Source: https://es.scribd.com/document/58009046/CONTRATOs-de-Exploracion-La-Ti-No-America
Timestamp: 2019-04-21 18:25:08
Document Index: 299382310

Matched Legal Cases: ['artículo 15', 'artículo 6', 'artículo 6', 'artículo 4', 'artículo 177', 'artículo 360', 'Artículo 332', 'artículo 39', 'artículo 8', 'artículo 24', 'artículo 37', 'artículo 35', 'artículo 22', 'artículo 24', 'artículo 48', 'artículo 47', 'artículo 44', 'in fine', 'in fine']

Cargado por Isha Arteaga
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CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur - 2009
Este documento fue preparado bajo la dirección de:
Carlos Arturo Flórez Piedrahita, Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE)
Néstor D. Luna González Director de Planificación y Proyectos
El autor de este documento es: Mauricio Medinaceli Monrroy Coordinador de Hidrocarburos de OLADE
Se autoriza la utilización de la información contenida en este documento con la condición de que se cite la fuente.
Índice Acrónimos ...............................................................................................................7 1. Introducción......................................................................................................9 2. Algunos conceptos ..........................................................................................8 2.1 Participación Estatal en el Usptream .....................................................11 2.2 Regalías e Impuestos.............................................................................12 2.2.1 Regalías ..............................................................................................12 2.2.2 Impuesto a la Producción ..................................................................13 2.2.3 Impuesto a las Ventas ........................................................................13 2.2.4 Impuesto sobre las Utilidades............................................................13 2.2.5 Impuesto sobre las Utilidades Extraordinarias ..................................14 2.2.6 Escalas Variables y el Factor “R” .......................................................14 2.3 Participación Contractual en el Upstream .............................................15 2.4 Riesgo en la Exploración y Explotación de Hidrocarburos ..................18 2.4.1 Riesgo Exploratorio ............................................................................19 2.4.2 Riesgo de Producción ........................................................................20 2.4.3 Riesgo de Precios...............................................................................21 3. Argentina ........................................................................................................23 3.1 Características principales .....................................................................23 3.2 Sistema tributario ...................................................................................24 4. Bolivia .............................................................................................................26 4.1 Características Generales ......................................................................26 4.2 Sistema Tributario...................................................................................27 5. Brasil ...............................................................................................................28 5.1 Características Generales ......................................................................28 5.2 Sistema Tributario...................................................................................29 6. Chile................................................................................................................30 6.1 Características Generales ......................................................................30 6.2 Sistema Tributario...................................................................................32 7. Colombia ........................................................................................................33 7.1 Características Generales ......................................................................34 7.2 Sistema Tributario...................................................................................35 8. Perú ................................................................................................................38 8.1 Características Generales ......................................................................38 8.2 Sistema Tributario...................................................................................39 9. Venezuela .......................................................................................................42 9.1 Características Generales ......................................................................42 9.2 Sistema Tributario...................................................................................43 10. Conclusiones .............................................................................................45 Bibliografía ............................................................................................................47 Anexo 1: Participación Especial – Brasil ..............................................................48 Índice de tablas Tabla Tabla Tabla Tabla Tabla Tabla 1: Contrato “Regalías/Impuestos” - Base...................................................16 2: Contrato “Regalías/Impuestos” – Costos Elevados...............................16 3: Contrato “Regalías/Impuestos” – Impuesto a la Producción ................17 4: Contrato de Operación ...........................................................................17 5: Contrato de Producción Compartida .....................................................18 6: Valores de S – Derecho precios altos en Colombia ..............................36
Índice de Figuras Figura Figura Figura Figura Figura Figura 1: 2: 3: 4: 5: 6: Clasificación de Contratos Petroleros ....................................................9 Riesgo de Inversión...............................................................................20 Riesgo de Producción...........................................................................20 Riesgo de Precios .................................................................................21 Regalía Escalonada - Colombia ...........................................................36 Regalía en función a la escala de producción - Perú ..........................40
es decir.Chile Licencias para la Exploración y Explotación de Gas no asociado . Participación de la Compañía Tradicional (PCT). El ingreso bruto es aquella cantidad de dinero recibida en la Boca de Pozo del campo.A. – Empresa Estatal Argentina Miles de Barriles por Día Calendario . Agencia Nacional de Petróleo. serán los recursos monetarios disponibles para la compañía respecto a los ingresos brutos Unidad de Trabajo de Exploración .Perú Gastos de operación Participación Estatal. los recursos monetarios apropiados por el Estado medidos respecto al beneficio de la operación. Gastos de capital Contratos de Empresas Mixtas – Venezuela Contratos Especiales de Operación .2009 5 .Chile Energía Argentina S.ACRÓNIMOS ANH = ANP = CAPEX = CEM = CEO = LEEG = E&E = ENAP = ENARSA = MBPDC = OPEX = PE = PET = Agencia Nacional de Hidrocarburos – Colombia. se define con este concepto a los recursos monetarios con los que se queda la compañía privada respecto a los beneficios. los recursos monetarios apropiados por el Estado medidos respecto a los ingresos brutos de la operación. una vez deducidos los costos de operación. de inversión y la PE. Fiscales Bolivianos. Gas Natural y Biocombustibles. haciendo uso de la primera definición.Bolivia Yacimientos Petrolíferos hidrocarburos en Bolivia. Exploración y explotación Empresa Nacional del Petróleo . institución reguladora del sector hidrocarburos en Brasil. Participación de la Compañía (PC).Venezuela. empresa estatal de PC = PCT = UTE = YPFB = CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . Participación Estatal Tradicional (PET).
6 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur .2009 .
puesto que la definición de precios. de una forma casi directa. generalmente como porcentaje del ingreso bruto. además del sistema tributario aplicado a éstos. El presente trabajo tiene por objetivo revisar los contratos de exploración y explotación vigentes en algunos países de América del Sur. para cubrir sus opex. capex y aún así obtener una ganancia razonable y. Para ello el coordinador de hidrocarburos de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) tuvo entrevistas con representantes de los Gobiernos y empresas estatales de los países involucrados. Todas ellas se relacionan.1 también afecta a estas variables. Ministerio de Planificación Federal Brasil: Eduardo Assumpção. 3) división del riesgo de producción y precios y. Superintendencia de Promoción de Licitaciones. Generalmente estos contratos contienen el detalle de derechos. Ney Mauricio Carneiro da Cunha. En general la modalidad de contratos analizados pueden agruparse en tres: 1) contratos de producción compartida. donde se le permite al operador del campo recuperar sus costos de operación (opex) y de capital (capex) antes de la división de ingresos con el Estado. un contrato petrolero define la relación entre el Estado y el operador del campo en variables “clave” dentro la operación de un campo de interés hidrocarburífero. La razón es clara. 7 • 1 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . Este trabajo contiene las sugerencias e información proporcionadas por: • Argentina: Alberto Fiandesio. con la propiedad del recurso. 4) cuidado técnico del campo hidrocarburífero. deberes y obligaciones entre el Estado y los operadores del campo y la celebración de éstos se realiza a través de alguna representación pública. 2) contratos de servicios. ellas son: 1) división de la renta petrolera. En ellas. Usualmente son refrendados por el Congreso y cuando sólo son aprobados por el Poder Ejecutivo.1. que es el pago de impuestos y regalías. 3) contratos de “impuestos/regalías” donde el operador del campo tiene una principal (no única) obligación con el Estado. mercados y volúmenes. Dentro un contrato en el upstream petrolero/gasífero se expresan negociaciones y acuerdos entre el Estado y los operadores (públicos y/o privados) en torno al manejo de un recurso natural (generalmente no renovable) que es de propiedad de la Nación. 2) división del riesgo exploratorio. ANP. INTRODUCCIÓN Tal vez uno de los elementos centrales en el upstream petrolero es el diseño de contratos para la exploración y explotación de hidrocarburos.2009 . durante los meses de julio y agosto del año 2009. se logró el acceso a información sobre los detalles del tipo de contratos utilizados en las etapas de exploración y explotación. el Congreso se limita a aprobar un “modelo” de contrato. Superintendente adjunto de Planeamiento Variables que determinan la propiedad del recurso. donde el operador del campo recibe un monto de recursos. Subsecretaría de Combustibles.
ANP. Marcelo Mardones Osorio. debates y charlas con las personas mencionadas anteriormente. ECOPETROL. Especialista en Regulación de la Superintendencia de Control de las Participaciones Gubernamentales. Superintendencia de Promoción de Licitaciones. Coordinador Informático Senior y María Luisa Beraún. Por el contrario. • • • Así como de los colegas de OLADE. • Chile: José Antonio Ruiz. Josie Quintella. Luciana Palmeira Braga. quienes revisaron varias versiones preliminares de este documento. Los aciertos que pueda tener este trabajo son resultado de los comentarios. 8 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur .2009 . María Auxiliadora Eman. Johanna Marín. Especialista en Regulación de la Superintendencia de Promoción de Licitaciones. Jefe del Área de Hidrocarburos de la Comisión Nacional de Energía. Perú: Pedro Arce. Gerencia de Nuevos Negocios CVP. Venezuela: Inti Garzón. Jefe de la Unidad de Geotermia y CEOPs del Ministerio de Minería. Carlos Barragán. ANP. donde destaca el Sr. Planeamiento y Presupuesto. Abogado de la División Jurídica del Ministerio de Minería. Economista Senior. El autor agradece profundamente la colaboración desinteresada y abierta de las personas señaladas así como de las personas que colaboraron en la coordinación de las reuniones. Colombia: Camilo Vela. Consultaría Jurídica CVP del Ministerio de del Poder Popular para la Energía y el .e Investigación. Jesús Figueroa. ANP. César Mercado. André Regra. PERUPETRO. son responsabilidad completa del autor. Director General de Regalías y Precios de Exportación. Gerente de Planteamiento y Presupuesto. Petróleo. ANP. los errores u omisiones.
(2001) y Newendorp & Schuyler (2000). por su parte. En los Sistemas Contractuales la propiedad pertenece. volúmenes y mercados para la producción. ALGUNOS CONCEPTOS Puesto que la descripción de los contratos aplicados a la exploración y explotación (E&E) de hidrocarburos asume un determinado conocimiento de sus modalidades (asociado a los sistemas tributarios aplicados). esta agrupación también puede encontrarse en Mian (2002). de esta forma. dado que dependen de las condiciones de cada país. por ello muchas veces la propiedad del hidrocarburo está directamente relacionada con la comercialización de éste.3 tiene que ver con la propiedad del recurso. de las formas contractuales generalmente utilizadas en el mundo. En el caso de los Contratos de Servicios dicha retribución es generalmente en dinero. Esta distinción es importante toda vez que si la retribución es en especie. Slavin (2007). al Estado. en estos casos la participación del Estado se limita al cobro de regalías y/o impuestos. generalmente. En los Sistemas Contractuales el primer rasgo característico es la retribución a la compañía privada. mientras que en los contratos de Producción Compartida ella muchas veces es en especie. 9 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur .2 Siguiendo a Johnston & Johnston (2002) y Johnston (2003) la Figura 1 presenta el resumen. Gallun et al. las formas contractuales usuales en el sector de hidrocarburos. Muchas veces estos contratos reciben el nombre de “Concesiones”. la 2 3 La discusión realizada en esta sección tiene como base la realizada en Medinaceli (2007). sin embargo esta forma de agrupación es bastante útil. realizado por estos autores. De hecho.2. en esta sección se explica de forma muy general. Figura 1: Clasificación de Contratos Petroleros La primera distinción. en los contratos basados en Regalías e Impuestos la propiedad la asume la compañía que aporta con el capital de riesgo. no todas ellas son iguales.2009 . los conceptos utilizados posteriormente se espera no sean ajenos al lector. entre Sistemas Contractuales y Sistemas de Regalías e Impuestos. propiedad entendida como la capacidad de definir los precios. Por supuesto.
debido a las restricciones presupuestarias que tiene el Estado. cuando firma un contrato donde el Estado sólo participa ante un descubrimiento comercial. Adicionalmente el operador debe pagar los impuestos y tributos establecidos por ley. antes de aplicar la participación del Estado. ya que no puede evitar el pago a la compañía de servicios. ya sea de operación o inversión.2009 . mientras que en países donde esta probabilidad es baja. Por otra parte. Por tanto. etc. Los Contratos de Servicios pueden dividirse entre tres categorías: 1) los Contratos de Servicios Puros. En los contratos de Servicios de Riesgo la retribución a la compañía se realiza sobre el beneficio de la operación. es la compañía quien asume el riesgo de la operación. si la probabilidad es elevada. mantenimiento. sobre todo extranjera. Esta sección se complementó con la el detalle proporcionado en Mian (2002). En otras situaciones. No obstante. la pérdida por pozos secos recae sobre la compañía. En algunos casos es el Estado quien lo hace y simplemente contrata a compañías de servicios que se limitan a realizar determinadas operaciones. es sujeto de varias objeciones.compañía privada puede comercializar la producción de la manera que vea conveniente. 3) los Contratos de Servicios de Riesgo. En los contratos de Servicios Puros el Estado otorga a la compañía privada un porcentaje fijo de los ingresos (medidos en Boca de Pozo). en caso de descubrirse un pozo “seco” es el Estado quien pierde dinero. se encuentran mezclas de los dos mencionados anteriormente. salud y educación. por ejemplo: perforación de pozos. en los Contratos de Producción Compartida muchas veces se le permite al operador del campo. se deja que sea el sector privado quien asuma gran parte de los riesgos. por ello en estos casos son los Estados quienes asumen el riesgo. finalmente en los contratos de servicios híbridos. dado que debe también financiar actividades del tipo social. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . Wright & Gallun (2005) establecen las siguientes características de los Sistemas Contractuales antes mencionados: Sistemas de Regalías/Impuestos: • La empresa que desea realizar el emprendimiento debe pagar un bono al Estado cuando se firma el contrato de exploración o cuando comienza la etapa de producción. • • • Contratos de Producción Compartida:4 • 4 10 El contratista paga un bono al Estado al momento que se firma el contrato. por ejemplo. recuperar sus opex y capex. Claramente dependerá de la riqueza hidrocarburífera del país y la probabilidad de encontrar un yacimiento comercial. 2) los Contratos Híbridos y. por ejemplo. ¿Quién debe asumir el riesgo? Generalmente la respuesta inmediata es: el sector privado. en la operación del campo. muchas veces la inversión privada. Cuando se estudia la naturaleza de un contrato es importante definir claramente quién asume el riesgo de la operación. El operador del campo petrolero debe cubrir con todos los OPEX y CAPEX de la operación. el Estado estará tentado a asumir el riesgo. con este porcentaje la compañía debería cubrir los costos incurridos. El operador del campo petrolero debe pagar una regalía al Estado.
