- Precios petroleros (común)
Producción
acumulada
(poco
común)
- Duración y profundidad de las
reservas (poco común)
- Calidad del producto (raro)
- Tasa de retorno (raro)
Contratos de Factor R: Los contratos de factor R son aquellos contratos flexibles
que se ajustan a los cambios en el factor R de los proyectos. En este sentido, el
factor R es una medida de rentabilidad que varía de acuerdo con el sistema fiscal
bajo estudio. A continuación se presenta la definición de factor R, contemplada en
Colombia y Perú, países de la región andina que han hecho uso de este tipo de
acuerdos:
Tabla N° 1
Factor R
País
Perú
Colombia
Definición de Factor R
R= Ingresos brutos acumulados por el
operador (neto de impuestos) entre
costos brutos acumulados
R= Ingresos brutos acumulados por el
operador entre la inversión y el costo
brutos acumulados asumidos por el
operador
El objetivo de dichos contratos es que el Estado tome una mayor participación de
acuerdo con el aumento en el rendimiento del proyecto. Con el objetivo de medir el
rendimiento del proyecto este tipo de contratos consideran entre otras, las siguientes
variables: precios, costos, tiempo y tasas de producción.
Impuestos a las Ganancias Extraordinarias (Windfall taxes): este tipo de
impuesto es un tributo flexible que a bajos niveles de precio (o producción) no se
activa pero que cuando ocurren eventos que generan rentas extraordinarias,
capturan estas rentas para el Estado.
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III. 7. Evaluando el Régimen Fiscal y Contractual de los Hidrocarburos (RFC)
En esta sección se presentan los elementos claves para evaluar al régimen fiscal y de
contratación que regula al sector hidrocarburos. Ambos regímenes son inseparables
y complementarios como veremos. La interacción entre el régimen fiscal y el de
contratación determinan que porción de las ganancias se queda el Estado y que
porción el inversionista privado o empresa estatal. También determinan el flujo de
caja y rentabilidad de los proyectos. Las leyes y contratos que rigen la inversión de
los operadores y contratistas (que en adelante denominaremos régimen de
contratación o contractual) adicionalmente establecen otros elementos clave como la
duración del proyecto y los métodos de resolución de disputas.
Indicadores para Evaluar el RFC
Existen una serie de indicadores para evaluar el RFC. Entre los más relevantes se
encuentran: las participaciones del Estado y del operador en las ganancias, el
margen de explotación, las regalías mínimas efectivas, y el índice de ahorro en
costos. Para poder realizar una evaluación de un RFC dichos indicadores deben ser
evaluados en su conjunto, porque un indicador aislado puede generar una visión
sesgada o incompleta.
La Participación del Estado en las Ganancias (PEG) (Government Take)
Sin duda, los elementos que afectan la rentabilidad de la inversión constituyen la
clave para evaluar un régimen fiscal y contractual (RFC). Un indicador fundamental
para evaluar el RFC es la Participación del Estado en las Ganancias (PEG)
(Government Take): la porción de las ganancias de la explotación petrolera que son
capturadas por el Gobierno. Típicamente esta medida es presentada en términos
porcentuales, y se obtiene al dividir el monto total obtenido por el Gobierno,
compuesto principalmente por: (i) bonos, (ii) regalías, (iii) producción compartida, e
(iv) impuestos; entre los ingresos operativos del yacimiento analizado (ingresos
brutos acumulados – costos brutos acumulados) (Johnston, 1994). Es importante
mencionar que los ingresos y costos brutos acumulados se calculan con base en los
flujos de caja estimados para la vida del proyecto La PEG es en ocasiones calculada
usando los flujos de caja descontados a una tasa que refleja el costo de oportunidad
del capital (Kellas, 1992). Sin embargo en muchas ocasiones al PEG se presenta sin
descontar el dinero en el tiempo.
Por otra parte la Participación del Operador en las Ganancias (POG) (Contractor
Take) es el complemento del concepto anterior, es decir la porción de las ganancias
de la explotación petrolera que son retenidas por el operador. Similarmente, esta
medida es presentada en términos porcentuales, y se obtiene al dividir el monto
obtenido por el operador entre los ingresos operativos del yacimiento analizado
(ingresos brutos acumulados – costos brutos acumulados).
A continuación se presenta un ejemplo que aclara el cálculo de la PEG:
El ejemplo está basado en un Ingreso Bruto de US$ 100 millones:8
Datos:
8
Basado en Johnston, 1994
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21
_________________________________________________________________________
Regalía 15% del ingreso bruto
Costos brutos = 35% del ingreso bruto
ISLR = 40% de la ganancia
Referencias
Cuentas
A
d = 15%*a
c = 35%*a
Ingreso Bruto
Regalía
Costos Brutos
Utilidad
antes
de
Impuesto
ISLR
Utilidad
después
de
Impuesto
(Monto
obtenido por operador)
Monto obtenido por el
Estado
d = a – d -c
e = 40%*d
F = d-e
G= d + e
h = f/(a-c)
I = g/(a-c)
POG
PEG
USD
MM
100,00
15,00
35,00
50,00
20,00
30,00
35,00
46,15%
53,85%
Ceteris paribus, una mayor POG y menor PEG hacen más atractiva la explotación del
yacimiento para el operador. Sin embargo, aún cuando la PEG y la POG son
indicadores muy significativos, representan una visión simplificada de las condiciones
generales del Régimen Fiscal y de Contratación y por lo tanto deben ser
complementados con otros indicadores del RFC y con el estudio de otros factores
ajenos al RFC.
En términos muy generales aquellos factores que permiten una mayor rentabilidad
esperada antes de la PEG posibilitan soportar PEG más altas sin dejar de hacer
atractiva a la inversión. Es decir, aquellos factores que generan mayor renta total
permiten que el Estado se quede con una mayor porción de la ganancia.
Entre los elementos exógenos al RFC que se deben considerar, se encuentran
(Jonhston 1994 y 2001: Kellas, 1992):
•
Potencial geológico del área: si es un área de gran potencial podrá
soportar una PEG más alta. Entre los factores a considerar para evaluar este
potencial tenemos: la tasa de éxitos de proyectos de exploración anteriores y
la tasa esperada en el futuro; las reservas esperadas; el tamaño de las áreas
asignadas; la madurez de los campos en caso de que sean áreas ya
desarrolladas; la calidad del crudo, etc.
•
Costos de Explotación (características y ubicación del yacimiento;
infraestructura disponible): además del potencial geológico áreas con mejor
infraestructura disponible para la explotación y el transporte a los mercados
tienen mayor potencial comercial. Igualmente el impacto de la ubicación y
características del yacimiento sobre los costos de explotación y de transporte
afectan la rentabilidad antes de la PEG y por lo tanto las posibilidades de
hacer atractivas las condiciones post-PEG. Ejemplos de características del
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yacimiento que afectan los cotos son: la profundidad del yacimiento, si es en
aguas profundas o no, la presión en el yacimiento, etc. Entre estos costos a
considerar está el costo local de los servicios petroleros, la profundidad del
yacimiento, la profundidad de agua, etc.
•
Riesgo Político y Regulatorio: como se analizó anteriormente a mayor
riesgo político y regulatorio menor rentabilidad esperada y por lo tanto menor
es la PEG que va a hacer atractiva la inversión. Además de los factores
institucionales y regulatorios ya considerados; el riesgo político incluye
factores como la inestabilidad política, el impacto en las operaciones de las
guerras y violencia, y la inestabilidad económica (por ejemplo hiperinflación y
alta volatilidad del tipo de cambio).
Margen de Explotación
Se refiere al incremento en la porción que toma el Gobierno, dado un aumento en el
precio del petróleo. Mientras mayor sea más progresivo es el RFC.
Regalías Mínimas Efectivas (Effective Royalty Rate)
Es la porción mínima de ganancia del Gobierno en un período fiscal determinado,
considerando tanto la regalía como la porción obtenida por el Gobierno de las
ganancias petroleras. Depende de las regalías, la proporción de producción
compartida, y los límites de recuperación de costos.
Índice de Ahorro (Savings Index)
Este indicador representa los dólares que el contratista efectivamente ahorra ante la
disminución de $1 en sus costos. El mismo considera el efecto que tiene la
disminución del costo sobre el aumento de las ganancias, y por ende de la porción de
éstas que es tomada por el Gobierno. Normalmente es medido en centavos de dólar
por barril.
Otros elementos del Régimen de Contratación
Duración y devolución de activos
Los contratos tienen un termino establecido y normalmente requieren la entrega de
los activos al Estado.
Resolución de Disputas
Para proveer de mayores garantías a los inversionistas en países con sistemas
judiciales poco creíbles o ineficaces, muchos contratos han incluido cláusulas que
estipulan el uso de arbitraje internacional para la resolucióna de disputas.
Criterios para evaluar el RFC
Hay una variedad de criterios que debe cumplir el RFC, algunos de los cuales no se
pueden lograr simultáneamente por lo que hay un trade-off entre ellos. En términos
generales un RFC debe maximizar el valor de los hidrocarburos de una nación,
estimulando el desarrollo del potencial del sector. Para ello es necesario establecer
condiciones para que los proyectos sean rentables para sus inversionistas. Por otra
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parte, el RFC debe capturar en lo posible las rentas existentes en la explotación de
hidrocarburos para el Estado o nación. El tema de su distribución posterior no es
objeto de este trabajo.
Neutralidad
EL RFC debe permitir el desarrollo de proyectos con diferentes rentabilidades y
características. La neutralidad requiere que todos aquellos proyectos que tienen
retornos sociales positivos antes impuestos, los tengan también después de
impuestos. Mas específicamente la neutralidad implica que la jerarquización de
proyectos de acuerdo con su rentabilidad antes y después de impuestos se mantenga
constante. La neutralidad es deseable porque si el RFC no es neutral, estaría
ocasionando una asignación ineficiente de recursos. Por ello, no puede ser igual la
carga impositiva de un proyecto petrolero de crudos livianos ya desarrollado que el
de un proyecto de exploración de gas costa afuera.
Captura de rentas y Progresividad
El RFC debe ser capaz de capturar la renta en diferentes escenarios de precios,
costos y producción. En particular si hay un aumento significativo de los precios del
petróleo, el RFC debe capturar una mayor PEG que cuando los precios son bajos. Es
decir la PEG debe variar progresivamente con la magnitud del renta y la rentabilidad.
Generación de Renta Monopolística
Para los países exportadores con importante participación en el mercado, el RFC
puede ser utilizado como mecanismo para establecer un piso a los precios. Por
ejemplo, al poner una alta regalía mínima efectiva se garantiza que, si otros países
exportadores hacen lo mismo coordinadamente, el precio no baje por debajo de los
costos incluyendo dicha regalía.
Incentivos para Limitar los Costos
El RFC debe dar incentivos al inversionista para que limite los costos. Si el indice de
ahorro es muy bajo el inversionista no tiene incentivos para reducir costos , porque
la ganancia se la lleva casi toda el gobierno.
Estabilidad de Ingresos Fiscales
Dada la alta volatilidad en los ingresos petroleros, los Estados prefieren un RFC que
garantice cierto nivel de ingreso fiscal, es decir prefieran que la regalía mínima
efectiva sea relativamente alta.
Competitividad
Dado que los países compiten en la atracción de inversiones en el sector
hidrocarburos, es necesario que el RFC sea competitivo internacionalmente. Es decir
que la rentabilidad ajustada por riesgo de los proyectos, después de impuestos, sea
relativamente comparable con la de sus competidores.
Simplicidad y Transparencia
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_________________________________________________________________________
Es deseable que el RFC sea de fácil administración, que no requiera excesivos costos
de monitoreo, sea de fácil compresión y su administración sea transparente.
Regalías vs. Impuestos a las Ganancias
Las regalías tienen varias ventajas: 1) Es de muy fácil administración porque solo
requiere conocer el nivel de producción. 2) Crea un piso para la renta. 3) Induce
reducción de costos porque el operador se queda con cualquier reducción. 4) Genera
estabilidad porque permite generar ingreso fiscal aún cuando no haya ganancia,
trasladando el riesgo al operador. Genera ingreso fiscal desde que empieza la
producción.
Sin embargo, las regalías tienen también dos grandes desventajas: 1) No es neutral
porque pecha un porcentaje del ingreso bruto sin importar la rentabilidad. De
manera que proyectos de baja rentabilidad antes de impuestos pueden pasar a tener
rentabilidad negativa después de impuestos. Por esta razón puede desincentivas el
desarrollo de campos marginales o proyectos menos rentables. 2) No es progresiva
porque a medida que aumenta el precio del petróleo, captura una menor proporción
de las ganancias y de la renta. De manera que es ineficaz para capturar renta.
Adicionalmente la regalía genera que los egresos del proyecto estén concentrados
hacia el principio del proyecto (front-loaded), incrementando los riesgos para el
inversionista.
Los impuestos a las ganancias tienen la gran ventaja de que son mucho más
neutrales y progresivos que las regalías. Sus desventajas son que su administración
es más compleja y requiere más información. Además, los ingresos fiscales que
generan son más volátiles. Por otra parte, no establecen un piso o precio de reserva
al precio del petróleo porque si no hay ganancia no se paga impuesto.
En la practica como veremos los RFC usan una combinación de regalías e impuestos.
Otros impuestos
Los impuestos sobre la base de la tasa de retorno son los más neutrales y
progresivos pero adolecen aún más de los problemas de los impuestos a las
ganancias. Los impuestos a las ganancias extraordinarias son buenos capturando
renta. Finalmente, los bonos de firma, si se subastan, dado que su pago ocurre ex
ante son muy neutrales, pero ex post no son progresivos e incrementan los riesgos
de credibilidad regulatoria.
III.7. Experiencias de Gobernabilidad en otros países
En esta sección se realiza una breve reseña de los marcos institucionales de
gobernabilidad y contratación del sector hidrocarburos en países seleccionados del
mundo. Finalmente, se realizan unos comentarios sobre las mejores prácticas en
cuanto a gobernabilidad y contratación utilizando el marco teórico desarrollado en la
sección anterior.
La mayoría de los grandes exportadores de petróleo tienen marcos institucionales
bastante simples basados en un ministerio y una empresa estatal. Salvo las recientes
oportunidades ofrecidas en Kuwait y Quatar, los demás países con grandes reservas
petroleras del Medio Oriente se encuentran cerrados a la inversión privada. En estos
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países una compañía estatal controla la producción con el apoyo de contratistas de
servicios petroleros. Aunque algunas de las empresas estatales del Medio Oriente se
consideran eficientemente manejadas, el marco institucional de estos países es
altamente discrecional controlado por las elites gubernamentales y con poca
transparencia externa. De manera que no resulta un modelo para países
democráticos con instituciones más complejas.
Los países de la Comunidad Andina, son todos democráticos y están todos abiertos a
la inversión privada por lo que para buscar las mejores practicas de gobernabilidad y
contratación es necesario revisar modelos de países abiertos a la inversión privada y
que posean instituciones creíbles. Los casos de Noruega y Brasil serán discutidos
para evaluar la utilización de una agencia regulatoria independiente. El caso de
México será brevemente mencionado para ilustrar el peligro de falta de autonomía
financiera de la empresa estatal.
El Caso de Noruega
El marco institucional de los hidrocarburos en Noruega es un modelo interesante
para los países latinoamericanos, porque es un país en el cual el sector se desarrollo
basándose en una empresa estatal muy poderosa, Statoil, para luego evolucionar
hacia un sistema más equilibrado con la existencia de un ente regulador que limita el
rol de la empresa estatal y ejerce la soberanía estatal. Adicionalmente, la empresa
estatal ha sido parcialmente privatizada aunque el Estado sigue ejerciendo control
sobre ella. Sin embargo, el modelo noruego tiene la particularidad de ser altamente
discrecional. Para mantener la credibilidad regulatoria y la transparencia en un
esquema altamente discrecional se requieren instituciones políticas muy sólidas y
estables, inexistentes en los países de la Comunidad Andina.
El gobierno noruego tiene una influencia dominante en sector petrolero, pues posee
el 71% del capital accionario de Statoil y esta empresa controla el 52% de la
producción de petróleo. El gobierno noruego también tiene el 44% de Norsk Hydro,
el segundo mayor productor con 28%. Adicionalmente el estado noruego posee el
State Direct Financial Interest (SDFI), una entidad que participa en los joint-ventures
y tiene derechos sobre el 40% de la producción petrolífera del país.
El principal ente gubernamental en el sector energético noruego es el Ministerio de
Petróleo y Energía MPE quien representa los intereses del Estado Noruego frente a
las empresas petroleras, los prestadores de servicios de actividades aguas arriba, y
las asociaciones encargadas de llevar a cabo las actividades costa afuera de
exploración y producción. En este sentido, MPE dicta las políticas de la industria,
administra el sistema regulatorio y legal, y controla la Asamblea General de Statoil.
El Departamento de Petróleo y Gas del MPE es el encargado de administrar las
operaciones costa afuera en Noruega. Entre sus responsabilidades se encuentran, la
colaboración y contacto con las empresas petroleras y sus principales proveedores.
En este sentido, este departamento participa en todas las áreas relacionadas con la
explotación petrolera, incluyendo:
a. Otorgamiento de Licencias: Se encarga de manejar la política de
concesiones aguas afuera, y de definir la participación estatal en cada
una de éstas. Adicionalmente, mide el impacto ambiental, económico y
social del desarrollo de dichas actividades. A su vez, se encarga de
manejar los aspectos legales relacionados.
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26
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b. Desarrollo de los Yacimientos de Petróleo y Gas: En este caso
otorga los permisos necesarios para la implementación de las
actividades de desarrollo, operación y transporte. Adicionalmente,
debe promover la competencia entre los principales proveedores de
bienes y servicios para los proyectos. Finalmente, es el encargado de
promover la internacionalización de las industrias relacionados con las
actividades de explotación costa afuera.
c. Participación del Estado en las Operaciones Petroleras: La
participación directa del Estado Noruego en la industria petrolera se
lleva a cabo a través de dos medios: (i) El State Direct Financial
Interest (SDFI) y su participación en Statoil, Norsk Hydro, Petoro y
Gassco
El Norwegian Petroleum Directorate (NPD) es la agencia regulatoria estatal que
reporta al MPE. Tiene la finalidad de asegurar que las actividades de exploración y
producción cumplan con lo estipulado en la legislación, con las instrucciones
establecidas en la ley de concesión, y que las concesiones últimas, a su vez, estén de
acuerdo con toda la normativa legal.
El sistema fiscal petrolero de Noruega está basado en un régimen de concesiones.
Según este sistema contractual las empresas poseen la titularidad del mineral
explotado, asumiendo los riesgos y costos inherentes a su actividad. Adicionalmente,
las empresas también mantienen la propiedad de los equipos utilizados en la
exploración y producción. Los criterios de asignación utilizados por el Ministerio de
Petróleo y Energía Noruego, se basan en: (i) competencia técnica, (ii) programa de
trabajo, y (iii) capacidad financiera del solicitante. Las licencias de concesiones de
exploración y producción son organizadas a través de joint ventures con
participación estatal.
La evolución del marco regulatorio noruego en los últimos 20 años ha sido muy
interesante. De un dominio por parte de la empresa estatal Statoil que estaba
organizada como operador y regulador se ha avanzado hacia un esquema en que le
empresa pasó a ser un operador con objetivos netamente comerciales y la regulación
esta en manos de un ente regulador. Statoil sigue siendo muy influyente pero ahora
se ve significativamente limitada por los dictados del regulador. Por otra parte la
privatización parcial de Statoil ha ayudado a clarificar la separación de funciones. Los
mercados bursátiles evalúan a la empresa y esta tiene que rendir cuentas a sus
accionistas privados. Esto ha perm que a su vez que la empresa adquiera un enfoque
menos local y se en realizar negocios inclusive en otras regiones, como por ejemplo
Latinoamérica.
El Caso de Brasil
La evolución del marco regulatorio brasileño se asemeja al de Noruega debido a que
en ambos casos entre los reto fundamentales se encontraba separar el rol de
operador y regulador que habían parcialmente convivido en la empresa estatal.
La política energética de Brasil en la última década le permitió pasar de ser un país
importador neto de energía a contar actualmente con un relativo balance entre
producción y consumo. En poco más de 10 años, la producción petrolera del país casi
se triplicó, mientras que su consumo aumentó sólo en un 10%.
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27
_________________________________________________________________________
Este cambio en el balance energético de Brasil se debió a la implementación de
políticas que buscan: (i) aumentar la producción, y (ii) disminuir el consumo de
petróleo a través de la búsqueda de energías alternas.
Los elementos más relevantes en la reforma del sector energético, fueron: (i) la
reforma constitucional llevada a cabo en 1995, donde se revocó el monopolio de
Petrobras sobre la producción petrolera, y (ii) la aprobación de la Ley de Inversión de
Petróleo. Esta última incluía las siguientes medidas:
1. Creación del Concejo Nacional de Política Energética (CNPE), encargado de
definir las políticas del sector energético del país
2. Creación de la Agencia Nacional del Petróleo (ANP) para implementar la
reestructuración y desregulación del sector
3. Incrementar la competencia dentro del sector energético
La agencia reguladora independiente (ANP) cuenta con la autoridad necesaria y
personal calificado para ejercer sus funciones. Sin embargo, depende para su
financiamiento del Estado, lo cual atenta contra la autonomía necesaria para la toma
de decisiones.
Como en le caso de Noruega, limitar el dominio de Petrobrás no ha sido tarea fácil.
Algunas empresas multinacionales se han quejado de que lo mejores yacimientos
han sido asignados directamente a Petrobras. Tal percepción ha debilitado el interés
de algunos inversionistas en el sector de hidrocarburos brasileño.
Hasta ahora la ANP aun no ha sido exitosa en la atracción de significativas
inversiones extranjeras. Este resultado se ha atribuido en parte a las condiciones
poco atractivas que se han ofrecido en los proyectos de exploración.
Petrobrás está parcialmente privatizada y sigue manteniendo, dentro de la nueva
estructura del sector, un papel preponderante en las áreas claves del sector
energético del país. La relevancia de Petrobras en la economía brasileña traspasa las
fronteras del sector energético. En tal sentido, es un motor de empleo y desarrollo
de las industrias conexas a su actividad, y representa una importante fuente de
ingresos fiscales, mejorando la evaluación crediticia de Brasil ante los mercados
internacionales. Es importante mencionar que en los últimos años la empresa ha
impulsado una agresiva estrategia de internacionalización en los sectores de petróleo
y gas.
El Caso de México
PEMEX fue creada en 1938 conjuntamente con la nacionalización de las compañías
petroleras extranjeras que entonces funcionaban en México. PEMEX conserva los
derechos exclusivos de la exploración y la producción de petróleo.
La independencia operativa y financiera de PEMEX con respecto al gobierno es muy
limitada.
El petróleo constituye el principal ingreso fiscal del México. Las obligaciones
financieras de PEMEX para con el Estado mexicano le han hecho difícil invertir en el
negocio que le compete, que es la producción petrolera. PEMEX necesita hacer
cuantiosos gastos en inversión de capital para sostener los niveles de la producción y
aumentar reservas del hidrocarburo de México. El congreso mexicano tiene que
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28
_________________________________________________________________________
aprobar el presupuesto de PEMEX, lo cuan hace difícil que éste entienda las
prioridades de inversión de la empresa petrolera, porque son recursos que compiten
con otras prioridades de gasto.
La rigidez y altos impuestos que confronta la empresa implica que cuando baja el
precio del petróleo tiene perdidas después de impuestos. Por ejemplo, en 2003,
PEMEX tuvo una pérdida de 3,7 mil millones de dólares, después de haber
transferido ingresos de 34 mil millones dólares al gobierno. PEMEX es la compañía
petrolera más endeudada del mundo, con la deuda neta de cercana a los 32 mil
millones de dólares. Tres cuartas partes de la inversión en el sector hidrocarburos
(desde el 2001 al 2004) ha sido destinada al reembolso de deuda y solamente una
cuarta parte a las operaciones.
Otros de los problemas de PEMEX es que ha sido utilizada con propósitos
clientelistas, tiene cerca de 140.000 empleados, lo que significa que la producción
por empleado es cercana a los 30 barriles diarios, en comparación con PDVSA, que
ha producido cerca de 45 barriles diarios por empleado.
Lecciones de Gobernabilidad del Sector Hidrocarburos
De la evaluación de los casos analizados (incluyendo dos países latinoamericanos); la
experiencia internacional, y el marco teórico presentado podemos sacar unas
conclusiones básicas.
1) El marco institucional del sector hidrocarburos se debe ajustar a las
instituciones políticas y características de cada país. No es aconsejable copiar
el marco institucional de un país con capacidades institucionales muy
diferentes al país receptor. El marco de gobernabilidad de los hidrocarburos
en Noruega ha sido muy exitoso; sin embargo el alto grado de
discrecionalidad que tienen las autoridades en el caso noruego no parece
adecuado para países menos institucionalizados y más inestables.
2) En caso de existir una empresa estatal dominante es importante que en esta
no se confundan el rol de operador y regulador.
3) La empresa estatal debe tener autonomía financiera y operativa, siendo
evaluada como una empresa comercial. Se debe evitar su politización y uso
como mecanismo clientelista. Sin embargo, debe existir un organismo
regulador capaz de evitar que la empresa estatal sea capaz de imponer
reglas a su conveniencia, limitando la competencia y apoderándose de rentas
que no le corresponden.
4) La opción de crear una agencia reguladora independiente, luce como una
buena opción para lograr los objetivos de regulación efectiva, manteniendo la
autonomía de la empresa estatal. Por otra parte un regulador independiente
bien diseñado puede constituir una garantía que genere credibilidad
regulatoria y limite las tentaciones expropiatorias.
5) La existencia de una empresa estatal bien manejada puede ser un importante
activo para el Estado en caso de que el sector de hidrocarburos sea de un
tamaño relevante para la economía. Puede reducir las asimetrías de
información y reducir los efectos distorsionantes de los altos impuestos para
captar renta. Asimismo puede servir como efectivo contraparte en los joint
ventures con empresas privadas. Sin embargo, sin la introducción de
competencia y una efectiva regulación, puede ser un elemento perjudicial al
limitar el potencial de inversión y generar clientelismo, ineficiencia y
corrupción.
_________________________________________________________________________
29
_________________________________________________________________________
III. 8. Regímenes Fiscales y de Contratación (RFC): La Experiencia
Internacional
Los estudios comparativos de Jonhston (2001, 2003), Van Meurs (199), Wood
Mackenzie (2001) y Kellas (200X), indican la existencia de una gran variedad de
regímenes fiscales y de contratación (RFC) de los hidrocarburos a escala mundial.
Sin embargo, algunas generalizaciones son posibles. En las tablas a continuación se
muestran las estadísticas resumen de todo el mundo y luego de aquellos países con
mayor prospectividad, es decir mayor potencial de explotación (el percentil 20, es
decir el 20% de países con más prospectividad).
En el ámbito mundial dominan ligeramente los regímenes basados en producción
compartida (PSC) con 53% sobre los basados en concesiones. Esta tendencia es
mucho más marcada en los países con mayor prospectividad donde el 76% usa
PSCs.
En promedio la PEG es de 65%, sin embargo, como es de esperara, en los países de
alta prospectividad es más alcanzando aproximadamente 80%. Como se puede ver
en el Grafico a continuación la variación de la PEG entre países es sumamente alta.
Habiendo casos en que es inferior al 30% y otros en que supera el 90%.
En casi la mitad de los RFC el Estado participa como accionista en los proyectos
petroleros. En el caso de países con alta prospectividad el Estado participa
accionariamente en casi el 70% de los casos. La participación accionaria promedio
del Estado es de alrededor del 30%.
Las regalías en al ámbito mundial suelen ser bajas aún en los países con alta
prospectividad, siendo en promedio 7%. Sin embargo, por la existencia de
producción compartida la regalía mínima efectiva de los PSCs en países con alta
prospectividad es de 29%. Como se discutió anteriormente las regalías altas tienen
la desventaja de que generan distorsiones en la asignación de recursos hacienco
poco competitivos a los proyectos marginales.
Alrededor del 20% de los RFC usan escalas móviles (basadas en niveles de precio,
producción, calidad del crudo, etc.) En el caso de PSCs en países de alta
prospectividad el 26% usa escalas móviles.
En la mayoría de los países (55%) los proyecto están ringfenced, es decir no se
pueden trasladar costos entre proyectos para efectos de impuestos. En el caso de
PSCs en 75% están ringfenced. En países de alta prospectividad el 76% de todos los
sistemas están ringfenced y el 90% de los PSCs.
El promedio mundial del índice de ahorro, es decir la porción de una reducción de
costos que se apropia el operador es, de 47 centavos por cada dólar. Este nivel
genera incentivos para que el operador sea eficiente controlando costos. Sin
embargo, hay países con niveles tan bajos como 10 centavos en que el operador
tiene pocos incentivos para reducir costos.
Regímenes Fiscales y de Contratación de los Hidrocarburos en el Mundo y
Países de Alta Prospectividad
_________________________________________________________________________
30
_________________________________________________________________________
Contratos
Producción
Compartida
72
70%
36 (50%)
25%
5%
23%
Sistemas con
regalías e
impuestos
64
59%
29 (46%)
30%
8%
8%
75%
30%
55%
Índice de ahorro
Límite de costos deducibles
(PSCs)
Sistemas de escala móvil
39 centavos
56 centavos
47 centavos
65%
N/A
N/A
17%
25%
21%
RFC de los Países con mayor
Prospectividad
(Percentil
20)
Número de sistemas
Government take
Gobiernos participando
% de participación del Gobierno
Regalías
Regalía efectiva
Ringfencing
Índice de ahorro
Límite de costos deducibles
(PSCs)
Sistemas de escala móvil
Fuente: Johnston (2001 y 2003)
Contratos
Producción
Compartida
19
78%
12 (63%)
28%
5%
29%
90%
30 centavos
Sistemas con
regalías e
impuestos
6
80%
5 (83%)
42%
11%
11%
33%
37 centavos
25
79%
17 (68%)
32%
6.8%
24.5%
76%
31 centavos
62%
N/A
N/A
26%
16%
24%
RFC en el Mundo
Número de sistemas
Government take
Gobierno participando
% de participación del Gobierno
Regalías
Regalía efectiva
Ringfencing
Promedio
Mundial
135
65%
65 (48%)
27%
7%
17%
Promedio
Mundial
_________________________________________________________________________
31
_________________________________________________________________________
P a r tic ip a c ió n d e l E s ta d o e n la s G a n a n c ia s
(V a n M e u rs )
V e n e z u e la
K a z a k s ta n
R u s ia
Y em en
S i r ia
A z e r b a ija n
C o lo m b ia
N ig e r ia
G abon
In d o n e s ia
E g ip t o
P e rú
M yanm ar
N o ru e g a
P apupa N ueva
Y em en
B ru n e l
T a i la n d i a
R u s s ia
T im o r G a p
C anadá
C h in a
USA
T r in i d a d y T o b a g o
P e rú
E g ip t o
M a la s i a
J o in t D o v - A r e a
E cuador
B o li v i a
USA
P e rú
A u s t r a li a
USA
C anada
P a k is t a n
C anadá
USA
F il i p i n a s
C had
P e rú
P o lo n ia
A r g e n t in a
Ita lia
I s la s M a l v i n a s
K a ra k s ta n
P a k is t a n
U .K .