ha sido utilizado de forma ambigua según sea el contexto de la discusión. aquellos costos que no fueron recuperados en una gestión pueden o no. algunas de ellas son: 1) muchas veces la recuperación de costos tiene un límite. 3) los costos de operación se recuperar en el porcentaje establecido en el contrato y. Dado que el contratista no puede disponer de las reservas del hidrocarburo.5 El contratista paga todos los costos y riesgos asociados a la exploración y el Estado (generalmente a través de la empresa estatal) se reserva el derecho de asociarse en la etapa de desarrollo y producción del yacimiento. el término Participación del Estado. pueden recuperarse a través de porcentajes de la producción. 4) dependiendo del país anfitrión. Un monto de la producción. En este sentido. desarrollar y producir las reservas. estos costos pueden recuperarse en el futuro. Este profit split puede variar desde 5% hasta 60% para el contratista. 5 6 Usualmente el contratista debe remitir un Programa de Trabajo Anual al Estado para su aprobación. El contratista recupera los OPEX y CAPEX a través de pagos por sus operaciones. Las reservas quedan en propiedad del Estado. para fines prácticos.6 se divide entre el contratista y el Estado (empresa estatal). El Estado puede participar en la operación junto al contratista. simplemente asegura al contratista el derecho a explorar. el Estado tiene el control empresarial de la operación. El contratista paga regalías al Estado cuando comienza la operación.1 PARTICIPACIÓN ESTATAL EN EL USPTREAM Muchas veces. desarrollo y producción las asume el contratista. existen varias características que posee esta devolución. en algunos casos. mientras que el contratista se encarga de las operaciones petroleras. acumularse para los siguientes períodos.• • • • • • • • adicionalmente existen países donde se deben pagar bonos al momento de explotar el campo. 2. El contratista usualmente debe cubrir los costos de entrenamiento de personal local y/o dar dinero para financiar estos conceptos.2009 . generalmente referida a la producción total deducida aquella para pagar las regalías y costos de recuperación. muchas veces. El contratista también se hace cargo de los impuestos y tributos señalados en la ley. los costos de exploración y desarrollo. En algunos casos se lo utiliza para medir el total de recursos monetarios que quedan en el Estado respecto a los ingresos brutos en Boca de Pozo. Todos los costos y riesgos de las etapas de exploración. se aplican estos impuestos sobre el profit split. Dado que en muchos casos el petróleo y/o gas natural no es comercializado por el contratista. Los costos de operación y. 11 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . 2) los costos de exploración se recuperan al 100%. Pagos de regalías al Estado cuando se produce el campo. En este sentido. entonces generalmente está interesado en aquella parte de la reserva que le corresponde luego de la división anotada en el párrafo precedente. Contratos de Servicios: • • • • • • Existe el pago de un bono al Estado cuando se firma el contrato. El volumen estimado para cubrir estos costos generalmente se denomina “costo de recuperación”. expresado como % de la producción. entonces la determinación de los costos recuperables es vital para el desempeño financiero de la operación. El Estado Nacional retiene la propiedad de las reservas.
los recursos monetarios apropiados por el Estado medidos respecto a los ingresos brutos de la operación. Para evitar este tipo de confusiones. se aplica sobre la producción o el valor de la misma.mientras que en otros. en un afán de equilibrar los años malos (elevada inversión y baja ganancia) con los buenos (inversión recuperada y ganancias elevadas). siempre que no se mencione lo contrario. cuando la inversión es elevada y por tanto los beneficios pequeños. usualmente. su definición se refinó y actualmente se acepta a la regalía como la compensación obligatoria en dinero o especie por la explotación de un recurso natural no renovable. que en los últimos años. serán los recursos monetarios disponibles para la compañía respecto a los ingresos brutos. • • También es sujeto de amplia ambigüedad el tiempo de medición para estos indicadores. las regalías históricamente se situaron en el orden de 1/8 del ingreso bruto. el mismo término es utilizado para dimensionar estos recursos sobre los beneficios de la operación. En un intento de armonizar estas dos posiciones. 2. Participación Estatal Tradicional (PET). parte integrante de los contratos de E&E. no necesita la contabilización de los costos de operación e inversión realizados. Participación de la Compañía (PC).2 REGALÍAS E IMPUESTOS 2.2. de inversión y la PE. Por ello es un concepto que. en esta sección se definirá claramente qué se entiende por Participación Estatal. cada vez que se utilicen los términos PE. En Estados Unidos de América. la principal ventaja.1 Regalías Este concepto fue utilizado generalmente en discusiones menos económicas y más históricas. medidos en Boca de Pozo. se deriva de la característica 7 12 Slavin (2007). el lector comprenderá que no es lo mismo la PE en los primeros años de operación. El ingreso bruto es aquella cantidad de dinero recibida en la Boca de Pozo del campo. desde el punto de vista del Estado. pagada al propietario de éste. los recursos monetarios apropiados por el Estado medidos respecto al beneficio de la operación. PC y PCT la referencia se hará a la vida útil total del proyecto. a lo largo del texto se utilizarán los siguientes conceptos: • • Participación Estatal (PE). se define con este concepto a los recursos monetarios con los que se queda la compañía privada respecto a los beneficios. una vez deducidos los costos de operación. A continuación se explicarán los principales mecanismos utilizados por los Estados para apropiarse de parte de la Renta Petrolera y que forman. es decir. ahora es usual encontrar regalías de 1/4. Es útil señalar que.2009 . Participación de la Compañía Tradicional (PCT). dentro de su cálculo. PET.7 Operativamente la regalía consiste en aplicar un porcentaje específico sobre el volumen o valor de la producción. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . cuando ya se recuperó gran parte de la inversión y por ello los beneficios son elevados. haciendo uso de la primera definición. Con el transcurso del tiempo. dado que su origen responde a un pago realizado al rey por concepto de la explotación de un recurso natural. En el caso del petróleo y gas natural. Ventajas.
en esta sección se estudiará el Impuesto a la Producción. basta con tener certeza del nivel de producción.3 Impuesto a las Ventas Consiste en aplicar un porcentaje sobre el valor bruto de ventas. ya que no considera el precio de venta. que se paga siempre en dinero. una vez más. el precio de venta y el porcentaje. el pago de este impuesto. los ingresos menos los costos de operación y capital (inversión). no permite la explotación óptima de todos los recursos no renovables. Sin embargo. Ventajas. dado que su cobro es muy parecido.2 Impuesto a la Producción A nivel general. Es decir. Las ventajas y desventajas de este impuesto son iguales al caso de una regalía.2.2009 13 . 2. se puede definir un impuesto como un tributo determinado por Ley. para que cualquier persona pueda realizar el cálculo correspondiente. Desventajas. pudiendo ocasionar que la totalidad de las utilidades (o más) sea destinada a cubrir dicha obligación. en condiciones de mercado altamente favorables y/o campos de bajo costo. el pago de este impuesto será elevado.señalada en el párrafo anterior. en este caso sí se toma en cuenta el precio de venta. simplemente se multiplica la alícuota porcentual por la producción o el valor de ventas. por parte de la compañía privada. dado que permite la explotación eficiente de los campos. Generalmente consiste en un porcentaje fijo aplicado sobre el total del volumen producido. Desde un punto de vista económico. De esta forma ni siquiera es necesario conocer el precio de venta del recurso. en condiciones de mercado muy desfavorables (precios bajos) la alícuota permanece invariable. ocasionando así que la explotación económica del campo no sea atractiva. posee la gran ventaja de asegurar la producción óptima de los campos. Esta situación no ocurre en sistemas basados en regalías e CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . siempre desde el punto de vista Estatal. su cálculo y cobro es bastante sencillo. Para obtener el total de regalías a pagarse. se puede añadir una desventaja adicional. si un campo altamente costoso enfrenta condiciones de mercado poco favorables. 2. Dentro de esta categoría existen muchas variantes. es bajo. Ampliamente utilizado en países con historia institucional. cuando se presentan campos con costos muy elevados o condiciones de mercado poco atractivas. este impuesto es uno de los preferidos a nivel internacional. posee las mismas ventajas y desventajas señaladas para las regalías. como criterio para valorizar la producción obtenida. dado que su cálculo es volumétrico.2. sin considerar los costos de operación e inversión. Por el contrario. Otra ventaja importante es su transparencia. 2. puesto que este impuesto se aplica una vez que la operación comienza a rendir una utilidad positiva.2. ya que su cálculo no considera los costos de operación e inversión. es decir. A diferencia de un impuesto sobre la producción.4 Impuesto sobre las Utilidades Este impuesto consiste en aplicar un porcentaje sobre la utilidad de la compañía. aún permanece la obligación regalitaria sobre los ingresos brutos. es decir. agravando más aún la rentabilidad del campo.
$US 10 millones por concepto de Impuesto sobre las Utilidades. La depreciación es un instrumento contable que permite “distribuir” la inversión. En algunos países. la regalía y estos impuestos necesariamente deben ser pagados. introduciendo límites reconocibles a los costos de operación y capital. este problema fue solucionado parcialmente. independientemente del método de depreciación. Muchas voces críticas señalan que el manejo arbitrario del método de depreciación.impuestos a la producción o valor. gravadas sobre la utilidad de la empresa. Otra desventaja. Cuando debe pagar el impuesto sobre las utilidades en el país de origen. 2. Hasta este momento se describieron los mecanismos usuales respecto a la participación del Estado en la generación de rentas del sector petrolero. esta empresa puede utilizar como crédito fiscal los $US 10 millones pagados en el país. en función a los precios de venta y en algunas ocasiones.6 Escalas Variables y el Factor “R” Puesto que las regalías e impuestos a la producción poseen la virtud de ser sencillos y transparentes en su cálculo.2. en el país. se diseñaron alícuotas variables en función a determinados 14 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . en función a los volúmenes de producción. la mayor crítica que generalmente recibe este impuesto es la poca información que muchas veces existe. algo más técnica. Este hecho genera mucha susceptibilidad si la compañía está declarando efectivamente toda la utilidad que percibe. por parte de la institución recaudadora. los países productores centraron su atención en la captura de las rentas extraordinarias generadas durante ese boom de precios. toda vez que. a lo largo de la vida útil del mismo. independientemente de los beneficios que obtenga la compañía. según sea el grado de su desarrollo.5 Impuesto sobre las Utilidades Extraordinarias Luego del incremento de los precios internacionales del petróleo en la década de los setenta. En este sentido. dado que. Por ello a continuación se presentan algunas de las modificaciones más interesantes encontradas en la literatura económica y experiencia internacional. Imagine por un momento viene al país una empresa Inglesa y una vez que comienza la etapa productiva. el pago total por este impuesto debería siempre ser el mismo. 2. se establecieron impuestos a las utilidades extraordinarias que venían en la forma de alícuotas incrementales. pero no son sensibles a las condiciones de mercado que enfrenta la compañía. si se utiliza la tasa de descuento correcta. podría favorecer a las compañías. resulta que esta empresa paga. A lo largo de los últimos años estos instrumentos fueron modificados de forma tal que permitan esquemas más flexibles en función a las condiciones de mercado.2009 .2. Desventajas. Una ventaja adicional de este impuesto. realizada generalmente al inicio del proyecto. Afirmación que no es del todo cierta. digamos $US 50 millones. sobre los costos de operación e inversión de las compañías. es que el mismo puede utilizarse como crédito impositivo en aquel país del cual proviene la inversión. es la tasa de depreciación empleada para el cálculo de este impuesto. en países receptores de capital externo como Bolivia. de esta forma sólo paga $US 40 millones en dicho país de origen.