M o ld o v i a
I r la n d a
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
_________________________________________________________________________
32
_________________________________________________________________________
IV. GOBERNABILIDAD Y CONTRATACIÓN
EN LA COMUNIDAD ANDINA
En esta sección se presenta una evaluación del marco institucional de gobernabilidad
y contratación en la región andina. Se inicia con un análisis comparado de los
regímenes fiscales y de contratación en la región. Luego se pasa a analizar el marco
de gobernabilidad en cada uno de los países.
IV.1. Regímenes Fiscales y de Contratación en la Región Andina
En esta sección se realiza brevemente una evaluación de los RFC de la región. En
primer lugar se presenta información sobre la región tomada del “Global Oil and Gas
Risks and Rewards Upstream Economics Benchmarking Study” (2002) que evalúa la
situación de la exploración y los RFC en 2000-2001. Luego se presenta información
de la renta por barril capturada por el Estado en el periodo 1998-2001. Finalmente
se presentan las estadísticas de Johnston (2003) y Van Meurs (1997) sobre la PEG
en la región y el mundo.
Porcentaje de Éxito Comercial en Exploración (1991-2000)
35
30
25
28
24
20
15
13
10
4
5
0
Boliv ia
Colombia
Ecuador
Perú
Fuente: Wood Mackenzie (2002)
En el gráfico anterior se puede ver un indicador de las prospectividad de los países
en la región (con la excepción de Venezuela), el porcentaje de éxito comercial de los
esfuerzos exploratorios. Como se puede apreciar en Perú y Colombia el éxito
comercial en exploración ha sido muy pobre. En Bolivia ha habido importantes
descubrimientos de gas y en Ecuador de petróleo, sin embargo en 3 de cada 4 casos
no se tuvo éxito. En el caso de Venezuela el éxito exploratorio en los contratos de
exploración a riesgo no ha sido tampoco demasiado satisfactorio. Solo 8 de los 12
campos ofrecidos se asignaron en los 90 y en solo tres de ellos se logró éxito
comercial, dos de ellos solo por reservas de gas.
En el gráfico inferior se presenta la PEG descontado (como porcentaje del Valor
Presente Neto) de los proyectos ofrecidos a nuevos inversionistas en 1998-2001.
Como se puede ver en el caso de Perú la PEG resultó demasiado alto. Consistente
con ello subsiguientemente el gobierno peruano redujo la PEG.
_________________________________________________________________________
33
_________________________________________________________________________
PEG Descontado (%) Nuevos Inversionistas en Yacimientos de Petróleo
100
100
82
80
60
56
53
40
20
0
Boliv ia
Colombia
Ecuador
Perú
Fuente: Wood Mackenzie (2002)
Johnston (2001), en una análisis de todos los contratos de exploración vigentes para
2000, usó una metodología diferente para calcular la PEG, sin descontar los flujos a
VPN. Como se puede ver sus hallazgos son diferentes a los de Wood Mackenzie.9 En
general indican que, con la excepción de Venezuela, los países de la región están
cerca del promedio mundial de PEG. En el caso de Venezuela solo se muestran los
(3) contratos de exploración a riesgo Dada la pobre prospectividad en Perú la PEG y
regalías efectivas parecían estar a niveles demasiado altos (posteriormente fueron
reducidas). En el caso de Bolivia la regalía efectiva también parece estar por encima
de lo competitivo para un país con poca prospectividad en petróleo.
PEG y Regalía Efectiva del Petróleo en la Comunidad Andina (2000)
100
90
90
79
80
74
71
70
70
60
59
50
40
30
28
22
17
20
17
13
17
10
0
Boliv ia
Colombia
Ecuador
PEG
Perú
Venezuela
Mundo
Regalías Efectiv as
Fuente: Johnston, 2001
9
En el grafico de Wood Mackenzie solo se muestran las condiciones para nuevos inversionistas
en 2001.
_________________________________________________________________________
34
_________________________________________________________________________
En el caso de Venezuela la regalía efectiva de 17% estaba por debajo del promedio
de países de alta prospectividad (24.5%). Desde entonces la regalía fue
incrementada a 30% en la ley del 2001. Sin embargo, como se puede apreciar una
regalía del 30% parece muy alta para estándares internacionales en áreas de poca
prospectividad y Venezuela tiene proyectos en áreas de esa naturaleza por lo que a
precios más bajos de los prevalecientes serían poco competitivas.
Índice de Ahorro
0,8
0,7
0,61
0,6
0,65
0,59
0,55
0,47
0,5
0,4
0,3
0,2
0,2
0,1
0
Bolivia
Colombia
Ecuador
Perú
Venezuela
Mundo
Fuente: Jonhston, 2001
Como se puede apreciar el índice de ahorro en la región está en general
significativamente por encima del promedio mundial. El único caso en que es
demasiado bajo es en los contratos de exploración a riesgo de Venezuela. En los
anexos se presenta el detalle de todos los contratos de la Comunidad Andina
tomados de Johnston (2001).
Indicadores
PEG
Regalías Efectivas
Derecho de Elevación de Producción
Índice de Ahorro
C Andina (%)
76
20
48
59
Mundo (%)
70
17
77
47
Finalmente en el gráfico a continuación se muestra la proporción del precio de un
barril que en promedio captura el Estado. Como era de esperarse Venezuela y
Ecuador, que exportan la mayor parte de su producción, son los que capturan una
mayor proporción de renta. En el caso de Venezuela, los barriles que se venden en el
mercado interno y en los cuales se captura renta negativa bajan significativamente el
promedio. A los actuales precios sin duda que estos valores se han incrementado
significativamente.
En el estudio de Pacheco (2005) se calcula la renta máxima por barril que se
generaría a diversos niveles de precio. En la tabla a continuación se muestra el
escenario de precios bajos incluyendo los costos. Como se observa, la renta máxima
está entre $28 y $34 esto indica que aún en un escenario de precios bajos estos
_________________________________________________________________________
35
_________________________________________________________________________
países podrían estar capturando una renta equivalente a casi 80% del precio por
barril. Esto indicaría que en un escenario de precios como estos o superiores se
debería pensar en la posibilidad de instaurar un impuesto a las ganancias
extraordinarias o windfall tax en varios de los países, dado que sus sistemas son
generalmente regresivos y no capturan la renta a precios altos. Lo que se debe
evitar a toda costa es usar mecanismos inflexibles y regresivos como subir la regalía,
porque una vez que bajen los precios harían inviable al sector.
Renta Petrolera Capturada por el Estado por Barril (1998-2001) (%)
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
52
51
29
23
21
Bolivia
Colombia
Ecuador
Perú
Venezuela
Fuente: Mayorga (2005), PDVSA y cálculos propios
Renta Máxima, Precio y Costo por Barril (Escenario de Precios Bajos, 2006)
Países
Colombia
Ecuador
Venezuela
Venezuela Sincrudo
Renta Máxima
33
34
30
28
Precio
42
41
35
35
Costo
9
7
5
7
Fuente: Pacheco (2005)
IV. 2. Gobernabilidad y Contratación en los Cinco Países de la Región10
En esta sección se presenta una breve descripción y evaluación del marco
institucional en cada uno de los países de la Comunidad Andina. Previamente se
presentan indicadores generales de gobernabilidad y calidad de las políticas públicas
para enmarcar el análisis de la regulación de sector hidrocarburos en el marco
institucional general de los países.
10
Las principales fuentes para esta sección son Briceño (2002), Campodónico (2004), Mayorga
(2005) e Informes de países IEA (2005).
_________________________________________________________________________
36
_________________________________________________________________________
Como se puede apreciar los países de la Comunidad Andina se encuentra muy por
debajo del promedio regional de los 6 indicadores de gobernabilidad estimados por el
Banco Mundial (2004). Estos indicadores estiman el rango percentil en que se
encuentra un país entre todos los países del mundo en las siguientes categorías:
estado de derecho, control de la corrupción, calidad regulatoria, estabilidad política,
rendición de cuentas y eficiencia gubernamental. Si bien estos indicadores son
imperfectos y están basados en percepciones, en lugar de variables objetivas, no hay
duda que recogen una percepción relevante porque es en la que se basan los
inversionistas.
Promedio de los 6 Indicadores Institucionales, 2004
(Rango Percentil)
COSTA RICA
URUGUAY
PANAMÁ
MÉXICO
BRAZIL
Rango Percentil
EL SALVADOR
Pr omedio Regional
R. DOMINICANA
NICARAGUA
PERÚ
ARGENTINA
BOLIVIA
COLOMBIA
HONDURAS
Pr omedio Paí ses Andinos
GUATEMALA
ECUADOR
CUBA
PARAGUAY
VENEZUELA
0
20
40
60
80
Fuente: Banco Mundial
En particular, Ecuador y Venezuela se encuentran en el último cuartil mundial en
calidad institucional. De manera que es relativamente difícil crear un marco
institucional creíble y efectivo para el sector hidrocarburos cuando no se cuenta con
un marco general de gobernabilidad de calidad.
De manera similar el índice de calidad de las políticas públicas desarrollado por el
BID refleja que con la excepción de Colombia, todos los países de la región andina
están por debajo del promedio latinoamericano. De nuevo este indicador refleja la
dificultad de lograr un marco regulatorio efectivo en países con debilidades
institucionales significativas. Venezuela y Ecuador son de nuevo los países con
políticas públicas de menor calidad.
_________________________________________________________________________
37
_________________________________________________________________________
Indice de Calidad de Políticas BID (2005)
Colombia
Promedio LA
Perú
Bolivia
Promedio Reg. Andina
Ecuador
Venezuela
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
_________________________________________________________________________
38
_________________________________________________________________________
BOLIVIA
Bolivia es un país rico en recursos de hidrocarburos particularmente gas natural.
Reporta, para el año 2004, modestas reservas de petróleo de 440 millones de
barriles (MMB) y 31 Trillones de pies cúbicos (TPC) de reserva de gas natural. Esto
ubica a Bolivia como el 2do país de la Comunidad Andina y el 4to de América en
reservas de gas natural. La producción de petróleo se incremento en los años 2002
y 2003, y cerró en 41.000 BD requiriendo importar alrededor de 12.000 barriles dada
las necesidades del mercado doméstico cuyo consumo se estima en 53.000 BD.
En el año 2004 se registro una producción de 800 millones de pies cúbicos por día
(MMPCD). La producción y exportación de gas natural a Brasil y Argentina se ha
incrementado en los últimos tres años, y se transporta a través de gasoductos.
Miles de millones de pies cúbicos por día
Evolución de la producción de gas natural en Bolivia 1970-2004
1
P r o d u cc ió n
0 ,5
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
1978
1976
1974
1972
1970
0
Fuente: BP Statistical Review.
Marco Institucional y Gobernabilidad
En la siguiente tabla se resumen las características del marco institucional del sector
hidrocarburos (aguas arriba) de Bolivia.
Resumen del Marco Institucional de los Hidrocarburos en Bolivia
•
•
•
Exploración y Explotación
Operada totalmente por privados producto de la capitalización de los
Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia YPFB
38 contratos de exploración
44 contratos de explotación
_________________________________________________________________________
39
_________________________________________________________________________
Marco Legal Fundamental
• Ley de Hidrocarburos 1689
• Ley de Capitalizaciones 1544
• Ley de Hidrocarburos 3058
Instituciones
• YPFB: Ente Estatal Petrolero encargado de celebras y administrar los
contratos de riesgo compartido de exploración, explotación y comercialización
de hidrocarburos.
• Vice-Ministerio de Energía e Hidrocarburos: es el organismo sectorial
encargado de diseñar las políticas
• Superintendencia de Hidrocarburos: Es el ente Estatal que regular el
dowstream
Tipos de Contratos
• Contratos de Riesgo compartido: la contratista adquiere los derechos de
explorar, explotar y comercializar los hidrocarburos, previo pago de la
participación de YPFB del 6%, más las regalías correspondientes a reservas
probadas o nuevas.
En el Anexo A se detallan los siguientes contratos:
• Contratos de Servicios, Operaciones, y Asociaciones (1980s)
• Contrato de riesgo compartido (Ley N° 1689)
• Contratos de Servicios a Riesgo Compartido (Exploración y producción-1997)
Impuestos y Regalías
ISLR 25%
Regalías efectivas (incluyendo todas las participaciones del Estado)
• Reservas Probadas: 50% de la producción
• Reservas Nuevas: 18% de la producción
El sector de los hidrocarburos boliviano fue reformado a mediados de los 90s con el
objetivo de atraer inversión privada para desarrollar el sector. El año de 1994 se
aprueba la Ley de Capitalización que privatiza los activos de la empresa estatal YPFB.
Los campos existentes fueron divididos en dos sociedades anónimas de capital
mixto: SAM Andina y SAM Chaco. El 50% de las acciones de las SAM fue usado para
capitalizar los fondos de pensiones. El otro 50% fue vendido a operadoras privadas.
El Estado obtuvo $937 millones. YPFB conservó la responsabilidad de negociar y
supervisar contratos con las compañías petroleras extranjeras. Estas reformas que
motivaron una afluencia importante en la inversión extranjera, dieron como
resultado un aumento de 600% en reservas probadas del gas natural y un aumento
importante de las reservas probadas de petróleo en Bolivia.
El Ministro de Desarrollo Económico es el encargado de hacer cumplir la política
energética. El Vice-Ministerio de Energía e Hidrocarburos se encarga de elaborar y
proponer las regulaciones (reglamentos, leyes y demás disposiciones) necesarias
para darle viabilidad a la ley y procurar el buen funcionamiento del sector en materia
legal ante el Poder Ejecutivo. YPFB es el representante del Estado en la contratación
con privados y contraparte en los contratos de riesgo compartido. YPFB regula y
supervisa la actividad aguas arriba. Las compañías extranjeras operan el sector
hidrocarburos en Bolivia. Petrobrás y Repsol son los mayores productores de
hidrocarburos en Bolivia.
Con la Ley 1689 de 1997, los contratos de asociación y operación existentes pasaron
a la modalidad de riesgo compartido. Los contratistas adquieren el derecho a
explorar, explotar y comercializar hidrocarburos. Estos derechos son adquiridos
_________________________________________________________________________
40
_________________________________________________________________________
previo pago de las regalías y la participación de 6% de YPFB. En los campos
capitalizados (SAMs) YPFB tiene una participación de 19%.
En los últimos años ha habido un continuo ataque contra las reformas de los 90. En
2004, Bolivia aprobó un referendo consultivo que proponía entre otras cosas la renacionalización de las operadoras del petróleo y gas natural anteriormente propiedad
del gobierno a través de YPFB, Andina y Chaco. Este mismo referéndum también
propuso un aumento importante de los impuestos que pagan los operadores. En
mayo de 2005, el Congreso de Bolivia aprobó una nueva Ley de Hidrocarburos que el
Congreso elaboró sobre la base de los preceptos del referendo. Las protestas
generadas por la negativa del Presidente Mesa a ejecutar la ley forzaron su salida.
La nueva ley impone un impuesto adicional de 32% sobre la producción de los
hidrocarburos (petróleo y gas) a boca de pozo, y conserva la misma taza de regalías
de 18% para nuevos proyectos. La ley obliga la conversión de los contratos
existentes a los términos de esta nueva ley, a lo que los operadores extranjeros han
respondido con protestas y amenazado llevar el litigio a arbitraje internacional.