De este ejemplo se desprende que el Estado participa en el 42.1% del ingreso disponible (ingresos menos costos) y del 29. En países que tienen yacimientos en el mar. en función a un factor R construido de la siguiente manera: Donde es el ingreso neto acumulado y son los costos totales (operación y capital) acumulados. por tanto ya se habrían recuperado los costos totales (en particular los de inversión) y la alícuota podría ser mayor.5% de los ingresos brutos. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . una participación contractual en la operación del campo. Entonces cuando implicaría que no existen ingresos acumulados y.parámetros. Cuando . el beneficio de la compañía y los indicadores mencionados previamente. De esta forma a medida que el Factor se incrementa así también lo hace la alícuota. 2.2009 15 . en algunos países pueden variar de acuerdo a: • El volumen de producción. En los contratos de servicios. en algunos casos será sobre el ingreso bruto y en otros. que consiste en incrementar la alícuota de la regalía o impuesto a la producción. mientras que en los contratos de producción compartida. entonces es posible incrementar la alícuota. a continuación se analizará ejemplos sencillos e hipotéticos. usualmente se aplican porcentajes sobre los ingresos brutos de la operación. a mayor profundidad menor alícuota. sobre la utilidad de la compañía. • • Uno de los esquemas impositivos que merecen atención es el denominado Factor R. Esta participación también puede variar de acuerdo a la base sobre la que se aplica. generalmente un mayor volumen de producción conlleva una alícuota mayor. si la producción acumulada del campo alcanza 2 TCF. por ejemplo.3 PARTICIPACIÓN CONTRACTUAL EN EL UPSTREAM Finalmente el Estado también puede tener. En la Tabla 1 se presenta los supuestos del ejemplo. Para comprender mejor el funcionamiento de los indicadores e instrumentos ya señalados. tanto de las regalías como de los impuestos a la producción. en este caso la alícuota aplicada debería ser baja. El precio de venta. De esta forma los porcentajes. No se la cataloga como regalía o impuesto porque los recursos obtenidos a través de este instrumento deberían destinarse a financiar actividades de dicha empresa. medidos en Boca de Pozo. En el primero se considera el Escenario Base de un contrato tipificado como “Regalías/Impuestos” donde la comercialización de los hidrocarburos queda en poder de la compañía privada. estos porcentajes se aplican luego de cubiertos los costos de operación y capital. En otros sistemas también se utiliza la producción acumulada. el cálculo de los ingresos para el Estado. es posible incrementar la alícuota. el proyecto aún no es rentable. generalmente a través de su empresa petrolera. muchas veces la alícuota está en función a la profundidad del lecho del mar. entonces los ingresos acumulados son iguales a los costos acumulados. Los porcentajes aplicados también pueden ser fijos o variables en función a los criterios antes mencionados. a mayor precio de venta se asume que las utilidades de la compañía son mayores y por tanto. por ello.
¿Qué varió respecto del Escenario Base? Nada. Tabla 2: Contrato “Regalías/Impuestos” – Costos Elevados En el siguiente ejemplo (Tabla 3) se elimina la regalía del 25% y se añade un impuesto a la producción de igual cuantía. la participación del Estado es mayor al ingreso disponible.2009 .Base En el siguiente ejemplo (Tabla 2) se presenta el escenario en el que los costos de operación y capital son elevados.Tabla 1: Contrato “Regalías/Impuestos” . es decir. pese a las pérdidas. resulta que las 16 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . el Estado tenga una participación mayor a cero? La respuesta es la regalía del 25%. En este caso el beneficio de la compañía es negativo y aún los ingresos del Estado son positivos. puesto que es un tributo que se aplica sobre los ingresos brutos (que no considera costos) aún con pérdidas para la compañía. el Estado recibe el 25% de los ingresos brutos y el 125% del ingreso disponible. ¿Qué origina que.
los impuestos financian gastos del Gobierno Central o General. Como se observa. comparte las ventajas y desventajas de las regalías e impuestos a la producción.regalías y los impuestos a la producción tienen el mismo impacto sobre los indicadores analizados. usualmente las regalías son ingresos de los departamentos productores. La diferencia entre ambos instrumentos consiste en el uso de los recursos.2009 17 . Tabla 4: Contrato de Operación CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . Por ello. Tabla 3: Contrato “Regalías/Impuestos” – Impuesto a la Producción A continuación se presenta el ejemplo (Tabla 4) de un Contrato de Operación donde la empresa estatal posee una participación del 10%. la participación contractual en los contratos de servicios generalmente es calculada sobre los ingresos brutos de la operación.
es el elevado riesgo al que están expuestas las compañías. por ello. tanto la participación sobre los ingresos brutos como sobre el ingreso disponible. no tiene certeza sobre varios aspectos que escapan a su control.4 RIESGO EN LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS Una de las principales características de la industria hidrocarburíferas.5%. respecto del caso anterior. A diferencia de los contratos de operación. por ejemplo: • Si efectivamente el área de exploración tiene yacimientos de hidrocarburos. En este caso la participación del Estado en los ingresos brutos (PET) es sólo del 38. en muchas ocasiones el precio de venta proyectado dista mucho del CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . en este caso la participación contractual se aplica sobre el beneficio de la operación. Este tipo de contratos es bastante usual ya que permite la recuperación de costos y por tanto. cuando realizan la inversión o ya se encuentran en la etapa de producción. que es parte fundamental en el diseño de los contratos de E&E. permite la explotación eficiente de los campos petroleros y gasíferos. Precios. por tanto.2009 • 18 .A través de este ejemplo se puede ver cómo una participación del Estado sobre los ingresos brutos no permite analizar completamente la situación. sin embargo. todo el dinero invertido se pierde. Cuando una compañía analiza si desea o no invertir. Finalmente se presenta el ejemplo (Tabla 5) de un Contrato de Producción Compartida donde la empresa estatal tiene una participación del 10%. respecto del ingreso disponible el Estado se “queda” con el 55% (PE). en determinadas oportunidades los pozos exploratorios perforados pueden estar secos. es menor. privadas o estatales. Tabla 5: Contrato de Producción Compartida 2.
que consiste en ponderar cada uno de los posibles resultados según sea su probabilidad de ocurrencia. por otro CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . Por ejemplo. ya sea incrementando los impuestos y/o regalías o modificando las condiciones de comercialización de la producción. ¿Usted decide comprar el boleto? Si decide aplicar el método de valor esperado la pregunta que debe responder es ¿Cuál es la probabilidad de ganar la lotería? Si ésta es del 5%.1. Un método usual es el Valor Esperado. resultado de su explotación.00. con el método de valor esperado. entonces el Valor Esperado por la compra del boleto es: La probabilidad de ganar x el monto ganado = 5% x $ 200 + La probabilidad de perder x el valor del boleto = 95% x $ (-20) El valor esperado es $ -9. 2) producción y. Lastimosamente este concepto no es de fácil cuantificación. cualquier valor del premio mayor a $ 380 incentivará a que usted decida jugar esta lotería. que no es posible realizar una proyección estadísticamente satisfactoria de los precios futuros del gas natural y petróleo. tanto del gas natural como del petróleo. Finalmente. digamos.4. el camino natural es perforar un pozo en la esperanza de encontrar efectivamente petróleo o gas natural. la Figura 4 presenta una situación donde. En este sentido. $ 20. Cambios en el marco regulatorio y/o impositivo. el primer riesgo es que este pozo resulte seco. Por el contrario. usualmente la estructura geológica del yacimiento hace que los costos de explotación sean mayores a los estimados inicialmente. en este sentido. Por ejemplo. Riesgo Exploratorio Cuando una compañía decide explorar en un campo. 2) en la segunda usted no gana el premio y por tanto sólo pierde el valor del boleto de lotería. la compañía obtiene un beneficio de $ 100 millones. 2.2009 19 . la decisión final dependerá de la conjetura que haga el inversionista sobre la rentabilidad futura del proyecto. pese a que existen muchos mecanismos que ayudan en esta tarea. por tanto usted decidirá no comprar el boleto dado que perdería $ -9. luego de realizados los estudios geológicos correspondientes. Estimación de los costos de operación y capital. muchas veces los Estados modifican las condiciones bajo las cuales la inversión fue atraída. tres tipos de riesgos: 1) pozos secos. el monto del premio es tan pequeño que no compensa la elevada probabilidad de pérdida. ¿Cómo funciona? Imagine que existen dos posibilidades en un juego de lotería: 1) en la primera usted gana el premio y obtiene $ 200. con 10% de probabilidad el pozo es exitoso y. introduciendo así mayor incertidumbre acerca el futuro. por tanto todos los recursos invertidos se habrían perdido. el riesgo es una variable que afecta la rentabilidad de un proyecto petrolero o gasífero. si el monto del premio se incrementa a $ 380. es posible encontrar métodos que ayuden a entender mejor este problema. • En este sentido.• observado. 3) precios de venta. No obstante. dado que el valor esperado es $ 0. usted estará indiferente entre comprar y no comprar. En lo que sigue del presente capítulo se estudiará. la literatura encuentra que los precios del gas natural son 95% más volátiles que los precios de otros bienes o.
este indicador permite encontrar aquella probabilidad que genera un valor esperado de cero (0%). por ello un indicador útil en estos casos es el Punto de Quiebre Exitoso o también llamado Chance Factor.2009 . en ella se observa que si bien existe una posibilidad del 10% de realizar un descubrimiento exitoso. En la Figura 5 se esquematiza este tipo de riesgo. puesto que: 9. la producción podría ser sólo el 50% de lo proyectado.2. existe un 90% de probabilidad que el pozo resulte seco. Figura 3: Riesgo de Producción 20 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur .lado.1% x 200 – 90. sino también que la producción del campo se sitúe en límites razonables. por tanto.9% x 20 = 0. la ganancia es menor. el valor esperado de la operación es $ 1. pero también con un 5% de probabilidad. en este costo también debería incluirse aquellos relacionados con la adjudicación del campo explorado. la pregunta relevante sería ¿Cuál debe ser la probabilidad de ganar para tener un valor esperado de cero? La repuesta es 9. Riesgo de Producción En muchas ocasiones no sólo es necesario que la perforación sea exitosa. Figura 2: Riesgo de Inversión En este ejemplo hipotético. que sólo el 50%. Retornando al ejemplo de la lotería.4. con un 5% de probabilidad se obtendrá el 100% de la producción proyectada.09%.00 millón. en este sentido también existe un riesgo en la recuperación de las reservas descubiertas. Ciertamente no es lo mismo producir el 100% de lo que se esperaba. 2. En muchas ocasiones no es posible conocer rápidamente la probabilidad de éxito en el descubrimiento de un pozo. por tanto la decisión de inversión podría favorecer la perforación de este pozo. por tanto la compañía perdería los $ 10 millones invertidos en la perforación.
la sostenibilidad del marco legal utilizado para atraer inversiones.4. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . no es rentable su explotación. dada la elevada volatilidad de precios observada en los últimos años. pese a su importancia. El solo hecho de haber introducido una variable adicional de riesgo. dado que si se lo hace se tendría una pérdida esperada de $ 1. anotadas anteriormente. se revierta. es decir. pese a que existe el hidrocarburo en el subsuelo su explotación no es atractiva. Figura 4: Riesgo de Precios El valor esperado del proyecto es $ -3. creando de esta forma los (des)incentivos para la inversión. por el contrario. por ejemplo. Por ello.9 millones. ¿Por qué el estudio del riesgo está ligado a la Participación Estatal? Porque muchas veces. con un 7% de probabilidad a precios bajos.5 millones. Este ejemplo ayuda a comprender la diferencia entre la viabilidad geológica de un pozo y su viabilidad económica.5 MM. si se realiza la perforación del pozo y éste resulta exitoso. hace que la decisión de inversión respecto del caso anterior. obteniendo ganancias de $ 100 y $ 30 millones. La Figura 6 presenta una situación en la que con 3% de probabilidad la producción podrá venderse a precios altos y. la decisión de invertir o no en un campo no sólo debería depender de consideraciones numéricas. respectivamente. Puesto que muchas veces el precio de venta varía respecto de los niveles proyectados al hacer la inversión. dado que con elevada probabilidad los precios de venta serán bajos. es necesario analizar la factibilidad del negocio en distintos niveles de precios. 2. por ejemplo: Cuando los porcentajes de los impuestos a la producción o las regalías son fijos. lo acentúa. sino de la percepción (ciertamente más subjetiva) de los inversionistas acerca de las otras variables que conllevan riesgo.En este caso el valor esperado de la operación es $ -1. por tanto no debería perforarse el pozo. los sistemas de participación del Estado en la generación de rentas. porque las condiciones del mercado se presentan poco favorables. muchas veces son difíciles de cuantificar. dado que el porcentaje de participación estatal no disminuye cuando los precios bajan. disminuye o incrementa los riesgos antes mencionados. Muchas veces.3 Riesgo de Precios Quizá éste sea uno de los mayores riesgos que enfrenta la industria de los hidrocarburos. el sistema no ayuda a mitigar el riesgo de precios. los riesgos estudiados son parte de un conjunto mayor de riesgos que.2009 21 . Como ya se mencionó.
Si en el contrato se establece que el Estado será socio sólo una vez que la compañía realiza un descubrimiento comercial. Por el contrario. lo que se debe destacar es que el riesgo inherente al sector no es una variable que deba dejarse de lado. Pero. entonces el riesgo lo asume el Estado a través de un determinado diseño de contratos. entonces. cualquiera que sea la característica del país o los mercados. los Estados decidirán trasladar todo el riesgo a la compañía privada.2009 . cuando el país no tiene descubiertas grandes reservas y los mercados no están consolidados. ¿Quién debería asumir el riesgo? La respuesta (como siempre) es: depende. Si el país es abundante en recursos hidrocarburíferos y los mercados están asegurados. todo el riesgo de Pozos Secos se traslada a la compañía. 22 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur .
Sin embargo. Por otra parte.2009 . se adjudicaron los derechos de explotación. alteran el nivel de exposición al riesgo de las compañías operadoras. 23 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . hasta el año 2017.3. modificaciones en el sistema tributario y/o en los plazos de los contratos.076 para el gas natural. se amplían los plazos de concesión y se incrementan las regalías pagadas por los concesionarios. exploración complementaria y desarrollo de áreas de Interés Secundario en el sector hidrocarburos. a través de concesiones de explotación con vigencia de 15 años a partir de la firma del contrato. etc. ARGENTINA Uno de los rasgos característicos de los contratos de E&E8 en la República Argentina es que.1 Características principales Costos y Riesgos Todos los costos de operación y de capital así como los riesgos inherentes a la actividad exploratoria son de exclusividad del operador del campo. esté asegurado. Sin embargo. como es posible renegociar con las provincias algunos términos contractuales. el operador del campo puede disponer libremente de la producción siempre y cuando el abastecimiento del mercado interno. su administración está a cargo de los Gobiernos Provinciales. 3.9 por ello ahora están facultadas para renegociar contratos. desde el año 2006. las provincias ahora son las dueñas de los recursos hidrocarburíferos onshore. El Estado se reservó para sí los recursos offshore a través de ENARSA. tanto en gas natural como petróleo. llamar a licitaciones. De acuerdo a la reforma constitucional del año 1991. entre otros puntos. Propiedad Los contratos de vigencia actual en Argentina son del tipo “regalías/impuestos” señalados en la primera parte de este texto. Duración Mediante Concurso Público Internacional Nº 1/92. artículo 15 del Decreto Nº 1055/89 y Artículos 5º y 6º del Decreto 1589/89 y de la Ley Nº 24. en virtud de que ahora las provincias administran los contratos de E&E en la República Argentina. De conformidad al artículo 6º de la Ley Nº 17319. en la actualidad se llevan a cabo procesos de renegociación de contratos donde. 8 9 La denominación es Licencias de exploración y concesiones de explotación. los precios de venta del petróleo son libres pero sujetos al pago de los derechos de exportación. es decir. convocado por el Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos. A través de ellos.
Por último.561 establece.También en esa época se convirtieron Contratos que tenía la entonces estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales con operadores privados en Concesiones de Explotación. También existen el Impuesto a los Sellos de 0.561 estaba por cumplirse. incrementos en el precio internacional del petróleo deberían también beneficiar al Estado Argentino. lo siguiente:13 “A fin de constituir esa garantía créase un derecho a la exportación de hidrocarburos por el término de CINCO (5) años facultándose al Poder Ejecutivo nacional a establecer la alícuota correspondiente. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . el impuesto tiene un carácter provincial. así como también sus modificaciones y complementaciones posteriores.10 y 2709.00. existe el Impuesto al Valor Agregado (IVA) con una tasa del 21%.2 Sistema tributario Regalías. El precio paridad exportación disminuye porque al precio de referencia internacional se le resta esta obligación fiscal. dado que un menor precio de este producto redunda también en bajos precios de sus principales derivados. para las ventas al mercado interno.11 el Impuesto sobre los Bienes Personales de 1. existe un impuesto sobre las ganancias del 35%. a través de mayores porcentajes.00. luego de la negociación antes referida. parte de él puede imputarse al pago de Ganancias e IVA. sin embargo. datan de esos tiempos las Licitaciones realizadas por el Estado Argentino para la adjudicación de cuatros Áreas Centrales.10 y 2709. el crudo vendido al mercado interno tenía un precio menor.217 prorroga por cinco años más este derecho de exportación. 3. Los individuos domiciliados en el exterior están sujetos al impuesto solo sobre sus bienes situados en la Republica Argentina. bajo la premisa de que. también esta obligación fiscal fue utilizada para disminuir el precio paridad de exportación para el petróleo.00. Este impuesto alcanza todos los créditos y débitos efectuados en cuentas corrientes abiertas en entidades financieras. Hasta el año 2007 se sucedieron varias modificaciones a la normativa legal referida a los derechos de exportación. Esta disposición entró en vigencia a partir del 7 de enero del 2007. Derechos de exportación. se determina a través de la Resolución 394/2007 del Ministerio de Economía y 10 11 12 13 Aplicado sobre las transacciones que se formalicen en instrumentos públicos y privados.” “En ningún caso el derecho a la exportación de hidrocarburos podrá disminuir el valor boca de pozo.2%.5%. En los hechos.2009 14 24 . en algunas provincias este porcentaje se incrementó en 5%.” La norma reglamentaria de esta Ley fue el Decreto 310 del año 2002 que fija un derecho de exportación de 20% para las mercaderías comprendidas en las posiciones arancelarias 2709. Dado que el plazo de cinco años establecido en la Ley 25.00. beneficiando de esta manera al consumidor final.80 y del 5% para aquellas comprendidas en 2709. a través de la Ley 26. Impuestos.10 el Impuesto sobre créditos y débitos bancarios de 1. el artículo 6º de la Ley 25. entre otras disposiciones. El régimen aplicable es el de Responsable Sustituto siendo la tasa aplicable del 1.90. la Ley de Hidrocarburos establece una regalía del 12% sobre el valor bruto de producción.14 De esta forma.25%12 y. La alícuota general es del 6 por mil. la mayoría se concentraba en cambios en los porcentajes aplicados. Al momento de elaborar este documento el procedimiento de cálculo del derecho de exportación. para el cálculo y pago de regalías a las provincias productoras.25%.
las siguientes: como a determinarse en 90 días Finalmente. Esta norma también establece que. 47 y 42 US$/Barril. aprobada en noviembre del año 2007. Tal vez el más importante es aquél referido al petróleo. producido en la Cuenca del Golfo San Jorge y con un valor que se conoce diariamente en publicaciones habitualmente utilizadas por la industria. una alícuota nominal de 51. en un plazo de NOVENTA (90) días hábiles.1% y para una de nominal de 45% se tiene la efectiva de 31. Valor de Corte Derecho de Exportación Esta disposición establece distintos VC para varios productos hidrocarburíferos.73% implica una efectiva de 34. donde el VC es 42 US$/Barril y el valor de referencia es de 60. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur .03%. dicha alícuota efectiva es aplicada sobre el precio final que incluye además. el artículo 4º de la citada norma establece que la alícuota de exportación se calcula de la siguiente manera: Donde: Precio internacional que es “el precio de los hidrocarburos vigente en mercados de referencia considerados como tales por su representatividad y relevancia.” Se adopta el valor del petróleo Escalante. Bajo tres escenarios para el precio internacional del petróleo de 65.Producción. como alternativa de exportación desde la REPUBLICA ARGENTINA.9 US$/Barril. luego. en cada escenario. cuando el precio internacional fuese menor al valor de referencia. En particular.2009 25 . la alícuota nominal que se aplica es del 45% y en caso de que dicho precio sea menor a los 45 US$/Barril “se procederá a determinar los porcentajes a aplicar.” ¿Cómo funciona este mecanismo? A continuación se detallarán tres ejemplos hipotéticos que intentan ilustrar su funcionamiento de forma muy general. el ajuste por calidad. las fórmulas para la determinación de las alícuotas nominales (d) de los derechos de exportación serían. la alícuota efectiva se calcula de la siguiente manera: Es así que.
la producción medida en el Punto de Medición. Esta Ley obliga a los operadores de campos de hidrocarburos a firmar nuevos contratos bajo los nuevos criterios allí establecidos. Propiedad Los actuales contratos de operación establecen que es YPFB la empresa que realiza las actividades de comercialización de la producción. 4.4. los riesgos asociados a estas actividades. Una vez cubiertos los costos recuperables y pagados todos los tributos aplicables al upstream petrolero en Bolivia. a estos contratos se les denominó contratos de servicios. firmados el año 2006. bajo criterios de asignación de volúmenes no definidos en esta norma legal. En este sentido. del año 2005. la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 (de actual vigencia) faculta a los operadores de los campos a encontrar nuevos mercados que pueden ser abastecidos de forma conjunta con YPFB. establece los criterios utilizados para otorgar al operador del campo una retribución en dinero por la exploración y explotación de los campos. aquellos contratos de riesgo compartido firmados bajo la antigua Ley de Hidrocarburos Nº 1689 (de abril de 1996) fueron reemplazados por los nuevos. Es útil señalar que la devolución de estos costos tiene límites. el anexo F de los contratos. Sin embargo. sino también.15 Sin embargo. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . Al igual que en los anteriores 15 En esta situación también existen compromisos mínimos de inversiones a través de las Unidades de Trabajo de Exploración (UTE). también se establece una cláusula sobre Costos Recuperables. en algunos casos llega al 100%. de esta forma. Vigencia y duración En general la vigencia es de 30 años a partir de la firma de ellos. BOLIVIA Los actuales contratos de exploración y explotación de hidrocarburos en Bolivia se originan en la Ley de Hidrocarburos Nº 3058. expresados como porcentajes del total producido durante ese período. anualmente los operadores del campo entregan a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) el detalle de los OPEX y CAPEX que contractualmente se pueden recuperar. de esta forma. también son de exclusividad de él. En este sentido. por ello. no sólo los yacimientos se encuentran bajo propiedad del Estado.1 Características Generales Costos y riesgos Los costos de exploración y explotación de los principales contratos en operación actual establecen que deben ser asumidos por el operador del campo.2009 26 .
4. a favor de YPFB. Por otra parte. El cálculo (y a veces la liquidación) del primer conjunto de tributos se realiza por campo. dado que la participación se calcula sobre la utilidad del campo y las cifras presentadas son sobre el valor bruto de producción. pese a que legalmente tienen distintas denominaciones. • • Impuesto a la Producción (32%). se consideran dos períodos. el pago del impuesto sobre las utilidades se realiza por empresa. Impuestos sobre las utilidades. El porcentaje de esta participación es variable y sujeto a la negociación contractual. 27 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur .casos. el segundo tiene una duración aproximada de 23 adicionales. Participación Contractual. De acuerdo a la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 el primer período no debe exceder los 7 años. Regalías (18%). la ley 843 establece que las operaciones de exploración y explotación deben pagar un Impuesto sobre las Utilidades de las Empresas (IUE) del 25% sobre la base imponible. bonos. que es usualmente el caso de los operadores privados del sector hidrocarburos. Regalía Nacional Compensatoria del 1% de la producción destinada a los departamento de Beni y Pando Una participación del 6% sobre la producción destinada al Tesoro General de la Nación (TGN).2009 . cuando las empresas realicen remesas al exterior.5% del total remesado. con la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 se crea el Impuesto Directo a la Producción (IDH) equivalente al 32% de la producción bruta. se aplica el Impuesto a la Remisión de Utilidades al Exterior (IRUE) equivalente al 12. participaciones e impuestos. uno de exploración y otro de explotación. 2) impuestos sobre las utilidades. es posible agrupar bajo este concepto a: • Regalía departamental del 11% sobre la producción. todos ellos aplicados al valor bruto de producción y.16 Adicionalmente existen pagos por patentes. 16 Este cálculo ya realiza la transformación correspondiente. si bien no son despreciables. que favorece al departamento productor. con la firma de los nuevos contratos de exploración y explotación se estableció una participación adicional. calculada sobre la utilidad de la operación.2 Sistema Tributario En el sistema tributario Boliviano conviven dos tipos de tributos: 1) regalías. pueden ser consideradas menores dentro el total de tributos que deben pagar los operadores de los campos gasíferos y petroleros en Bolivia. sin embargo. el Impuesto al Valor Agregado (13%) y el Impuesto a las Transacciones (3%) para las ventas en el mercado interno y otras contribuciones que. por tanto. por otra parte. cálculos preliminares sitúan a ella entre el 1% y 18% del valor bruto de producción.
se celebran entre la ANP y el operador del campo hidrocarburífero. llamada la Ley del Petróleo. actualmente con el descubrimiento del llamado “Pre-Sal” está en discusión si este reservorio tendrá el mismo tratamiento de los otros campos en Brasil. el Concesionario debe otorgar a la ANP una garantía financiera.17 Antes de esta Ley la empresa estatal PETROBRAS tenía el monopolio de todas las actividades de la cadena de valor en el sector hidrocarburífero. Sin embargo. retribución o indemnización por los costos incurridos. el Concesionario recibe la propiedad del petróleo y/o gas natural efectivamente producido en el Punto de Medición de la Producción. Propiedad Los reservorios de petróleo y gas natural son de propiedad del Estado. En caso de que no se realizara un descubrimiento comercial o la producción no fuera suficiente para cubrir los OPEX y CAPEX. Desarrollo y Producción de petróleo y gas natural. Por supuesto. Costos y Riesgos El Concesionario asume. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . Durante la fase exploratoria. detallado en los anexos de cada contrato.1 Características Generales Los Contratos de Concesión para la Exploración. la Agencia Nacional del Petróleo. la ANP puede determinar 17 Empresas nacionales y extranjeras pueden participar en estas licitaciones. ello cambió con lo dispuesto en el artículo 177 de la Constitución Federal. denominado Concesionario.5. en una primera etapa. para la segunda etapa.2009 28 .478 en 1997. el Concesionario deberá ejecutar. Sin embargo. un Plan de Trabajo e Inversiones mínimo. con carácter exclusivo. De hecho. modificada por la enmienda constitucional Nº 9 de 1995. puede realizar labores de exploración adicionales. en casos de emergencia nacional. en la cláusula 11ª de un contrato estándar se asegura la libre disponibilidad de los volúmenes de petróleo y gas natural por parte del Concesionario. Gas Natural y Combustibles (ANP) está facultada para realizar las rondas de licitación para la exploración. el Concesionario no tiene derecho a ningún pago. Por otra parte. BRASIL Desde la aprobación de la Ley Nº 9. desarrollo y producción de petróleo y gas natural de los campos hidrocarburíferos en Brasil. si el Concesionario así lo prefiere. la totalidad de los costos y riesgos de la operación. un Programa Exploratorio Mínimo y. 5. para el desarrollo del Programa Exploratorio Mínimo. En lo que sigue de esta sección se detallan las principales características de estos contratos.
en áreas particulares. Un amplio detalle de esta participación se encuentra en el Anexo 1: Participación Especial – Brasil 29 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . Durante la etapa de producción.705/1998 el oferente vencedor debe pagar el monto de dinero ofrecido en la licitación para obtener la concesión de gas natural o petróleo. dicho monto no puede ser menor al valor establecido por la ANP al momento de convocar a la licitación. primero el mercado interno. 5.18 la ANP puede disminuir (en la licitación) esta alícuota hasta el 5%. de acuerdo al Decreto 2.19 Pagos. 2) Fase de Producción. definida en el Decreto Nº 2705 del 3 de agosto de 1998. 18 19 De elevado riesgo geológico. esta participación se aplica a todos los campos con gran volumen de producción y/o elevada rentabilidad del campo. Participación Especial. Dicha declaratoria puede ser postergada siempre y cuando el Concesionario demuestre que: 1) debe crear nuevos mercados. Vigencia y Duración La duración de los contratos se divide en dos: 1) Fase de Exploración y. Pago a los propietarios de la tierra.2 Sistema Tributario Bono. 2) construir líneas de transporte y. 3) características químicas del petróleo y gas natural que obligan a mayor trabajo de exploración para hacerlas económicamente viables. definidos en cada contrato. el Concesionario entrega a la ANP el Plan de Desarrollo del Campo y el Programa Anual de Producción.que el Concesionario atienda. Regalías. durante las fases de exploración y producción. expectativas de producción distintas y otros. con petróleo y gas natural por él producido.2009 . equivalente al 1% de la producción de petróleo y gas natural. expresados en Reales por . un monto equivalente al 10% de la producción de petróleo y gas natural. En líneas generales la duración de estos contratos es de 27 años a partir de la declaratoria de comercialidad del campo. De tal forma que esta actividad se realice cumpliendo con criterios técnicos mínimos de preservación del campo hidrocarburífero y aplicando las Mejores Prácticas de la Industria del Petróleo.