Evaluación
Como se puede apreciar en las graficas del Anexo F las reformas de los 90 fueron
tremendamente exitosas en atraer inversiones extranjeras al sector de hidrocarburos
de Bolivia. Como se explico en el marco teórico el periodo de altas inversiones e
incrementos de reservas y producción suele ser seguido por un periodo de
incremento en la expropiación de ingresos. En este caso se combina este fenómeno
con la subida de los precios de los hidrocarburos y con el movimiento ideológico
hacia el nacionalismo de izquierda que impera en la región.
Si bien hay espacio para negociar una mayor PEG dado el incremento en el precio de
los hidrocarburos, si Bolivia quiere mantener e incrementar las inversiones para el
desarrollo de su inmenso potencial en gas debe evitar generar condiciones
permanentes de alta incertidumbre sobre los derechos de propiedad y términos
fiscales que en escenarios diferentes de precio hagan poco atractivo al sector. Por
ello es deseable que los aumentos de impuestos se hagan como impuestos a las
ganancias extraordinarias.
Es razonable que el Estado tenga alguna participación minoritaria en la operación del
sector para reducir las asimetrías de información y lograr un mayor control. Sin
embargo, como el éxito de los 90 en comparación con el pasado lo hace evidente, no
va a ser el Estado el que logre desarrollar el potencial del sector. En caso de
transformar a YPFB en empresa operadora es deseable crear un ente regulador
separado.
_________________________________________________________________________
41
_________________________________________________________________________
COLOMBIA
Colombia reporta 1,5 miles de millones de barriles (MMMB) de reservas de petróleo
probadas para finales de año 2004, lo cual la ubica en el 3er y 8vo lugar dentro de la
Comunidad Andina y América, respectivamente. La producción de Colombia ha
venido declinando a partir del año 1999, desde un promedio de 816 miles de
barriles por día a un promedio 540 miles BD in 2004. Si el descenso de la producción
continua, y no hay mayores descubrimientos de yacimientos de petróleo, se predice
en el mediano plazo, Colombia podría pasar a ser un país importador neto de
petróleo y productos refinados. En este sentido el gobierno esta promoviendo la
participación de compañías petroleras internacionales para compartir el riesgo de
buscar hidrocarburos, y así salvaguardar la autosuficiencia energética del país en el
futuro. Colombia exporta alrededor del 50% de su producción de petróleo
principalmente a EE.UU. y el resto lo consume (223 miles de b/d para el año 2004).
Producción y Consumo de Petróleo en Colombia, 1970-2004
Miles de barriles por día (b/d)
1000
P r o d u c c ió n
C o nsum o
500
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
1978
1976
1974
1972
1970
0
Fuente: Statistical Review of World Energy June 2005.
Por otra parte, las reservas de gas natural de Colombia se estiman 3,9 Trillones de
pies cúbicos (TPC) para el año 2004. Colombia ocupa la 4ta posición en la Comunidad
Andina y 11va del continente.
Marco Institucional y Gobernabilidad
Exploración y Explotación
Modalidades de Producción
Participación exclusiva de ECOPETROL
participación mixta de ECOPETROL y privados mediante contratos
• 39 contratos de exploración y producción
• 19 contratos de evaluación técnica
Instituciones
_________________________________________________________________________
42
_________________________________________________________________________
•
•
•
•
ECOPETROL: Empresa Estatal Petrolera. Es una Sociedad Pública por acciones
encargada de explorar, producir, transportar, refinar y comercializar
hidrocarburos
ECOGAS: Empresa Estatal de Gas
Ministerio de Energía y Minas: Diseña las políticas del sector
ANH (Agencia Nacional de Hidrocarburos): Unidad administrativa especial,
adscrita al Ministerio de Energía y Minas, con personalidad jurídica,
patrimonio propio y autonomía administrativa y financiera. Su principal
función es: diseñar, promover, negociar, celebrar, hacer seguimiento y
administrar los contratos de exploración y explotación.
Tipos de Contratos
• Contratos de Exploración y Producción
• Contratos de Evaluación Técnica
En el anexo B se detallan los siguientes contratos:
ƒ Contrato de Asociación (Principios de 1980)
ƒ Contrato de Asociación (Pre-1994)
ƒ Contrato de Asociación después de 1994
ƒ Contrato de Asociación después de 2000
ƒ Contrato de Participación a Riesgo (Pre-1994)
ƒ Contrato de Producción Incremental.
Impuestos y Regalías
ISLR 35%
Regalías: Sistema variable
• Campos con producción menor a 5 mil barriles diarios: 8% de la producción
• Campos con producción entre 5 y 125 mil barriles diarios: entre 8% y 20% de
la producción
• Campos con producción entre 125 y 400 mil barriles diarios: 20% de la
producción
• Campos con producción entre 400 y 600 mil barriles diarios: entre 20% y
25% de la producción
• Campos con producción mayor o igual a 600 mil barriles diarios: 25% de la
producción
El petróleo en el año 2003 es el primer producto de exportación de Colombia, el cual
representa el 55 % del total de lo exportado por el país, y es el principal ingreso
fiscal. El Gobierno Colombiano es propietario de las reservas de hidrocarburo del
país. Hasta el año 2004, el sector fue gestionado y regulado por la empresa estatal
Empresa Colombiana de Petróleos (ECOPETROL) y el Ministerio de Energía y Minas
respectivamente.
Sin embargo, la empresa ECOPETROL fue reestructurada a mediados del año 2003
como parte de la reestructuración del sector. Se crea la Agencia Nacional de
Hidrocarburos (ANH) bajo la tutela del MEM, y su principal responsabilidad es la
administración de las reservas de energía de Colombia. Como en Brasil y Noruega,
se realiza una separación de roles en el Estado, ECOPETROL como operador y ANH
como ente regulador. Las reformas del sector obligan a ECOPETROL a competir con
los demás privados por contratos de exploración y producción.
_________________________________________________________________________
43
_________________________________________________________________________
Desde 1999, el gobierno colombiano ha tomado medidas para mejorar el clima de
inversión y hacer más atractivas las inversiones de las compañías petroleras
extranjeras, impulsando una serie de reformas del marco fiscal y de contratación que
han permitido concretar alrededor de sesenta contratos de asociación y la
reactivación de la actividad exploratoria del país. La liberalización del sector incluye:
•
•
•
•
Permitir que compañías petroleras extranjeras tengan una participación de
hasta el 100% de empresas petroleras en Colombia.
Establecimiento de regalías variables, regalías por escala o en proyectos
petroleros.
Licencias más largas de exploración.
Fuerte presión a Ecopetrol para competir con los operadores privados.
La introducción de regalías por escala o variable, ha sido una de las medidas más
acertadas introducidas por el gobierno. La escala establece una tarifa de regalías de
8% en los yacimientos de petróleo más pequeños, los cuales representan el 90% de
los campos de Colombia y tiene 60 millones de barriles de reserva. Este sistema de
regalías ha incentivado las inversiones de operadores pequeños y medianos.
Otro aspecto importante que ha contribuido con la atracción de inversión extranjera
ha Colombia, ha sido la mejora en la situación de la seguridad: de 170 ataques
contra infraestructura petrolera en 2001, en el 2004 se reportaron 34.
El Ministro de Planeación y el Ministro de Hacienda a través del CONFIS aprueban el
presupuesto de gastos en inversión de ECOPETROL. El Ministerio de Energía y Minas
es el encargado de hacer cumplir la política energética, y la Dirección General de
Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas es quien diseña las políticas
sectoriales en petróleo y gas. ECOPETROL es la empresa estatal petrolera que realiza
las operaciones de exploración y explotación. La Agencia Nacional de Hidrocarburos
está bajo la tutela del MEM, es la responsable de administrar las reservas de energía.
Entre las actividades más importantes de la ANH se haya:
•
La ANH de Colombia administra y asigna las áreas hidrocarburíferas para
exploración y explotación, administra y celebra los nuevos contratos de
exploración y explotación de hidrocarburos, diseña, evalúa y realiza estrategias
de promoción de las áreas hidrocarburíferas, apoya al Ministerio de Minas y
Energía en la formulación de la política gubernamental del sector, administra y
preserva la información técnica
•
Administra la participación del Estado en los contratos de exploración y
explotación, administra y dispone de los bienes al finalizar los contratos o
cuando hay reversión de concesiones, recauda las regalías y compensaciones
monetarias que correspondan al Estado por la explotación de hidrocarburos, y
trasfiere a las entidades con derecho a ellas tales recursos, efectuar las
retenciones de las sumas que por concepto de participaciones y regalías que
correspondan a las entidades partícipes con destino al Fondo de Ahorro y
Estabilización Petrolera, FAEP, y hacer las transferencias y reintegros
correspondientes.
Evaluación
Como se puede apreciar en el Anexo 7, las reservas petroleras de Colombia han
descendido paulatinamente desde 1994, por ello, el Estado colombiano ha
_________________________________________________________________________
44
_________________________________________________________________________
desarrollado una estrategia de apertura que junto a las reformas fiscales del sector
propician nuevas inversiones, todo ello, con el objetivo de aumentar las reservas y la
producción y así sostener los ingresos fiscales del Estado provenientes de los
hidrocarburos.
En el caso colombiano la falta de éxito en aumentar las reservas ha generado la
necesidad de un nuevo ciclo de inversiones extranjeras. Para ello el Estado ha hecho
esfuerzos por obtener credibilidad regulatoria con la creación de la ANH. Por otra
parte, la creación de la ANH provee incentivos más efectivos a los agentes del Estado
al separar las funciones de operador y regulador. El hecho de que ECOPETROL no sea
una empresa tan dominante como Petrobras lo era en Brasil, permite vislumbrar un
marco regulatorio más equilibrado en Colombia. Adicionalmente la flexibilización del
marco fiscal ha permitido generar condiciones atractivas para inversión extranjera.
Como se señalo en la sección anterior Colombia tiene indicadores de calidad
institucional y calidad de políticas públicas por encima del promedio regional, esto
hace plausible que el esquema implantado tenga durabilidad y efectividad.
_________________________________________________________________________
45
_________________________________________________________________________
ECUADOR
Sus reservas probadas se estiman en 5,1 MMMB, las 2da más grandes de la
Comunidad Andina y las 6ta de América. El petróleo uno de los recursos energéticos
claves en la economía ecuatoriana, su base de recursos es principalmente de crudos
medianos y pesados, y es un exportador neto de petróleo. Ecuador consume un
tercio de su producción total de petróleo y su pequeña producción de gas natural.
Para el año 2004 la producción alcanzaba 535.000 barriles por día BD, lo cual
representa un 13% de la producción de la Comunidad Andina.
En el año 2005, la producción total de Ecuador, ha sido de alrededor de 550.000 BD
donde casi 200.000 BD corresponden a Petroecuador y el resto a 14 compañías
extrajeras. Hay expectativas de que la producción pueda incrementarse dada la
posible apertura de un nuevo oleoducto privado Oleoducto de Crudo Pesado – (OCP)
y el anuncio de los planes para incrementar las actividades en exploración y
producción en un futuro cercano.
Evolución de la producción y consumo de petróleo de Ecuador,1970-2004
Miles de barriles por día (b/d)
600
P r o d u c c ió n
C onsum o
400
200
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
1978
1976
1974
1972
1970
0
Fuente: Statistical Review Of World Energy 2005
Si bien la producción petrolera total de Ecuador ha aumentado en los últimos años,
los niveles de producción de PETROECUADOR han disminuido, y los de las compañías
petroleras privadas han aumentado. El Presidente Gutierrez, antes de ser derrocado,
intentó reformar el sector petrolero para atraer nuevas inversiones mediante la
reorganización de la empresa estatal y la puesta en marcha de contratos de servicio
con operadoras privadas para explotación de campos tradicionalmente operados por
PETROECUADOR. Sin embargo sus propuestas fueron inconsistentes y obstaculizadas
en el Congreso.
En los últimos años ha habido gran conflictividad en el sector petrolero. Huelgas,
conflictos indígenas, presión social para aumentar los impuestos y lobby de las
petroleras para bajarlos han caracterizado al convulsionado sector. Los problemas
financieros de PETROECUADOR han sido recurrentes.
_________________________________________________________________________
46
_________________________________________________________________________
Marco Institucional y Gobernabilidad
Exploración y Explotación
PETROECUADOR opera las reservas más importantes y es la responsable de
otorgar y fiscalizar los contratos
•
20 contratos de exploración y explotación: 1 contrato a riesgo de prestación
de servicios 1; 14 contratos a riesgo de participación 14; 5 contratos a Riesgo
de Campos Marginales.
• 3 Contratos de Servicio
• 4 Alianzas para rehabilitar y desarrollar yacimientos
• 1 Alianza para desarrollar proyectos
Marco Legal
• Constitución Política de la República de Ecuador
• Ley de Hidrocarburos
• Reglamento de Operaciones Hidrocarburiferas
Instituciones
• PETROECUADOR: Empresa Estatal Petrolera propietaria de las reservas, se
encarga de la operación y de monitorear los contratos.
• Ministerio de Energía y Minas: encargado de formular y ejecutar la política
energética y minera.
• La Dirección Nacional de Hidrocarburos: organismo técnico-administrativo
adscrito al Ministerio de Energía y Minas, controla, fiscaliza y audita las
operaciones hidrocarburíferas. Regulador y responsable de la firma de los
contratos.
Tipos de Contratos
• Contratos de Exploración de Servicios para la Exploración y Explotación de
Hidrocarburos: Las compañías privadas realizan las actividades de exploración
y explotación, y en caso de descubrirse yacimientos comercialmente
explotables PETROECUADOR efectuará el reembolso de los costos e inversión
incurrida y reconocerá una tarifa por barril producido
• Contratos de Participación para la Exploración de Hidrocarburos y Explotación
de Producción de Petróleo Crudo: La contratista hará por su cuenta y riesgo
las inversiones, los costos y gastos requeridos en exploración y explotación,
considera comercial el inicio de la producción tendrá derecho a participar en la
producción
• Contratos de Servicios Específicos para el Desarrollo y Producción de Petróleo
Crudo: son contratos requeridos por PETROECUADOR para llevar a cabo
actividades de exploración y explotación.
• Contratos de Campos Marginales: Son contratos de exploración y explotación
en áreas cuya producción al momento de la licitación no representan más del
1% de la producción marginal, donde la contratista hará por su cuenta y
riesgo las inversiones, los costos y gastos requeridos
• Convenios de Exploración Unificada: Convenios para ejecutar proyectos
conjuntos en cualquier fase de la industria hidrocarburífera.
En el anexo C se detallan los contratos:
ƒ Contratos de servicios con riesgo compartido (Pre-1994)
ƒ Contratos de producción compartida (Séptima Ronda)
ƒ Contratos de producción compartida TRITON (Séptima Ronda)
•
•
•
Impuestos y Regalías
ISLR 25%
Regalías: no pagan regalía
_________________________________________________________________________
47
_________________________________________________________________________
Las reservas petroleras pertenecen a quien opera los recursos, por ello, en Ecuador,
tanto el Estado a través de PETROECUADOR, como las empresas petroleras privadas
son los dueños de las reservas.
El Ministerio de Energía y Minas a través de la Dirección Nacional de Hidrocarburos
(DNH) es responsable de desarrollar políticas, gerenciar y regular el sector de
hidrocarburos de Ecuador. Petroecuador, empresa petrolera estatal, domina la
producción petrolífera en el país, controlando cerca del 37% de la producción
petrolífera total de Ecuador en el 2004. Las compañías petroleras privadas más
importantes son: Occidental, EnCana, y Repsol YPF.