en la República de Chile se establecen dos figuras jurídicas que permiten la exploración y explotación de hidrocarburos: 1) las concesiones administrativas y. y la Ley de la Comisión Nacional de Energía contenida en el Decreto Ley 2. de 1982. sin perjuicio de que. que es la única vía que en la actualidad se ha utilizado en el Estado de Chile para la exploración y explotación de hidrocarburos. el Código de Minería.402. los posibles contratistas proponen al Estado los términos contractuales. preparado por el Ministerio de Minería. los cuales han de cumplir con lo dispuesto en el régimen jurídico vigente. la misma norma fundamental establece la posibilidad de que los particulares puedan aprovechar las sustancias no concesibles (hidrocarburos líquidos y gaseosos). jurídicamente también sea posible realizar dichas labores por medio de las denominadas “concesiones administrativas.224 de 1978 del Ministerio de Minería.402. inalienable e imprescriptible de los depósitos de hidrocarburos”. 2) los contratos especiales de operación. de 1983. a través de un Decreto Supremo. abierta y competitiva. la Ley 20. como en los procesos de licitación.089 de 1975 del Ministerio de Minería. por medio de los especiales títulos jurídicos antes mencionados.6. o por medio de concesiones administrativas o de contratos especiales de operación”. como se indico. cuya exploración o explotación “podrán ejecutarse directamente por el Estado o por sus empresas. exclusivo. de 2009.” Características Generales20 De acuerdo a la Constitución Política de Chile “el Estado tiene el dominio absoluto. es decir. convocada por el Ministerio de Energía de Chile21. Sin embargo. de forma exclusiva o asociadas con la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) de Chile. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . En lo que sigue de la presente sección. la Ley 18.2009 22 30 . CHILE De acuerdo a la legislación vigente. las empresas nacionales y/o internacionales pueden obtener una concesión administrativa o suscribir Contratos Especiales de Operación (CEO) para explorar y explotar hidrocarburos (los cuales se denominan “Contratos Especiales de Operación Petrolera” o CEOP) en el territorio chileno. bajo las condiciones establecidas de manera general por el Presidente de la República por medio de Decreto Supremo.22 al Ministerio de Energía. En este sentido. El marco jurídico general que regula la exploración y explotación de hidrocarburos mediante la celebración de CEOP está contenido en la Constitución Política de la República de Chile. Luego. La concesión administrativa o el CEOP pueden obtenerse o suscribirse. mediante una solicitud directa o en virtud de una licitación pública nacional e internacional. se explicarán las características centrales de los contratos de operación. Tanto en las tratativas directas. se 20 21 Gran parte de la información contenida en esta sección se obtuvo del documento sobre la Licitación Internacional para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos en la Cuenca de Magallanes en Chile. el Decreto Ley 1. que crea el Ministerio de Energía. De acuerdo al articulo 19 Nº24 de la Constitución Política de la República de Chile.097. respectivamente. que creó el Ministerio de Energía. Orgánica Constitucional sobre Concesiones Mineras. Las atribuciones en materia de Contratos Especiales de Operación Petrolera se encontraban radicadas en el Ministerio de Minería. los hidrocarburos líquidos y gaseosos no son concesibles a través de los mismos títulos jurídicos de aprovechamiento que con carácter general se reconocen para las demás sustancias minerales. concesiones otorgadas por medio de una resolución emanada de un Tribunal Ordinario de Justicia. Con fecha 3 de diciembre de 2009 se publicó en el Diario Oficial de Chile la Ley Nº 20. el cual asumió las competencias que en dicha materia tenía el Ministerio de Minería.
Las operaciones y condiciones específicas de comercialización deben ser aprobadas por el Comité de Coordinación de cada CEOP El Contratista es . sin embargo. su comercialización está sujeta a regulación por parte del Estado. Propiedad Los Contratistas adquieren la propiedad del hidrocarburo (o el dominio) una vez producido (extraído). se desprende que el Contratista deberá realizar a su propio riesgo las inversiones en exploración comprometidas en su oferta. Vigencia y Duración Los Contratos tienen un plazo máximo de 35 años y se dividen en Fase de Exploración y Fase de Explotación. todo ello a partir de su firma. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . el Ministro de Energía. El Contratista transfiere al Estado el equivalente al volumen de petróleo y/o gas natural producido en el área del CEO que corresponda al Estado. Costos y Riesgos Del análisis de los CEOP actualmente en vigor. carta de crédito bancaria u otro tipo de garantía aceptada por el Ministerio de Minería para el cumplimiento de dichas inversiones en exploración. El Estado le paga al Contratista una retribución por sus servicios una vez que éste inicie la producción del recurso. Esta retribución será pagada con parte de los hidrocarburos producidos y se entregará al Contratista para su propia comercialización. y posteriormente se procede a la suscripción de los mismos. la Fase de Explotación tiene una duración máxima de 25 años y se inicia una vez que el Contratista declare comercialmente explotable un yacimiento. el plazo máximo de la Fase de Exploración no podrá exceder de 10 años. siendo contraparte en la misma. las que se sujetan a las condiciones de mercado. esta retribución permite al inversionista cubrir los costos de operación y capital por él asumidos.establecen las condiciones definitivas de estos contratos. establecida tanto en el CEOP como en el Decreto Supremo que lo aprobó. en tres períodos de exploración parciales y sucesivos de tres. a su vez. de acuerdo a las condiciones acordadas con el Estado. dos y dos años. responsable de comercializar la totalidad del hidrocarburo líquido y gaseoso a través de un proceso de licitación. cada uno de ellos está sujeto al desarrollo de las inversiones mínimas especificadas en cada contrato. respectivamente.2009 31 . Por otra parte. En caso que se autorice una prórroga a la etapa de exploración. por medio de una escritura publica. La Fase de Exploración tiene una duración de siete años y se subdivide. Los parámetros para las ofertas económicas por los bloques están definidos en las Bases de la Licitación y consisten en compromisos de exploración valorizados para cada período y en la determinación de una curva de retribución del Contratista equivalente a un porcentaje de la producción mensual de hidrocarburos líquidos y gaseosos en el área del CEO. las que garantiza mediante la entrega de boletas bancarias. valorado al precio promedio acordado en los contratos de comercialización y venta. El Contratista y el Estado acuerdan en cada CEOP las condiciones generales de comercialización de todos los hidrocarburos producidos.
o bien. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . podrá serle aplicable el régimen . beneficios. según lo determine el Presidente de la República. y será invariable por el plazo que se otorgue. tributario de la Ley de la Renta.089. Además se aplican las disposiciones de la Ley sobre Impuesto a las Ventas y Servicios contenida en el Decreto Ley Nº 825 del año 1974. dispone la ley que éste substituirá todo otro impuesto directo o indirecto que pudiere gravar la retribución o al contratista en razón de la misma.2 Sistema Tributario De acuerdo al Decreto Ley Nº 1.Al término de cada período de exploración. Al finalizar la Fase de Exploración. establecidos en cualquiera de los artículos de este decreto ley. las exportaciones de hidrocarburos están exentas de impuesto. cuyas disposiciones permanecerán invariables por todo el plazo del Contrato. que fijan el impuesto al valor agregado en un 19%. el Contratista deberá restituir al Estado aquellas áreas que determine el Comité de Coordinación de acuerdo a lo establecido en el CEOP correspondiente. el Contratista sólo explotará las áreas declaradas comercialmente explotables. cualquiera que sea el sistema fijado por el Presidente de la República.2009 32 . La opción utilizada de forma común por el Estado Chileno es esta última. de los cuales deberá dejarse constancia en el contrato especial de operación. 23 Existe un régimen de estabilidad tributaria legalmente establecido.23 En todo caso. la tasa del impuesto a la renta para las sociedades es 17%. En la actualidad. aplicándose por tanto el régimen común de tributación de la renta. permanecerán invariables durante la vigencia del mismo”. franquicias y exenciones. El articulo 12 del Decreto Ley Nº1.089 dispone que “El régimen. el contratista podrá estar afecto a un impuesto calculado directamente sobre el monto de la retribución establecida en el correspondiente CEOP equivalente a un 50% de dicha retribución. 6. contenido en el Decreto Ley Nº 824 del año 1974.
Ecopetrol también celebró una serie de contratos distintos a los de asociación. recauda las regalías provenientes del sector petrolero. es decir que la ANH asumió el control el resto de las áreas exploratorias. en una de las instituciones más importantes en Colombia dentro el sector hidrocarburífero. Ecopetrol retiene: i) las áreas que venía explotando directamente. con lo cual dichas disposiciones resultan obsoletas. En 1974 con el Decreto 2310 se facultó a Ecopetrol. que explorara y explotara. en lo que sigue se CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . se escinde Ecopetrol y se crea la ANH. COLOMBIA Al comenzar el nuevo milenio el Estado Colombiano implementó un conjunto de modificaciones y cambios. entre otras funciones. servicios. contratos de producción incremental. operación de riesgo. diez años después. Empresa Industrial y Comercial del Estado. en particular. se tiene un código de petróleos de 1950. La exploración petrolera en Colombia se inició con contratos de concesión típicos (regalías e impuestos) y hoy por hoy sólo hay vigente uno de ellos. Por otra parte. directamente o por medio de contratos de asociación. también regula aspectos técnicos de la industria que han venido siendo actualizado por decretos y reglamentos específicos. con el objetivo principal de incrementar las reservas y mejorar los niveles de producción observados hasta ese momento. contratos de riesgo compartido. que en cuanto a la contratación petrolera regula lo correspondiente a los contratos de concesión. por otro. Ciertamente.7. dentro el sector hidrocarburífero. a la fecha existen vigentes alrededor de 50 contratos de asociación. El periodo de exploración es de seis años ejecutado a cuenta y riesgo de la asociada privada y un periodo de explotación comercial conjunta de 22 años. la producción de petróleo en el país se recuperó notablemente. entre los más comunes. Cuando en el 2003. contratos para la explotación de campos descubiertos no desarrollados o inactivos. que administrara los recursos hidrocarburíferos. De ahí en adelante. explota campos petroleros de forma directa y. celebra contratos de asociación con los que vincula capital privado de empresas petroleras extranjeras. como los típicos de riesgo para explotar campos comerciales. Dada la variedad de forman contractuales presentes en Colombia. La ANH se convierte. de esta manera. queda claro que ambas metas se cumplieron satisfactoriamente. Este contrato de asociación es una mixtura entre un contrato regalías e impuestos y un contrato de producción compartida. en los casos en que Ecopetrol decida participar en la explotación de los campos. iii) áreas de explotación que estaban siendo operadas por terceros bajo contratos de servicios y iv) algunas áreas exploratorias. convoca a licitación de áreas. dado que en representación del Estado firma y administra los contratos de exploración y explotación. por un lado. Es decir.2009 33 . excepto la concesión. Ecopetrol. En el periodo comprendido entre 1974 y el 2003. que a partir de ese momento se prohíbe la celebración de contratos de concesión. ii) áreas correspondientes a los contratos de asociación vigente.
Esta norma establece. de las facilidades respectivas y de los procesos a los cuales se someterán los fluidos extraídos antes del Punto de Entrega El pronóstico de producción anual de Hidrocarburos y sus sensibilidades. la Constitución Política en Colombia establece que el “Estado es propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables.1 Características Generales Al igual que la mayoría de países en la región. entre otras.”24 Por su parte. el artículo 360 menciona que “la ley determinará las condiciones para la explotación de los recursos naturales no renovables así como los derechos de las entidades territoriales sobre los mismos. “la administración integral de las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación. establecido en el contrato. utilizando la tasa óptima de producción que permita lograr la máxima recuperación económica de las reservas La identificación de los factores críticos para la ejecución del Plan de Desarrollo. al menos.explicarán las principales características de un contrato de exploración y explotación estándar publicado por la ANH en su página web. sociales. que incluya una descripción del programa de perforación de pozos de desarrollo. se pueden llevar a cabo trabajos adicionales de exploración. Los términos y condiciones conforme a los cuales desarrollará los programas en beneficio de las comunidades en las áreas de influencia del Área de Producción Una propuesta de Punto de Entrega para consideración de la ANH Un programa de Abandono d) e) f) g) h) 24 25 34 Artículo 332. 7. diferenciada por tipo de hidrocarburo El esquema general proyectado para el Desarrollo del Campo Comercial. tales como aspectos ambientales. la siguiente información: a) b) c) El mapa con las coordenadas del Área de Producción El cálculo de reservas y de la producción acumulada de Hidrocarburos. vigente a la fecha. logísticos y las opciones para su manejo. en Colombia se encuentra inserto en el Decreto 1760 del 26 de enero de 2003. institución que tiene como objetivo. dicho contratista debe presentar a la ANH un Plan de Exploración Por supuesto. sin que ello modifique el plazo pactado inicialmente. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . 2) establece la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Adicionalmente. dos disposiciones relevantes para el sector hidrocarburos: 1) escinde25 de la Empresa Colombiana de Petróleos. Separa. la administración integral de las reservas de hidrocarburos y la administración de los activos no estratégicos representados en acciones y participaciones en sociedades y.” El nuevo marco institucional y regulatorio. económicos. divide. sin perjuicio de los derechos adquiridos y perfeccionados con arreglo a las leyes preexistentes.2009 .” Costos y Riesgos Durante la etapa de exploración el contratista debe cumplir con un Programa Obligatorio de Exploración mínimo. Dentro de los tres meses siguientes a la declaración de comercialidad el contratista debe entregar a la ANH el Plan de Desarrollo inicial que contendrá. de los métodos de extracción.
siempre y cuando se cumplan determinadas condiciones establecidas en los contratos. necesarios para el eficiente manejo. los yacimientos que se descubrieron antes de la aprobación este marco legal pagan una regalía fija del 20%. Duración y Vigencia El período de exploración tiene una duración de seis años a partir del día siguiente al de la firma del contrato y se divide en tres. reservas y el costo estimado de abandono y remediación ambiental. cuando el contratista deba vender su producción al mercado interno. entonces el contratista puede comercializar esta parte de la producción. 26 Establécese como regalía por la explotación de hidrocarburos de propiedad nacional. A partir del Punto de Fiscalización. la ANH prorrogará el Período de Producción por períodos sucesivos de hasta diez (10) años. El pago por regalías a la ANH (por parte del contratista) puedes ser realizado en dinero o especie. si el pago es en dinero. estarán a cargo del contratista. Vale la pena mencionar dos aspectos importantes. la Fase 0 con una duración de seis meses y. entonces el precio de venta que se le pague se calculará en función al precio internacional de acuerdo a lo establecido en la Resolución Nº 18-1709 del 23 de diciembre de 2003 del Ministerio de Minas y Energía. son transportados por el contratista al Punto de Entrega. tanto la duración como las actividades de las Fases 1 y 2. el porcentaje que resulte de aplicar la siguiente escala: Producción diaria promedio mes Porcentaje Para una producción menor o igual a 5 KBPD 5% Para una producción mayor a 5 KBPD e inferior a 125 KBPD 5% + (Producción KBPD .000 Bpd. se definen en cada uno de los contratos. A elección del contratista. Los costos de operación y de inversión. adicionalmente el contratista puede solicitar una prórroga de seis meses adicionales al tiempo establecido en el contrato. sobre el valor de la producción en boca de pozo. que se utiliza para cubrir las necesidades de financiamiento de abandono de pozos y restitución ambiental de las áreas de producción al finalizar el período de producción. Por otra parte.125) Para una producción mayor a 125 KBPD e inferior a 400 KBPD 20% Para una producción mayor a 400 KBPD y menor a 600 KBPD 20% + (Producción KBPD . Propiedad Los hidrocarburos producidos.025) Para una producción igual o superior a 600 KBPD 25% 35 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur .Este tipo de contratos establece la creación de un Fondo de Abandono. Esta producción es medida para determinar los volúmenes de regalías y los derechos de la ANH así como los volúmenes que correspondan a dicho contratista. exceptuados los que hayan sido utilizados en beneficio de las operaciones de este contrato y los que inevitablemente se desperdicien en estas funciones. el contratista tendrá libertad de vender en el país o de exportar los hidrocarburos que le correspondan. a partir de la aprobación de la Ley 141 de 1994 y la Ley 756 de 2002 se implementa un nuevo esquema de regalías variables.5 KBPD) * (0. de esta manera. o de disponer de los mismos a su voluntad.2 Sistema Tributario Regalías. en caso contrario se paga una regalía escalonada de acuerdo a la26 Figura 5.400 KBPD) * (0. El cálculo de amortización de este fondo está en función a la producción. ella comienza en una tasa del 5% y se incrementa hasta el 25% cuando la producción es mayor a los 600. técnico y económico del campo. 7. y hasta el límite económico del Campo Comercial. El período de producción tiene una duración de 24 años a partir de la fecha en que se realiza la declaración de comercialidad.2009 .
Gulf Coast Henry Hub” supere el Precio Base . el contrato de E&E establece los siguientes derechos contractuales de la ANH: • Derechos por el uso del subsuelo. Derecho por precios altos. incluyendo el volumen de regalías. el contratista no pagará el derecho de precios altos. el precio no esté regulado. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . Cuando. supere los cinco millones de barriles.27 el contratista entrega a la ANH una participación en la producción neta de regalías como lo establece la siguiente fórmula: • Donde: P = Precio promedio S = Porcentaje de participación de acuerdo a la siguiente tabla: Tabla 6: Valores de S – Derecho precios altos en Colombia 27 Cuando el gas natural sea vendido al mercado interno y el precio sea regulado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas. según sea la fase en la que se encuentre la operación. y en el evento de que el precio del crudo WTI supere el Precio Base o cuando la producción de gas destinado a la exportación alcance los cinco años y el precio “U. al inicio de cada fase durante la exploración y semestral durante la producción.2009 36 . en dólares americanos por unidad de superficie.Figura 5: Regalía Escalonada . el contratista debe pagar un monto.S. la Partes del contrato acordarán el marcador de precios que refleje las condiciones de mercado interno y el precio Po correspondiente. cuando la producción acumulada de hidrocarburos líquidos de cada área.Colombia Derechos.
Con esto. ese primer modelo típico de regalías e impuestos mutó a un modelo mixto al que se le adiciona una “sobre regalía” sin asumir gastos e inversiones. aproximado por dos decimales Es el valor de Po de (n . • Derecho económico como porcentaje de participación en la producción. la ANH recibía cánones superficiarios por el uso del suelo y un upside por precios altos. además de los cargos mencionados. cuando se haya pactado28 el contratista pagará a la ANH un porcentaje sobre la producción neta de regalías. por supuesto. ha llegado hasta el 50% de la producción. 28 Puede ser un porcentaje variable. del índice de precios al productor de los Estados Unidos de América publicado por el Departamento del Trabajo de ese país – PPI Finished Goods WPUSOP 3000 . Es un “profit Split” pero a favor de la ANH que.2009 . un x% de la producción. pretendieron ser típicos contratos de regalías e impuestos. constituye para el operador un gasto de producción adicional. en las últimas rondas de adjudicación de áreas. a la producción comercial propiamente dicha. Porcentaje que se calcula sobre la producción en boca de pozo. Y esta “sobre regalía” se aplica a cualquier tipo de producción.1) Es la variación anual.entre el final del año calendario n-2. pagos destinados a los Departamentos y Municipios productores para que realicen inversiones de utilidad pública de destinación específica y.1 = Es el año calendario inmediatamente anterior al año que comienza n . expresada en fracción. como la regalía típica. Los contratos de E&E que estructuró la ANH en su inicio. en algunos casos. la ANH ha solicitado a los ofertantes. 37 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . por otro lado. y el índice correspondiente al final del año inmediatamente anterior al mismo año n-2 aproximado a cuatro (4) decimales.2 = Es el año calendario inmediatamente anterior al año que comienza a (n . deben ajustarse anualmente utilizando la siguiente expresión: Donde: n = Es el año calendario que comienza y para el cual se hace el cálculo n . Sin embargo. antes de declarar la comercialidad del campo y.1) Po = Es el Po que rige para el nuevo año como resultado de la fórmula. “sobre regalía” que. inclusive de la producción de las pruebas extensas de producción que se ejecutan en el periodo exploratorio para evaluar el potencial del yacimiento. por virtud de los cuales el Estado recibe regalías. con excepción de .Los valores de la fórmula anterior.
en la modalidad de servicios.1 Características Generales Los Contratos de Licencia para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos.” “Un programa anual de trabajo y el presupuesto detallado de ingresos. gastos e inversiones correspondientes para el Desarrollo y/o Producción para los siguientes cinco (5) años calendario. para ello. a través de terceros y bajo los principios del libre mercado. costos. entre otras cosas.” “Un programa de trabajo y su proyección de ingresos. Ley No. costos. que se rigen por el derecho privado y que una vez aprobados y suscritos. Esta norma que tiene por objeto promover la inversión en las actividades de exploración y explotación de Hidrocarburos. tienen las siguientes características centrales. como una Empresa Estatal de Derecho Privado del Sector Energía y Minas. 26221. 26221 establece que las actividades de exploración y explotación de Hidrocarburos se realizarán bajo la forma de Contratos de Licencia así como de Contratos de Servicios u otras modalidades de contratación autorizadas por el Ministerio de Energía y Minas. Por otra parte. cumpliendo con las Unidades de Trabajo Exploratorio definidas en cada uno de los contratos. celebra y supervisa los contratos en materia hidrocarburífera. debiendo las modificaciones ser aprobadas por Decreto Supremo 8. de ser el caso. negocia.” 38 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . luego debe presentar la siguiente documentación: a) b) “Un programa anual de trabajo y el presupuesto detallado de ingresos. costos. comercializa. Una vez realizado el Descubrimiento Comercial.2009 . tendente a buscar reservas adicionales. PERÚ El 19 de agosto de 1993 se promulgó la Ley Orgánica de Hidrocarburos. los hidrocarburos provenientes de las áreas bajo contrato. la Ley No.” c) “El Contratista proporcionará y será responsable de todos los recursos técnicos y económico financieros que se requieran para la ejecución de las Operaciones. gastos e inversiones correspondiente al siguiente año calendario. así como los Convenios de Evaluación Técnica. Esta empresa en representación del Estado. el Contratista elaborará un Plan Inicial de Desarrollo que es aprobado por PERUPETRO.8. gastos e inversiones para la Exploración. sólo pueden ser modificados por acuerdo escrito entre las partes. Costos y riesgos Durante la etapa de exploración el Contratista está obligado a realizar un mínimo de inversiones.A. celebrados entre PERUPETRO y el Contratista. También. determina la creación de PERUPETRO S. con vigencia a partir del 18 de noviembre de 1993.
Propiedad “Los Hidrocarburos ‘in situ’ son de propiedad del Estado. 39 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . por otra parte. Esta norma establece que el Contratista puede elegir entre dos metodologías.2 Sistema Tributario Regalías El Decreto Supremo No. que los Hidrocarburos descubiertos no pueden ser transportados desde el Área de Contrato a un lugar para su comercialización. el artículo 39 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Nº 26221 establece que el Contratista tendrá “la libre disponibilidad de los Hidrocarburos que le correspondan conforme al Contrato y podrá exportarlos libre de todo tributo. El derecho de propiedad sobre los Hidrocarburos extraídos es transferido por PERUPETRO al Contratista en la Fecha de Suscripción. la regalía en efectivo en las condiciones y oportunidad establecidas en el Contrato. a través de PERUPETRO. y. sobre una base económica. 017-2003-EM establece los criterios utilizados para calcular las regalías y participaciones en el upstream del sector petrolero/gasífero del Perú. es insuficiente para justificar económicamente la construcción de un ducto principal. Luego de la fase de exploración el Contratista puede solicitar el inicio de la Extracción Comercial con la declaración del Descubrimiento Comercial. El Contratista se obliga a pagar al Estado. al momento de realizar una Declaración de Descubrimiento Comercial y “dependerá de sus estimados de inversión y costos que pudiera realizar en el 29 De hasta 5 años en el caso del petróleo y hasta 10 en el caso del gas natural y condensados. por Escala de Producción o por Resultado Económico.” Adicionalmente. conjuntamente con la etapa de exploración.” Por otra parte. en “caso de emergencia nacional declarada por Ley. pudiendo solicitar una retención29 de este derecho cuando: a) “Que el Contratista pueda demostrar a satisfacción de PERUPETRO.” “Que el conjunto de descubrimientos en áreas contiguas más las del Contratista. conforme a lo estipulado en el Contrato y en el artículo 8º de la Ley N° 26221.2009 . ésta se efectuará a precios internacionales de acuerdo a mecanismos de valorización y de pago que se establecerán en cada Contrato. los 30 años. por ningún medio de transporte.” Duración El plazo para la etapa de exploración es de 7 años (prorrogable hasta 10 años en ciertos supuestos) y para la etapa de explotación de Petróleo es el que reste hasta cumplir. para la explotación de gas natural no asociado y de gas natural no asociado y condensados.” b) c) 8. en virtud de la cual el Estado deba adquirir Hidrocarburos de los productores locales. será hasta completar los 40 años.” “Que el Contratista demuestre. que los volúmenes de Hidrocarburos descubiertos en el Área de Contrato son insuficientes para justificar económicamente la construcción del Ducto Principal. incluyendo aquellos que requieren mención expresa.
se presupone que mayores niveles de producción implican mayor beneficio por parte del operador del lote y. de acuerdo a la Figura 6. no podrá efectuar cambio de metodología. Por otra parte.” La metodología por Escala de Producción establece distintas alícuotas en función a la producción del lote.Perú La metodología por Resultado Económico ( ) parte de la siguiente relación: Donde: rf = Regalía fija igual a 5% + un x% a ofrecerse en el proceso de licitación de bloques.2009 . así. De acuerdo a esta figura el límite inferior se sitúa en 5% y el superior en 20% sobre la producción fiscalizada por día calendario. al momento de la licitación del lotes. sin afectar la “economía” del lote. Figura 6: Regalía en función a la escala de producción . el contratista puede ofrecer un monto adicional por regalías. puede pagar un porcentaje mayor por concepto de regalías. por tanto. rv = Regalía variable Luego: Con: Donde: Ingresos acumulados Egresos acumulados 40 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur .Área de Contrato. El escalamiento de esta regalía está en función al nivel de producción. luego de lo cual. ello desplazaría hacia arriba la curva de regalías de la Figura 6.