PETROECUADOR como Empresa Estatal Petróleos del Ecuador, esta encargada de
representar al Estado a la hora de suscribir contratos (prestación de servicios,
participación, servicios específicos, campos marginales, y convenios de explotación
unificada) con las empresas privadas petroleras. PETROECUADOR tiene tres grandes
filiales: PETROPRODUCCION, Petroindustrial y Petrocomercial.
La administración de los contratos se realiza en una unidad especial dentro de
PETROECUADOR que se llama Coordinación de Contratos y que depende de la
Subgerencia de Operaciones. El Estado ejerce control en la Junta Directiva. El
Ministro de Energía y Minas preside las Juntas Directivas y aprueba cambios
significativos en los contratos, así como el lanzamiento de nuevas licitaciones. No
existe un ente regulador de contratos autónomo como en Colombia o Brasil. Las
compañías privadas suscriben directamente los contratos con PETROECUADOR.
PETROECUADOR depende del Ministerio de Energía y Minas y no es autónoma. Más
aún sus ingresos son administrados por el Ministerio de Finanzas, de manera que no
tiene autonomía financiera. Al no existir restricciones a la acción discrecional del
Ejecutivo con respecto los ingresos, las decisiones de las inversiones de
PETROECUADOR quedan sujetas a las restricciones fiscales que tenga el gobierno. Al
tener que competir con otras opciones de gasto política y socialmente prioritarias la
empresa se ve en desventaja. Cuando un gobierno se encuentra en apuros fiscales,
las primeras partidas que se recortan para liberar recursos son los presupuestos de
inversión de la empresa. Esto sucede fundamentalmente porque los efectos de los
rezagos de inversión petrolera (costos hundidos) sólo se perciben tiempo después, lo
cual les hace presa fácil para ser aprovechados por un gobierno que descuenta el
futuro agresivamente, tal es el caso cuando se encuentra en apuros fiscales.
Evaluación
Ecuador a enfrentado una alta inestabilidad política en las últimas décadas. Como se
desprende de los indicadores del Banco Mundial y del BID, presentados
anteriormente, está por debajo del promedio regional en calidad institucional y de las
políticas públicas. Este marco hace difícil el desarrollo de un marco institucional
creíble y efectivo en el sector hidrocarburos, el cual se encuentra en el centro de los
conflictos que dividen a la sociedad ecuatoriana.
Sin embargo, hay reformas institucionales que deben ser acometidas en el mediano
plazo. Una de ellas es separa el rol de PETROECUADOR como regulador y operador.
Así mismo, es necesario dar autonomía operativa y financiera a la empresa pero bajo
la regulación de un ente efectivo y creíble. Finalmente, es necesario crear
condiciones creíbles para la participación privada en el largo plazo y hacer que
PETROECUADOR tenga que competir.
_________________________________________________________________________
48
_________________________________________________________________________
PERÚ
Las reservas de petróleo de Perú se estiman en 900 millones de barriles, lo cual lo
ubica en la 4ta posición con respecto a la Comunidad Andina y décima en América.11
Perú importa crudo desde Ecuador y otros países de la región como Colombia,
Argentina y Venezuela. La producción de petróleo en Perú ha declinado desde 1982
y actualmente está alrededor de 93.000 barriles BD. Al menos el 40% del consumo
total de petróleo del país es importado, es decir se estima un consumo de alrededor
de 150.000 BD.
Producción y Consumo de petróleo en Perú, 1970-2004
Miles de barriles por día (b/d)
200
P r o d u c c ió n
C o nsu m o
100
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
1978
1976
1974
1972
1970
0
Fuente: Statistical Review Of World Energy 2005.
Por otra parte, Perú dispone de reservas de gas natural más significativas, estimadas
en 8,7 trillones de pies cúbicos (TPC), es decir ocupa el 3er lugar en la Comunidad
Andina y el noveno de América. El campo de gas de Camisea, representa el activo
principal y uno de los yacimientos más grandes de gas de Sur América. El proyecto
Camisea, es la inversión foránea más elevada del país y con expectativas adicionales
de inversión para la construcción de gasoductos para los años 2005 y 2006. El
proyecto Camisea consiste de varios campos de gas natural localizados en la cuenca
Ucayali. La empresa Hunt Oil ha desarrollado las operaciones de aguas arriba de
Camisea, e inicio su producción en Agosto del año 2004. La capacidad inicial de
producción es 450 millones de pies cúbicos por día MMPCD de gas natural y 34.000
BD de NGL, pero la actual producción tiene un nivel máximo debido a lo restringido
de la demanda doméstica, y la ausencia de una infraestructura de exportación. Se
estima incrementar la producción en un futuro, y más aun con la construcción de un
terminal para exportar de gas natural licuado (GNL) en la Pampa Melchorita.
11
Este cálculo considera “gas condensate and natural gas liquids as well as crude oil”. Según
Oil & Gas Journal y EIA las reservas de petróleo se estiman en 253 millones de barriles.
_________________________________________________________________________
49
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Marco Institucional y Gobernabilidad
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Exploración y Explotación
Operación totalmente por privados en 34 contratos
Exploración: 17 Contratos de Licencias en petróleo y gas
Explotación:
3 Contratos de Servicio en petróleo y 1 en gas
1 Contrato de Operaciones en petróleo y gas
8 Contratos de Licencias en petróleo y 4 en gas.
Marco Legal
Ley Orgánica de Hidrocarburos
El estado garantiza a los contratistas la estabilidad impositiva y monetaria a
lo largo de la vida del contrato
La LOH establece la posibilidad de apelar a tribunales internacionales para
resolver conflictos entre las partes escribientes del contrato.
Instituciones
PETROPERU: Empresa estatal que solo opera aguas abajo
PERUPETRO: Ente representante del estado, responsable de promover la
inversión de las actividades de exploración y explotación del hidrocarburo en
el país. Perupetro negocia, firma y supervisa contratos del hidrocarburo y
acuerdos técnicos de la evaluación. Asimismo, coloca a través de terceros,
los hidrocarburos obtenidos de áreas bajo contrato de servicio. Es autónomo
económica, financiera y administrativamente
Ministerio de Energía y Minas: Es el encargando de elaborar, aprobar,
proponer y aplicar la política del Sector, dictar las normas pertinentes y velar
por el cumplimiento de la Ley
Tipos de Contratos
Contratos de Servicio: son contratos de exploración y explotación donde
operan los privados y PERUPETRO les paga una tarifa por barril, por el
servicio prestado a PERUPETRO.
Contratos de Licencias: El contratista tiene la facultad de explorar y explotar
por su cuenta y riesgo, asumiendo las inversiones, costos y gastos.
PERUPETRO le trasfiere la propiedad sobre el hidrocarburo extraído a la
contratista, y ésta ha de pagar una regalía a PERUPETRO
Contrato de Licencia (Proyecto Camisea): Este contrato bajo la misma forma
y con las misma facultades de los contratos de licencia comprende tres
segmentos
diferentes:
Explotación,
Transporte
y
Distribución
de
hidrocarburos líquidos y gaseosos.
Garantías de los contratos: Art. 63 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos: “El
Estado garantiza a los contratistas que los regímenes cambiarios y tributarios
vigentes a la fecha de celebración del Contrato, permanecerán inalterables
durante la vigencia del mismo”
En el anexo D se detallan los contratos:
• Contratos de servicios con riesgo compartido (1989-1992)
• Contratos de servicios con riesgo compartido OXY Bloque 1 a-b
• Contratos de licencias (concesionarias-Ley 1993)
• Contratos de Regalías e Impuestos con Petróleos Murphy (1995
aproximadamente)
• Contrato de Licencia Lote II (1995)
• Proyecto Camisea, contrato de desarrollo Mobil y Shell-1996, Devuelto al
Gobierno en 1998
Impuestos y Regalías
_________________________________________________________________________
50
_________________________________________________________________________
ISLR 30% + Impuesto a la distribución de utilidades 4,1%
Regalías
• Los Contratos de Servicio no pagan regalía.
• Los Contratos de Licencias de exploración y producción de petróleo y gas
natural pagan regalías entre 5% y 20% dependiendo del nivel de producción
y los resultados económicos.
• Campos con producción menor a 5 mil barriles diarios: 5% de la producción
• Campos con producción entre 5 y 100 mil barriles diarios: entre 5% y 20% de
la producción
• Campos con producción mayor de 100 mil barriles diarios: 20% de la
producción
• Las regalías con porcentajes entre 5 y 20 son calculadas con el Factor R, los
precios internacionales del petróleo y los porcentajes ofertados y convenidos
en el contrato.
El dueño de los recursos petroleros sigue siendo el Estado peruano por disposición
constitucional, aunque el Estado participa de la actividad petrolera solo aguas abajo
(refinación, transporte y comercialización) por medio de la Estatal petrolera
Petroperu.
La Dirección General de Hidrocarburos (DGH) del Ministerio de Energía y Minas es
responsable de elaborar, aprobar y aplicar las políticas regulatorias del sector. La Ley
Orgánica de Hidrocarburos N° 26221 le designo esa responsabilidad en el año 1993.
12
DHG es también responsable de promover la inversión foránea para el sector, a
través de PERUPETRO. Está empresa, en representación del Estado, negocia, celebra
y supervisa los contratos en materia hidrocarburífera, así como los Convenios de
Evaluación Técnica.
La particularidad de dicha ley, es que el Estado promueve el desarrollo de las
actividades de Hidrocarburos sobre la base de la libre competencia, garantizando la
estabilidad jurídica de los contratos conforme lo señala el artículo 62° de la
Constitución Política del Perú. Asimismo, garantiza a los contratistas la estabilidad de
los regímenes tributarios y cambiarios vigentes a la fecha de celebración del
Contrato.
Dado los pobres resultados de la perforación exploratoria de los últimos años y el
descenso de la producción, el gobierno ha desarrollado un nuevo régimen legal para
reactivar al sector. Este régimen contempla la reducción de las regalías e impuestos
a los contratos de exploración y producción de petróleo y gas natural, con el fin de
atraer la inversión extranjera e incrementar la producción.
En 2003, el gobierno peruano estableció un nuevo sistema de regalías variables e
introdujo nuevos incentivos fiscales con el objetivo de aumentar la producción
petrolífera y atraer nuevas inversiones extranjeras. Esta nueva reforma fiscal ha
contribuido al renacimiento del interés por las actividades de la exploración en el
país.
12
Dicha norma fue modificada por las Leyes No. 26734 del 30 de diciembre de 1996, No.
26817 del 23 de junio de 1997, No. 27343 del 1° de septiembre de 2000, No. 27377 del 6 de
diciembre de 2000 y la Ley No. 27391 del 29 de diciembre de 2000[5].
_________________________________________________________________________
51
_________________________________________________________________________
En marzo del 2005, la Global Energy Development, subsidiaria de Harten Energy,
firmó un nuevo contrato de exploración y producción para el bloque 95 en Maranon
ubicado al noreste de. El gobierno peruano también aprobó un contrato para
Burlington Resources en el bloque 104 de Maranon. En 2004, Occidental Petroleum
anunció que había descubierto por lo menos 100 millones de barriles de reservas
recuperables en el bloque 64, situados en el Amazonas; esta misma compañía
también anunció que aumentaría sus inversiones en los bloques 101 y 103 en la
misma área. En marzo de 2004, Nuevo Energy anunció que había firmado un
contrato para explorar el bloque Z-1, situado de la costa noroeste, mientras que la
BPZ Energy también tiene actividades de la exploración en los bloques adyacentes
XIX y 19. En el 2003, Repsol-YPF y Burlington Resources crearon una sociedad para
realizar actividades de exploración en los bloques 90 y 57, localizado en Ucayali en la
región central-este del país.
Evaluación
Perú ha realizado una agresiva política de atracción de inversiones en el sector
hidrocarburos. Lamentablemente en el sector petrolero ha habido muy poco éxito
exploratorio en la última década. Las garantías legales de estabilidad del RFC para
los contratos proveen la base para una significativa credibilidad regulatoria. Sin
embargo, el riesgo de inestabilidad política no genera una total certidumbre. En el
futuro puede existir la tentación de extraer rentas el proyecto Camisea.
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52
_________________________________________________________________________
VENEZUELA
Venezuela dispone de las reserves de petróleo más grandes del continente que se
estiman en el orden de 77 mil millones de barriles (MMMB), y representa casi el
48% del continente y 6,5% de las reservas del mundo. Esta cifra no incluye las
reservas de crudos extra pesados de la Faja del Orinoco estimadas en más de 200
mil millones de barriles adicionales.
La producción de petróleo de Venezuela para el año 2004 se estima en un promedio
de 2,6 a 2,9 millones BD y se consume un aproximado de 525 mil BD. En cuanto a
la producción de petróleo Venezuela ocupa el 1er lugar de la Comunidad Andina y
representa el 71% de la producción de la región.
Producción y Consumo de Petróleo de Venezuela 1970-2004
Miles de barriles por día (b/d)
4000
P r o d u cció n
C o n su m o
3000
2000
1000
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
1978
1976
1974
1972
1970
0
Fuente: Statistical Review Of World Energy 2005
Al mismo tiempo, Venezuela tiene las segundas reservas de gas natural más
grandes de América después de E.U.A., las cuales se estiman en 149 Trillones de
pies cúbicos (TPC), y con respecto al mundo representan el 2,4%. Específicamente
en relación con la Comunidad Andina, las reservas de gas natural venezolanas son
las primeras y su participación en la región esta en el orden del 77%. La producción
y consumo esta alrededor de 2,7 miles de millones de pies cúbicos por día
(MMMPCD).
Marco Institucional
•
•
•
•
•
Exploración y Explotación
Operada por PDVSA (60%) con la participación de privados (40%)
32 Convenios Operativos
4 Asociaciones Estratégicas
3 Contratos de Exploración a Riesgo
Licencias de Gas
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53
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Marco Legal
• Constitución de la República Bolivariana de Venezuela
• Ley Orgánica de Hidrocarburos 2001 (LOH)
• Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos 1999 (LOHG)
Instituciones
1. Ministerio de Energía y Petróleo: organismo encargado de: La regulación,
formulación y seguimiento de políticas, la planificación, realización y
fiscalización de las actividades del Ejecutivo Nacional en materia de
hidrocarburos y energía en general
2. PDVSA: es la corporación estatal que se encarga de la exploración,
producción, manufactura, transporte y mercadeo de los hidrocarburos.
3. PDVSA Gas: Empresa Estatal encargada de la comercialización del gas a nivel
nacional
4. ENAGAS: El ente regulador del Gas es un organismo adscrito al Ministerio de
Energía y Petróleo, para promover el desarrollo y la competencia en todas las
fases de la industria de los hidrocarburos gaseosos y regular las actividades
de transporte, distribución y comercialización de gas.
Tipos de Contratos
• Convenios Operativos: son contratos de entre PDVSA y las operadoras para
la prestación del servicio”de explotación de hidrocarburos en campos
marginales, a cambio de un pago indexado al precio del petróleo.
• Asociaciones Estratégicas: Contratos de Asociación entre PDVSA y privados,
con mayor porcentaje de privados, para la extracción y mejoramiento de
crudos extrapesados de la Faja del Orinoco.
• Contratos de Exploración a Riesgo: Si la exploración resulta exitosa la
contratista deberá asociarse con PDVSA en la explotación.