en Boca de Pozo.Ingresos correspondientes a la información de período anual anterior al momento en el cual se hace el cálculo Egresos correspondientes a la información del período anual anterior al momento en el cual se hace el cálculo Igual a 1. aprobado por Decreto Supremo No.” CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . 5) Montos que se paguen por incumplimiento de Contrato o de obligaciones tributarias y. únicamente. a través del Ministerio de Economía y Finanzas. Los ingresos acumulados resultan de la valorización de la producción fiscalizada que le corresponde al contratista en los Contratos de Licencia. 3) Depreciación y amortización. 2) Impuesto a la Renta. cuyo detalle se incorporará en el Procedimiento Contable del Contrato Impuesto a la Renta. 27377. 4) Gastos financieros en general. los egresos acumulados incluyen las inversiones y gastos efectivamente incurridos hasta el período que se realiza el cálculo de R. en la “Ley que regula los Contratos de Estabilidad con el Estado al amparo de las Leyes Sectoriales – Ley No.15 y en el rango de 0% a 20%. de acuerdo a la Ley 27624 se dispone que las empresas “tendrán derecho a la devolución definitiva del Impuesto General a las Ventas e Impuesto de Promoción Municipal que paguen para la ejecución de las actividades directamente vinculadas a la exploración durante la fase de exploración de los Contratos y para la ejecución de los Convenios de evaluación técnica. no se incluyen en este último concepto: 1) Inversiones y Gastos en Ductos después del Punto de Fiscalización. Adicionalmente el “Estado. al régimen tributario vigente a la Fecha de Suscripción. de acuerdo a lo establecido en el ”Reglamento de la Garantía de la Estabilidad Tributaria y de las Normas Tributarias de la Ley No. 27343” en lo que corresponda y en la “Ley de Actualización en Hidrocarburos – Ley No. garantiza al Contratista. por lo cual quedará sujeto.2009 41 . Por otra parte.15 La regalía variable se aplica a partir de que alcanza el valor de 1.” Finalmente. 32-95-EF. Ley Orgánica de Hidrocarburos”. el beneficio de estabilidad tributaria durante la Vigencia del Contrato. 6) Otras inversiones y gastos no relacionados con las operaciones del Contrato. 26221. se aplica sobre la utilidad de la operación con una alícuota del 30%.
por mantener una participación mayor del cincuenta por ciento (50%) del capital social.1 Características Generales Costos y Riesgos La Ley Orgánica de Hidrocarburos define. ni se obliga al saneamiento. el derecho al ejercicio de las actividades primarias. Por razones de interés público o por circunstancias especiales de las actividades podrá hacerse escogencia directa de las operadoras. ya directamente por el Ejecutivo Nacional o mediante empresas de su exclusiva propiedad. sin que ello genere indemnización alguna por parte de la República. 9. el Ejecutivo Nacional por órgano del Ministerio de Energía y Petróleo. entre otras.” Adicionalmente el artículo 24 establece que “El Ejecutivo Nacional mediante Decreto podrá transferir a las empresas operadoras.” La selección de empresas operadoras se realiza según lo establecido en el artículo 37: “Para la selección de las operadoras el organismo público competente promoverá la concurrencia de diversas ofertas. El Ejecutivo Nacional podrá revocar esos derechos cuando las operadoras no den cumplimiento a sus obligaciones. la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos establece las Licencias para la Exploración y Explotación de Gas no asociado (LEEG). a las actividades de exploración y explotación como actividades primarias. Igualmente podrá hacerlo mediante empresas donde tenga control de sus decisiones. Por otra parte. El Ministerio de Energía y Petróleo podrá suspender el proceso de selección o declararlo desierto. La realización de las actividades se efectuará a todo riesgo de quienes las realicen en lo que se refiere a la 42 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . las cuales a los efectos de esta Ley se denominan empresas mixtas. VENEZUELA Una de las características centrales de la legislación en Venezuela es que existen dos tipos de contratos según sea el hidrocarburo explotado. La Ley Orgánica de Hidrocarburos establece que la explotación de hidrocarburos líquidos se realiza mediante la firma de Contratos de Empresas Mixtas (CEM). de tal manera que impida lograr el objeto para el cual dichos derechos fueron transferidos. En este sentido. el artículo 35 menciona que “La República no garantiza la existencia de las sustancias. requeridos para el eficiente ejercicio de tales actividades.2009 . Las empresas que se dediquen a la realización de actividades primarias serán empresas operadoras.” Respecto a los costos de operación y riesgos. A estos efectos. el artículo 22 de la citada Ley menciona que las actividades primarias serán “realizadas por el Estado. podrá transferirles la propiedad u otros derechos sobre bienes muebles o inmuebles del dominio privado de la República. Asimismo. previa aprobación del Consejo de Ministros.9. creará los respectivos comités para fijar las condiciones necesarias y seleccionar a las empresas.
en el caso de que dicho producto no sea vendido en el mercado nacional. “Impuesto superficial. Dichas prórrogas sólo pueden solicitarse a partir de la mitad del período en el cual se otorgó la licencia y antes de los 5 años de su vencimiento.) por cada km2 o fracción del mismo. deberán hacerse constar en el instrumento mediante el cual se otorgue el derecho a realizar las actividades y para el caso de no constar expresamente.” “Impuesto de Consumo Propio. Un diez por ciento (10%) del valor de cada metro cúbico (m3) de productos derivados de los hidrocarburos producidos y consumidos como combustible en operaciones propias. El Ejecutivo Nacional podrá revocar esos derechos cuando las operadoras no den cumplimiento a sus obligaciones. el Ministerio de Energía y Petróleo fijará su precio. Este impuesto se incrementará anualmente en un dos por ciento (2%) durante los primeros cinco (5) años y en un cinco por ciento (5%) en los años subsiguientes. por cada año transcurrido. La explotación de hidrocarburos gaseosos originados en las LEEG debe pagar una regalía del 20% sobre el valor bruto de producción. Asimismo.” 2. como máximo.” Duración Los CEM tienen una duración de 25 años con prórrogas de hasta 15 años adicionales. el derecho al ejercicio de las actividades primarias.T. requeridos para el eficiente ejercicio de tales actividades. se tendrán como incorporadas en el texto del mismo.existencia de dichas sustancias. Impuestos. Tales circunstancias en todo caso. de tal manera que impida lograr el objeto para el cual dichos derechos fueron transferidos.” Propiedad El artículo 24 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece que “El Ejecutivo Nacional mediante Decreto podrá transferir a las empresas operadoras. pudiendo disminuirse a 20% siempre y cuando se demuestre que su explotación económica es inviable. con prórrogas que no pueden extenderse de los 30 años adicionales. Por la parte de la extensión superficial otorgada que no estuviere en explotación el equivalente a cien unidades tributarias (100 U. las LEEG tienen una duración de 35 años.2009 43 . el artículo 48 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece el pago de los siguientes impuestos: 1. calculados sobre el precio al que se venda al consumidor final. por otra parte. El período de exploración para las LEEG es de cinco años. 9. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur .2 Sistema Tributario Regalías La explotación de hidrocarburos líquidos debe pagar una regalía de 30%. podrá transferirles la propiedad u otros derechos sobre bienes muebles o inmuebles del dominio privado de la República.
“Impuesto de Consumo General. Por cada litro de producto derivado de los hidrocarburos vendido en el mercado interno entre el treinta y cincuenta por ciento (30% y 50%) del precio pagado por el consumidor final. pero solamente en períodos subsecuentes al pago de dicha ventaja especial anual. A tal efecto. antes de zarpar. cuya alícuota entre ambos límites será fijada anualmente en la Ley de Presupuesto. calculado sobre el precio al que se venda al comprador de dichos hidrocarburos. calculado sobre la misma base establecida en el artículo 47 de esta Ley para el cálculo de la regalía en dinero. el vendedor informará al Ministerio de Energía y Petróleo. contenido de azufre y el destino del cargamento. cuando así lo estime justificado según las condiciones de mercado.2009 .” “El Ejecutivo Nacional podrá exonerar total o parcialmente por el tiempo que determine el Impuesto de Consumo General. El vendedor presentará copia de la factura correspondiente al Ministerio de Energía y Petróleo dentro de los cuarenta y cinco (45) días continuos a la fecha de haber zarpado el buque junto con el comprobante de pago del Impuesto de Registro de Exportación. proyectos de recuperación secundaria. a fin de incentivar determinadas actividades de interés público o general. o de un proyecto de inversión específico para incentivar. inclusive la regalía adicional que esté pagando como ventaja especial. “Impuesto de Registro de Exportación. Este impuesto será pagado mensualmente junto con la regalía prevista en el artículo 44 de esta Ley. el Impuesto de Extracción hasta un mínimo de veinte por ciento (20%).3.1%) del valor de todos los hidrocarburos exportados de cualquier puerto desde el territorio nacional. por el tiempo que determine. Un tercio (1/3) del valor de todos los hidrocarburos líquidos extraídos de cualquier yacimiento. Puede igualmente restituir el impuesto a su nivel original cuando cesen las causas de la exoneración. El contribuyente también tiene el derecho a deducir del Impuesto de Extracción lo que hubiese pagado por cualquier ventaja especial pagable anualmente. Uno por mil (0.” 44 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . Puede igualmente restituir el Impuesto de Extracción a su nivel original cuando estime que las causas de la exoneración hayan cesado. podrá rebajar. por la empresa operadora que extraiga dichos hidrocarburos. el contribuyente tiene el derecho a deducir lo que hubiese pagado por regalía.” 4. entre otros. grado API. 5. Al calcular el Impuesto de Extracción. Este impuesto a ser pagado por el consumidor final será retenido en la fuente de suministro para ser enterado mensualmente al Fisco Nacional.” “El Ejecutivo Nacional.” “Impuesto de Extracción. sobre el volumen.
pese a que los hidrocarburos son de libre disponibilidad del operador. sin embargo. en muchos de los contratos de exploración y explotación se establece que el precio de venta del petróleo y/o gas natural destinado al mercado interno. sin embargo. la propiedad del recurso se queda en el Estado. en la mayoría de los casos el Estado introduce cláusulas preventivas donde se menciona que. En este sentido. está en función al precio internacional de estos productos. 2) la participación Estatal en la renta petrolera y.10. el Estado podría obligar a vender ellos al mercado interno a un precio “razonable”. en muchas oportunidades. Por ello. En general la pregunta que se plantea la gente es: “¿Si somos un país productor. por qué debemos comprar nuestro propio petróleo a precios internacionales?” La solución a este problema depende de cada país. recibe una compensación por las actividades de exploración y explotación. los objetivos de política energética de cada país – abastecimiento del mercado interno. dado que alcanzar una de ellas generalmente va en desmedro de otra. • La “razonabilidad” del precio mencionada en el punto anterior es un tema de amplio debate en materia de política energética. cuando los contratos tienen éxito – se descubre petróleo y/o gas natural – es muy difícil que la sociedad civil comprenda que los precios internos de la gasolina y/o diesel oil deben variar en función a criterios internacionales. empresa pública y/o privada. a través de ellos el operador del campo. • En materia hidrocarburífera. adicionalmente se observa que la inversión necesaria para estas actividades va por cuenta y riesgo de este operador. 2) aquéllos que importan ambos productos para satisfacer las necesidades del mercado interno. sin embargo. precio y volumen de venta. En este sentido. entendida ella como la capacidad para decidir el mercado.2009 45 . La razón es clara. En el primer grupo generalmente se encuentran los contratos de servicios. mayor participación en la renta petrolera o autoabastecimiento de petróleo – usualmente condicionan un tipo de contrato. 3) el desarrollo de nuevas inversiones en determina área de interés hidrocarburífero. maximizar el beneficio del Estado en estas variables es muy difícil. los países de América del Sur pueden dividirse en dos grupos: 1) aquéllos que poseen petróleo y/o gas natural en abundancia y. países que importan petróleo intentan motivar la inversión en el país a través de la firma de contratos de concesión (llamados también de “regalías e impuestos”) donde la característica central es que la propiedad del recurso la tiene el operador del campo. Por otra parte. muy buenas experiencias se observa en aquellos países que ajustan los precios del mercado interno CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . CONCLUSIONES Las principales conclusiones del presente documento son: • Los temas centrales en el diseño de un contrato petrolero y/o gasífero están relacionados con: 1) la propiedad del recurso. los contratos de exploración y explotación en cada grupo son distintos. Lastimosamente.
ya que las condiciones de mercado. el cambio y la incertidumbre. los instrumentos aplicados sobre la utilidad de la operación. las estructuras geológicas y los costos de producción – entre otras variables – tienen como constante.2009 . dado que para su cálculo sí se consideran las condiciones de mercado y los costos de producción. son cada vez más comunes. 30 46 Aquellos contratos que consideran todos los posibles escenarios futuros. permiten la explotación eficiente del campo. ello facilita la labor de recaudación de la institución estatal correspondiente. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . Los instrumentos de participación Estatal pueden agruparse en dos: 1) aquellos aplicados sobre la producción bruta (o el ingreso bruto) del campo petrolero y/o gasífero y. ajustes en éstos fueron (y son) usuales en muchos de los países de América del Sur. profundidad de los pozos u otra variable que esté relacionada con la estructura de costos. • Otro tema central en el diseño de un contrato de exploración y explotación es la Participación Estatal en la llamada “Renta Petrolera”. es decir. siempre y cuando sea acordada entre las partes involucradas. el operador del campo es sujeto del resto de obligaciones establecidas en la normativa vigente. Con alta probabilidad. Sin embargo. decisiones unilaterales dañarán una de las variables más sensibles dentro el sector petrolero: la buena reputación. debe ser analizado de forma conjunta con lo establecido en la Ley de Hidrocarburos y otras leyes impositivas de carácter general. Algunos países intentan capturar las virtudes de los dos mecanismos antes descritos a través de impuestos a la producción (donde entran las regalías) en función a criterios de fácil verificación. evitan trasladar las oscilaciones de corto plazo (del mercado internacional) a los precios de venta en el mercado interno. en particular en el sector hidrocarburífero. se presenta un problema no menor. dificultan el trabajo de la institución Estatal encargada de calcular y cobrar este tipo de tributos. en este sentido. alícuotas variables en función al nivel de producción. dado que los contratos de exploración y explotación muchas veces contienen textos como el siguiente: además de los tributos establecidos en el presente contrato. Estado y operador. Por otra parte. problemas de información sobre la estructura de costos del operador. Sin embargo. en este caso el problema central es la dificultad en su fiscalización. aún cuando la operación de éste genere resultados financieros negativos. Ello surge porque. el operador está obligado a pagar esta contribución. 2) aquellos que se aplican sobre la utilidad de la operación. por ejemplo. podría no motivar la inversión en campos con costos de producción elevados y/o alejados del mercado principal.en función a la cotización internacional de largo plazo. La principal ventaja del primer grupo (donde generalmente se encuentran las regalías) es la facilidad y sencillez para su cobro. de difícil tratamiento. alícuotas fijas no permiten la operación eficiente del campo. Este tema. pero que sea de fácil verificación para la institución recaudadora Estatal. Experiencias exitosas sugieren que toda modificación contractual será sostenible en el mediano y largo plazo. El diseño de contratos de exploración y explotación “completos”30 es casi imposible. precio de venta. por ello. usualmente resultan de aplicar un porcentaje sobre el valor bruto de producción.
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35xRLP÷VPF 1. em reais.Quando a lavra ocorrer em áreas de concessão situadas em terra. e será paga.25xRLP÷VPF 48 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur .800 até 2. em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente. II .Quando a lavra ocorrer em áreas de concessão situadas na plataforma continental em profundidade batimétrica até quatrocentos metros. ilhas fluviais ou lacustres.250 Acima de 2.é o volume de produção trimestral fiscalizada de cada campo.ANEXO 1: PARTICIPACIÓN ESPECIAL – BRASIL DECRETO Nº 2. VPF .350 Acima de 1. 50 da Lei nº 9. de acordo com a localização da lavra.5÷0.125xRLP÷VPF 1.250 Acima de 2. e o respectivo volume de produção trimestral fiscalizada. No primeiro ano de produção de cada campo.25xRLP÷VPF Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais) Alíquota (em %) isento 10 20 30 35 40 “onde: RLP .800 Acima de 1. conforme os critérios definidos neste Decreto.” Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente) Até 900 Acima de 900 até 1. com relação a cada campo de uma dada área de concessão. a participação especial será apurada segundo as seguintes tabelas: I . Para efeito de apuração da participação especial sobre a produção de petróleo e de gás natural serão aplicadas alíquotas progressivas sobre a receita líquida da produção trimestral de cada campo. lagos. 45 da Lei nº 9.350xRLP÷VPF 517.700 - Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais) Alíquota (em %) isento 10 20 30 35 40 900xRLP÷VPF 1.35xRLP÷VPF 1.” “Art. nos casos de grande volume de produção ou de grande rentabilidade.631.250 450xRLP÷VPF 675xRLP÷VPF 900x RLP÷VPF 360÷0. a partir do trimestre em que ocorrer a data de início da respectiva produção. A participação especial prevista no inciso III do art.478.181. de 1997. constitui compensação financeira extraordinária devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural. 22.478. rios. 21.” Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente) Até 450 Acima de 450 até 900 Acima de 900 até 1.705 “Art. consideradas as deduções previstas no § 1º do art.” “§ 1º.2009 .700 Acima de 2.é a receita líquida da produção trimestral de cada campo.350 até 1.250 até 2.800 até 2.350 até 1. de 1997. o número de anos de produção. a partir da data de início da produção.350 Acima de 1.800 Acima de 1.
200 Acima de 1.800 até 2.200xRLP÷VPF 465÷0.650 Acima de 1. ilhas fluviais ou lacustres.Quando a lavra ocorrer em áreas de concessão situadas na plataforma continental em profundidade batimétrica acima de quatrocentos metros.575xRLP÷VPF 1. a partir da data de início da produção.550 Acima de 2.150 1.100 até 2.200 até 1.Quando a lavra ocorrer em áreas de concessão situadas na plataforma continental em profundidade batimétrica acima de quatrocentos metros.Quando a lavra ocorrer em áreas de concessão situadas em terra.650 até 2.081.100 Acima de 2.35xRLP÷VPF 2.“III .481.700 Acima de 2.” Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente) Até 1.550 750xRLP÷VPF 975xRLP÷VPF 1.35xRLP÷VPF 1.250 até 1.250 até 2.” CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur .350xRLP÷VPF 1.350 Acima de 1.25xRLP÷VPF Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais) Alíquota (em %) isento 10 20 30 35 40 “§ 2º.150 Acima de 2. a participação especial será apurada segundo as seguintes tabelas: I .700 até 2.150 Acima de 3.150 350xRLP÷VPF 575xRLP÷VPF 800xRLP÷VPF 325÷0.Quando a lavra ocorrer em áreas de concessão situadas na plataforma continental em profundidade batimétrica até quatrocentos metros. No segundo ano de produção de cada campo.250 Acima de 2.700 até 3.800xRLP÷VPF 675÷0.2009 49 . lagos.700 Acima de 1.” Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente) Até 750 Acima de 750 até 1.35xRLP÷VPF 1.081.350 até 1.250 Acima de 1.” Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente) Até 350 Acima de 350 até 800 Acima de 800 até 1.25xRLP÷VPF Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais) Alíquota (em %) isento 10 20 30 35 40 “ II .25xRLP÷VPF Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais) Alíquota (em %) isento 10 20 30 35 40 “III . rios.800 Acima de 1.
150 Acima de 1.Quando a lavra ocorrer em áreas de concessão situadas na plataforma continental em profundidade batimétrica acima de quatrocentos metros.050 250xRIP÷VPF 475xRLP÷VPF 700xRLP÷VPF 290÷0.200 até 1.600 até 2.950 Acima de 1.550 Acima de 2.481.” Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente) Até 750 Acima de 750 até 1.300 Acima de 2.500 Acima de 1.781. rios.050 Acima de 2.200xRLP÷VPF 465÷0.25xRLP÷VPF Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais) Alíquota (em %) isento 10 20 30 35 40 “II .650 até 2.050 Acima de 1.500 até 1.050xRLP÷VPF 1.600 Acima de 1.950 até 2.400 Acima de 2.” Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente) Até 500 Acima de 500 até 950 Acima de 950 até 1.850 - Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais) Alíquota (em %) isento 10 20 30 35 40 1.231. lagos.100 Acima de 2.400 Acima de 1.400 até 1.100 até 2.150 até 1.Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente) Até 1.5÷0.275xRLP÷VPF 1.25xRLP÷VPF “§ 3º. a partir da data de início da produção.2009 .25xRLP÷VPF Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais) Alíquota (em %) isento 10 20 30 35 40 “III .200 Acima de 1.300 500xRLP÷VPF 775xRLP÷VPF 950xRLP÷VPF 377.Quando a lavra ocorrer em áreas de concessão situadas na plataforma continental em profundidade batimétrica até quatrocentos metros.35xRLP÷VPF 981. a participação especial será apurada segundo as seguintes tabelas: I .500xRLP÷VPF 570÷0.850 até 2.Quando a lavra ocorrer em áreas de concessão situadas em terra. ilhas fluviais ou lacustres.400 até 2.050 até 1.35xRLP÷VPF 1.35xRLP÷VPF 1.35xRLP÷VPF 1.850 Acima de 1.25xRLP÷VPF Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais) Alíquota (em %) isento 10 20 30 35 40 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur .550 50 750xRLP÷VPF 975xRLP÷VPF 1.650 Acima de 1. No terceiro ano de produção de cada campo.850 Acima de até 2.” Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente) Até 250 Acima de 250 até 700 Acima de 700 até 1.
” “Art.25xRLP÷VPF Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais) Alíquota (em %) isento 10 20 30 35 40 “II . A receita líquida da produção trimestral de um dado campo.200 Acima de 1. ilhas fluviais ou lacustres.2009 51 .050 Acima de 1.650 Acima de 1. rios.200 até 1.800 até 2.800 Acima de 1.650 até 2.350 até 1.100 300xRLP÷VPF 525xRLP÷VPF 750xRLP÷VPF 307. quando negativa.35xRLP÷VPF 1.250 Acima 2.” Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente) Até 300 Acima de 300 até 750 Acima de 750 até 1.350 Acima de 1.25xRLP÷VPF Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais) Alíquota (em %) isento 10 20 30 35 40 “III .” Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente) Até 450 Acima de 450 até 900 Acima de 900 até 1. Após o terceiro ano de produção de cada campo.Quando a lavra ocorrer em áreas de concessão situadas em terra. lagos.500 Acima de 1.950 150xRLP÷VPF 375xRLP÷VPF 600xRLP÷VPF 255÷0.950 Acima de 1.25xRLP÷VPF Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais) Alíquota (em %) isento 10 20 30 35 40 “§ 5º.35xRLP÷VPF 881.100 Acima de 2.181. A ANP classificará as áreas de concessão objeto de licitação segundo os critérios de profundidade batimétrica definidos neste artigo.” CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur .” Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente) Até 150 Acima de 150 até 600 Acima de 600 até 1.Quando a lavra ocorrer em áreas de concessão situadas na plataforma continental em profundidade batimétrica até quatrocentos metros.Quando a lavra ocorrer em áreas de concessão situadas na plataforma continental em profundidade batimétrica acima de quatrocentos metros.35xRLP÷VPF 1.250 450xRLP÷VPF 675xRLP÷VPF 900xRLP÷VPF 360÷0.5÷0. a partir da data de início da produção.031. a apuração da participação especial tomará como base a receita líquida da produção e o volume de produção fiscalizada integrais dos referidos campos.500 até 1.” “§ 6º. 23. a participação especial será apurada segundo as seguintes tabelas:” “I . No caso de campos que se estendam por duas ou mais áreas de concessão.“§ 4º.050 até 1. poderá ser compensada no cálculo da participação especial devida do mesmo campo nos trimestres subseqüentes.
” “§ 3º. 26. e pago até o último dia útil do mês subseqüente a cada trimestre do ano civil.” 52 CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS: América del Sur . de 1997. de que trata o art. O percentual da participação especial a ser distribuído a um Município confrontante com a plataforma continental onde ocorrer a produção. No caso de campos que se estendam por duas ou mais áreas de concessão. fixado no inciso III. passará a ser contado a partir da data de início do próximo trimestre do ano civil. o acordo celebrado entre os concessionários para a individualização da produção. será aplicado sobre o montante total pago a título de participação especial pelos campos situados entre as linhas de projeção dos limites territoriais de Estado até a linha de limite da plataforma continental.” “§ 6º.”. sendo o percentual referido no parágrafo anterior aplicado somente sobre tal parte. 27 da Lei nº 9.“Parágrafo único. 25. 50 da Lei nº 9. sempre que julgar necessário.478. de 1997. nos termos da Lei nº 9.478. O percentual da participação especial a ser distribuído a um Estado confrontante com a plataforma continental onde ocorrer a produção. “§ 5º. referido nos §§ 1º a 4º do art. No caso de dois ou mais Estados produtores serem confrontantes com um mesmo campo. 50 da Lei nº 9.” “Art. O percentual a que se refere o parágrafo anterior será aplicado somente sobre a parte do valor da participação especial relativa ao campo associada à unidade da Federação da qual o Município faz parte”. do § 2º do referido artigo. em formato padronizado pela ANP acompanhado de . documento comprobatório do pagamento.478. in fine. in fine. pertencentes à unidade da Federação.” “Art. incidirá sobre o valor pago a título de participação especial por cada campo situado entre as linhas de projeção dos limites territoriais do Município até a linha de limite da plataforma continental. cabendo ao concessionário encaminhar à ANP um demonstrativo da apuração.478. do § 2º do art. Os recursos provenientes dos pagamentos da participação especial serão distribuídos pela STN. 24.” “Art. fornecidos pela ANP . a ANP poderá requerer do concessionário documentos que comprovem a veracidade das informações prestadas no demonstrativo da apuração. O valor do rateio devido a cada Município será obtido multiplicando-se o resultado apurado conforme o parágrafo anterior pelo quociente formado entre a área do campo contida entre as linhas de projeção dos seus limites territoriais e a soma das áreas do campo contidas entre as linhas de projeção dos limites territoriais de todos os Municípios confrontantes ao mesmo campo. onde atuem concessionários distintos. de 1997.” “§ 2º. 27. O valor da participação especial será apurado trimestralmente por cada concessionário.2009 . com base nos cálculos dos valores devidos a cada beneficiário. nos termos do inciso IV.” “Art. o percentual referido no § 3º será aplicado apenas uma vez sobre a parte da participação especial relativa ao campo associada à unidade da Federação. para efeito das apurações subseqüentes da participação especial. de 1997. Quando a data de início da produção de um dado campo não coincidir com o primeiro dia de um trimestre do ano civil.” “Parágrafo único.” “§ 1º. “§ 4º. sendo o valor assim apurado rateado entre os Municípios segundo o critério definido no parágrafo seguinte. 22. parte esta calculada proporcionalmente à área do campo contida entre as linhas de projeção dos limites territoriais do Estado. A seu critério. definirá a participação de cada um com respeito ao pagamento da participação especial. e deste Decreto. o número de anos de produção do campo. a participação especial devida neste trimestre será calculada com base no número de dias decorridos entre a data de início de produção do campo e o último dia do trimestre e. a cada Estado será associada parte do valor da participação especial. Os recursos provenientes da participação especial serão distribuídos segundo os percentuais estabelecidos no art. No caso de dois ou mais Municípios produtores pertencentes a uma mesma unidade da Federação serem confrontantes com um mesmo campo. até o quinto dia útil após a data de pagamento.
9 789978 700945 .
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