En el anexo E se detallan los contrato de exploración a riesgo y convenios operativos
Impuestos y Regalías
• ISLR para petróleo 50%
• ISLR para gas natural 34%
• Regalías
• Petróleo Convencional 30%
• Petróleo extrapesado 20% por un periodo limitado
• Bitumenes 16,6%
• Gas 20%
Según la Constitución de Venezuela, el propietario de los yacimientos de
hidrocarburos es la República. Los dos actores más importantes del sector son el
Ministerio de Energía y Petróleo (MEP), como ente regulador, y PDVSA como
operador. De acuerdo con la Ley Orgánica de Hidrocarburos, corresponde al MEP
tanto la formulación de políticas como la fiscalización de las actividades en materia
de hidrocarburos y la fijación de precios de los hidrocarburos y de sus productos. Si
bien esta competencia ha sido del MEP de acuerdo con lo establecido legalmente, las
debilidades técnicas y de recursos del Ministerio, llevaron a que PDVSA asumiera
muchas de las funciones que le correspondían al MEP por Ley, particularmente
durante el proceso de apertura petrolera de los 90.
Las empresas privadas han operado en convenios operativos o asociaciones con
PDVSA. Los convenios operativos producen alrededor del 20% de la producción y
porcentaje similar es producido por las asociaciones de la Faja del Orinoco.
_________________________________________________________________________
54
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Venezuela nacionalizó su industria petrolera en 1976, creando la empresa estatal
PDVSA. La estructura del holding estatal garantizaba la autonomía operativa y
financiera de la empresa. Dicha independencia permitió que PDVSA incrementara
significativamente la capacidad de producción del país que venía declinando por la
desinversión previa a la nacionalización. En los años 90 se abrió el sector al capital
privado con gran éxito, atrayéndose cuantiosas inversiones.
PDVSA actuó en el proceso de apertura al capital privado como regulador y operador
dada la significativa debilidad del Ministerio. El significativo poder de la gerencia de
PDVSA para generar su propia regulación generó al igual que en Noruega una
reacción por parte del Ejecutivo.
En los últimos tres años, el Estado le ha quitado a la empresa autonomía financiera y
operativa que tuvo durante sus primeros 25 años. El conflicto petrolero de 2003 que
llevó al despido de casi la mitad de la fuerza laboral de la empresa, vulneró
significativamente la independencia de la gerencia. El Ministerio de Energía y
Petróleo ha asumido plenamente el rol de regulador, lo cual tiene mucho sentido. Sin
embargo, la pérdida de la autonomía puede tener como efecto la politización de la
empresa y la sobre-extracción de rentas. Hoy en día el Ministerio está
organizacionalmente muy vinculado a PDVSA siendo el ministro presidente de la
empresa y los viceministros directores de la estatal.
En 2001 el gobierno del Presidente Chávez aprobó una nueva Ley de Hidrocarburos
limitando la participación privada a la posición de socio minoritario de empresas
mixtas controladas por PDVSA. Igualmente se subió la regalía de 16,6% a 30% y se
redujo el ISLR de 66% a 50%. En 2005 se inició la transferencia forzosa de los
convenios operativos firmados en los 90 a la nueva ley. Todavía esta por verse si las
Asociaciones de la Faja van a ser también trasferidas al nuevo régimen.
Evaluación
El éxito en la atracción de inversión privada permitió que a pesar de una dramática
caída en la producción de PDVSA, Venezuela hoy produce más petróleo que a
mediados de los noventa. La presencia de grandes inversiones inmovilizadas e
permitido que el Estado extraiga más rentas primero de PDVSA y luego de los
operadores privados. El cambio en las reglas fiscales a los privados tiene la
racionalidad de que el marco fiscal y contractual se hizo pensando en niveles muy
inferiores de precio a los que prevalecen hoy en día. Sin embargo, se corre el riesgo
de debilitar la credibilidad regulatoria en el largo plazo.
La Ley de 2001 unificó el fragmentado sistema regulatorio de origen contractual y
definió claramente el rol de los operadores privados en el sector. Igualmente positivo
ha sido el fortalecimiento del regulador y que PDVSA se retire de actividades
regulatorias que no le competen. Sin embargo, la eliminación de la autonomía de la
empresa estatal puede tener graves consecuencias para el manejo eficiente de la
empresa como entidad comercial, corriéndose el riesgo de politización, clientelismo y
sobre-extracción de rentas.
Por otra parte, el régimen fiscal introducido es muy rígido y poco eficiente
capturando la renta. De manera que hoy no permite capturar las cuantiosas rentas
generadas por lo que se usan otros mecanismos. Adicionalmente, si caen los precios
del petróleo muchas actividades menos rentables van a ser imposibilitadas por el
marco fiscal.
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55
_________________________________________________________________________
Finalmente, el marco regulatorio del Gas incluye un ente regulatorio supuestamente
autónomo pero con poca autoridad y autonomía en la practica. Por otra parte, si bien
el marco de contratación y fiscal del gas son atractivos para los inversionistas, la
incertidumbre sobre variables clave como la política de precios internos del gas
perjudica significativamente la credibilidad regulatoria.
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56
_________________________________________________________________________
V.
COMENTARIOS FINALES
Latinoamérica vive el fin de un exitoso ciclo de inversiones iniciado con la apertura al
capital privado en la década de los noventa. En los últimos 10 años las inversiones
en hidrocarburos en la región andina han superado los US$ 90 mil millones. Esta
gigantesca inversión ha generado importantes incrementos en la producción privada
de hidrocarburos en Bolivia, Ecuador y Venezuela. En Colombia y Perú a pesar del
aumento de inversiones no ha habido mucho éxito en la adquisición de nuevas
reservas.
Como se planteó en el marco teórico, los periodos de gran inversión e incremento en
reservas y producción suelen ser seguidos por periodos de debilidad en los derechos
de propiedad y mayor presión tributaria. En el caso de Bolivia y Venezuela, y
posiblemente en el caso de Ecuador, la posibilidad ofrecida por las cuantiosas
inversiones inmovilizadas, combinada con la oportunidad originada en los altos
precios de los hidrocarburos y el viraje ideológico hacia la izquierda nacionalista,
generaron el escenario para mayor control estatal y un endurecimiento de las
condiciones fiscales y contractuales.
En contraste en el caso de Colombia y Perú, la necesidad de atraer mayores
inversiones privadas ha llevado a tratar de garantizar los derechos de propiedad de
los inversionistas y a ofrecer condiciones más favorables al capital privado.
La separación de los roles de regulador y operador del Estado parece ser una
tendencia positiva en la región. El caso más desarrollado es el de Colombia donde se
ha creado una agencia regulatoria independiente y la empresa estatal ha pasado a
competir con los operadores privados. Un agencia de este tipo puede ser la solución
óptima para ofrecer credibilidad regulatoria sin necesidad de limitar la soberanía
nacional con mecanismos de compromiso externos. Sin credibilidad regulatoria
difícilmente se logre un desarrollo continuo del potencial de largo plazo del sector
hidrocarburos en la región.
En algunos países se ha fortalecido al regulador limitando el poder de la empresa
estatal. Esto ayuda a evitar que la gerencia de la estatal se convierta en un agente
sin control del principal, reteniendo rentas y limitando la competencia. Sin embargo,
es necesario que las empresas estatales tengan un importante grado de
independencia y autonomía reguladas para evitar la politización, el clientelismo y la
sobre-extracción de rentas. Si no esta claro el fin comercial y la autonomía financiera
de la empresa estatal se corre el riesgo de ineficiencias como las registradas en
Petroecuador y PEMEX.
La coyuntura actual de altos precios y alta renta por barril genera la peligrosa
tentación de rigidizar el régimen fiscal e incrementar regalías e impuestos. Sin
embargo es importante alertar que esta estrategia puede limitar la inversión a
proyectos marginales y crear condiciones de inviabilidad en caso de una caída
significativa de los precios. Una alternativa más razonable parece la utilización de
impuestos a las ganancias extraordinarias. En el caso de Venezuela un aumento de
regalías coordinado con otros grandes exportadores puede utilizarse como
mecanismo de establecimiento de un piso a al renta.
En general los regímenes fiscales flexibles, neutrales y progresivos son más
deseables.
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57
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Las empresas estatales pueden tener un importante rol en el sector al permitir
reducir las asimetrías de información y ejercer una mejore regulación y control sobre
el sector. Sin embargo, hay que evitar que se transformen en fuentes de consumo de
las rentas del negocio petrolero, como lo han sido tantas empresas del estado en la
región.
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58
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BIBLIOGRAFÍA
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60
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ANEXOS
Definición de los renglones de las tablas de los contratos
Anexos A,B,C,D y E
en los
Área
El tamaño de los bloques se extiende de muy pequeño, para proyectos de
desarrollo (EOR), a muy grande para proyectos de exploración. El tamaños
típico de los bloque de exploración están en la orden de 250,000 acres (1,000
km2) a un millón de acres (> 4,000 km2)
Duración
Exploración: Típicamente consta de tres fases realizadas de 6 a 8 años
Explotación: Entre 20 y 30 años
Requisito de
Devolución13
Exploración: 25% después de la primera fase
25% de área original después de la segunda fase
Esta son los más comunes pero se presentan grandes variaciones
Obligaciones
de Exploración
Incluye estudios de sísmica, adquisición de datos y perforación. A veces los
requisitos de contrato pueden ser muy agresivos en términos de dinero y
tiempo, depende de la situación. Todos los bloques son diferentes
Bonos o
Primas
Regalías
El promedio mundial de regalías es de 7%
División de
Ganancias
Petroleras
La mayoría de los beneficios petroleros son divididos con base en la
producción (aproximadamente entre el 55 y el 60%). Otros (alrededor 2025%) se basan en el factor R o en el sistema ROR
Factor: Relación Ingresos brutos/Egresos brutos
ROR: Tasa de retorno.
Límite costos
deducible
de
Impuesto
En promedio es de 65%. Los contratos de producción compartida tienen
típicamente un límite y la mayoría se basan en los beneficios netos. Algunos,
quizás alrededor del 20%, se basan en la producción neta o los beneficios
netos (Regalías netas). Aproximadamente la mitad de los contratos de
producción compartida en el mundo, no tiene depreciación para los límites de
recuperación de costos (casi todos lo hacen con el propósito del cálculo del
impuesto)
Impuestos
El impuesto sobre la renta corporativo promedio del mundo, se encuentra
entre el 30% y el 35%. Sin embargo, muchos contratos de producción
compartida tienen impuestos pagados "en lieu" - "para y a nombre del
contrato" fuera de los beneficios que comparte con la compañía petrolera
nacional
Depreciación
El promedio mundial es de 5 años con el método de línea recta (SLD) para los
costos de capital. Usualmente la depreciación comienza "cuando empieza el
servicio" o "cuando empieza la producción"
Asignación de
costos
por
yacimientos14
El 55% de los países cuentan con sistemas fiscales de asignación de costos
por yacimiento puro, y (13%) posee un sistema de asignación de costos
modificados. Es decir, no permiten que los costos "crucen la cerca" para
efectos de reducción de impuestos
13
Relinquishment: según el Glossary of Petroleum and environment, 2003, quiere decir,
requisito de devolución: Las compañías petroleras retornan al cedente, total o parcialmente
sus derechos de licencia en concesiones que expiran luego de un tiempo determinado.
14
Se refiere a los regímenes fiscales que no permiten a las empresas concesionarias alocar
costos de un yacimiento a otro.
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61
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Porción que toma el gobierno
Campos
marginales
Campos
medios
Campos
provechosos
Margen
%
%
%
%
Regalía
Efectiva
Derechos
de
elevación
Índice de
ahorro
%
%
centavos*
Barril
En este sentido, los yacimientos son catalogados como sigue:
Tipo de Yacimiento
Producción
Media
Costos
Totales/Ingresos
Brutos
Campos Marginales
50-100 MMBBLS
50-60%
Campos Medios
75-150 MMBBLS
30-35%
>100 MMBBLS
20% aproximadamente
Tipo de Yacimiento
Campos Provechosos
Anexo A. Contratos de BOLIVIA
En las Tablas 1, 2 y 3 se describe a detalle algunos de los contratos de
servicio y contrato de riesgo compartido.
Tabla 1. Contratos de Servicios, de Operaciones, y Asociaciones (1980s)
Área
No excedan las 1.000 hectáreas en áreas tradicionales o
explotadas.
No excedan 1.500 hectáreas en áreas no tradicionales.
Duración
Máximo 30 años
Exploración: 4 años + 2 años si hay descubrimientos de gas
Explotación: entre 24 y 26 años dependiendo de la extensión
Requisito de
Devolución
El área de explotación después de la fase de exploración
(No puede exceder las 60.000 hectáreas)
Primas
Ninguna
Regalías
19% Impuesto nacional a la producción bruta
11% regalías departamentales
1% regalías de compensación nacional
Impuestos
40% Impuesto sobre las ganancias
Depreciación
Costos de Exploración:
Costos de desarrollo: 5 años en línea recta
Instalaciones: 8 años en línea recta
_________________________________________________________________________
62
_________________________________________________________________________
Asignación
de
costos
por
yacimientos
Si
Participación del
gobierno
Ninguna
PEG
Campos
marginales
Campos
medios
Campos
provechosos
82%
69%
62%
Margen
Regalías
Efectivas
Aumento
de
Producción
Índice de
Ahorro
59%
31%
69%
60
centavos
_________________________________________________________________________
63
_________________________________________________________________________
Tabla 2. Contrato de riesgo compartido (Ley N° 1689)
Área
40 parcelas que no exceden los 1.000 km2 en áreas
tradicionales o explotadas.
10.000 km2 en áreas no tradicionales o áreas que no han sido
exploradas, que no tienen infraestructura ni seguridad de
reservas.
Duración
Máximo 30 años
Exploración: 3 años + 2 años + 2años + 7 años, en caso de
descubrimientos
Explotación: entre 24 y 26 años dependiendo de la extensión.
Requisito
Devolución
de
20% después de 3 años, 30% después del quinto año
Máxima área retenida es 30% después de 7 años de extensión
10 años de retensión para descubrimientos marginales.
Bonos
No
Regalías
6,0% de la producción bruta corresponde a la participación de
YPFB que concede al contratista el derecho de explorar,
explotar y comercializar los hidrocarburos
11,0% regalías departamentales de la producción bruta
1,0% regalías de compensación nacional de la producción
bruta
18,0% regalías efectivas15.
Adicionalmente para el transporte de
existentes” se calcula una regalía de 13%
los
“hidrocarburos
Impuestos
25,0% ISLR
12,5%
13,0% IVA, impuesto al valor agregado
3,0% Impuesto sobre el valor de las transacciones comerciales
Depreciación
Costos de Exploración:
Costos de desarrollo: 5 años en línea recta
Instalaciones: 8 años en línea recta
Asignación
de
costos
por
yacimientos
Si
Participación del
gobierno
El estado por medio de su representante YPFB adquiere 6% de
la producción bruta
PEG
Campos
marginales
Campos
medios
Campos
provechosos
63%
56%
51%
Margen
Regalías
Efectivas
Aumento
de
Producción
Índice de
ahorro
50%
18%
82%
66
centavos.
15
Según el informe de CEPAL No 78. de Humberto Campodónico, “Reforma e inversión de la
industria de hidrocarburos de América Latina”, Santiago de Chile 2004, este 18% de regalías
corresponde a áreas nuevas, y para las áreas ya explotadas, la regalía correspondiente es de
50% de la producción bruta o los ingresos brutos de la producción.
_________________________________________________________________________
64
_________________________________________________________________________
Tabla 3. Contratos de Servicios a Riesgo (Exploración y producción-1997)
Área
No exceden los 1.000 km2 en áreas tradicionales o explotadas.
No excede 10.000 km2 en áreas no tradicionales.
Duración
Máximo 30 años
Exploración: 3 años + 2 años + 2 años + 7 años si hay
descubrimientos Explotación: entre 24 y 26 años dependiendo de
la extensión
Requisito
Devolución
de
20% después de 3 años, 30% después de 5 años. Después de los
7 años se fijará el porcentaje de acuerdo al balance.
La exploración no debe exceder áreas de 60.000 hectáreas que
corresponde a 3 lotes
Primas
No
Arrendamiento
23 centavos por hectárea para el tercer año
Regalías
18%
Impuestos
25% Impuesto sobre las ganancias
25% de recargo basado en los ingresos brutos
El 33% de los gastos operativos son deducibles, una vez
realizada el 100% de las actividades geológicas de levantamiento
de tierra
12,5% Remittance tax (Impuesto a la repatriación de dividendos)
Impuestos a la importación 5%+16% de impuestos de
transferencia
Depreciación
Costos de Exploración
Costos de desarrollo: 5 años en línea recta
Instalaciones: 8 años en línea recta
Asignación de
costos
por
yacimientos
Si.
Participación
del gobierno
Ninguna
PEG
Campos
marginales
Campos
medios
Campos
provechosos
Margen
57%
55%
58%
61%
Regalías
Efectivas
Aumento
de
Producción
Índice
de
Ahorro
18%
82%
57
centavos
_________________________________________________________________________
65
_________________________________________________________________________
Anexo B. Contratos de Colombia
En las Tablas 1 a 6 se describe a detalle algunos de los contratos de asociación,
contrato de participación a riesgo y contrato de producción incremental en el sector
hidrocarburos de Colombia.
Tabla1. Contrato de Asociación (Principios de 1980)
Área
Varios yacimientos
Duración
Fase de exploración: 8 años
Fase de explotación: 22 años
Requisitos
Devolución
de
50% hasta finalizar el segundo año (negociado hasta 25%)
25% más desde el séptimo año y hasta el final del octavo año
Obligaciones
Exploración
de
Si (Negociado)
Prima
No
Regalías
20%
Límite
deducible
Impuesto
costos
de
No
Impuestos
40% Impuesto sobre la renta
Depreciación
Etapa de Exploración: 5 años en línea recta
Etapa de Desarrollo: 7 años en línea recta
Asignación
Costos
yacimiento
de
por
Obligación
Mercado
Doméstico
de
Participación
del
gobierno
(sin
incluir
regalías)
Si
25% del crudo a razón de 75% de paridad
50% de la producción debe ser entregada a Ecopetrol
Ecopetrol reembolsa el 50% de los costos de los pozos exitosos
más 12% de interés
PEG
Campos
marginales
Campos
medios
Campos
provechosos
85%
80%
79%
Margen
Regalías
Efectivas
Aumento
de
Producción
Índice de
Ahorro
78%
20%
<80%
56 centavos
Tabla 2. Contrato de Asociación (Pre-1994)
_________________________________________________________________________
66
_________________________________________________________________________
Área
Varios yacimientos
Duración
Fase de exploración: 28 años
Fase de explotación: 0-10 años
Requisitos
Devolución
de
50% hasta finalizar el sexto año
25% más desde el octavo año
Obligaciones
Exploración
de
Si (Negociado)
Prima
No
Regalías
20%
Costos
Recuperables
100%
Límite
deducible
Impuesto
No
costos
de
Impuestos
30% Impuesto sobre la renta
25% de recargo para el período (1993-1997)
44% tasa efectiva
12-15% Remittance tax (Impuesto a la
dividendos)
Depreciación
repatriación
de
Etapa de Exploración: 5 años en línea recta
Etapa de Desarrollo: 7 años en línea recta
Asignación
Costos
yacimiento
de
por
Obligación
Mercado
Doméstico
de
Si
75% en USD, a valor de mercado
Participación
del
gobierno
(sin
incluir
regalías)
Campos
marginales
86%
50% de la producción debe ser entregada a Ecopetrol
Ecopetrol reembolsa el 50% de los costos de los pozos exitosos.
La participación del Gobierno aumenta cuando la producción
acumulada supera 60 MMBBLS
PEG
Aumento
Índice
Regalías
de
de
Campos
Campos
Margen Efectivas
Producción Ahorro
medios provechosos
55
83%
81%
80%
20%
<80%
centavos
_________________________________________________________________________
67
_________________________________________________________________________
Tabla 3. Contrato de Asociación después de 1994
Área
Duración
Varios yacimientos
28 años, incluyendo el período de exploración
0-10 años para exploración
Requisitos
Devolución
de
50% hasta finalizar el sexto año
25% más desde el séptimo año y hasta el final del octavo año
Obligaciones
Exploración
de
Si (Negociado)
Prima
No
Regalías
20%
Límite
deducible
Impuesto
costos
de
No
Impuestos
35% Impuesto sobre la renta
7% Remittance tax (Impuesto a la repatriación de dividendos)
Depreciación
Etapa de Exploración: 5 años en línea recta
Etapa de Desarrollo: 7 años en línea recta
Asignación
Costos
yacimiento
de
por
Si
Participación del
gobierno
(sin
incluir regalías)
Campos
marginales
87%
Depende del factor R= (Ingresos acumulados/egresos
acumulados)
1. Si R<1:
Ecopetrol (empresa petrolera estatal)
reembolsa 50% de los costos de exploración, 50% de los
costos de desarrollo, y 50% de los costos operativos; y
toma posesión del 50% de la producción
2. Si 1<R<2: Ecopetrol reembolsa 50% de los costos de
exploración, 50% de los costos de desarrollo, y (1(50%/R)) de los costos operativos; y toma posesión del
(1-(50%/R))% de la producción. Cuando R<1,8 y la
producción acumulada<60MMBBBLS, la porción de
Ecopetrol se mantiene en 50%
3. Si R>2:
Ecopetrol reembolsa 50% de los costos de
exploración, 50% de los costos de desarrollo, y 75% de
los costos operativos; y toma posesión del 75% de la
producción
PEG
Aumento
Índice
Regalías
de
de
Campos
Campos
Margen Efectivas
Producción
Ahorro
medios provechosos
60
83%
82%
81%
20%
<80%
centavos
_________________________________________________________________________
68
_________________________________________________________________________
Tabla 4. Contrato de Asociación después de 2000
Área
Varios yacimientos
Duración
28 años, incluyendo el período de exploración
0-10 años para exploración
Requisitos
Devolución
de
50% hasta finalizar el sexto año
25% más desde el séptimo año y hasta el final del octavo año
Obligaciones
Exploración
de
Si (Negociado)
Prima
No
Regalías
Esquema variable de acuerdo con la producción:
• BPD (0-5.000)
Royalty: 5%
• BPD (5.000-125.000)
Royalty: 2-20% (Aumento
de
por MBPD)
•
•
BPD (125.000-400.000)
BPD (400.000-600.000)
por MBPD)
Límite
deducible
Impuesto
costos
de
Royalty: 20%
Royalty: 20-25% (Aumento
de
• BPD (>600.000)
BPD: Barriles de producción diaria.
0,00125%
0,00125%
Royalty: 25%
No
Impuestos
35% Impuesto sobre la renta
7% Remittance tax (Impuesto a la repatriación de dividendos)
Depreciación
Etapa de Exploración: 5 años en línea recta
Etapa de Desarrollo: 7 años en línea recta
Asignación
Costos
yacimiento
de
por
Participación del
gobierno
(sin
incluir regalías)
Si
Depende del factor R= (Ingresos acumulados/egresos
acumulados) y del tipo de hidrocarburo explotado:
Petróleo y gas asociado:
1. Si R<1,5:
Ecopetrol 30%, empresa asociada 70%
2. Si
1,5<R<2,5:
Ecopetrol
(100%-(70%/(R-0,5))),
empresa asociada 70%/(R-0,5)
3. Si R>2,5:
Ecopetrol 65%, empresa asociada 35%
Gas no asociado y condensado
1. Si R<2:
Ecopetrol 30%, empresa asociada 70%
2. Si 2<R<3: Ecopetrol (100%-(70%/(R-0,5))), empresa
asociada 70%/(R-0,5)
3. Si R>3:
Ecopetrol 65%, empresa asociada 35%.
PEG
Regalías
Aumento
Índice
_________________________________________________________________________
69
_________________________________________________________________________
Campos
marginales
Campos
medios
Campos
provechosos
Margen
64%
68%
69%
79%
Efectivas
de
Producción
5-9%
<93%
de
Ahorro
61
centavos
_________________________________________________________________________
70
_________________________________________________________________________
Tabla 5. Contrato de Participación de Riesgo (Pre-1994)
Área
Varios yacimientos
Duración
Fase de exploración: 8 años
Fase de explotación: 0-10 años
Requisitos
Devolución
de
50% hasta finalizar el sexto año
25% más desde el octavo año
Obligaciones
Exploración
de
Si (Negociado)
Prima
No
Regalías
20%
Costos
Recuperables
100%
Límite
deducible
Impuesto
No
costos
de
Impuestos
37,5% Impuesto sobre la renta (Después de 1995 35%)
12% Remittance tax (Impuesto a la repatriación de dividendos)
Depreciación
Etapa de Exploración: 5 años en línea recta
Etapa de Desarrollo: 7 años en línea recta
Asignación
Costos
yacimiento
de
por
Obligación
Mercado
Doméstico
de
Participación del
gobierno
(sin
incluir regalías)
Campos
marginales
89%
Si
75% en USD, a valor de mercado
30% heads-up
20% Exploración
15% de aumento una vez determinado el
explotación
65% Participación de Gobierno potencial
PEG
Campos
Campos
medios provechosos
87%
85%
potencial
Margen
Regalías
Efectivas
Aumento
de
Producción
85%
20%
80%
de
Índice
de
Ahorro
55
centavos
_________________________________________________________________________
71
_________________________________________________________________________
Tabla 6. Contrato de Producción Incremental
Área
Frontera internacional con Venezuela
Tertiary Barco: Crudo 30° API;
Catatumbo Cretaceous: Crudo 45° API;
El área posee potencial de exploración
Duración
Fase Piloto: 2 años
Fase de desarrollo: 18 años (con extensión de 10 años)
Requisitos
Devolución
de
No disponible
Obligaciones
Exploración
de
Fase Piloto: $15 MM ($10 MM mínimo)
Gastos no reembolsables: $ 1 MM de garantía
Fase de Desarrollo: $ 80 MM
Prima
No
Regalías
20%
Límite
deducible
Impuesto
costos
de
Impuestos
Asignación
Costos
yacimiento
35% Impuesto sobre la renta
7% Remittance tax (Impuesto a la repatriación de dividendos)
de
por
Participación del
gobierno
(sin
incluir regalías)
Campos
marginales
76%
No
Si
Depende del factor R= (Ingresos acumulados/egresos
acumulados)
• R<1
El Gobierno obtiene 26,5% de la producción
• 1<R<2
El Gobierno obtiene entre 26,5% y 50% de la
producción
• R>2
El Gobierno obtiene el 50%
PEG
Campos
Campos
medios provechosos
72%
73%
Margen
Regalías
Efectivas
Aumento
de
Producción
75%
20%
<80%
Índice
de
Ahorro
61
centavos
_________________________________________________________________________
72
_________________________________________________________________________
Anexo C . Contratos de Ecuador
En las Tablas 1 a 3 se describe a detalle algunos de los contrato de servicios con
riesgo compartido y contratos de producción compartida en el sector hidrocarburos
de Ecuador.
Tabla 1. Contratos de servicios con riesgo compartido (Pre-1994)
Área
No hay área definida
Regalías
0%
Costos
Recuperables
100%
Honorarios
Servicio
por
HA = TP*(CDP) + R(P-C)*Q
HA: honorarios por servicio anuales
TP: tasa prime promedio
CDP: Costos de desarrollo y producción menos reembolso
P: Precio promedio del petróleo internacional ($/BBL)
C. Costos de producción ($/BBL)
Q: Producción anual (MMBBLS)
R: Factor de ganancias promedio (fracción decimal)
Impuestos
44,4% de tasa efectiva de impuesto a la ganancia
Depreciación
Costos tangibles de pre-producción: 5 años en línea recta
Asignación
Costos
yacimiento
de
por
Si
Participación
gobierno
del
Ninguna
Campos
marginales
87%
PEG
Campos
Campos
medios provechosos
87%
87%
Margen
Regalías
Efectivas
Aumento
de
Producción
87%
0%
49%
Índice
de
Ahorro
47
centavos
_________________________________________________________________________
73
_________________________________________________________________________
Tabla 2. Contratos de producción compartida (Séptima Ronda)
Área
Máximo 200.000 hectáreas en tierra firme y 400.000 hectáreas
en aguas afuera
Duración
Exploración: 4 años + 2 años para petróleo
5 años + 2 años para gas
Producción: 20 años para petróleo
25 años para gas.
Requisitos de
Devolución
No
Obligaciones de
exploración
De $12 a 16 millones en (0-1 pozos del amazonas)
De $ 8 a 13 millones en (1-2 pozos en la costa oeste)
Prima
Varios honorarios, $100.000 por pozos en el Amazonas, y
$50.000 por pozos de la costa oeste
Regalías
0%
División del
grueso de la
producción
Impuestos
•
•
•
<25.000 BPD
25.000-50.000 BPD
>50.000 BPD
25,00%
75% Contratista y 25% Gobierno
65% Contratista y 35% Gobierno
50% Contratista y 50% Gobierno
Impuesto sobre la renta
15,00%
Distribución de beneficios a los
empleados
36,25%
Impuesto sobre la renta efectivo
Depreciación
Costos tangibles de pre-producción: 5 años en línea recta
Asignación de
Costos por
yacimiento
Si
Asignación de
Costos por
yacimiento
Posible (prorrateado)
Participación del
Gobierno
Ninguna
Otros
Campos
marginales
75%
50 centavos/BBL, impuesto ambiental a la producción
25 centavos/BBL transporte (contratos anteriores exentos)
PEG
Aumento
Índice
Regalías
de
de
Campos
Campos
Margen Efectivas
Producción Ahorro
medios provechosos
63
63%
57%
54%
26%
73%
centavos
_________________________________________________________________________
74
_________________________________________________________________________
Tabla 3. Contratos de producción compartida TRITON (Séptima Ronda)
Área
19 bloques de 2.000 km2
Duración
Exploración: 4 años + 2 años para petróleo
5 años + 2 años para gas
Producción: 20 años para petróleo
25 años para gas
Requisitos
Devolución
de
No
Obligaciones
exploración
de
400 km. de sísmica + 2 pozos $15.5 millones
Prima
100.000 $
Regalías
0%
Límite de
deducible
impuesto
costo
de
Ninguno
Hay un límite de 15% de la inversión en exploración.
Ninguna recuperación del "costo financiero" para la exploración.
5% como límite de pagos al Ministerio del Interior
División del grueso
de la producción
<25.000 BPD
>25.000 BPD
Impuestos
25,00%
75% Contratista y 25% Gobierno
60% Contratista y 40% Gobierno
Impuesto sobre la renta
15,00%
empleados
Distribución de beneficios a los
(deducible de impuestos)
6,25%
Depreciación
Impuesto sobre la renta efectivo
Costos tangibles de pre-producción: 5 años en línea recta
Asignación
Costos
yacimiento
de
por
Posible (prorrateado)
Participación
gobierno
del
Ninguna
Campos
marginales
73%
PEG
Campos
Campos
medios provechosos
62%
56%
Margen
Regalías
Efectivas
Aumento
de
Producción
53%
25%
75%
Índice
de
Ahorro
63
centavos
_________________________________________________________________________
75
_________________________________________________________________________
Anexo D . Contratos de Perú
En las Tablas 1 a 6 se describe a detalle algunos de los contrato de servicios con
riesgo compartido, contratos de licencias, contratos de regalías e impuestos y
contrato de desarrollo (proyecto Camisea) en el sector hidrocarburos de Perú.
_________________________________________________________________________
76
_________________________________________________________________________
Tabla 1. Contratos de servicios con riesgo compartido (1989-1992)
No definida
Área
Duración
Exploración:
Producción:
7 años máximo con sub-períodos
30 años para petróleo, 40 años para gas
Requisitos de Devolución
Negociado
Obligaciones de
exploración
No
Prima
No hay ni primas al momento de la firma, ni primas de producción
Regalías
0%
Remuneración
del
contratista
(% ganancias brutas, basado
en “factor R”)
R
0.0 – 1.0
1.0 – 1.5
1.5 – 2.0
>2.0
Impuestos
30,0%
Tarifas
máximas
en el
modelo
83%
79%
76%
66%
R
Mobil
1989
Eurocan
1992
0-1
1-2
2-3
>3
69%
59%
49%
40%
71%
61%
50%
40%
Impuesto al Ingreso
0,5%
Impuesto al patrimonio (activos netos)
5,0%
Participación laboral de operaciones de exploración y
producción
Depreciación
5 años (línea recta o por unidades de producción)
PEG
Ejemplo
Regalías
Efectivas
Aumento
de
Producción
Campos
Marginales
Campos
medios
Campos
provechosos
Margen
Mobil
87%
70%
70%
74%
31%
69%
Eurocan
87%
69%
68%
74%
29%
71%
_________________________________________________________________________
77
Índice
de
ahorro
65
centavos
65
centavos
_________________________________________________________________________
Tabla 2. Contratos de servicios con riesgo compartido OXY Bloque 1 a-b
Duración
Exploración: 7 años máximo con sub - períodos
Producción: 30 años para petróleo
40 años para gas
Requisito
Devolución
de
Negociado
Obligaciones
exploración
de
No
Regalías
0%
Remuneración del
contratista
(%
ganancias
brutas)
58% OXY, 42% Gobierno
Impuestos
30,0%
0,5%
netos)
Impuesto al Ingreso
Impuesto al patrimonio (activos
5,0%
Participación laboral de operaciones de exploración y
producción
0,0%
Retención de impuesto desde 1994
Depreciación
5 años (línea recta o por unidades de producción)
Asignación
Costos
yacimiento
de
por
No
Participación
gobierno
del
Ninguna
Campos
marginales
99%
PEG
Campos
Campos
medios provechosos
74%
68%
Margen
Regalías
Efectivas
Aumento
de
Producción
62%
42%
58%
Índice
de
Ahorro
65
centavos
_________________________________________________________________________
78
_________________________________________________________________________
Tabla 3. Contratos de licencias (concesionarias-Ley 1993)
Área
Varios bloques, desde 1.500 a 10.000 km2
Duración
Exploración:
Producción:
7 años máximo con sub–períodos (2+5 años,
con extensiones de 1 año)
30 años para petróleo
40 años para gas
Requisito de Devolución
Negociado
Obligaciones
exploración
Entre $20 y $60 millones en los 7 años
de
Prima
Honorarios de entrenamiento anuales:
$25.000 - $50.000 (exploración)
$50.000 - $150.000 (producción)
Regalías
Negociado. Típicamente basado en el factor R o en los
niveles de producción
R
0.0 – 1.0
1.0 – 1.5
1.5 – 2.0
Impuestos
Modelo
1994
15%
20%
25%
30,0%
>$15 por barril
Min.
Típico
Máx.
23
23
51
27
29
52
33
34
56
<$15 por barril
Típico
Máx.
Min.
19
19
45
22
25
49
27
30
56
Impuesto al Ingreso
0,5%
netos)
Impuesto al patrimonio (activos
5,0%
Participación laboral de operaciones de exploración y
producción
0,0%
Retención de impuesto desde 1994
Depreciación
5 años (línea recta o por unidades de producción)
Asignación de
por yacimiento
Costos
Participación
gobierno
Campos
marginales
68%
del
No
Ninguna
PEG
Campos
Campos
medios provechosos
63%
63%
Margen
Regalías
Efectivas
Aumento
de
Producción
61%
23%
70%
_________________________________________________________________________
Índice
de
Ahorro
65
centavos
79
_________________________________________________________________________
Tabla 4. Contratos de Regalías e Impuestos con Petróleos Murphy (1995
aproximadamente)
Área
Lote 71: 12.259.236 hectáreas
Duración
Exploración: 18, 12, 12, 18, 12, 12 meses
Producción: el ejecútese del gas son 10 años
Al final el cuarto año de exploración se deberá devolver todo al
Gobierno excepto la región a 5 Km del halo
Requisitos
de
Devoluciones
20% y 20% después del primer y segundo período de
exploración
Obligaciones de
exploración
Reprocesamiento / reinterpretación de 950 Km. de sísmica en el
primer período (como mínimo) Comenzando en el tercer
período, 1,2,1,1 pozos respectivamente
Regalías
Factor R
0.0 – 1.0
1.0 – 1.5
1.5 – 2.0
> 2.0
Costo
de
Recuperación
Ninguno
Impuestos
30% de Impuesto
< $15
18.75%
24%
29%
38.5
$25
22.5%
28%
35%
42.25%
>$35
28.75%
34.5%
40%
47%
1% retención de impuesto
5% otros
Depreciación
Asignación
Costos
yacimiento
5 años (línea recta o por unidades de producción)
de
por
No
PEG
Campos
marginales
Campos
medios
Campos
provechosos
69%
63%
65%
Margen
Regalías
Efectivas
Aumento
de
Producción
Índice de
Ahorro
66%
22,5%
70%
65
centavos
_________________________________________________________________________
80
_________________________________________________________________________
Tabla 5 . Contrato de Licencia Lote II (1995)
Originalmente, contrato de servicio firmado en 1991
Área
Lote II: 78 Km.
Duración
20 años
Requisito
Devolución
de
Obligaciones de
exploración
6 pozos
Prima
No
Regalías
BPD
0-300
300-600
> 600
Costo
de
Recuperación
Ninguno
Impuestos
30% Impuesto
<$15/BBL
20%
26%
27%
$25/BBL
23%
42%
48%
>$35/BBL
45%
54%
59%
1% Impuesto W/T
5% otros
Depreciación
Asignación
Costos
yacimiento
5 años (línea recta o por unidades de producción)
de
por
Participación del
gobierno
No
Ninguna
PEG
Campos
marginales
Campos
medios
Campos
provechosos
78%
79%
80%
Margen
Regalías
Efectivas
Aumento
de
Producción
Índice de
Ahorro
73%
26%
52%
65
centavos
_________________________________________________________________________
81
_________________________________________________________________________
Tabla 6. Proyecto Camisea, contrato de desarrollo Mobil y Shell-1996
Devuelto al Gobierno en 1998
El contrato original contenía los bloques 38 y 42
Área
Duración
Requisito
Devolución
de
Obligaciones
exploración
de
Prima
Regalías
Gas/NGL
Factor R
0.0
1.0
1.5
2.0
3.0
–
–
–
–
–
1.0
1.5
2.0
3.0
4.0
> 4.0
Costo
recuperación
de
Petróleo
Regalía
7%
22%
27%
37%
40%
47%
15$ por
barril
20%
24%
30%
38%
42%
42%
25$ por
barril
23%
29%
35%
42%
46%
46%
35$ por
barril
27%
34%
40%
47%
50%
50%
Ninguno
Impuestos
30%
Depreciación
5 años (línea recta)
Asignación
Costos
yacimiento
de
por
No
Participación
gobierno
del
No
PEG
Campos
marginales
Campos
medios
Campos
provechosos
Margen
70%
63%
67%
68%
Regalías
Efectivas
Aumento
de
Producción
Índice
de
Ahorro
22%
70%
65
centavos
_________________________________________________________________________
82
_________________________________________________________________________
Anexo E. Contratos de Venezuela
En la Tabla 1 se describe a detalle, por ejemplo, el contrato de servicio a riesgo de
las “Asociaciones Estratégicas” de la 3ra. Ronda para el sector hidrocarburos de
Venezuela.
Tabla 1. Contratos de Exploración a Riesgo (1996)
Área
De 8 a 12 áreas en bloques de no más de 2.000 km2 divididos
en 16 sub-bloques
Duración
Exploración: de 0 a 9 años
20 años en total con opción a ser extendidos 10 años más
Requisito
Devolución
de
Obligaciones
Exploración
de
2 pozos por 1.000 km2 en los primeros 4 años
si la exploración se extiende a los años 5, 6 y 7, deberán
explorarse 6 posos adicionales
Primas
Garantía inicial: $500.000
Paquete de datos: $50.000
Honorarios de oferta: $100.000 por oferta
Regalías
16,67% con una escala de disminución variable, basada en el
ROA (“Return On Assets”)
ROA = Utilidad antes de Impuestos / el valor de los activos en
libro
Impuestos
Escala de impuesto PEG entre 0 y 50%16
67,7 % ISLR de PDVSA (Los intereses son deducibles)
Créditos fiscales por inversión máximo: 2% del ISLR
16% IVA (cero para las exportaciones)
Depreciación
Exploración y desarrollo por perforación en unidades
producción en pozos secos
Asignación
costos
yacimientos
de
por
Si
Participación
gobierno
del
De 0 a 35%
PEG
Campos
marginales
Campos
medios
Campos
provechosos
Margen
93%
91%
88%
87%
de
Regalías
Efectivas
Aumento
de
Producción
Índice
de
Ahorro
16,7%
0%
20
centavos
16
Las licencias fueron concedidas en base de oferta del PEG con una escala de 0-50%. Estas
ofertas se hicieron en un plazo de dos horas.
_________________________________________________________________________
83
_________________________________________________________________________
Asociaciones Estratégicas (1990s)
Crudos Extra-Pesados
• Los acuerdos de Asociación Estratégicas implican grandes inversiones que
requieren integración vertical (Contratos: Cerro Negro, Sincor, Petrozuata, y
Hamaca).
• El contratante tiene el título del crudo.
• La tasa de impuestos es 34%, con royalties mínimos negociados en cada
proyecto.
• Los costos son altos y el Government take es bajo.
• Duración: 35 años (las negociaciones requieren aprobación del Congreso).
Primera y Segunda Ronda de Reactivación (Convenios Operativos)
•
•
•
•
•
•
•
•
Proyectos de rehabilitación para campos no productivos o con baja
producción.
PDVSA paga un honorario por barril.
Duración fija de 25 años.
El contratante no tendrá participación ni en los activos ni en la producción.
No se pagan royalties pero se paga un impuesto municipal del 5% sobre la
producción bruta.
La tasa de impuestos es 34%.
Sistema de honorarios basado en el reembolso de los gastos operativos un
honorario de inversión para rembolsar la inversión hecha por la empresa
afiliada.
Algunos proyectos fueron exitosos y otros poco productivos (principalmente
por la falta de reservas).
Tercera Ronda Convenios Operativos (1996)
•
•
•
Rehabilitación/Redesarrollo de los proyectos.
La empresa prestadora de servicio cobra honorarios profesionales de acuerdo
con la producción y los costos incurridos.
Government take en el orden de 85-95%.
_________________________________________________________________________
84
_________________________________________________________________________
ANEXO F. Estadisticas de los Paises de la Comunidad Andina
Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2005
BOLIVIA
Evolución de las Reservas de Petróleo en Bolivia, 1997-2003 (MMMB)
Evolución de las Reservas de Gas Natural en Bolivia, 1980-2004 (TPC)
Evolución de la Producción de Gas Natural, 1980-2004 (MMMPCD)
_________________________________________________________________________
85
_________________________________________________________________________
Inversión Extranjera Directa en el sector de Hidrocarburos, 1994-2004
Fuente:
Reformas e Inversión en la industria de los Hidrocarburos, CEPAL, Octubre, 2004
(*) Banco Central de Bolivia, Septiembre, 2005
_________________________________________________________________________
86
_________________________________________________________________________
COLOMBIA
Evolución de las Reservas de Petróleo, 1980-2004 (MMMB)
Evolución de la Producción y Consumo de Petróleo, 1980-2004,
(MBD)
Evolución de las Exportaciones de Petróleo, 1990-2004, (MBD)
_________________________________________________________________________
87
_________________________________________________________________________
Evolución de las Reservas de Gas Natural, 1980-2004 (TPC)
Evolución de la Producción y Consumo de Gas Natural 1980-2004
(MMMPCD)
_________________________________________________________________________
88
_________________________________________________________________________
ECUADOR
Evolución de las Reservas de Petróleo, 1980-2004 (MMMB)
Evolución de la Producción y Consumo de Petróleo, 1980-2004 (MBD)
Evolución de las Exportaciones de Petróleo, 1990-2004 (MBD)
_________________________________________________________________________
89
_________________________________________________________________________
PERU
Evolución de las Reservas de Petróleo, 1980-2004 (MMMB)
Evolución de la Producción y Consumo de Petróleo, 1980-2004 (MBD)
Evolución de las Reservas de Gas Natural, 1980-2004 (TPC)
_________________________________________________________________________
90
_________________________________________________________________________
VENEZUELA
Evolución de las Reservas de Petróleo, 1980-2004 (MMMB)
Evolución de la Producción y Consumo de Petróleo, 1980-2004 (MBD)
Evolución de las Exportaciones de Petróleo, 1990-2004 (MBD)
_________________________________________________________________________
91
_________________________________________________________________________
Evolución de las Reservas de Gas Natural, 1980-2004 (TPC)
Evolución de la Producción y Consumo de Gas Natural, 1980-2004
(MMMPCD).
Exportaciones de Petróleo de los países de la CA, 1994-2004
Países
Colombia
Ecuador
Venezuela
Total
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
214
248
331
135
367
125
395
125
509
119
600
145
479
177
382
171
379
179
342
205
328
312
2316
2513
2711
2869
3035
2774
2825
2688 2624
2096 2403
2778
2978
3203
3389
3663
3520
3480
3241 3183
2643 3043
Fuente: Cálculos propios con base a BP Statistical Review of World Energy June 2005.
Inversiones en el sector de Hidrocarburos de los países de la CA,
1994-2004
Paìses
Bolivia(*)
Colombia
Ecuador
Perú
Venezuela
Total
1994
62,8
757,4
685,0
186,0
1995
1996
1997
1998
1999
137,7
1082,1
616,0
155,4
53,4
1489,1
662,0
273,7
299,0
1712,0
798,0
289,8
644,0
1294,0
877,0
308,5
449,0
912,0
653,0
156,7
2970,6 4275,7
4661,8 6266,9
5038,3
7516,5
7627,4
10726,2
6337,0
9460,5
6990,4
9161,1
2000
412,0
791,0
756,0
122,6
2001
2002
2003
631,0
925,0
1478,0
144,5
709,0 336,0
762,0
1549,0 1617,0
95,4
7025,0
7469,6
9106,6 10648,1
6800,0 4675,0
9915,4 6628,0
2004
190,0
1233,0
1423,0
(*) Solo contempla la Inversión Extranjera Directa
Fuente: Campodonico H., Reformas e inversión en la industria de hidrocarburos de América Latina, CEPAL,
2004 y Briceño M., Marco institucional y desempeño del sector hidrocarburos en la región andina BID,
2002.
_________________________________________________________________________
92